深度报告 ：做实氢能，做快光伏，做强海风，做优热能

华电重工：工程系统承包龙头 华电重工成立于2008年，是工程整体解决方案供应商。公司业务涵盖物料输送系统工程、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，实际控制人为国务院国资委。 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。而新能源发电具有随机性、间歇性、不稳定性等特点，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。 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、国家能源局制定《全国煤电机组改造升级实施方案》。煤电机组“十四五”期间改造规模不低于3.5亿千瓦；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。 公司热能工程有望受益煤电改造市场扩容。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。 海上风电：项目经验丰富，统筹推进资质升级 公司资质丰富，项目经历众多，综合竞争力强。公司具备海上风电工程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年上半年，公司参与建设海上风电项目26个，项目装机容量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。 布局制氢设备及材料，完善新能源产品矩阵 2022年以来我国氢能产业政策持续加码。到2025年，燃料电池车辆保有量计划达到约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。2022年6月的《“十四五”可再生能源发展规划》，提出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。多省发布氢能规划和指导意见，积极打造氢能全产业链生态。 电解水制氢的高成本限制了绿氢的大规模推广应用，降低电价、设备价格是降低绿氢成本的关键。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已十分明确。 电解槽占制氢系统总成本50%以上，技术壁垒高、附加值高、产值规模大，预计2025年国内市场可达百亿规模，2030年超千亿。公司背靠华电集团，有望持续受益大股东赋能。2021年，公司承担华电集团四川泸定电解水制氢装置项目。2022年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制氢站部分。此外，公司并购的深圳通用氢能具有气体扩散层及质子交换膜生产能力，产业链布局持续扩张。 投资建议：我们看好公司①火电建设龙头，受益火电灵活性改造市场空间扩容，②华电集团有望持续赋能新业务，③积极发展氢能业务，打造下一个增长极。我们预计公司2022-2024年归母净利为3.28、4.78和6.36亿元，现价对应PE分别为27、19、14倍，首次覆盖，给予“推荐”评级。 风险提示：煤电投资不及预期；新能源项目承接不及预期；集团外市场开拓不及预期；氢能业务开拓不及预期。 盈利预测与财务指标项目/年度 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。 图1：华电重工历史沿革 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。。 图2：公司主营业务梳理 图3：公司案例a-电厂输煤系统 图4：公司案例b-电站四大管道系统 图5：公司案例c-工业项目钢结构工程 图6：公司案例d-海上风电系统 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。 图7：公司股权架构（截至22Q3） 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%。 图8：2011-2022Q1-Q3公司营收及增速 图9：2011-2022Q1-Q3公司归母净利及增速 图10：2011-2022Q1-3公司毛利率及净利率 图11：2011-2022Q1-3公司期间费用率表现 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。 图12：2011-2022H1公司营收结构（亿元） 图13：2011-2022H1公司各业务毛利率情况（%） 图14：2011-2022H1公司毛利结构（亿元） 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。 图15：2008-2022年我国火电投资建设完成额及增速（亿元） 图16：2011-2022年我国发电量结构 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。 图17：煤电机组灵活性改造技术路线 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。 表1：2021年以来华电重工综合能效提升和灵活性改造业务合同（部分） 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。 图19：2018-2022年我国海上风电新增装机量（万千瓦） 图18：2017-2022我国海风累计装机量（万千瓦） 表2：部分沿海省份海上风电规划 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