脱胎于老牌三大动力厂改组上市，现由国资委实控
哈尔滨电气股份有限公司（简称“哈尔滨电气”）源于哈尔滨“三大动力厂”，目前由哈尔 滨电气集团有限公司（简称“哈电集团”）控股，国资委实控。哈尔滨电机厂、哈尔滨锅炉 厂、哈尔滨汽轮机厂合称哈尔滨“三大动力厂”，分别成立于 1951、1954、1956 年，是“一 五计划”背景下依托苏联援助建设的中国发电设备制造骨干企业。1994 年 10 月，“三大动 力厂”资源整合成立哈电集团，由国务院国资委 100%控股；同年哈电集团实施股份制改组 组建哈尔滨电气（1133.HK），并于 1994 年 12 月在港交所上市。哈电集团为哈尔滨电气控 股股东，持股 69.79%，剩余 30.21%为港股流通股。截至 2025 年 6 月，依据公司官网披 露，哈尔滨电气下设 15 家控股子公司，实现多业务协同发展。
管理团队背景深度契合主业发展需求，启动股权激励计划强化业绩驱动。公司核心高管团 队具备鲜明的工程技术背景，拥有高级经济师、工程师、会计师等专业职称，履历覆盖能 源、机械、电气、交通等关键行业，体现出其管理能力与公司主业发展的高度适配。作为 中央直接管理的重要国有骨干企业，控股股东哈尔滨电气集团在决策与运营上需严格遵循 国务院国资委的考核与监管要求，为公司高质量发展提供了坚实的制度保障。此外，哈尔 滨电气股份有限公司于 2021 年 1 月 29 日正式启动股权激励计划（哈电股份 H 股股票增值 权激励计划第一期），向符合条件的 281 名激励对象授予共计 4832 万份股票增值权，推动 业绩导向与员工积极性深度融合。
六类电力设备多元布局，覆盖设备生产与工程服务的行业龙头
公司业务以六类电力设备生产和配套工程总包与制造服务为核心，同步拓展新型海洋设备、 节能环保产品等新型业务方向。 1. 电力设备生产：2024 年电力设备业务收入占总营业收入的 70.5%，实现煤电（41.6%）、 气电（5.1%）、水电（11.3%）、核电（11.1%）、光热和新型储能（1.4%）六类产品并举发 展格局。其中，火电设备（含煤电和气电）为收入与利润主力，2024 年营收为 117.9 亿元， 占总营收的 46.7%；毛利为 19.3 亿元，占总毛利的 40.2%。核电设备增长势头强劲，单位 产品盈利水平较高，2024 年营收和毛利分别占业务总量的 11.1%/27.1%。 2. 配套工程总包与制造服务：2024 年电力工程项目的收入占总营业收入的 14.9%，主要包 括工程总承包（10.3%）及装备改造、运维、检修等制造服务（4.6%）。该板块营收近年来 整体保持稳定，略有回落，但盈利能力持续修复，2022 年起毛利实现由亏转盈。 3. 新型业务方向：2024 年占总营业收入 13.6%，涵盖以船舶动力装备为主的绿色低碳驱动 装备（1.7%）和清洁高效工业系统（11.8%），公司持续扩大产品覆盖范围、深化研发能力， 在海洋装备、节能环保、氢能、泵阀制造等领域构建新型业务竞争力。
深耕电力设备生产，六大板块全面推进
公司是我国电力设备领域龙头，业务涵盖煤电、气电、水电、核电、光热及新型储能六大 板块。煤电设备方面，公司锅炉、汽轮机、发电机三大煤电主设备产品占全国总装机容量 约三分之一，以大容量、高参数锅炉产品见长；近年来公司逐步调整此前低价订单策略， 煤电设备低毛利状态有望改善。气电设备方面，公司重型燃气轮机系列产品具备多样化性 能参数，中小型燃机及重型燃机关键部件已实现国产化研发。核电设备覆盖三代和四代先 进堆型，聚焦蒸汽发生器与稳压器等核心产品，凭借产能集中优势，毛利率领先同行。水 电机组种类齐全，产品涵盖混流式、轴流式、贯流式、蓄能式、冲击式等多个品类，市占 率超 50%，订单重心正由传统大水电向高附加值抽水蓄能转型。此外，公司前瞻性布局光 热及新型储能设备领域，持续强化核心技术研发能力。
煤电主设备龙头，中小燃机国产化研发持续推进
煤电设备三大龙头之一，主设备产品线覆盖全面。公司煤电产品涵盖锅炉、汽轮机、发电 机三大煤电主设备，约占全国煤电总装机容量的 1/3，与上海电气、东方电气并列为行业领 军者。2024 年，公司煤电设备业务收入占总营收的 41.6%，毛利率 11.4%。由于公司地处 东北运输成本较高，以及早期煤电设备低价订单尚未充分释放，毛利率低于上海电气（约 27%）和东方电气（18.7%）。公司自 20 世纪 80 年代引进西屋技术以来，持续自主研发， 成功实现超临界、超超临界机组三大主设备以及大型循环流化床锅炉的国产化生产，形成 完善的自主技术体系。公司锅炉产品覆盖中压至超超临界等级，容量范围从 50MW（适用 于小型热电联产）至 1000+MW 以上（适用于超超临界二次再热机组），在国内处于技术领 先地位；汽轮机与发电机产品可适配不同容量和压力等级的机组，兼具灵活性、稳定性和 安全性。目前公司煤电设备已广泛应用于全国 500 余家电厂，并出口 30 多个国家和地区。 气电设备生产以重型燃气轮机为核心，相关产品约占全国重型燃机总装机容量的 1/3，兼具 中小型燃机本体批量化制造能力。2024 年，公司气电设备业务收入占总营收的 5.1%，毛 利率 5.9%。公司燃气轮机产品具备军民两用能力，技术引自通用电气（GE），持股哈电通 用燃气轮机（秦皇岛）有限公司 50%股权（另 50%为 GE 持有）。公司重型燃机产品涵盖 9F.03/9F.05、13E2、9H.01 等多个系列，具备多样化的性能参数，可满足不同应用需求； 在中小型燃机领域，公司逐步实现国产化制造和自主知识产权体系建设。目前公司已承担 CGT25-D 系列、HGT16 等中小型燃机设备及我国自主研制的 300 兆瓦级 F 级重型燃机部 分关键部件的生产任务。燃气轮机 EPC 服务出口至孟加拉、巴基斯坦、沙特阿拉伯等国家； 其中，2024 年在沙特市场实现重大突破，成功中标两座联合循环燃气轮机电站的 EPC 合 同，进一步巩固了公司在海湾地区电力建设领域的领先地位。
核电水电核心设备市占率领先，前瞻布局光热与新型储能
覆盖核电三代四代先进堆型，毛利率和主泵市占率更高。公司核电设备市场占有率约为 30% （按订单口径），2024 年核电设备业务收入占总营收的 11.1%，毛利率达 30.7%；公司核 电设备业务以蒸汽发生器和稳压器为主，产品集中度高，产能利用充分，毛利率高于行业 平均（上海电气约 15-18%，东方电气为 24.0%）。公司建有核岛与常规岛主设备制造基地， 具备年产 4 台/套百万千瓦级核电机组的生产能力。其中，核岛部分负责承载核裂变反应并 产生高温高压蒸汽；蒸汽随后进入常规岛驱动汽轮机和发电机系统，与常规火电工艺类似。 核岛“六大主设备”中（即反应堆压力容器、主泵、蒸汽发生器、稳压器、控制棒、堆内 构件），公司产品覆盖蒸汽发生器和稳压器，主泵则由控股母公司哈电集团下属的佳电股份 负责生产，市占率超过 50%，居行业领先地位。除深度布局“华龙一号”、“国和一号 （CAP1400）”、VVER 等三代核电技术外，公司积极开展第四代核电技术研发，涵盖高温 气冷堆、快堆以及小型堆等多种堆型，具备满足不同技术路径与市场需求的综合能力。
水电行业龙头，产品类型丰富，具备多项关键技术突破。公司水电设备市场占有率超过 50% （按订单口径），2024 年水电设备业务收入占总营收的 11.3%，毛利率为 14.1%，略低于 东方电气（18.8%）；公司订单结构由传统大水电逐步转向以高附加值抽水蓄能项目为主， 未来盈利水平有望进一步上升。公司生产的大型水电机组装机容量占全国总装机容量约一 半，产品涵盖混流式、轴流式、贯流式、蓄能式、冲击式等多个品类，适用于不同流量与 地形条件下的水电站建设。此外，公司在水力研发、设计制造等方面拥有多项标志性成果， 包括研制了世界单机容量最大的白鹤滩 1000 兆瓦水电机组、世界额定水头最高（724 米） 的抽水蓄能机组，以及国内唯一的 500 兆瓦级高水头、大容量冲击式机组。 前瞻性布局光热与储能领域，围绕核心技术持续开展研发。光热与储能 2024 年占总营收的 1.4%，毛利率为 9.9%，是公司快速增长的新型技术电力设备产品板块。光热方面，公司具 备完整的电站动力岛、储热系统和蒸汽发生系统设计与设备供货能力。蒸汽发生系统产品 覆盖槽式、塔式及线性菲涅尔等多种技术路线，机组容量范围从 50 兆瓦至 300 兆瓦，满足 不同规模光热电站的需求。新型储能方面，公司掌握压缩空气储能、熔盐储热、吸附-压缩 二氧化碳储能等关键核心技术，其中，压缩空气储能核心设备已覆盖 10 兆瓦至 350 兆瓦等 级，市场占有率约达 60%。
打造全流程工程总包服务体系，灵活性改造蓄势待发
公司提供一体化、全生命周期配套总包与服务体系，积极拓展国内外项目布局，在订单签 订过程中注重风险防控与签约节奏的稳健把控。2024 年公司工程总包和制造服务业务分别 占总营收的 10.3%/4.6%，毛利率为 5.2%/35.6%。公司配套工程服务体系覆盖融资、设计、 制造、施工及售后等全流程，该业务起源于 1983 年成立的哈尔滨电气国际工程有限责任公 司，现为公司全资控股子公司，具有丰富的项目管理经验和专业技术积累，已通过 ISO 9001 质量管理体系、ISO 45001职业健康安全管理体系及ISO 14001环境管理体系等国际认证。 根据哈尔滨电气国际工程有限责任公司产业布局数据披露，截至目前，公司已在巴基斯坦、 菲律宾、越南、土耳其等 30 多个国家和地区承揽电站工程 80 余项，总装机容量超过 5000 万千瓦，累计签约额超过 200 亿美元，国际品牌影响力持续提升。 随着低碳转型目标的持续推进和新能源在电网中渗透率的提升，火电灵活性改造与调峰需 求显著增长，该业务板块利润贡献显著。我国煤电装机容量虽不足 40%（2024 年），却承 担了约 60%的发电量与近 80%的调节能力。国家发改委和能源局发布《新一代煤电升级专 项行动实施方案（2025-2027 年）》，提出从清洁降碳、安全可靠、高效调节、智能运行四 方面推动火电灵活性改造。公司在该领域积极布局，2022 年完成江苏大唐国际吕四港 3 号 机组改造，标志着哈电电机首台 600 兆瓦等级发电机灵活性改造完成，成为行业标杆范例。 此外，哈尔滨电气锅炉机组效率持续优化，最新机组煤耗率已降至 240-250 g/kWh，相较 于老旧机组（约 300 g/kWh）显著提升。未来火电灵活性改造还包括深度调峰、快速响应、 多能耦合等方向。其中深度调峰投资约为 30-90 元/千瓦，最小出力可降至 20-40%；快速 响应依托锅炉与汽轮机控制系统优化提升负荷响应速度；多能耦合则探索“火电+储能”、“热 电联产灵活化改造”等路径，均契合未来电力系统稳定性需求。2024 年，公司火电灵活改 造业务归属现代制造服务板块，收入占比 4.6%，毛利率达 35.6%，贡献 13.1%的总毛利， 展现出显著的盈利能力。
布局新型能源装备业务
公司积极拓展新型能源装备与应用场景，持续扩大产品覆盖范围、深化研发能力，在海洋 装备、节能环保、氢能、泵阀制造等领域形成了多点支撑、协同发展的业务格局。2024 年 新型能源装备占总营收 13.5%，毛利率 3.9%。其中： 1. 海洋装备：具备船用锅炉、轴系与推进器、船舶电站及自动控制系统等核心装备的研发 与制造能力，为海洋工程装备产业提供系统化解决方案。 2. 节能产品：在化工容器、工业锅炉、垃圾发电、气电、生物质发电、工业节能等细分领 域取得突出成果。例如，公司成功研发国内首台石化容器超 1000 台套，累计为国家炼油、 化工、核电、军工等行业提供压力容器逾 1 万台套；承制深圳东部环保项目余热锅炉，属 世界规模最大、标准最高的垃圾焚烧发电项目；研制全球首套 145 兆瓦燃气超临界锅炉机 组和国内装机容量最大的 40 兆瓦高温超高压生物质锅炉等。 3. 环保产品：涵盖脱硫、脱硝、除尘、海水淡化、水处理、余热利用、危固废处理等方向， 严格执行 ISO 9001 质量管理体系标准，广泛服务于电力、钢铁、水泥、市政等行业。 4. 氢能：围绕氢能“制、储、运、用”全产业链积极布局，重点发展化石能源与可再生能 源制氢、新型储氢技术、掺氢掺氨燃烧与绿色甲醇制备等关键技术。 5. 泵阀：设计制造覆盖煤电、核电、石化、光热、储能、氢能等领域的阀门、减温减压装 置、水位测量装置等产品，共计 40 多个系列、4000 余个品种，产品性能达到国际先进水 平，行业综合排名位居全国近万家阀门企业前列。
自 22 年起订单与营收同步增长，订单兑现与费率管控提升盈利水平
复盘公司历史业绩表现，自 2022 年起，电力设备订单快速增长，成为推动公司营收持续上 行的核心动力，其中火电设备增速尤为显著，水电与核电业务持续贡献增量。2022–2024 年公司新签订单规模总计为 336.3/435.7/568.7 亿元，同比增长 17.7%/29.5%/30.6%；同期 营业收入增长至 246.4/288.4/383.0 亿元。电力设备在总订单中的占比逐年上升，持续高于 50%，2024 年达 61.4%。其中，2024 年煤电营收同比大增 99%，增速贡献最为突出；水 电和核电则延续平稳增长态势。 公司整体毛利率持续回升，2022 年起工程总包与制造服务业务成功扭亏，带动盈利结构改 善；火电设备在大营收基数下实现毛利增长，叠加核电设备作为高毛利板块快速发展，公 司 2024 年毛利润与净利润显著修复。2021 年受原材料价格大幅波动及海外疫情影响，工 程项目施工成本飙升，导致工程总包与制造服务相关业务毛利率一度降至-40.9%；2022 年 起毛利率回升至 17.5%，后有所回落，2024 年维持在 14.6%的水平。整体来看，2024 年 公司综合毛利率达 12.9%，同比+1.54 pct。其中，电力设备板块毛利率升至 14.4%，同比 +1.60 pct。分业务看，核电设备毛利率高达 30.7%，同比+ 3.71 pct，远高于公司整体水平， 且呈持续上升趋势，未来有望进一步拉动公司整体盈利能力；煤电设备毛利率小幅增长至 11.4%，同比+1.83 pct；水电与气电设备毛利率保持稳定，略有上行。
电力设备订单周期平均 2-6 年，公司当前新签订单储备充足，预计未来随设备交付、装机 陆续释放营收，收入仍具增长空间。具体而言，电力设备的交付依赖于电网机组项目的整 体推进进度，通常包括项目核准、设备招标、订单确认、设备交付、装机及并网投产等多 个阶段。设备厂商在机组核准后参与招标，成功中标后订单即确认为新增订单，公司据此 安排生产与交付。其中，煤电设备交付周期约 1-1.5 年，交付后 0.5-1 年完成装机；气电设 备交付周期与煤电相近，但审批、安装环节相对更快；水电、核电装备耗时较长，交付周 期分别为 3-4 年/2-3 年，装机周期分别为 2-4 年/1-2 年，后续分阶段投产。收入确认根据合 同条款，随生产、交付、装机进度按比例逐步确认，在时间上滞后于新增订单。公司当前 新增订单量处于高位，2023、2024 两年新增电力设备订单同比增长 44.3%/42.1%至近 350 亿元，后续随订单交付释放，营收具备持续上行潜力。
公司费用管控成效显著，利润水平与资产回报稳步提升。2024 年，公司销售费用率和管理 费用率分别降至 1.6%和 4.4%，相较 2021年有显著下降，得益于公司管理层优化战略布局、 提高经营效率以及订单量扩大带来的规模效应。毛利率回升叠加费用压降，带动利润大幅 增长，2024 年实现营业利润 15.3 亿元、净利润 16.9 亿元，分别为上年的约 10 倍和 2 倍； 资金使用效率和资产运营质量同步改善，应收账款周转速度加快，共同带动资产回报持续 修复。自 2021 年起，公司 ROE 逐步回升，2022/2023/2024 年分别达 0.8%/4.5%/11.5%， 改善幅度显著。
电力负荷持续上行，煤电支撑作用凸显
电力需求可能再超预期，带动最高负荷同步走高。2024 年中国社会用电量同增 6.8%，跑 赢 GDP 增速 1.8pct。我们看好在新质生产力、二产出口、居民用电拉动下电力需求增速持 续跑赢 GDP，全国用电量 2025-30 年有望维持 6%的复合增长（详见我们于 2024 年 6 月 3 日发布的《全球能源新趋势下的煤炭发展机遇》）。由于需求端电动汽车、空调等应用渗透 率提升放大终端电力负荷波动，最高负荷短期内快于用电量增长，2024 年全国最高电力负 荷同比增 8.2%至 1450GW；预计 2025/2030 年全国最高电力负荷达到 1543/2057GW。考 虑需求侧削峰资源（如工商业储能）的加速发展，电力最高负荷增速 2027 年起将有所下滑 （详见我们于 2023 年 12 月 1 日发布的《能源转型系列报告-但问路在何方》）。 电力需求增长和高比例可再生能源渗透对可控电源提出更高要求，电力系统稳定运行需严 守可控裕度红线。电力需求增长加大电量-负荷（供需）匹配难度，尽管近年来新增装机规 模持续上升，但主要由风电、光伏等高间歇性、波动性可再生能源贡献；2022-24 年新增装 机分别为 187/356/429GW，其中风光占比高达 65.7%/82.3%/83.1%。为衡量电力供应的充 裕与稳定性，我们引入“可控裕度”指标，即可控装机容量与电力系统最高负荷的比值。 可控装机容量指各类电源装机规模乘以其对应的可控比例，可控比例反映机组在负荷尖峰 时段的平均在线率，作为衡量机组出力保障能力的指标。参考英国国家电力市场 2022 年 T-4 容量招标中采用的折扣系数及我国极端天气下的运行表现，煤电、气电、水电、核电、 陆上风电、海上风电、光伏的可控比例分别为 80.40%、91.34%、60%、78.25%、6.74%、 8.30%、4.98%；其中风光等新能源由于出力波动性和间歇性，早晚负荷高峰为新能源受资 源限制的出力低谷，因此其可控比例（在线率）低于传统能源。从历史来看，2022 年我国 经历严重的电力紧张局面，当年可控裕度仅为 1.1，为近年来最低。基于此，我们认为可控 裕度 1.1 是中国电力系统运行稳定、安全的关键红线。
2024 年全国电力系统可控裕度再次降至安全临界值，煤电具备低成本、高自给、强可控优 势，有望在未来新增可控装机中发挥主导作用。2024 年，受最高负荷增长及风光高占比新 增装机的影响，电力系统可控裕度跌至 1.1。随着未来最高负荷增长，电力系统运行安全持 续承压，亟需通过新增可控装机予以保障。在各类电源中，火电具备较高的可控性，其中 煤电作为我国电力系统的主力电源（2024 年占全国总发电量的 55%），相比气电在多个方 面更具优势：一是资源保障能力强，我国煤炭资源丰富、分布广泛，进口依赖度低；二是 经济性更优，煤电发电成本（0.35-0.4 元/千瓦时）相对气电（0.56-0.58 元/千瓦时）较低， 更符合当前电价机制下的经济调度要求；三是设备国产化水平高，电厂运行维护体系成熟， 管理成本和技术依赖较低。相比之下，尽管气电在中小型燃机方面已基本实现国产，但重 型燃机核心技术仍高度依赖进口，国产相关设备和零部件尚处于研发阶段，短期内难以承 担大规模新增可控装机的任务。因此，综合考虑电力系统的安全性、可控性与经济性，我 们认为煤电有望成为未来电力系统新增可控装机的主要支撑力量。
容量电价机制推动煤电从发电主力向系统备用支撑角色转型，释放新增装机需求。2022 年 8 月，受多地“拉闸限电”事故及电力紧张形势影响，国家发改委提出重启煤电建设，明确 2022/2023 年煤电每年各开工煤电 8000 万千瓦，2024 年保障投运煤电项目 8,000 万千瓦， 并将“十四五”煤电发展目标由 12.5 亿千瓦上调至 13.6 亿千瓦。2023 年，发改委印发《关 于建立煤电容量电价机制的通知》，强调在推动煤电“三改联动”（即节能、灵活性与环保 改造）的基础上，鼓励煤电企业参与“容量电价”、“辅助服务”等新市场机制，提高煤电 装机的调节性、备用性价值（煤电容量电价全国统一定价为每年每千瓦 330 元），而非依赖 传统发电量作为主要收益来源。
我们基于电力系统可控裕度要求，对未来煤电装机需求进行测算。为保障电网稳定安全运 行，电力系统可控裕度（即可控装机容量与系统最高负荷之比）需不低于 1.1（详见 2023 年 12 月 1 日发布的《能源转型系列报告-但问路在何方》）。当前煤电的可控比例（即负荷 尖峰时段机组的平均在线率）为 80.4%，考虑工商业储能对最高负荷的缓解作用下，为满 足最高负荷需求，预计 2025-26 年需新增煤电装机 80GW/年；随着工商业储能规模持续扩 张，2027-30 年煤电新增装机需求有望小幅下降至 60GW/年。同时考虑到煤电项目建设周 期一般为 2-3 年，自 2022 年下半年煤电项目集中重启以来，政策提出 2022-2023 年每年 新增 8000 万千瓦煤电项目开工规划，恰好对应 2025-26 年的装机投产节奏；随着煤电在电 力系统中的基础保障作用日益凸显，以及容量电价等支持机制逐步落地，对可控容量的刚 性需求将持续存在，60GW/年的新增煤电装机在 2027-30 年有望延续。气电方面预计每年 新增装机 7GW，将与煤电共同支撑电力系统可控裕度稳定维持在 1.1 以上的安全水平。
受益煤电需求向上，龙头企业订单盈利修复
公司作为国内煤电设备的龙头企业，以高参数大容量机组设备见长，有望受益于煤电装机 需求回升带来的市场增量。公司煤电设备业务涵盖锅炉、汽轮机和发电机三大主设备，与 上海电气、东方电气共同主导国内煤电设备市场。哈尔滨电气在高参数、大容量锅炉产品 领域优势明显，产品线覆盖从中压到超超临界全系列，紧密契合煤电新装机对设备性能和 规格不断提升的需求。2024 年，国家发改委发布的《关于加强煤炭清洁高效利用的意见》 明确提出，新建煤电项目应采用“大容量、高参数、低能耗、调节能力强的先进机组”，主 要指 600MW 及以上超临界/超超临界机组，为行业发展指明了政策方向。在 2024 至 2025 年新增招标的 341 个煤电项目中（其中有 88 个项目未披露招标机组容量），600MW 以上 机组占招标项目和招标容量的 91%和 97%，凸显大容量机组的绝对主体地位。
受益煤电需求向上，龙头企业订单盈利修复 公司作为国内煤电设备的龙头企业，以高参数大容量机组设备见长，有望受益于煤电装机 需求回升带来的市场增量。公司煤电设备业务涵盖锅炉、汽轮机和发电机三大主设备，与 上海电气、东方电气共同主导国内煤电设备市场。哈尔滨电气在高参数、大容量锅炉产品 领域优势明显，产品线覆盖从中压到超超临界全系列，紧密契合煤电新装机对设备性能和 规格不断提升的需求。2024 年，国家发改委发布的《关于加强煤炭清洁高效利用的意见》 明确提出，新建煤电项目应采用“大容量、高参数、低能耗、调节能力强的先进机组”，主 要指 600MW 及以上超临界/超超临界机组，为行业发展指明了政策方向。在 2024 至 2025 年新增招标的 341 个煤电项目中（其中有 88 个项目未披露招标机组容量），600MW 以上 机组占招标项目和招标容量的 91%和 97%，凸显大容量机组的绝对主体地位。
2022 年下半年起行业需求回暖带动煤电设备价格企稳回升，公司亦随之调整此前的低价竞 标策略，推动销售价格与毛利率同步修复。2020 年前后受“双碳”政策影响，煤电行业进 入阶段性收缩期，设备需求市场随之恶化。公司采用低价竞标策略争取有限订单以消化产 能，2020-21 年，公司汽轮发电机产量不降反增，电站汽轮机与锅炉产量基本维持稳定；毛 利水平承压，2021 年火电设备毛利率一度下滑至 2.7%。2022 年下半年起，随能源保供政 策落地、煤电项目陆续重启，煤电装机需求带动设备市场回暖；公司及时调整订单签约和 毛利管理策略，投标定价趋于理性。基于煤电设备从订单签订到收入确认平均 1.5-2 年的交 付周期，2024 年火电/煤电设备销售单价稳步回升至约 596/582 元/千瓦，毛利率分别修复 至 10.8%/11.4%。随前期低毛利订单逐步释放完毕，我们预计 2025-26 年起公司将进入以 高毛利新订单为主的交付期，销售价格与盈利能力有望进一步提升。
弥补新能源消纳缺口，政策与技术驱动中长期需求增长
电力需求持续增长背景下，水电和核电凭借稳定发电优势凸显。过去十年，风电和光伏装 机容量快速扩张，截至 2024 年，累计装机容量分别较 2015 年增长至原来的 4 倍和 20 倍。 然而，由于风光资源具有显著的间歇性和波动性，其实际发电出力存在不稳定问题（详见 我们于 2023 年 12 月 1 日发布的《能源转型系列报告-但问路在何方》）。相较之下，核电与 水电作为低碳基荷能源，与火电一样可控比例高，是保障电力系统稳定运行、推进低碳转 型的关键装机资源。其中，核电不受地理条件限制程度更高，单位资源密度和利用小时数 也优于水电，具备更强的资源适应性和发展潜力。
政策支持下水电抽蓄和核电项目加速发展。水电方面，国家针对装机部署与市场化机制给 予明确指导，重点推动抽水蓄能建设。国家能源局于 2021 年 9 月发布《抽水蓄能中长期发 展规划（2021-2035 年）》，明确提出到 2025/2030 年，抽水蓄能投产规模分别达到 6200 万千瓦和 1.2 亿千瓦以上；到 2035 年，建成与高比例新能源发展相适应的现代化抽水蓄能 产业体系。此外，国家发改委于 2021 年 5 月发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制 的意见》，2023 年又发布《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》，为抽蓄电站电 价机制提供制度保障。核电方面，加快实现国产技术自主可控，2023-24 年连续两年核电 总装机容量位居全球第一。《2030 年前碳达峰行动方案》明确提出“积极安全有序发展核 电”，并推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆等先进堆型的示范工程建设。自 2022 年起， 中国核电项目审批提速，连续三年每年核准机组数量达 10 台及以上。2023-24 年，随着华 龙一号、国和一号等自主三代核电机组陆续投产发电，标志着中国在核电技术自主研发方 面取得重大突破。截至 2024 年底，全国在运、在建及已核准待建的核电机组总数达到 102 台，装机容量累计达 1.13 亿千瓦，连续两年全球排名第一。
在稳定发电优势与政策支持的双重驱动下，“十四五”期间核电项目核准常态化，抽水蓄能 进入有序布局阶段，展望“十五五”期间，两者均有望延续增长趋势。具体来看，2022-24 年，抽蓄每年新增核准容量保持在 30-70GW 之间，核电则维持在 12-13GW。根据 2023 年 12 月国家发改委发布的《关于促进抽水蓄能电站健康有序发展的意见》，明确提出抽蓄 项目合理、有序发展；叠加 2024 年底抽蓄累计装机已达 58.7GW，节奏与 2025/2030 年投 产规模达到 62/120GW 以上的目标基本一致。未来抽蓄项目新增装机容量预计逐步放缓， 保持有序推进；核电项目则有望在常态化核准支持下，继续保持稳定的装机增长趋势。 从项目核准到正式投产发电，抽蓄项目通常建设周期为 6-10 年，核电项目为 5-8 年（具体 时间线详见图 15）。结合当前核准节奏、建设周期，以及国家关于抽蓄“有序发展”的政策 引导与 2025/2030 年装机目标，我们预计 2025-30 年间，抽水蓄能年新增装机容量将分别 为 7/8/9/10/11/13GW，核电年新增装机容量为 4/4/10/11/12/12GW。常规水电方面，预计 新增装机规模维持当前水平，2025-26 年每年新增 5GW，2027-30 年每年新增 4GW。
产品技术优势夯实竞争壁垒，订单充足与毛利提升共振
公司在水电和核电领域具备丰富的产品线，拥有多项核心专利，未来有望受益于抽水蓄能 和核电项目装机提速所带来的设备需求增长。水电方面，公司首创具有超宽负荷和高稳定 性的新一代水轮机，已获授权专利 22 项，其中发明专利 9 项。抽蓄方面，2021 年 12 月， 公司自主研制的我国首台采用四支路技术的抽水蓄能机组（荒沟抽水蓄能电站 1 号机组） 顺利投运；此后持续推动技术创新，实现单级水泵水轮发电机组在水头（50 米至 800 米）、 转速（100 r/min 至 750 r/min）和容量（50MW 至 425MW）上的全覆盖，产品具备“高低 宽大变”核心优势，全面提升了抽蓄设备的适应性与可靠性。核电方面，公司深度参与国 产核电技术研发，积极推进“国和一号”机组的关键设备研制，涵盖屏蔽主泵电机、蒸汽 发生器、非能动余热排出热交换器、汽轮发电机组、高压加热器和除氧器等关键设备，展 现强大的核电装备制造力和技术储备。
水电和核电项目从订单签订到设备交付通常存在较长周期，公司新增订单充裕，预计收入 高峰将集中在 2026-27 年。2024 年，公司水电设备业务在市场（按新增订单口径，下同） 中占据超过 50%的份额，行业领先优势进一步扩大；核电设备订单占比约 30%，与另两家 主要电气企业的差距显著缩小。2023/2024 年，公司新增水电设备订单分别为 58.7/96.5 亿 元，同比增速达 38.8%/64.3%。2023/2024 年公司水电设备营收为 34.4/43.1 亿元，尚未充 分体现订单大幅增长的实际效应。核电设备方面，2024 年新增订单金额恢复至 47.4 亿元， 同比增长近 140%。考虑到水电与核电项目设备交付与收入确认通常滞后 3-5 年，我们认为 当前营收仍未充分体现核准与装机节奏加快所带来的订单增长效应，预计 2026-27 年将迎 来收入高点，当前仍具备较大的增长空间。
依托其技术领先优势以及行业整体定价水平的持续提升，公司水核电力设备板块毛利率仍 呈上升趋势。过去三年，水电和核电设备的销售单价持续上涨，2024 年进一步延续了这一 涨价态势。其中，公司水轮发电机和核电汽轮机组的设备销售单价分别上升至 836 元/千瓦 和 851 元/千瓦，对应业务板块毛利率分别达到 14.1%和 30.7%。我们看好在毛利率持续改 善的背景下，伴随后续订单逐步释放，水核电力设备板块有望实现量利双增。
抽蓄项目市场潜在投资规模有望持续扩大，公司市占率显著领先，持续推进产能扩张与战 略合作布局。截至 2024 年底，公司为 45 座抽水蓄能电站提供了 169 套机组，总装机容量 达到 5017 万千瓦，以国内抽蓄电站平均单位造价 60 亿元/GW、水轮机投资额占电站投资 总额的 15%计算，单 GW 水轮机价值约为 9 亿元。按 2025 至 2030 年我国每年新增 7 至 13GW 抽蓄装机规模测算，公司水电设备当前市占率超过 50%，后续随抽蓄项目布局有持 续上升趋势，预计每年可获超 30-60 亿元的新增订单，占 2024 年公司电力设备板块新增订 单量约 10-20%。为把握抽蓄项目增长机遇，公司积极推进产能扩张和与抽蓄核心开发商的 战略合作。2022 年 11 月，公司旗下哈尔滨电机厂有限责任公司认购了南网储能 3940 万股 股份。同时，公司前瞻性布局先进制造能力，计划新建包括 2 跨水电重型厂房和 6 跨线圈 制造联合厂房，聚焦于抽蓄机组制造及关键部件加工，以满足未来十年市场需求。
抽水蓄能和第四代核电等前沿技术在未来新应用场景下有望催生中长期需求增量。相较于 调峰燃气机组和电池储能，抽水蓄能在技术成熟度、响应灵活性以及长时储能的经济性等 方面具备显著综合优势。其单机容量可达 500MW，使用寿命一般为 40-60 年，适用于长时 间、大规模储能，能够满足日间负荷调节，有效弥补风电和光伏发电带来的高间歇性和消 纳不足问题。随着未来电力系统风光发电渗透率超过 30%，电网对灵活调节能力的需求持 续上升，有赖于抽水蓄能与调峰燃机、电池储能协同发挥作用，实现秒级至小时级、跨日 至跨周的多时间尺度灵活调节，从而实现优势互补、保障系统稳定。此外，公司同步推进 高温气冷堆、快堆、小型堆等多项第四代核电技术的研发和产业化，未来在多元工业核能 应用场景下，有望带来额外的市场增量与成长空间。
（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。）
