1、国内透平机械龙头底蕴深厚，精于改革业绩逐步提升

1.1、国内透平机械龙头，立足设备向系统服务商转型

公司发展历程：基于透平机械，逐步转型分布式能源系统解决方案提供 商和服务商。1999 年 6 月，陕鼓集团等 5 家公司发起设立西安陕鼓动 力股份有限公司，陕鼓动力主营业务为透平压缩机组、工业流程能量回 收装臵、透平鼓风机组等各种透平机械及系统的开发、制造与销售。2003 年公司开始推进“两个转变”发展战略——从单一产品供应商向成套装 备系统解决方案商和系统服务商转变，从产品经营向品牌经营转变。

2010 年公司成功在上交所上市，募集资金 16.93 亿元。2012 年公司全 面进入气体运营市场，成立子公司陕西秦风气体股份有限公司。2015 年公司 3.18 亿元收购捷克 EKOL 汽轮机公司 75%股权，加强全产业链 建设。2016 年公司推进二次战略转型，致力于成为分布式能源领域系统 解决方案提供商和系统服务商。2021 年公司在高端流程气领域成功打破 了国外透平强企的技术垄断，实现了多项流程气体压缩机组的重大突破。

公司主营业务聚焦三大板块。1）能量转换装备制造板块，产品主要包 括轴流压缩机、离心压缩机、能量回收透平装臵、硝酸四合一机组、空 分机组、汽轮机等；2）工业服务板块，包括设备全生命周期健康管理、 EPC 服务、金融和投资业务等；3）能源基础设施运营板块，业务包括 分布式能源智能一体化园区、气体业务、冷热电三联供、水务一体化等。 公司三大板块业务以分布式能源为圆心，辐射设备、服务、工程、运营、 金融等五大产业。

气体运营业务作为公司产业转型背景下的基础性业务，占有重要地位。 2012 年公司全面进入气体运营市场，成立子公司陕西秦风气体股份有限 公司，以进行工业气体的专业化、规模化投资运营。近年来，公司对气 体运营业务投资成果较为明显，2021年公司已拥有合同供气量为 119.16 万 Nm3/h,同比增长 34.48%，已运营合同供气量 69.31 万 Nm3/h，同比 增长 45.58%。

三大业务以能量转换设备制造板块为主。2021 年公司营业收入合计 103.61 亿元，其中能量转换设备制造板块实现营收 41.52 亿元，同比增 长 3.25%，占比 40.07%；工业服务和能源基础设施运营板块分别实现 营收 36.22亿元、24.78 亿元，占比34.96%、23.91%，同比增长 76.92%、 27.11%。

公司多种设备达到国际领先水平。公司轴流压缩机实际效率达到世界领 先，某客户机组实际运行效率达到 92.6%，达到国际领先水平。UOP 真 实气体轴流压缩机打破国外技术垄断。990 万吨 LUMMUS 同速产品气 压缩机组，整机效率较国际竞争对手最先进方案提升 1%。第五代硝酸 机组已处于国际领先水平。三级 TRT 技术取得新突破，大型 TRT 效率 高于 94%、中型 TRT 效率高于 90%，处于国际领先水平。

1.2、发扬自我革命精神，国企改革典型代表

嗅觉敏锐、居安思危，先于竞争对手 10 年战略转型。设备上，公司与 沈鼓在离心压缩机下游领域竞争，由于传统业务受石化、冶金行业波动 等宏观因素影响较大，公司早在 2003 年即提出“两个转变”发展战略， 引入服务和工程总包业务；2016 年再创新，提出“分布式能源为圆心” 新市场战略。对比沈鼓 2012 年提出“维护检修一体化服务模式”，晚 于陕鼓近 10 年提供服务业务。公司一次转型从核心产品生产拓展至研 发、设计、供应链管理、品牌营销、维修检修等工业服务领域，提升盈 利水平；二次转型提供工业气体聚焦分布式能源市场，拓展市场空间， 从而公司在利润上早已领先竞争对手。

实行对赌机制+股权激励，充分激发国企活力。截至 2022Q1，公司第一 大股东为陕鼓集团，持股 56.56%，实际控制人为西安市国资委。 ①对赌机制：2017 年陕鼓集团全面推行对赌机制改革，打破国企以往按 资排辈的陈旧机制，强化市场化竞争氛围。在对赌机制设计中，秉承“奖 罚并举、激励为主”的原则，建立“共创共享”机制，激励员工的工作 积极性，带动员工绩效和公司业绩的双丰收。

②股权激励：在国企固有的激励机制下，勤奋程度、经营成果与薪酬绩 效关系不紧密，管理层积极性容易受挫。2021 年，公司高管持股合计总 股本的 0.91%，是国企改革的先行典范。2018 年公司首次实施限制性股 票激励计划，2019 年 3 月 5 日授予 532 名管理人员及核心技术人员合 计 3825 万股、预留 160 万股限制性股票，共占公司总股本的 2.43%。 此计划有利于建立激励约束长效机制，实现企业与员工的共创共享，充 分激发企业活力。

1.3、“技术、人才、资金”三大优势构建深厚公司底蕴

技术优势：注重研发，多项设备和技术领先。重大技术装备类压缩机产 品生产工艺复杂、下游客户对产品质量要求严格，因而技术实力是行业 关键竞争要素。作为风机行业最早实现系统集成技术的企业，公司持续 推进轴流压缩机、高炉能量回收透平、离心压缩机三大产品及技术的研 究，多项设备和技术达到国内、国际领先水平。公司各年度“研发费用/ 营业收入”均高于可比公司杭氧股份。2021 年公司研发费用支出规模为 3.76 亿元，占营业收入的 3.64%。近年，公司在小型 TRT 气动性能优 化研究、高压比轴流压缩机关键技术及样机研发、EIZT 基本级开发等领 域加大研发投入，巩固高端技术优势。2021 年公司提交的专利已被受理 119 件，其中发明 34 件；授权专利 97 件，其中发明 8 件；公司办理计 算机软件著作权登记 10 件。

人才优势：高学历员工队伍是公司健康发展的强心剂。西安坐拥西安交通大 学、西北工业大学等多所名校，人才资源储备丰富。截止 2021 年底，公司 3430 名员工中含 865 名技术人员，硕士及以上学历员工 523 名，占比高达 15.2%，对比空分设备领域可比上市公司杭氧股份（002430），此项数据 仅为 6.3%，陕鼓动力硕士以上员工占比具有显著优势。此外，陕鼓动力借 助西安高校优势，结合外部引进和内部培养，其稳定的人才队伍是公司健康 高质发展的保障。

资金优势：在手资金充裕，产业地位高。公司资金充裕，2020-2022Q1 年在手资金分别达到 97.30、108.30、105.40 亿元，包括交易性金融资 产、货币资金等。公司应付账款与预收账款之和远高于应收账款与预付 账款之和，表明公司对上下游议价能力强，产业地位高，2020-2022Q1 占用上下游资金达到 1.10、12.53、12.93 亿元。

1.4、业绩增长态势良好，盈利能力呈上升趋势

公司近年业绩呈 U 型走势。2014-2016 年受下游行业周期性波动和固定 投资大幅放缓影响，公司营收和归母净利润出现负增长。随着 2017 年 下游行业复苏，同时公司聚焦分布式能源市场，市场容量及市场订单增 加带来业务规模提升，公司走入正向增长道路。2021 年，公司实现营业 收入 103.61 亿元，同比增长 28.47%，实现归母净利润 8.58 亿元，同 比增长 25.22%。2022Q1，公司营业收入 29.07 亿元，同比增长 10.58%， 实现归母净利润 2.79 亿元，同比增长 18.91%，业绩增长态势良好。

公司盈利能力呈上升趋势。2020~2022Q1，公司毛利率分别为 21.90%、 18.88%、24.04%，净利率分别为 9.21%、9.17%、10.31%，上升趋势 初显。2022Q1 公司销售费用率、管理费用率、财务费用率、研发费用 率分别为 1.85%、4.44%、-1.74%、3.04%，相较于 2021 年底分别增 加 0.05pct、减少 0.56pct、减少 0.20pct、减少 0.29pct，公司期间费用 率总体呈现下降趋势。

2、双碳背景下，储能行业迎来高速成长期

2.1、储能技术：能源发展调控的必经之路

储能即能量的存储。根据技术原理的不同可分为物理形式和化学形式。 物理储能方面，根据储存能量的形式分为热能、机械能和电磁能。其中， 抽水储能原理较为简单、目前技术成熟度最高；空气储能具有储能容量 大、周期长、系统效率高、运行寿命长等优点，是非常适用于长时储能 的大规模物理储能技术之一。化学储能可进一步分为电化学储能和氢能 储能。其中，电池储能是化学储能中的主流形式。

储能可用于优化传统电网结构。传统电网运行的关键在于发电与用电端 的动态平衡，储能可以将电力在输电终端储存起来，用电端不再单纯依 赖电网供给，从而改善传统电网系统实时调配的压力。储能是新型电力系统的重要组成部分。“双碳”政策的推出使得电力供 应能源向可再生能源转型，而可再生能源发电存在间歇性和不稳定性， 无法持续稳定输出电力。储能技术可以增加电力调配弹性、改善电力质 量、提升电网稳定性，是解决新型电力系统供需不匹配矛盾的重要手段。

不同储能形式具有不同的技术性、经济性和适用场景。按照时长不同， 储能的应用场景大致可分为：容量型、能量型、功率型和备用型四类。 容量型储能场景包括削峰填谷或离网储能等，时储能技术种类较多，包 括抽水蓄能、压缩空气、储热蓄冷、储氢储碳以及各类容量型储能电池 （例如钠硫电池、液流电池、铅炭电池、锂浆料电池等）。

2.2、储能市场：空气储能有望跻身主流储能模式

抽水储能规模最大。从全球和国内储能累计装机容量来看，抽水储能规 模均占据最大份额，占比均在九成左右，同时装机量持续增长 （2017-2021H1，国内储能装机量 CAGR 为 6.39%，抽水储能装机量 CAGR 为 3.08%）。空气储能：从装机规模来看，2000~2021 年，空气储能累计装机在全球 位居第四位，在国内位居第五位，国内占比（0.40%）高于全球占比 （0.28%），相比于 2020 年（全球占比 0.20%、国内占比 0.03%）， 空气储能累计装机份额呈现快速增长趋势。

2.3、储能政策：空气储能正在成为重点发展方向之一

储能是我国战略性新兴产业的重要组成部分。2016 年 3 月，“发展储 能与分布式能源”被列入“十三五”规划百大工程项目，储能首次进入 国家发展规划。2017 年 9 月，发改委、财政部、科技部、工信部和能源 局联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，这是我国储 能行业第一个指导性政策。

抽水储能市场地位稳固，大力支持新型储能发展，空气储能得到重视。 2021 年 4 月，发改委宣布完善抽水储能价格形成机制，规划到 2030 年 装机容量达到 1.2 亿千瓦。同时新型储能得到大力发展，2021 年 7 月， 国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指 导意见》提出到 2025 年，新型储能实现从商业化初期到规模化发展转 变，装机规模达到 30GW 以上。新型储能中的空气储能受到重视，2022 年 3 月发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，将百兆瓦级 压缩空气储能关键技术作为“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点 方向之一。

3、空气储能：大规模商用在即，公司有望充分受益

3.1、空气储能优势明显，发展潜力较大

压缩空气储能是一种基于燃气轮机发展而产生的储能技术，以压缩空气 的方式储存能量，图 29 是压缩空气储能系统的基本结构。当电力富余 时，利用电力驱动压缩机，将空气压缩并存储于腔室中；当需要电力时， 释放腔室中的高压空气以驱动发电机产生电能。压缩空气储能系统与燃气轮机的不同之处在于燃气轮机的压缩机和膨胀 机是同时处于工作状态，而压缩空气储能系统中的压缩过程和膨胀过程 却是分时进行工作。

与抽水蓄能和蓄电池储能对比：目前较为成熟的大规模储能技术主要有 抽水蓄能、蓄电池储能以及压缩空气储能 3 种。抽水蓄能技术成熟、效 率较高、成本较低，然而其建设受到严格的地理生态条件限制，不仅需 要丰富的水资源，还需具备可以建设上库下库的地理地质条件，推广应 用存在一定局限性。蓄电池储能具有响应迅速、转换效率高等优点，但 是受制于造价、寿命以及环保等问题，其大规模的应用受到一定的限制。 与上述 2 种储能技术相比，压缩空气储能对地理条件要求较低，成本也 与抽水蓄能相似，并且储能容量大，技术可靠，运行寿命长，是目前大 规模储能领域极具潜力的发展方向之一。

3.2、空气储能技术不断进步，盐穴资源有力支撑储气需求

压缩空气储能技术发展于上世纪 50 年代，传统压缩空气储能系统目前已在德国（Huntorf 290MW 压缩空气储能电站）和美国（McIntosh 110MW 压缩空气储能电站）得到规模化商业应用。但传统空气储能存 在如下技术瓶颈：一是仍然依赖燃烧化石燃料提供热源，不适合我国“缺 油少气”的国情；二是需要特殊的地理条件建造大型储气室，如高气密 性的岩石洞穴、盐洞、废弃矿井等；三是系统效率较低，从而严重限制 了压缩空气储能的应用和发展。

压缩空气储能技术不断突破创新。在传统压缩空气储能的基础上，国内 外学者已开拓出多种新型的空气储能技术，目前主要的压缩空气储能技 术包括：蓄热式压缩空气储能系统（TS-CAES）、液态压缩空气储能系 统（LAES）、超临界压缩空气储能系统（SC-CAES）、先进绝热压缩 空气储能系统（AA-CAES）等。 TS-CAES 技术潜力较大。整体来看，蓄热式压缩空气储能系统效率较 高，具备较为成熟的技术，加之我国有大量的盐洞、废弃矿洞，利用已 有洞穴建设低成本的压缩空气储能系统非常有发展前景，因此 TS-CAES 系统有望在未来几年得到广泛关注和应用。

盐穴能够有力支撑压缩空气储能系统的储气需求。盐穴储气是采用人工 方法在地下较厚的盐岩层或盐丘层中制造洞穴形成空间以储存气体的技 术。盐穴储气可以与压缩空气储能系统充分结合，解决大型压缩空气储 能电站的大容量储气问题，其主要优点包括： 1）建设成本低。盐穴储气的压缩空气储能发电系统储气的成本约为 6~10 USD/（kW-h），其投资大约只相当于地面压力容器库的 1/10。 2）占地面积小。盐穴储气库的地面设备简单，占地面积小。例如，建 设容积为 3x105m 3 盐穴储气库，其地面井口装置占地不超过 100m2 ； 对比而言，储气量 5x104m 3 的地面压力容器储气库，需占地 8x104m 2 左右。

3）技术成熟。作为一种常规大容量的储气技术，盐穴造腔技术十分成 熟，且施工方法简单可靠。此外，可以较为精确地控制盐穴的构造形 状，以满足高储气压力对于盐穴储气库结构稳定性的要求。 4）密封性好。盐岩具有非常低的渗透率与良好的蠕变特性，能够保证 储存溶腔的密闭性，盐穴储气泄漏量仅为总储气量的 10-6 ~10-5。5）储气压力高。盐穴储气库深埋于地下数百米至上千米，可以承受较 高的储气压力。岩盐与高压空气接触时没有化学反应，同时不会溶解， 从而不影响储存介质（空气）的质量。 6）安全稳定。盐岩的力学性能稳定，具有损伤自我恢复功能，能够适 应储存压力交替变化，用于压缩空气储能具有可靠性。

盐穴储气技术可以被用于解决压缩空气储能的大容量储气问题，进而大 幅提升系统的装机容量，改善系统储能效率，降低系统造价成本。 我国盐穴资源丰富，为发展压缩空气储能提供保障。我国盐穴资源丰富， 现有盐穴约 1.3×108m 3，图表 33 和图表 34 分别给出了我国东部地区主 要盐穴资源分布情况和储气容量。虽然我国盐穴资源丰富，但是目前已 利用的盐穴仅有 40 多个，仅占总量的 0.2%，绝大多数的盐穴资源处 于闲置状态，可利用的空间巨大。

3.3、空气储能正迎来商业化应用，公司有望充分受益

空气储能正迎来商业化应用阶段。从商业化进程的角度看，空气储能已 经跨过试验示范阶段（即：KW 级），逐步突破 1-100MW 级系统关键 技术，商业化项目（百 MW 级以上）正在大规模上马。2021 年底，国 际首套 100MW 先进压缩空气储能示范项目在张家口顺利并网，整体性 能均处于国际领先水平。

2022 年，百 MW 级以上项目开始快速推进。2022 年，我国大功率空气 压缩储能项目快速推进，截至 2022 年 6 月底，主要大型空气压缩储能 项目包括湖北应城 300MW 级压缩空气储能电站示范工程、山东泰安 600MW 级盐穴压缩空气储能创新示范工程、江西瑞昌 1GW/6GWh 的 压缩空气项目。公司有望充分受益空气储能的商业化应用。陕鼓动力作为国内轴流压缩 机龙头，有望受益于压缩空气储能市场的快速发展，迎来压缩空气储能 设备订单的放量增长。

3.4、成本测算：效率提升+成本下降，空气储能商业化前景广阔

储能成本测算模型：目前国际上通用的储能成本评价指标为基于全生命 周期建模的储能平准化（度电）成本（LCOS），即度电成本（储能电 站总投资/储能电站总处理电量）。该指标适合容量型储能的应用场景（如： 削峰填谷），原因在于可以将其与电力系统的峰谷价差对比，进而判断 储能投资是否具有经济效益。针对度电成本，除考虑储能电站的使用寿 命外，还应考虑电站的能量效率、放电深度和容量衰减等因素。

压缩空气储能度电成本（LCOS）测算核心假设： 初始投资成本：根据知网文献，压缩空气储能的初始投资成本约7元/W， 单位投资成本有望随着系统装机规模的提升而降低，我们预计百 MW 级 别的项目成本预计在 6 元/W 左右。因此我们以百 MW 项目为例，假设 初始投资成本为 6 元/W。 系统运维成本：压缩空气储能的运维成本约为初始投资成本的 2%左右， 假设为 0.1 元/W。 系统寿命：目前，压缩空气项目的普遍设计的使用寿命为 30-50 年，我 们取中间值 40 年。

循环效率及次数：根据中科院工程热物理研究所已开展的项目，2013 年在河北廊坊建成国际首个 1.5MW 先进压缩空气储能系统，系统效率 达到了 52.1%；2016 年在贵州毕节建成目前国际首套 10MW 级新型压 缩空气储能系统，系统效率达 60.2%，是全球目前系统效率最高的压缩 空气储能系统；2017 年启动 100MW 先进压缩空气储能系统研发及产业 化工作，系统设计效率达 70.4%，并于 2021 年底完成 100MW 示范项 目并网。可以看出，压缩空气储能系统的功率和效率呈现持续快速提升 的态势。我们假设大容量电站（百 MW 级别及以上）效率为 72%。另外， 循环次数方面，储能电站一般可以每天冲放 1-2 次，对应年循环次数 350-700 次，假设为 500 次/年。

度电成本：测算可得，在初始投资成本 6 元/W，年均循环次数 400 次， 储能循环效率 72%，储能系统寿命为 40 年的假设下，压缩空气储能度 电成本约为 0.442 元/kWh。

目前空气压缩储能投资回收期约为 12 年左右。测算逻辑如下（以某 200MW 项目为例）： 1）项目参数假设：①功率 200MW；②投资成本为 5-6 元/W；③电池 容量是 1GW；④年充放次数 400 次；⑤效率 75%。则对应每年发电 量为 300GWh，即对应 3 亿度电。 2）度电盈利：即峰谷价差套利（根据政策：《关于进一步完善分时电 价机制的通知》）。从 2021 年国内工商业电价来看，50%的地区可 以达到 3:1 峰谷价差要求，价差值在 0.5-0.7 元/kWh，若峰谷电价价 差提高至 4:1，即价差值在 0.75-1.05 元/kWh。假设峰谷价差为 0.7 元 /kWh。目前空气储能度电成本为0.4元/kWh，则度电盈利为0.3元/kWh。 3）投资回收期=11 亿元/（0.3*3）=12.2 年。

但从长期来看，随着项目规模增大以及设备成熟，空气压缩储能度电成 本有望降低至 0.2-0.3 元，投资回收期将迎来缩短。

3.5、市场空间：未来十年空气储能设备投资或超千亿元

从短期来看，空气储能设备市场空间有望达到 360 亿元。根据长三角光 储产业联盟成立大会暨新能源产业发展论坛中的报告可知，到2025年，我国风电、光伏装机存量有望突破 1000GW，我国发改委与能源局对风 电与光伏的配储比例要求大约为 15%~20%。因此我们假设短期内（十 四五期间），风光装机存量有望达到 1000GW，每年风光新增装机规模 有望达到 200GW，配储比例为 20%。

随着水库资源的限制，抽水储能 未来增长会比较缓慢，电化学储能受制于成本以及安全性因素，预计较 难成为电力系统调峰配储的主流，压缩空气储能因为成本低、安全等优 势，有望成为大容量、长时间储能的主流选择，其占比有望快速提升。 基于此我们假设十四五期间空气储能占比为 20%，并且依据知网相关文 献，假设空气储能单 GW 对应的设备投资约为 9 亿元。可以测算出，短 期内（十四五期间），空气储能项目建设对应的设备投资为 360 亿元。

从长期来看，空气储能设备市场空间有望达到千亿量级。假设十四五之 后，风光新增装机规模每年为 200GW，按照 20%配比计算对应每年 40GW 的储能。抽蓄储能受制于水力资源限制，十四五后，预计增长将 会缓慢。空气储能或将成为电力系统配储的主流形式，假设占比提升至 50%，对应每年 20GW。目前陕鼓动力设备（仅指压缩机）投资强度为 9 亿元/GW，则每年新增设备需求为 180 亿元，长期（未来十年）市场 空间千亿量级。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）