（报告出品方/作者：民生证券，李阳）
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。
2.1 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。
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。）
联系客服
