2021年上半年我国发电设备行业发展情况及形势展望
(2021年8月)机械工业发电设备中心
2021年是“十四五”规划开局之年，上半年，我国经济持续稳定恢复，全社会用电量快速增长。1-6月份，全国全社会用电量3.93万亿千瓦时，同比增长16.2%；全国主要发电企业电源工程完成投资1893亿元，同比增长8.9%，其中水电、火电、核电投资分别同比增长19.1%、10.3%、44.3%，风电投资同比降低3.2%。水电、核电、风电等清洁能源完成投资占电源完成投资的91.7%，同比降低0.5%。
上半年，随着新冠疫情的有效控制和碳达峰、碳中和工作的有力推进，我国发电设备行业加快构建清洁低碳、高效安全的产业体系。1-3月份，全国发电设备产量2693.43万千瓦，同比增长65.4%；1-6月份，全国发电设备产量6172.33万千瓦，同比增长29.8%，其中新能源和可再生能源设备产量占比稳步提升，达到54.6%。行业总体运行指标保持平稳，技术创新能力不断增强，新兴产业稳步推进，转型发展取得积极成效，但实现高效低碳、智能化、国际化和高质量发展任重道远。
一、2021年上半年发电设备行业发展情况
(一)行业发展特点
1.产业规模和结构：发电设备产量继续保持较快增长，火电设备比重持续下降，新能源和可再生能源设备比重稳步提高。
根据机械工业发电设备中心统计，上半年全国发电设备生产完成6172.33万千瓦（按发电机计），同比增长29.8%。其中：
水电机组1101.64万千瓦，占17.9%，同比增长9.2%；
火电机组2805.27万千瓦，占45.4%，同比增长19.4%；
风电机组2265.42万千瓦，占36.7%，同比增长69.5%；
核电无新完工发电机，上半年完工核电汽轮机1台60万千瓦。
图1：2016年至今发电设备产量变化趋势图
（注：本报告发电设备产量指水电、火电、风电、核电设备机组的总和，不包含光伏设备，以及不上电网的小型发电设备，以下同）
在“双碳”目标的引领下，我国能源结构调整步伐不断加快。上半年，水电、风电设备产量占发电设备总产量的54.6%，比去年同期提高4个百分点，其中风电设备对新能源和可再生能源产量的贡献率接近70%。
图2：2016年至今水、火、风、核电设备产量占比变化趋势图
图3：2016年至今水电机组构成比重变化趋势图
受环保政策、电源结构改革以及“双碳”目标的影响，火电设备产量占总发电设备产量比重呈逐年下降态势，由2016年的73.2%降至今年上半年的45.4%。随着国内非化石能源装机的快速增长，电网稳定性压力陡增，灵活性机组、自备发电机组需求明显增加，单机容量30万千瓦以下机组比重逐年上升，由2016年的17.7%上升至今年上半年的45.1%。
图4：2016年至今火电机组构成比重变化趋势图
经历了去年的“抢装潮”，我国陆上风电进入全面平价时代，风电项目投资热情短期受到一定抑制，上游风电设备需求有所下降。但风电设备及部件的排产并未明显受到平价政策影响，产量规模依然保持快速增长。今年上半年风电机组产量延续了去年的高增速态势，同比增长69.5%，其中2-5MW等级机组约占风电机组产量的85%。
图5：2016年至今风电机组产量变化趋势图
核电设备生产周期较长，国内企业核电项目在手订单少，近几年核电设备完工产品较少。随着2019年以来核电项目的陆续核准开工，国内核电设备生产完成情况有所好转，今年上半年完工核电汽轮机1台、反应堆压力容器2台、蒸汽发生器5台、稳压器1台、堆内构件1套、低压加热器1台、电气贯穿件1套、堆芯补水箱1台、主泵泵壳1台等主设备。主要供应机组是霞浦示范快堆1号、漳州1号、防城港3号、石岛湾CAP1400示范工程1号2号。
2.出口情况：出口规模减少，出口产量占发电设备产量比重降低，但出口订单逐步恢复。
今年上半年全国出口发电机组360.01万千瓦，同比下降17.7%，占发电设备产量的5.8%，占比较上年同期减少3.4个百分点。其中水电机组85.87万千瓦，火电机组223.5万千瓦，风电机组50.64万千瓦，主要出口地区为东南亚、中亚和南美洲。
随着全球疫情趋于稳定和各国经济刺激方案的推出，发电设备出口市场逐步恢复，上半年国内企业新接发电机组出口订单369.14万千瓦，同比增长240.06%。但企业仍需警惕全球疫情发展和国际金融政策变化，密切关注项目执行和付款情况，避免项目出现搁置停摆现象。
今年上半年全国出口发电机组360.01万千瓦，同比下降17.7%，占发电设备产量的5.8%，占比较上年同期减少3.4个百分点。其中水电机组85.87万千瓦，火电机组223.5万千瓦，风电机组50.64万千瓦，主要出口地区为东南亚、中亚和南美洲。
随着全球疫情趋于稳定和各国经济刺激方案的推出，发电设备出口市场逐步恢复，上半年国内企业新接发电机组出口订单369.14万千瓦，同比增长240.06%。但企业仍需警惕全球疫情发展和国际金融政策变化，密切关注项目执行和付款情况，避免项目出现搁置停摆现象。
图7：2016年至今发电设备出口变化趋势图
3.经济运行：发电设备行业经济运行整体保持平稳，风电设备企业生产经营指标大幅提升。
根据机械工业发电设备中心统计，上半年全国40家重点发电设备主机企业工业总产值完成737.1亿元，同比增长27%。其中哈尔滨电气、东方电气、上海电气集团能源板块共完成工业总产值526.3亿元，同比增长51.5%。发电设备主机企业出口交货值完成36.9亿元，同比下降23.2%。
上半年，哈尔滨电气、东方电气、上海电气三大集团能源板块实现营业收入约680亿元，同比增长约34%；实现利润总额约27亿元，同比增长约18%。
上半年，水电设备产量进一步向头部企业集中，哈尔滨电气、东方电气承接了国内大部分百万级大型水电项目和30万级抽水蓄能项目，产量占比接近90%，生产经营情况较好；但小型水电设备制造企业由于在手订单不足，生存压力较大。火电设备制造企业在经历煤电“去产能”的政策洗礼后，生产经营已趋于稳定并有所改善，但锅炉制造企业存在订单不足情况，部分企业反映下半年存在停工风险。今年以来风电行业整体保持增长态势，风机交付需求明显提高；同时，由于去年同期受疫情影响，风电制造企业整体发展不及预期，相关零部件供应紧张，出货量受到影响，造成基数偏低。因此，大部分风电设备制造企业的营业收入、利润等数据有较大幅度增长。核电设备制造企业生产经营情况有所好转，近两年新接订单有所增加，但整体上核电项目需求不足，核电设备订单周期较长，企业短期内主要经济指标不会有明显提升。
新接订单方面，上半年，哈尔滨电气、东方电气、上海电气三大集团新签约发电设备订单均有不同程度增长，三家订单合计数同比增长约23%。国内电站项目主设备招标方面，上半年煤电项目招标容量约1600万千瓦；水电项目招标主要集中在30万千瓦级抽水蓄能机组，容量约100万千瓦；核电主设备招标主要集中在陆丰二期、防城港5号6号机组以及60万千瓦高温气冷堆等项目；陆上风电机组公开招标容量约3000万千瓦，以3.0-4.0MW等级为主流。
4.转型升级和高质量发展：技术创新能力不断增强，新兴产业稳步推进，转型发展取得积极成效。
上半年，我国发电设备企业在新能源及节能环保设备、水电设备、高效清洁燃煤发电设备、核电设备、氢能、储能、智慧能源等方面，不断突破，技术创新能力不断增强，新兴产业稳步推进，转型发展取得积极成效。
哈电集团自主设计制造的白鹤滩右岸14号机组率先实现带负荷100万千瓦成功，实现了全球首台百万千瓦水电机组的并网发电；迪拜哈斯彦项目2号机组实现双燃料满负荷发电；完成16寸轮毂电机负载性能试验及优化设计；牵头组建的发电设备智能制造创新中心被纳入黑龙江省“十四五”重点任务；完成漳州项目1号机组三台蒸汽发生器水压试验；首台50MW分布式调相机顺利通过型式试验；完成了对湘电风能有限公司的重组，全面进入风电产业，风能公司自主设计的三款风电机型，获得中国质量认证中心认证；研发的压缩空气储能换热设备即将应用于国内首个以压缩空气为介质的盐穴储能项目；与专业公司在航空发动机和燃气轮机零部件加工、装配、燃机项目检修、改造、运维等方面开展战略合作；哈电锅炉斩获华能大庆热电远程智能运维服务系统设计、安装、调试项目订单，实现了智慧电厂领域产品零的突破；哈电电机攻克机器人窄间隙气保焊生产应用难题，首次实现发电设备大型关键部件机器人焊接。
东方电气集团自主研制的白鹤滩左岸首台机组成功并网发电，发电机额定效率超过99%，是世界效率指标最高的水轮发电机组；自主研制的10MW海上风机批量交付；集团首套“华龙一号”控制棒驱动机构600万步寿命鉴定试验顺利完成；高端阀门关键核心技术攻关取得新突破，首件供热蝶阀在泵水试验场地完成密封试验；推出高效率、高可靠性和高灵活性、具备一键启停功能的50MW双缸双转速汽轮机发电机组，开创炉外再热垃圾发电新领域；自主研制的50Mvar凸极调相机顺利通过型式试验，标志着国内首台容量最大的新型凸极空冷分布式调相机研制成功；自主研制的300kW等级有机朗肯循环试验电站顺利实现满负荷；首套采用氨法脱硫+SCR脱硝的柳钢防城港烧结EPC总承包项目投运；开展了可再生能源制氢储氢氢燃料电池冷热电三联供技术研究，探索可再生能源与氢能的融合发展；参与建设全国首家省级碳中和技术创新中心，着力突破碳减排变革性技术。
上海电气集团自主研制成功国内首台分布式50Mvar级GVPI空冷调相机；自主设计的250MW级全氢冷发电机制成；签订卧式加压釜与闪蒸槽设备供货合同，实现了上锅在钛合金卧式反应釜设备制造领域首台套突破；首台低热值燃机在本钢板材电厂顺利就位，推动我国清洁能源技术迈上新台阶；智慧能源解决方案亮相国际电池技术展，全方位展示了电站集团在一站式储能解决方案、5G通信备用电源解决方案、户用光储解决方案、电动自行车解决方案等一系列智慧能源解决方案；与中国科学院大连化学物理研究所成立PEM电解水制氢技术研发中心，在氢能产业领域迈出坚实的一步；成功完成国内首套通用大兆瓦盘车工装现场测试工作，可覆盖上海电气直驱6/7/8MW机型；自主研发的海上风电S90叶片一次性通过全尺寸静载测试，刷新国内大型叶片测试纪录；内蒙古乌兰察布平价基地风储微电网项目通过“黑启动”技术发电；“星云智汇”平台能力正逐步从设备运维，向生产管控、研发设计、服务增值全链条延伸。
中国一重集团与中核集团、国家电投集团、上海电气集团等联合打造风电优质项目和清洁能源示范基地；世界首件全奥氏体不锈钢模锻主泵泵壳试制成功。
二重装备自主研制的600吨级核电半速转子锻后热处理工序结束，完成关键节点；研制的融合后“华龙一号”首堆首台主泵泵壳成功发运；长龙山5号抽水蓄能机组首件转子中心体顺利发运，转子中心体是蓄能机组最核心、机械受力最大的关键部件，单体重量大，属国内首次制造。
金风科技与13家叶片产业链企业签约成立叶片产业链创新技术合作平台；自主研发设计V60/80全旋转海上单叶片吊具在华能灌云海上项目顺利完成GW184-6.45MW机组叶片的吊装工作；发布储能创新产品—模块化储能一体机Energy Brick。
明阳智能自主研发的MySE5.5MW抗台风型浮式机组装配完成并测试下线，标志着国内首台海上漂浮式试验样机即将安装应用。
运达股份研制“海风系列”7MW平台产品正式下线；推出陆上大容量机组平台-鲲鹏平台，首款机型为WD175-6000/6250，风轮直径175米，机组功率6000/6250kW。
(二)行业发展存在的主要问题
1、煤电机组深度调峰不具备经济性，煤电厂参与深度调峰意愿不强。随着可再生能源并网容量的迅速增长,调峰困难已成为限制风光电等可再生能源电力并网的主要原因之一，现阶段我国亟需煤电机组深度调峰改造。但在现有煤电机组调峰补偿测算中，由于降低机组出力和利用小时数对每度电的成本分摊费用增加产生较大的影响，而调峰补偿费用远不足以弥补深度调峰给企业带来的经济损失，所以目前大部分煤电厂参与深度调峰意愿不强。
2、海上风电发展在设备国产化率、机组可靠性、吊装能力、发展机制等方面存在问题。目前海上风电存在关键设备国产化率较低；新型大容量机组密集投运，可靠性不足；施工和吊装能力与建设规模不匹配；国家级海洋资源数据不全面；风机产品造价偏高等问题，在补贴退出的情况下，大规模发展存在经济型风险。
3、随着大量风电机组运行寿命的临期，风电叶片处置问题凸显。据行业数据显示，到2025年，退役叶片将达8112吨；2028年退役总量将达412784吨，2029年更是高达约715664吨。风电叶片为纤维增强树脂复合材料，轻质高强，但其化学过程不能逆向，一旦固化成型后，无法返回原来的材料基体属性，且不经过新的工艺处理无法降解。通用的处理方式有三类：堆放、掩埋和回用，堆放占用空间，而填埋方式也必将逐渐退出历史舞台。目前急需相关主体未雨绸缪，提前介入退役风机处理等问题。
4、核电在确保安全的基础上，加快提升经济性和市场竞争力面临挑战。核电是一种安全、高效、清洁的能源供应方式。然而，核电站实体本身较为复杂，粗略估算，如一台“华龙一号”核电机组包含80余个构筑物、350多个系统、7万多台套设备，对安全性和技术标准要求非常高。近年来，随着水、风、光等电力供应方式造价成本大幅降低，核电在确保安全的基础上，也面临如何降低造价提高经济性，提升竞争力问题。
5、煤炭、有色金属、矿石原料价格暴涨对行业产生较大冲击。全球煤炭、有色金属、矿石原料等等在过去一年中几乎都经历了暴涨。国内煤市淡季不淡，主产地煤矿库存吃紧，拉煤车排队抢装的现象再现，煤价持续飙升，很多电厂电煤入炉价格已经超过了每吨1000元，造成火电厂上半年经营大面积亏损，高效清洁煤电项目投产及存量项目改造受到拖累。钢材作为电力装备的主要用材，价格也出现大幅攀升。5月中旬，全国钢材市场八大品种的吨钢均价突破了6600元，中国钢材价格指数比年初上涨23.95%。产业方面，作为电站锅炉、风电场基础、塔筒、主机（轮毂、主轴、轴承、齿轮箱等）的主要原材料，钢材的价格上涨压力直接传导到了煤电、风电设备制造行业。
除了煤炭、钢材这些大宗商品猛涨，一些金属材料更是迎来了近十年的高点。如伦铜价格5月份一度创出历史新高，较去年低点涨幅为145.9%。同时，作为光伏组件最基础原料的硅料呈现暴涨趋势，硅料带动硅片涨，硅片带动组件涨，进而引发了一连串的涨价潮。据中国有色金属工业协会硅业分会的数据显示，6月第2周，国内单晶致密料价格区间在20.5-21.9万元/吨，成交均价为21.34万元/吨，价格较年初上涨2.6倍。疫情后的全球经济复苏推动了原材料的上涨，毫无疑问，这给下游制造企业带来了前所未有的成本压力，能源开发企业影响尤甚。在全球“碳中和”的背景下，绿色投资的高涨、对原材料旺盛的需求导致的供应紧张，产业链条上下游产能扩张的不匹配，多重作用推动了价格疯涨。而随着制造成本增加，下游企业的盈利空间被吞噬，一定程度上影响了下游投资热情，拖慢了能源转型步伐。
(三)相关措施及政策建议
1、建议政府部门出台合理且具激励性的调峰辅助服务补偿政策,推动燃煤电厂积极进行深度调峰改造，充分挖掘火电机组调峰潜力。根据实际情况进一步核算调峰补偿费用，重点关注机组负荷率为30%以下时的补偿电价范围，适当提高补偿电价。同时，发挥市场机制作用，适时出台容量电价和扩大灵活性交易品种，逐步推动补偿政策向市场机制过渡，进一步完善现货市场，丰富交易品种，特别是灵活性资源和备用资源交易品种，做好现货市场与辅助服务政策衔接；适度拉大峰谷电价价差，发挥市场发现价格、形成充分竞争的作用。
2、希望各级政府出台扶持政策，助推海上风电顺利过渡到平价上网，建议加强统筹规划，坚持海上风电集中连片开发；通过“以奖代补”方式，支持重点产品与项目创新开发，从技术层面降低产品成本；推动金融机构针对海上风电项目开展长期低息贷款业务；适当降低对相关央企投资收益率的考核要求；政府部门牵头做好海上风电勘察和评估的基础性工作，为海上风电科学规划提供数据支撑，为项目环评、论证、决策等前期工作提供依据，实现精准投资和高效开发；在机组选型上，应从我国海上风电资源实际条件出发，合理对标国外风电机组容量，选择合适的技术路线，确定一批稳定的机型，以满足经济性和可靠性的基本要求。
3、建议跨部门、跨领域、跨行业协同合作，由政府牵头，围绕宏观政策、行业标准、行政奖惩制度等方面，推动风电行业尽早研究探索零废风机解决方案，找到具备可持续性的商业模式，同时，搭建“报废叶片绿色回收循环利用平台”，让报废叶片回收处置形成完整闭环，建立起回收生态，从而促进产业健康可持续发展。
4、建议政府部门加大科研投入，提高核电设备设计、制造、检验、研究能力，加快技术消化、吸收和再创新，进行新机型技术储备，满足市场差异化需求，增强核电产品技术竞争力，以创新推动产业高端发展；对于尚未实现自主化的设备或零部件，在国家已经部署的专项攻关基础上，加强企业间的配合，开展专项攻关工作，尽快解决“卡脖子”问题；同时积极推动已实现自主化设备的国产化应用，并采取措施保护已实现自主化的核心技术；加速培养核电研发关键领域的技术专家和学科带头人，为研发部门吸引、留住人才提供有力的政策支持，与科研院所、高校联合建立核技术研究团队，集中开展核技术研究攻关；核电业主需进一步加强建造和运营过程的成本控制，核电装备制造业也应当通过技术降本、采购降本、生产降本、管理降本等手段，多措并举增强产品的经济性优势。
5、建议针对原材料上涨情况，加强行业协会作用，从行业角度呼吁企业守法合规、理性经营，尊重契约精神，自觉抵制对原材料的过度囤货、哄抬物价行为，以及非自身生产经营需求的投机行为；行业内自觉抵制低价倾销等恶意竞争的不当行为，共同推动行业健康可持续发展。同时，建议政府部门进一步明确政策，引导上游原材料企业积极进行扩产，鼓励业外资本投资原材料行业；适度控制建设规划审批速度，以给予上游产业链各环节更多的缓冲空间。设备制造企业需要提高产品设计，减少管理和生产环节的成本支出，加强采购环节与供应商协同机制；采购可以提前锁定一些材料、设备，采用集中与分步的采购方式，提前预知大宗商品的影响。开发商要理性看待设备的全生命周期价值考量，综合地从设备价格、运营、服务、发电能力等多个维度进行评价，适当让利给设备制造企业。在未来，随着新能源投资的不断增加，关键原材料需求还会进一步增加，价格可能会在较长一段时间内处于高位，在这场供需博弈中，应以行业发展利益为前提，全产业链协同发展，调节供需平衡共度难关。
二、未来形势研判
国内市场
大型水电基地建设将稳步推进，抽水蓄能电站将加速发展。大型水电项目开发将围绕大渡河水电基地建设、雅砻江流域开发，重点加快建成双江口、金川电站，开工建设巴底电站。为适应新能源装机的快速增长，提高电力系统的灵活性，2021年至今，国内已有39个、总装机4770万千瓦抽水蓄能电站获得了签约、核准、开工等重要进展。随着国家发改委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》的发布，明确了抽水蓄能在新型电力系统中的功能定位，将抽水蓄能电价纳入输配电价监管，更加完善了公平合理的电力价格体系，未来抽水蓄能电站将加快发展，助力实现“双碳”目标。
垃圾焚烧发电行业市场空间广阔。2020年多部委联合印发的《城镇生活垃圾分类和处理设施补短板强弱项实施方案》中提出，生活垃圾日清运量超过300吨的地区，要加快发展以焚烧为主的垃圾处理方式，适度超前建设与生活垃圾清运量相适应的焚烧处理设施，到2023年基本实现原生生活垃圾“零填埋”；鼓励跨区域统筹建设焚烧处理设施，在生活垃圾日清运量不足300吨的地区探索开展小型生活垃圾焚烧设施试点。在城镇化进程和乡村生态振兴“双轮”驱动下，我国生活垃圾处理总体需求持续旺盛。伴随焚烧发电的无害化、资源化处理水平不断提升，垃圾焚烧发电行业市场空间广阔。
煤电发挥保底支撑作用,灵活性改造助力能源转型提速。国家能源局提出2021年应积极稳妥解决煤电过剩产能，不应只把目光放在新增煤电项目数量是增是减上，而应从实际效果和市场需求出发，化解不必要的过剩产能。从这一政策表态可以看出电力结构不合理、区域电网稳定性不足地区仍然会有新增煤电项目。但从金融市场表现来看，截至2020年12月已有30多家全球性银行和保险机构宣布将停止为煤电项目提供融资和保险服务，煤电发展环境依然严峻复杂。当前辅助服务市场模式下，煤电机组投入产出不成正比，频繁参与深度调峰但收益有限，导致其参与调峰的积极性不高。电力辅助服务市场的建设依赖于电力现货市场，但我国电力现货市场处于起步阶段，市场化机制较复杂，尚需较长的建设时间，且试点工作中未将调峰辅助服务作为市场组成部分，因此短期无法依靠现货市场全面反映灵活性改造成本，难以有效引导企业实施灵活性改造。随着现货市场的不断完善，煤电机组灵活性改造市场将迎来阶段性曙光，而在未来竞争性电力市场中，有偿调峰可能会逐渐退出辅助服务市场。
气电功能定位将向调峰电源不断倾斜,当前及一段时期内主要方向是实现燃机装备的完全国产化、自主化。燃气机组启停快、运行灵活，可为清洁能源与负荷波动提供灵活性条件。全球能源互联网发展合作组织预测，立足国情和资源禀赋，综合考虑气源条件、发电成本和碳减排约束，2050年、2060年我国气电装机分别达到3.3亿、3.2亿千瓦。未来新增装机主要分布在气源有保证、电价承受力较高的东中部地区，装机占比达到83%。
陆上风电发展稳定，海上风电面临平价压力，但远期大有可为。在全球范围内铜、钢材、环氧树脂、中厚板等风电主要原材料价格一路走高的背景下，2021年陆上风机投标价格与年初相比依然有大幅下降。从塔筒和叶片等部件的排产情况来看，陆上风电并未受到平价政策影响，发展和装机规模依然稳定。明年，海上风电项目电价也即将面临平价，在项目造价无法达到平价条件的情况下，今年国内风电整机商将进入短暂的少订单局面。从海上风电项目平均造价方面分析来看，由于辽宁、广东、福建地区海床复杂，存在嵌岩等情况，所以造价偏高，江苏区域对于率先实现平价来说有更好的条件。从“十四五”期间总体来看，海上风电在经历短暂“凛冬”过后也将大有可为。国家能源局《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》中指出，2021年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到11%左右。
分布式光伏市场迎来市场新机遇。国家能源局6月下发的《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，启动了整县推进分布式光伏试点的申报工作。央企、地方政府开始大力推进整县分布式光伏开发试点。同时央企、民企加强合作，共同推进分布式光伏市场建设。金融支持方面，今年以来，国务院《关于加快建立健全绿色低碳循环经济发展经济体系的指导意见》、五部委《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》以及国务院常务会议提出的“加大金融对实体经济支持、推出支持碳减排”的措施，对风、光等可再生能源的高质量发展是重大利好。
核电作为安全高效的清洁能源，在能源转型中将发挥更加重要的作用。核电产业发展将长期保持平稳态势，根据《2021年能源工作指导意见》和《“十四五”规划纲要和2035远景目标纲要》内容，在确保安全的前提下积极有序发展核电，“十四五”期间，我国将安全稳妥推动沿海核电建设，暂未有内陆核电建设的相关规划，计划到2025年，我国在运核电装机达到7000万千瓦。在“双碳”目标的引领下，核电建设有望按照每年6至8台机组稳步推进。同时，全球也在进行30多个不同设计的商业示范堆。这些设计包括技术、规模和目标应用程序的创新，预计本世纪20年代进行商业示范建设，30年代可以进行成本削减和大规模推广。另外，核能供热、制氢、海水淡化等核能综合利用项目的实施，将改变核能单一供电用途，有效减少煤炭消耗，为实现“双碳”目标提供重要支撑。未来我国将围绕核电产业链所涉及的各个领域进行知识创新、技术迭代、人才沉淀和能力培养，持续推进技术创新水平和综合实力的提升，产业发展长期保持平稳态势。
智慧融合能源领域，随着信息技术日新月异的发展，能源工业作为传统的、安全可靠性要求极高的重大工业门类,逐渐具备了探索使用相对成熟的信息技术的条件。通过能源与信息的深度融合,在“源—网—荷—储”从设备到系统、故障诊断到辅助决策均实现一定智能化的基础上,能源供应将整体实现纵向贯穿、横向贯通。在低碳发展、可再生能源占比大幅提高的背景下,各电源点的智能化运行和整个电力系统的智能化调度对于低碳电力的消纳、能源电力系统的运行安全至关重要。储能是实现能源电力系统向智慧化、综合化方向发展的重要组成部分,是系统安全、灵活运行的必要的润滑剂,未来可再生能源和非化石能源成为支撑电源后,必须发展规模总量足够的储能设施,并聚焦成本、安全、规模、寿命等关键目标。
前瞻创新技术领域,氢能产业有望在低碳发展的背景下获得更大的研发投入和更多的政策支持,从而不断降低制氢、储运环节的成本,以提高全流程能源转换效率,最终实现部分应用场景下可与电力互补的二次能源形式。另外,超临界二氧化碳循环在效率、热源广泛性、装备成本等方面的优势将有助于其获得比传统的蒸汽循环更广阔的发展空间,我国将加大基本物性、关键设备、系统设计等方面的研发力度,将建设不同热源类型的示范项目。干热岩有望成为与太阳能、生物质能、核能并列的非化石能源供热方案,近期和中期将主要发展高效梯级综合方式,远期则将更多突出其先天具备的供热优势。
国际市场
煤电方面，包含日本在内的世界七大发达经济体（G7）同意在今年年底之前停止对海外煤炭项目的投融资计划，并逐步停止对所有化石燃料的此类支持，以实现《巴黎协定》全球控温1.5℃以内目标。另外，发展中国家印度尼西亚宣布将逐步淘汰本国煤电，在2023年后不再新建燃煤电厂。随着全球能源转型的压力以及各国对绿色经济复苏的需求，加速了全球煤炭消费市场的萎缩，海外煤电市场前景堪忧。
水电方面，根据国际能源署提供的数据，目前全球范围内具有经济开发潜力的水电资源约有一半尚未得到开发。在未来10年里，全球水电新增装机将主要来自于中国、印度、土耳其和埃塞俄比亚等国，同时，东南亚国家以及非洲国家增长潜力巨大。另外，发达经济体国家面临水电站设备老化、年久失修等问题，北美地区水电站的平均运行寿命都已超过50年，欧洲地区的水电设施也大多运行了45年以上，水电项目维护改造具有一定的市场空间。
核电方面，根据世界核协会预测，到2030年，世界核电机组拟投资规模接近15,000亿美元，对于大型核电机组需求旺盛的是亚洲区和欧洲区，其次是美洲区，非洲区需求最弱。综合国际核电市场需求，叠加政治因素考量，未来适合我国开发的海外目标国市场以欧洲、拉美、西亚、北非等新兴工业区域为主。
国际能源署发布的《2050年净零排放：全球能源行业路线图》（2021年5月）指出，2050年，几乎90%的电力来自可再生能源，太阳能和风能总计占近70%。国际可再生能源机构发布的《世界能源转型展望：1.5℃路径》（2021年3月）指出，2050年可再生能源发电量占比提升到90%，其中光伏和风电占比63%，全球光伏装机超过14000GW。
风电方面，欧洲、中东和非洲、拉丁美洲及其他亚太市场的陆上风电建设将达到有史以来最高水平。美国陆上风电建设规模也将与去年的纪录持平。2025年后，随着除中国以外所有地区的陆上风电建设均步入平台期，全球风电增长将主要靠海上风电拉动。
光伏发电方面，随着“碳中和”的全球共识以及光伏经济性的提升，以光伏为代表的清洁能源加速发展。中国、欧洲以及美国市场增长动力强劲，南美、中东、北非等新兴市场贡献增量明显，整体看光伏需求将继续保持高速增长，全球长期增长空间已开启。
当前，全球疫情仍在持续演变，外部不稳定、不确定因素较多，国内经济恢复仍然不均衡，巩固稳定恢复发展的基础仍需努力。下一步，发电设备行业将坚决贯彻落实中央提出的“尽快出台2030年前碳达峰行动方案，坚持全国一盘棋，纠正运动式‘减碳’，先立后破，坚决遏制‘两高’项目盲目发展”、“强化科技创新和产业链供应链韧性”等要求，统筹有序做好碳达峰、碳中和工作，强链补链，贯彻新发展理念，扎实推动高质量发展。
