【民生证券】深度报告：做实氢能，做快光伏，做强海风，做优热能.pdf

2023-04-10

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1 华电重工：工程系统承包龙头

华电重工，2011 年成立（前身华电重工有限公司成立于 2008 年），2014 年 12 月在上交所上市。2015 年首次承接海上风电施工总承包项目，2020 年成立氢能事业部，2022 年投资深圳通用氢能持股 51%。华电重工是工程整体解决方案供应商，业务包含工程系统设计、工程总承包以及核心高端装备研发、设计、制造等，提供物料输送系统工程、热能工程、高端钢结构工程、海洋工程、工业噪声治理工程、氢能等整体解决方案。

主营业务方面，公司具有丰富工程总承包经验和突出技术创新能力，业务已拓展至电力、港口、冶金、石油、化工、煤炭、建材及采矿等多个行业，项目遍及全国各地及海外十余个国家（沙特、澳大利亚、印尼、越南、菲律宾、印度等）。技术研发方面，公司拥有北京、上海、郑州、天津 4 个研发中心及博士后科研工作站，截至 2021 年末，技术研发人员约占公司员工总人数的 18.45%。公司多年来致力于相关细分领域的工程承包和核心高端装备研制，掌握了多项国内乃至国际领先的工艺流程和核心技术。客户资源方面，公司与国家电投、上海电气、中国能建、中国电建、英美资源集团、博莱克·威奇国际公司等海内外多家大型企业及其子公司建立了长期友好关系。

公司当前控股股东为中国华电科工集团有限公司（是华电集团的全资子公司）。截至 2022 年 9 月 30 日，华电科工持有公司股份 62.48%。公司实际控制人为国务院国资委。

2011-2021 年公司营收从 34.61 亿增至 103.29 亿元，CAGR 为 11.6%，整体表现稳健。其中，2014-2016 年营收下降、2015 年新签合同额减少，主因国家调控燃煤电站建设，部分项目执行进度放缓；2016-2021 年收入 CAGR 为 20.40%，主要受益海洋工程业务高速增长。22Q1-Q3 营收实现 54.78 亿，同比增长 7.87%。提质增效取得成效，2017 年后盈利能力逐年改善。2011-2021 年归母净利从 2.27 亿增至 3.03 亿元，CAGR 为 2.9%。2016 年亏损主因钢铁、煤炭供给侧改革，钢材价格上涨提高业务成本，以及煤电站建设调控放缓部分项目进度。 2017 年业绩扭亏为盈后业绩保持稳步增长，2021 年归母净利 3.03 亿元，同比大幅增长 213.60%，主因毛利率提升以及海上风电业务贡献较多利润，2021 年毛利率同比增长 1.08pct，海上风电毛利润 2.60 亿元，同比增长 1.76 亿元。 2022 年 Q1-Q3 归母净利为 1.05 亿元，同比+1.79%。

产品结构方面，2011-2015 年主要通过物料输送、高端钢结构、热能工程贡献收入，2015 年收入占比分别为 40.14%、33.85%、25.86%。2016-2021 年海上风电业务收入逐年提高，复合增速为 52.48%，2021 年占比达到 54.30%。 2020 年氢能开始贡献收入，2020、2021 年收入分别为 94.3、14.0 万元。毛利方面，2022 前三季度综合毛利率为 11.60%，同比增长 0.89pct，我们预计主因毛利率较低的海上风电业务占比减少，2022H1 海洋工程毛利润占比为 7.43%，毛利润同比下降 47.93%。2011-2015 年毛利贡献最大业务是物料输送系统工程，该业务 2015 年毛利率达到 18.94%；2016-2022H1 物料输送、高端钢结构毛利均保持较高占比，22H1 两项业务毛利占比分别为 36.46%、38.56%； 2020 年后氢能业务毛利率最高，主要是技术咨询服务。

2 多维布局，内生外延，丰富产品矩阵

2.1 热能工程龙头，灵活性改造打开火电存量市场

我国传统燃煤发电存在过剩问题。2017 年 5 月，国家能源局发布《关于 2020 年煤电规划建设风险预警的通知》并提出：为有力有序防范化解煤电产能过剩风险，按照适度从严的原则，风险预警结果为红色和橙色的省份，要暂缓核准、暂缓新开工建设自用煤电项目(含燃煤自备机组)，并在国家指导下，合理安排在建煤电项目的建设投产时序。国家发展改革委、国家能源局有关方面制定《全国煤电机组改造升级实施方案》，指出到 2025 年，节煤降耗改造“十四五” 期间改造规模不低于 3.5 亿千瓦；存量煤电机组灵活性改造 “十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 0.3—0.4 亿千瓦，促进清洁能源消纳；“十四五” 期间，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。

“双碳”背景下，风力发电、太阳能发电装机容量快速增长，火电投资呈下降趋势，我国火电发电量占比从 2011 年的 81%下降到 2022 年的 66%。新能源发电具有随机性、间歇性、不稳定性等特点，当其比重增加到一定程度后，将导致电网调峰困难，加之传统煤电产能过剩，这就要求现役火电机组提高灵活性以及深度调峰能力，以维持电网稳定。

中国的能源结构具有“富煤、贫油、少气”的特征，煤炭在一次能源消费占比中超过 50％，其中 70％的煤炭消耗用于火力发电。煤电发电量虽然占比下降，但是未来很长一段时间内仍将是主要的电力来源。因此，升级改造现有煤电机组，提升系统灵活性，挖掘燃煤机组深度调峰潜力，通过能源技术创新更好实现大规模可再生能源并网与消纳。未来煤电机组将逐渐由基荷型电源向调节型电源转变，以适应能源转型，持续低负荷运行或深度调峰或成为常态。煤电机组灵活性主要包括负荷调整的灵活性和燃料的灵活性。负荷调整的灵活性指，机组在低负荷工况运行时的深度调峰、机组快速启停、爬坡速率及热电联产机组的热电解耦能力。燃料的灵活性指，所使用燃料的可变性，除了常规的化石燃料如煤、石油、天然气等，还可利用生物质和废弃物等多种可再生能源燃料进行协同发电。对于不同类型的煤电机组，对其灵活性改造需要选择合适的技术路线，国内研究主要集中于锅炉侧改造与汽轮机改造。对于热电联产机组，其改造关键在于热电解耦，需要在满足供热的同时提升其调峰能力。

我国煤电机组改造规划已经明确，改造规模庞大。2021 年，国家发展改革委、国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，会同有关方面制定《全国煤电机组改造升级实施方案》。到 2025 年，全国火电平均供电煤耗降至 300 克标准煤/千瓦时以下；在节煤降耗改造方面，对供电煤耗在 300 克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，应加快创造条件实施节能改造，“十四五”期间改造规模不低于 3.5 亿千瓦；在灵活性改造方面，存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 0.3-0.4 亿千瓦，促进清洁能源消纳；“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模 1.5 亿千瓦。公司热能工程有望受益煤电改造市场扩容。公司已具备电厂综合能效提升业务和灵活性改造业务的系统总包能力。综合能效提升业务主要根据当前技术水平对三大主机系统以及辅机系统进行全方位升级改造，灵活性改造业务主要是通过改造提升机组运行灵活性，充分响应电力系统的波动性变化，增加机组的调峰能力。截至 2022 年 6 月，公司已签订一系列能效提升/灵活性改造合同。

2.2 海上风电：项目经验丰富，统筹推进资质升级

辽宁、河北、山东、江苏、浙江、福建、广东均发布海上风电资源规划，特别是山东、江苏、广东、福建等省份，拟开发规模超千万千瓦。

受国家发改委发布的《关于完善风电上网电价政策的通知》影响，国内海上风电在“十三五”末期迎来抢装期。随后步入平价上网阶段，国内新开发的海上风电项目在 2022 上半年大多处于资源竟配和开发前期阶段，预计 2023 年初进入制造和施工阶段（来源：公司公告）。海上风电进入“平价”开发阶段后，广东、山东、浙江等省份相继出台省补政策。

海上风电具有建设投资大、风险高等特点，业主重视参建单位的综合实力。公司资质丰富，项目经历众多，综合竞争力强。资质方面，截至 2022 上半年，公司已取得电力行业工程设计（风力发电）乙级资质、港口与航道工程施工总承包贰级、电力工程施工总承包叁级资质、中国钢结构制造企业资质证书（特级）等，具备从事海上风电工程 EPC 总承包的设计、施工资质，拥有“华电 1001” 自升式海上作业平台等关键船机设备。截至 2021 年末，公司累计参与海上风电装机 340 万千瓦，占全国海风累计装机量的 13%。项目方面，截至 2022 上半年，公司参与建设海上风电项目 26 个，装机容量 350 万千瓦，其中，以施工总承包模式承建的项目 190 万千瓦，以 EPC 总承包模式承揽的项目 20 万千瓦；完成了 450 余套单桩基础施工、550 多台风机安装。公司已取得电力行业工程设计（风力发电）乙级资质和港口与航道工程施工总承包贰级等资质，并统筹推进资质升级工作，有望进一步提升项目承接竞争力。

2.3 布局制氢设备及材料，完善新能源产品矩阵

氢能被誉为 21 世纪的“终极能源”。2016 年 4 月，国家发改委和能源局出台《能源技术革命创新行动计划（2016-2030 年）》，将发展氢能首次上升到国家能源战略。2021 年 3 月，在《第十四个五年规划和 2035 年远景目标纲要》中提及，“在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业“。 2022 年以来我国氢能产业政策持续加码。2022 年 3 月，国家发改委出台《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，进一步明确我国氢能产业的发展路线。《规划》指出，到 2025 年，燃料电池车辆保有量约 5 万辆，部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到 10-20 万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排 100-200 万吨/年。2022 年 6 月，国家发展改革委、国家能源局等 9 部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，推进可再生能源发电制氢产业化发展，打造规模化的绿氢生产基地。2022 年 8 月，科技部、国家发展改革委、工业和信息化部等 9 部门联合发布《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022-2030 年）》，提出研发可再生能源高效低成本制氢技术、大规模物理储氢和化学储氢技术、大规模及长距离管道输氢技术、氢能安全技术等；探索研发新型制氢和储氢技术。同时，多个省份发布氢能规划和指导意见，积极打造氢能全产业生态链。

政策支持下，国内传统大型能源企业不断加大在氢能领域的投入，2022 年我国氢能领域投融资规模超过 63 亿元。可再生能源制氢前景广阔。根据制氢过程中产生的二氧化碳排放量的不同，一般将氢分为灰氢、蓝氢和绿氢。现阶段全球尚未形成一致标准，但一种看法的认可度较高，即认为通过可再生能源发电耦合电解水制氢，二氧化碳排放量为零，可能是制备绿氢的最佳路径。

化石能源制氢因其成本低、技术成熟，是目前主流的技术路线，氢气成本随煤炭、天然气价格波动在 6 元/千克~20 元/千克（不含碳捕集成本及碳税）。而目前电解水制氢最低成本在 40 元/千克以上，极大地限制了绿氢的大规模推广应用。电解水制氢成本中约 70%~80%来自电费，20%左右为制氢系统装备折旧和人工成本，其余为维护和运营成本等。显然，降低电价是降低绿氢成本、提升其经济性的前提和关键。经测算，当电价低至 0.2 元/千瓦时（引用自：《电解水制绿氢产业发展初探》），即使不考虑电解槽成本降低，电解水制氢与化石能源制氢相比已具备经济性。随着风电、光伏发电装机规模进一步扩大，可再生能源电力成本持续下降的趋势较为明确。

根据电解槽隔膜材料的不同，通常将电解水制氢技术分为 4 种技术路线：碱性水电解（ALK）、质子交换膜水电解（PEM）、高温固体氧化物水电解（SOEC）和固体聚合物阴离子交换膜水电解（AEM）。 ALK 技术方面，国内处在较为领先水平。国内企业在单槽产氢规模、整体成本控制等方面已经成熟，主流企业包括中船 718 所、苏州竞立、、隆基氢能、天津大陆、中电丰业、赛克赛斯、阳光氢能等。2022 年 ALK 电解槽 Top3 企业出货角度市占率约 80% 。 PEM 技术方面，全球领先企业主要分布在欧洲和北美，国内目前尚未突破兆瓦级大功率电解槽技术，与国际领先水平有较大差距。PEM 电解水技术和装备制造方面，美国康明斯（收购加拿大水吉能公司 Hydrogenics）、挪威 Nel（已收购美国普顿公司 Proton OnSite）、法国阿海珐氢能公司 AREVA、英国 ITM Power 公司、德国西门子能源等企业处于领先地位。其中，康明斯的 PEM 设备单槽功率可达 2.5 兆瓦，是目前全球商业化的最大单槽设备，对应产氢能力为 500 标准立方米/每小时。

电解水制氢系统也是绿氢降本路线之一。电解水制氢系统由电解槽、电源电力系统、制氢分离系统、纯化干燥系统、辅助系统等组成，其中电解槽占制氢系统总成本 50%以上，是绿氢系统的核心，具有技术壁垒高、附加值高、产值规模大等特点，预计 2025 年国内市场可达百亿规模、2030 年超千亿（来源：《电解水制绿氢产业发展初探》）。国内电解槽产品规模化、大型化趋势逐渐清晰。2022 年 8 月-2023 年 1 月，共有 14 家企业在国内发布了 15 款电解槽新品。

华电重工 2020 年设立了氢能事业部，以可再生能源高效利用、二氧化碳减排利用、工业尾气综合利用为方向，定位于集制售氢、装备制造、工程总包及项目投资、运营为一体的能源服务商。2020 年氢能业务承接甘电投氢能利用研究课题，签订 2 个气体扩散层供货合同。华电集团持续赋能。2022H1 公司营收中来自华电集团及其控股企业的业务占比达到 42.70%，华电集团持续助力公司氢能业务开拓。2021 年公司辅助实现华电集团绿电制氢零的突破，承担的华电集团“十大重点科技项目”四川泸定电解水制氢装置顺利完成 72 小时试运行，氢气纯度达到 99.99%。同时，公司协助华电集团所属公司获取德令哈项目、达茂旗项目等可再生能源资源。2023 年 3 月金山股份（实际控制人为华电集团）与华电科工（华电重工第一大股东）共同投资 2.78 亿元建设 25MW 风电离网制氢一体化项目，并配套电解槽、储氢罐等设备，华电重工有望受益。

2022 年氢能业务发展迅速。2022 年 5 月，公司并购深圳通用氢能 51%股权，并购标的具有气体扩散层及质子交换膜生产能力；2022 年 7 月 12 日，公司 1200Nm3/h 碱性电解水制氢装置与气体扩散层产品成功下线；2022 年 11 月，公司取得内蒙古华电包头市达茂旗 20 万千瓦新能源制氢工程示范项目 PC 总承包合同的制氢站部分，合同金额 3.4 亿元，计划 2023 年投产。此外，海外合作加强。2022 年 9 月 15 日，巴拉德与深圳市通用氢能科技有限公司在深圳签署战略合作协议。双方将在氢燃料电池气体扩散层及应用等方面开展紧密合作。

3 盈利预测

关键假设：物料输送系统工程业务：物料输送与电力、港口、煤炭、冶金、化工、建材、采矿等行业相关，2022 年煤炭开采和洗选业投资增速 24.4%；电力、热力、燃气及水的生产和供应业投资增速 19.3%。22H1 公司物料输送系统工程业务营收同比+65.37%，主因在执行项目增多，我们预计 2022 全年保持较高增速， 2022-2024 年物料输送业务增速分别为 61%/20%/18%。毛利率方面，公司物料输送业务智能化以及钢结构业务赋能有望持续改善毛利率，我们预计 2022- 2024 年物料输送业务毛利率分别为 12.3%/12.4%/12.6%。

热能工程业务：22H1 收入同比高增 138.01%。热能工程受益煤电改造需求， “十三五”期间国家电网火电灵活性改造完成率仅 40%，“十四五”规划实施节能降碳改造 3.5 亿千瓦，灵活性改造 2 亿千瓦，我们预计“十四五”期间热能工程市场需求继续保持旺盛，2022-2024 年增速分别为 69%/23%/21%，毛利率分别为 14.2%/14.3%/14.5%。高端钢结构业务：22H1 收入高增 57.27%，公司高端钢结构业务向光伏、智慧港机等新领域开拓。2021 年以来多地加快分布式光伏建设，公司积极布局相关领域项目；同时公司新型岸桥下线，港口智能化发展有望提升业务盈利能力。我们预计 2022-2024 年增速分别为 64%/22%/19% ，毛利率分别为 14.6%/14.8%/15.0%。

海洋与环境工程业务：22H1 收入下降 74.93%，主因 21 年海上风电“抢装潮”结束，当年新招标项目减少。但 22 年以来多省相继出台省补政策有望支撑市场需求。2022 年风电招标量超过 103GW，远高于 2021 年招标量（约 60GW），其中 22 年海上风电新招标 17GW。我们预计公司 2022-2024 年增速分别为-63%/90%/50%，毛利率分别为 5.0%/5.5%/6.0%。氢能业务：在手订单中达茂旗项目 3.4 亿元，有望逐步贡献收入；公司收购通用氢能有望带来气体扩散层等相关材料销售收入，我们预计公司 2022-2024 年增速分别为 15000%/1400%/110%，毛利率分别为 20.0%/21.0%/22.0%。

根据以上假设，我们预计 2022-2024 年公司整体营收分别为 98.07、 136.14、177.04 亿元，同比增速分别为-5%、39%、30%；2022-2024 年归母净利润分别为 3.28、4.78 和 6.36 亿元，同比增速分别为 8%、46%、33%。

（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。）

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