2023年华光环能研究报告 能源+环保双轮驱动的设备制造运营商

1、 华光环能：能源+环保双轮驱动的设备制造运营商

无锡华光环保能源集团股份有限公司（以下简称华光环能）成立于 1958 年 8 月， 2003 年 7 月在上交所挂牌上市。公司重点发展能源和环保两大产业，在能源领 域开展锅炉设计制造、传统及新能源电力工程总包、热电运营、光伏电站运营的 全产业链服务，并同时在环保领域开展专业设计、环保设备制造、工程建设、处 置运营的全产业链系统解决方案和综合服务。2023 年一季度，公司实现营业收 入 22.06 亿元，同比增长 12.05%，实现归母净利润 2.21 亿元，同比增长 6.58%； 公司预计 2023 年合并报表实现销售收入 105 亿元，利润总额 11.2 亿元。

公司股权结构稳定，实控人为无锡市国资委。公司股权结构相对稳定，第一大股 东为无锡市国联发展（集团）有限公司（直接间接持股比例 73.47%），实际控 制人为无锡市国资委。此外，控股股东拟通过公开征集转让的方式协议转让不超 过 25%的公司总股本为公司未来发展引入战略资源（意向受让方递交申请的截 止日期为 2023 年 5 月 23 日），提升公司发展潜力。

【资料图】

聚焦能源+环保两大业务板块，通过一体化服务体系实现产业链全覆盖。公司通 过多年时间的发展和业务扩张，利用公司在锅炉生产制造的领先优势（环保领域，公司是国内最早实现“炉排+余热锅炉”双炉型一体化供货的厂家，生物质锅炉、 燃机余热锅炉市占率均排名前三；能源领域，公司在国内 20 余家具备制造电站 锅炉资质和规模化制造能力的企业中位列第二梯队前列），通过装备制造+工程 服务+运营管理的一体化服务体系实现两大领域的全产业链覆盖。

营业收入规模稳中有增，2022 年归母净利润阶段性下滑，但 2023Q1 重回增长 轨道。公司 2020 年至 2022 年营业收入保持稳健增长态势，2022 年营业收入同 比增长 5.52%至 88.39 亿元；但受到宏观环境、原材料涨价、参股公司分红及 联营企业投资收益下降等因素影响，公司 2022 年归母净利润同比小幅下滑 3.47%至 7.29 亿元。2023Q1 随着疫情影响缓解后公司光伏电站工程和市政环保 工程启动建设，公司归母净利润重回增长轨道。

盈利能力稳步提升，资产负债率及 ROE（摊薄）基本保持平稳。随着公司毛利 率相对较高的运营业务占比持续提升，以及节能高效发电设备规模提升所带来的 毛利率水平提升，公司毛利率从 2018 年的 15.34%提升至 2022 年的 19.95%，净利率从 2018 年的 6.58%提升至 2022 年的 9.90%。公司资产负债率基本保持 平稳，2022 年小幅增长 0.21 个 pct 至 56.99%，ROE（摊薄）则在 2018-2022 年期间在 8~10%的范围内小幅波动，基本保持平稳态势。

期间费用率保持平稳，研发支出持续提升。2018-2022 年公司期间费用控制较为 稳健，期间费用率在 10~12%范围内波动，2022 年下降 1.20 个 pct 至 10.76%。 此外，公司持续加码新兴技术和产品的研发，2022 年研发支出规模小幅下降至 2.44 亿元，占营业收入的比重小幅下降 0.25 个 pct 至 2.76%。

在手现金相对充裕，收现比维持高位。2019 至 2022 年公司经营活动现金净流 量已连续四年为正，在资本开支有所提升的情况下保证了在手现金的充沛。公司 销售商品提供劳务收到的现金在过去 5 年基本保持稳定，收现比在 80%~100% 之间波动，现金流质量相对较好。

业务结构切换顺利，保质保量持续发展。随着“十四五”环保行业进入稳健发展 时期，公司在环保领域优化业务布局，将发展重心从环保设备销售转移到更稳健、 现金流更好的环保运营服务业务；此外，随着“十四五”国家持续加大对火电和 光伏电站项目的建设，公司加大在能源板块的投入，先后通过收并购的方式提升 公司在热电及光伏发电运营业务板块的收入规模。

公司在环保和能源两块业务范畴上均有一定程度的突破：

（1）环保业务方面，行业平稳发展期更加侧重稳健经营的运营项目开拓

公司凭借在锅炉设备上的领先制造能力和固废产业链协同发展及综合协同处置 能力，在无锡惠山区打造了具备自身业务特色的“城市综合固废处置中心”，并 成功建立垃圾焚烧全产业链平台，截至 2022 年底，公司已投运的各类型固废处 置能力分别达 2900 吨/天（生活垃圾焚烧）、2490 吨/天（污泥处置）、440 吨 /天（餐厨垃圾处置）、以及 1000 吨/天（蓝藻藻泥处置），并另有公主岭德联 二期垃圾焚烧项目（400 吨/天）、餐厨废弃物处置扩建项目（725 吨/天）、惠 山区飞灰填埋场二期（40 万立方米）等项目在建。

（2）能源业务方面，紧抓行业发展趋势，通过收购打开光伏业务新空间

2021 年，公司以现金约 3 亿元收购中设国联无锡新能源发展有限公司 58.25% 的股权。中设国联作为拥有开发运营能力以及成熟运营项目的新能源光伏发电领 域企业，能够提供专业的光伏发电服务和系统解决方案。截至 2022 年底，中设 国联开发运营有 37 个成熟的光伏运营项目，区域覆盖江苏、安徽、山东、浙江、 江西、广东等多省市地区。2022 年，中设国联实现光伏发电收入约 2.37 亿元， 净利润约 0.66 亿元。公司通过收购中设国联，拓展了光伏发电运营板块，契合 了自身能源结构调整、碳中和的战略方向。

除了公司在传统业务上稳中有进的战略布局外，我们更看重的是有着更广阔的市 场空间、更充分的发展潜力、和更具备战略投资价值的火电灵活性改造和绿电制 氢两个新型业务板块；公司在上述板块中一方面有着传统业务的协同储备，另一 方面已具备行业较为领先的技术水平，并有望于 2023 年实现突破。

2、 火电灵活性改造：政策支持，蓄势待发

2.1、 提升电网系统灵活性的重要一环

系统能否在高比例波动可再生能源的情况下灵活运行，是电力系统转型的核心， 且对于确保现代电力系统的安全性至关重要。电力系统灵活运行能力主要是指电 力系统能够可靠且经济有效地应对全时间尺度的供需平衡变化和不确定性，从而 确保电力系统瞬时稳定性、并支持长期供电安全。系统调节能力不足会降低电力 系统的稳定性，或产生大量的弃电。电力系统灵活运行能力既来自电力供给侧， 还可以通过电网基础设施，需求侧响应和电力存储来提供系统运行调节能力。

火电灵活性改造是提升电网供给灵活性的重要手段。电力系统灵活性按照调节方 式的不同可分为供给和需求的向上/下灵活性，供给向上灵活性和需求向下灵活 性分别通过电源提高出力和需求侧资源降低需求来实现，保障电力供应安全；供 给向下灵活性和需求向上灵活性与之相反，主要为了增加新能源消纳和减少资源 浪费，两者侧重解决的问题不同。

和其他电力系统资源灵活性相比，火电灵活性改造有着改造成本较低、调节方向 灵活、长时调节时间尺度较好等特点；但是其运行范围相对受限、启动时间较长、 且盈利能力受政策依赖较强。

火电灵活性改造包括运行灵活性和燃料灵活性。运行灵活性主要是指深度调峰能 力、快速爬坡能力和快速启停能力，其中深度调峰能力是指火电机组具有较大的 变负荷范围，对于热电机组是指通过热电解耦减少高峰热负荷时机组出力的能 力。燃料灵活性是指使用适应力强的煤种，掺烧生物质例如秸秆、木屑等。

2.2、 政策支持下“十四五”行业空间有望达近 300 亿元

从政策制定者视角看，电源侧灵活性资源中煤电灵活性改造和抽水蓄能电站分别 为成本和提升效果的第一梯队，灵活性改造成本最低，抽蓄调节效果最佳。总的 来看，煤电灵活性改造提升效果较弱，但成本优势明显；气电置换煤电效果较好， 但成本较高；新建抽水蓄能电站效果最好，成本稍高；新建储能电站的灵活性提 升效果略弱于抽蓄，投资运行成本也稍低，但储能当前收益不明晰。因此“十四 五”、“十五五”时期电力系统灵活性提升仍将主要依赖火电灵活性改造。

国家持续出台政策推进火电灵活性改造规模提升，预计“十四五”完成 2 亿千 瓦存量煤电机组灵活性改造。国家发改委、国家能源局于 2021 年 11 月印发的 《全国煤电机组改造升级实施方案》中明确，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 3000-4000 万千瓦，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。

“十四五”期间火电灵活性改造市场规模有望达近 300 亿元。 （1）根据煤电机组改造升级方案，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 3000-4000 万千瓦； （2）按照常规煤电灵活性改造投资成本 600-700 元/千瓦，燃煤热电联产改造 投资成本 300-500 元/千瓦计算，总投资额将达到 90~280 亿元。

2.3、 技术行业领先，客户储备丰富，规模放量可期

公司与中国科学院工程热物理研究所签订了《技术开发合同书》，共同开发“灵 活性低氮高效燃煤锅炉技术”和“灵活性低氮高效燃煤锅炉技术产品”。针对 130t/h-1000t/h（不含 1000t/h）机组的热电联产及发电煤粉锅炉，推动灵活性 低氮高效燃煤锅炉技术的市场应用。 此项技术将对惠联单台 170t/h 高温高压煤粉炉进行技术改造示范，共同实施预 热燃烧技术改造项目，通过改造实现锅炉宽负荷调节，NOx 原始排放浓度减少 60%以上，以及污泥的掺烧，实现锅炉深度灵活调峰，减少大气污染。

我们认为公司的煤粉预热燃烧技术应用有望随着火电灵活性市场规模的发展而 放量。（1）公司存量客户规模可观。公司自 1995 年起累计销售锅炉 1700 余台， 产品遍布国内主要省市，具备较好的客户基础。（2）交钥匙工程能力。公司凭 借自身先进的装备制造技术开发和生产能力，配合全面工程施工建设资质和能 力，能够承接从设计咨询、设备制造到工程总包建设，再到后期运营管理的一条 龙、一体化业务，可帮助客户根据需求完成交钥匙工程。（3）自身存量电站应 用。公司自身作为无锡地区的热电运营龙头，可将相关技术优先应用于自身运营 项目，一方面可同步改进优化技术，另一方面若项目成功也将作为后续推广的良 好示范。

3、 绿电制氢：空间广阔，装备先行

3.1、 双碳背景下政策支持，成本持续下降确定性较强

政策支持：零碳电力+氢能，能源结构优化的必由之路

（1）碳中和背景下，新能源长期发展是实现碳减排的核心路径和手段。碳中和 的最重要目的就是减少含碳温室气体的排放，采用合适的技术固碳，最终达到平 衡；为达到碳中和，我们预计到 2060 年，清洁电力将成为能源系统的配置中枢。 供给侧以光伏+风电为主，辅以核电、水电、生物质发电和对应的储能配套设施 （锂电+氢能等）；需求侧全面电动化，并辅以氢能多方位利用。

（2）锂资源约束压力加大背景下，推进氢能的生产和利用是发达国家的共识。 随着全球电动车行业的高速发展，以及未来风光发电占比提升后对锂电储能需求 的增长预期逐步提升，锂资源正逐步成为未来能源发展的重要掣肘。全球能源转 型发展较快的欧盟和日本均对氢能发展提出了明确要求和较高的期望。日本于 2020 年 12 月提出《2050 年碳中和绿色增长战略》（以下简称《战略》）作为 日本碳中和发展的纲领性战略，其中基于资源约束和发展核心竞争力的两方面因 素对氢能发展提出了长期规划并作为优先选择方向。欧盟于 2020 年 7 月发布《欧 盟氢能战略》，提出了欧洲发展氢能的战略蓝图给出了氢能发展目标，并于 2023 年 4 月 18 日正式通过欧洲碳边界调整机制（CBAM）协议，行业范围扩大至涵 盖氢，仅绿氢免收碳关税，欧洲期望使用大规模的绿氢以推动能源转型。

（3）能源安全背景下，氢能战略已成为国家发展的大战略。2020 年我国石油和 天然气的对外依存度分别为 73%和 43%；一旦国际局势进一步恶化，能源保障 或将出现一定的不确定性。在此背景下，氢能和光伏/风电领域一道成为了我国 能源消费结构转型和能源安全保障的重要一环。一方面，我国新能源装机规模保 持高速增长，在未来新能源发电成本下降的趋势下可以为绿氢生产提供充足的电 力保障；另一方面，氢能更低的储能成本、与储电互补、灵活的制储运方式等特 点，使其成为集中式可再生能源大规模长周期储存的最佳途径。欧阳明高院士曾 表示，氢能战略是国家的大战略，也是碳中和的重要组成部分，未来在可再生能 源的长周期储能调峰中将扮演重要角色。

综上所述，（1）在碳中和背景下全球均持续大力发展清洁能源，而氢能则是清 洁二次能源的重要补充。（2）随着全球电动车行业的高速发展，以及未来风光 发电占比提升后对锂电储能需求的增长预期逐步提升，锂资源约束正逐步成为未来能源发展的重要掣肘，日本、欧盟等地区均把氢能视为未来重要的发展方向。 （3）“双循环”体系下保障能源安全是我国可持续发展的重要抓手，且在全球 经济发达地区为摆脱重要化石能源（石油、天然气）依赖的背景下，氢能和光伏 /风电领域一道成为了全球能源消费结构转型和能源安全保障的重要一环。

绿氢降本核心：电价降低&电解槽降本

我们看好绿电制氢成本的持续下降，并最终实现对化石能源制氢的替代。当前时 点绿氢生产成本仍相对较高，未来降本空间潜力较大，且碳税的增加有望加快绿 氢对其他能源类型的替代。在现有技术和规模的情况下，绿氢的生产成本仍相对 较高（约 4 美元/kg H2，灰氢和蓝氢的生产成本在 1.5~2 美元/kg H2左右）；但 是随着可再生能源电价的持续降低和电解槽技术的提升，绿氢生产成本仍将持续 下降；如果考虑到碳税在未来的引入（假设 50 美元/吨），则绿氢的生产成本分 别有望在 2030/2032/2038 年低于蓝氢/灰氢/LNG（亚洲）。

当前绿氢生产成本中占比较高的是电价和设备成本，占比分别达到 50%和 40%， 因此未来绿氢生产降本的核心也在上述两个环节。根据 IRENA 的研究结果，当 电解槽设备成本降低超过 80%，可再生能源电价从当前的 53 降至 20 美元/MWh （约 0.1 元/kWh），辅以电解效率、满载小时、电解槽寿命等因素的提升，未 来绿氢成本有望降低至 1 美元/kg H2。

（1）新能源发电成本（尤其是光伏）未来仍将保持快速下降趋势。根据 IRENA 数据，全球可再生能源 LCOE 在 2010-2021 年均呈现下降态势，其中光伏装机 LCOE 从 2010 年的 0.417 美元/kWh 下降 88%至 2021 年的 0.048 美元/kWh（约 0.31 元/kWh），陆上风电装机 LCOE 从 2010 年的 0.102 美元/kWh 下降 68% 至 2021 年的 0.033 美元/kWh（约 0.21 元/kWh）。展望未来，光伏行业仍有希 望通过技术进步持续降本，N 型硅料、颗粒硅、大尺寸、TOPCon、HJT 及叠瓦 等提效降本技术会持续推进可再生能源电价持续下降。

（2）电解槽技术进步和规模提升带来成本下降。当前电解槽效率约为 55kWh/kg H2（即生产 1 立方氢需要约 4.5 度电），单位造价约为 400 美元/kW；随着更大 的槽体、更优秀的制造工艺、以及更好的质量品控，辅以在其他环节技术和材料 的优化（如更薄的隔膜、更高效的催化剂、减少稀有金属的使用等），未来电解 槽的效率有望降低至 40kWh/kg H2（即生产 1 立方氢需要约 3.7 度电），同时 电解系统造价也有望降低至 200 美元/kW，从而推动绿氢生产成本持续下降。

综上所述，当前绿氢的生产成本在风光发电成本持续下降背景下已处于下降通 道，虽然相较灰氢（约 1~2 美元/kg H2）仍处于高位，但是未来随着电解槽技术 的持续进步和氢气生产规模的不断提升，叠加可再生能源发电技术持续发展所带 来的电价降低，绿氢的生产成本有望降至 1 美元/kg H2，和其他制氢方式、乃至 其他化石能源相比均具有一定的经济竞争力；此外，在碳中和背景下，未来碳价 的引入和提升将进一步提升绿氢的竞争力（因其碳排放相较其他制氢方式和化石 能源具有显著优势）。发展过程中的核心关键点在于： （1）可再生能源电价的持续降低，从当前的约 0.3 元/度降低至约 0.15 元/度。 （2）电解槽技术和制氢规模提升所带来的单位资本开支下降，从当前的 7000 元/kW 左右降低至 1000 元/kW。

3.2、 2023Q1 行业需求起量，未来空间广阔

短期来看，随着新能源发电成本的持续下降、三北地区消纳诉求的持续提升，国 内多个风光制氢一体化示范项目的建设和招标进展均在加速推进。根据氢云链统 计，2023 年一季度国内电解槽招标量达 452MW（不包括 AEM 项目），已超出 2021 年全年出货量。从中标金额来看，碱性路线的价格主要分布在 1350~1500 元/kW 范围内；从中标企业情况来看，阳光电源、派瑞氢能、隆基绿能位列前三。

而根据我们通过对地方政府制氢项目实施情况的跟踪，从 2021 年 11 月底中石 化在新疆库车建设实施绿氢示范项目一期开始，截至 2023 年 4 月底已有超过 50 个风光制氢项目计划实施，总制氢规模达 109 万吨/年。此外，中能建先后于 2023 年 3 月和 4 月宣布将在埃及和摩洛哥建设绿氢生产工厂（埃及项目建成后年产 氢规模约 14 万吨，摩洛哥项目建成后年产氢规模约 32 万吨），这也将支撑氢 能电解槽需求在“十四五”期间的持续放量。

中期来看，除了国内政策支持背景下更多的风光氢储一体化项目的持续释放，海 外各地也有着规划体量可观的制氢项目布局，国内电解槽企业也有希望凭借技术 的持续进步和成本的优势实现电解槽产品的出口。从重点地域来看： （1）欧盟。由于提前的布局和自身对氢气更大的需求量，2030 年前已规划制氢 项目的产能最多，总产能达 1575.7 万吨/年，其中荷兰、德国和西班牙产能规划 排名前三，分别为 678.4、415.9 和 248.7 万吨/年。 （2）中东地区。近年来以沙特、阿曼和阿联酋为首的海湾阿拉伯国家正在通过 国际合作的形式大力推动氢能产业发展，以此加速本国经济向绿色、低碳、多样 化、可持续发展的方向转型。中东地区 2030 年规划总产能有望达到近 500 万吨 /年，其中阿曼，阿联酋和沙特阿拉伯 2030 年前的制氢产能规划分别为 326.4、 103.2、37.3 万吨/年。 （3）北非地区。凭借优异的光照条件和相对便利的运输条件，北非地区有望成 为欧洲极佳的氢能供应地，以埃及为首，摩洛哥、突尼斯和阿尔及利亚为辅的国家均对氢能发展有所布局，其中埃及和摩洛哥 2030 年前的产能规划为 174.3、 4.9 万吨/年。

长期来看，根据 Energy Transitions Commision 在《Making the Hydrogen Economy Possible》的预测，全球的氢能需求有望从 2020 年的 1.15 亿吨/年提 升至 2050 年的超过 10 亿吨/年，其中：用于终端消费的氢能需求有望突破 5 亿 吨（主要集中在工业端的水泥、钢铁、化工等细分行业，以及建筑端的供暖使用）； 用于绿色氨气和合成燃料生产的氢能需求分别为 0.8 和 1 亿吨（均集中在交通领 域，其中在船运领域有望占到终端需求的 80%）；储能领域未来的氢能应用规 模仍有不确定性（占未来储能需求的 2~5%），范围从 0.8 亿吨~2.7 亿吨不等。 绿电制氢凭借其零碳排放、成本持续下降、对不可再生资源需求低的特点，有望 在制氢环节占据较大份额，电解槽需求亦有望随着氢气需求增长而持续放量。

3.3、 制造基因为基，携手大连理工打造碱性电解槽

公司在传统锅炉装备制造中具备丰富经验。公司以装备制造起家，自 1995 年以 来累计销售锅炉 1700 余台，产品遍布国内主要省市和海外 37 个国家和地区， 并荣获中国机械 500 强，在锅炉行业排名第三（前两名分别是上海电气和东方 电气）。公司在垃圾焚烧锅炉设备市场具有绝对的优势和影响力，垃圾焚烧炉销 售业绩达 500 台/套以上，产品销售覆盖 24 个国家地区，品牌影响力深入东南 亚地区，在同类产品中市场占有率排名第一。此外，公司生物质锅炉、燃机余热 锅炉在市场占有率均排名前三，是国内唯一一家同时拥有卧式、立式自然循环技 术的 HRSG 供应商，技术在国内处于领先地位。

在制造基因基础上，公司与大连理工成立“大连理工-华光环能”零碳工程技术 研究中心并成功下线碱性电解槽产品。公司与“碳中和世界大学联盟”创始成员 学校——大连理工大学联合成立技术研究中心，通过 2 年时间从实验室小试技术 开发，中试概念验证机，中试系统研发、设计、制造、安装与运行，再到 2023 年 1 月正式实现国内首创最大单体电解水制氢设备的产业化。

公司具有自主知识产权的双极板和电极催化剂，利用首个自主开发的智能、参数 化设计系统，成功开发了产氢量 1500-2000Nm3 /h 的碱性电解槽。该电解槽具 有以下性能优势：（1）电解槽采用压力容器标准实施设计，实现了轻量化，外 形精巧，极大缩短了制造周期，节约用户成本。（2）通过三维建模和应力分析 测试，实现产氢压力 3.2MPa，填补国内千方级高压力电解槽空白。（3）预计 单位能耗≤4.0kW·h/Nm3 H2，优于国标一级能效标准，降低制氢成本。（4） 针对峰谷电价的差异性，整套制氢系统具备 10%-200%的动态调节能力，适应 于储能、动力、冶炼、化工、交通、玻璃、电子等多场景应用。

（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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