火電靈活性改造行業深度：驅動因素、發展趨勢、產業鏈及相關企業深度梳理【慧博出品】

發布時間：2023-06-13 16:22:38

雙碳戰略下，以風光為代表的新能源發電占比快速提升，新能源大規模并網帶來消納問題日趨突出。在此形勢下，增大調峰能力迫在眉睫。目前

雙碳戰略下，以風光為代表的新能源發電占比快速提升，新能源大規模并網帶來消納問題日趨突出。在此形勢下，增大調峰能力迫在眉睫。目前，實施調峰的電源包括煤電、氣電、水電、核電、抽水蓄能、電化學儲能等。

相比之下，抽水蓄能受建設條件限制，電化學儲能前期投入資本高，天然氣價格易受國際市場影響。而煤電機組具備靈活性改造效果好、性價比高、周期短的特點。因此，火電靈活性改造是“十四五”期間推動新能源消納最重要手段之一。

以下我們就重點討論火電靈活性改造這種手段，從火電靈活性改造內涵、驅動因素、市場價值、產業現狀、產業鏈及關聯企業、產業未來發展等方面，分析關于火電靈活性改造的緣起、現狀和產業發展走向。

一、火電靈活性改造概況

1、相關概念

根據《綠色和平：中國電力系統靈活性的多元提升路徑研究》，電力系統靈活性是指：為了保持電力供需動態平衡，電力系統經濟地調用各類靈活性資源以應對電源、電網及負荷不確定性的能力。

其中，火電靈活性通常是指火電機組的運行靈活性，即適應出力大幅波動、快速響應各類變化的能力，主要指標包括調峰幅度、爬坡速率、啟停時間。為解決可再生能源的消納問題，實現電力系統的快速響應，火電靈活性改造的核心目標是降低最小出力、快速升降負荷、減少啟停時間。

2、不同發展階段盤點

試點階段：為探索適合我國火電靈活性改造的技術路線，國家能源局于2016年6月選擇了16個項目開展靈活性改造試點推廣（抽凝機組14個+純凝機組2個），7月又新增了6個抽凝機組作為第二批試點項目。兩批試點共涉及22個項目，總容量約1700萬千瓦，主要分布在遼寧、吉林、黑龍江、內蒙古、甘肅、廣西、河北等七個省份。

推廣階段：國家發改委和能源局在《電力發展“十三五”規劃（2016-2020年）》中提出：“全面推動煤電機組靈活性改造……‘十三五’期間，三北地區熱電機組靈活性改造約1.33億千瓦，純凝機組改造約8200萬千瓦；其它地區純凝機組改造約450萬千瓦（合計約2.2億千瓦）；改造完成后，增加調峰能力4600萬千瓦，其中‘三北’地區增加4500萬千瓦。”然而，實際推進進度大幅低于預期，截至2019年底完成靈活性改造容量僅5775萬千瓦，進度約1/4。火電靈活性改造進度緩慢的主要原因在于缺乏合理和持久的市場回報機制，使得為電力系統提供靈活性的企業難以獲得與建設、運行成本相匹配的收益。

未來展望：2021年10月國家發改委和能源局發布《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，提出：“存量煤電機組靈活性改造應改盡改，‘十四五’期間完成2億千瓦，增加系統調節能力3000-4000萬千瓦”。預計“十四五”期間火電靈活性改造執行進度有望大幅超過“十三五”期間，主要源于：

“十三五”期間電網系統通過自身機制的優化，包括推進跨區域省間富余可再生能源電力的日前現貨交易等大幅提升了可再生能源的消納能力，降低棄風棄光率。但隨著雙碳目標的推進，可再生能源裝機和發電量預計仍會大幅提升，僅靠電網系統內部的優化很難實現可再生能源的快速消納，儲能建設和火電靈活性改造的迫切程度提升。

在激勵機制上，調峰輔助服務市場的完善，將火電靈活性改造與儲能容量和可再生能源裝機掛鉤政策預計將提升火電企業進行靈活性改造的積極性。

3、技術分類

在機組調峰深度不斷深入的過程中，火電靈活性改造可大致分為三個階段：第一階段調峰深度在50%-60%的階段，主要通過對機組運行進行管理控制來實現；第二階段調峰深度在60%-70%的階段，主要通過改造控制系統和細化設備監控管理來實現；第三階段調峰深度在70%-80%的階段，對火電機組進行深度改造來實現，具體改造包括：火焰穩燃、水動力穩定性、給水泵穩定性、汽輪機最小通流容量、機爐協調控制等子系統的改造。

根據改造機組的不同，火電靈活性改造分為：純凝機組改造和熱電聯產機組改造。其中純凝機組改造后調峰深度更大，而熱電聯產機組“以熱定電”的特征限制了調峰深度。

純凝機組改造，目標是實現深度調峰、快速啟停和快速爬坡，主要改造鍋爐和脫硝裝置。改造關鍵是保障機組在低負荷狀態下穩定運行，其中主要是解決鍋爐在低負荷狀態下穩定燃燒以及脫硝裝置在低負荷狀態下投運等問題。等離子無油、微油點火以及富氧燃燒等助燃技術幫助鍋爐在低負荷下穩定運行；省煤器煙氣旁路、省煤器水側旁路、熱水在循環、分隔省煤器等技術助力解決入口煙溫低的問題。

熱電聯產機組改造，目標是實現熱電解耦，主要改造汽輪機或增加蓄熱罐/電極鍋爐等。用其他熱源代替汽輪機供熱，使得在滿足供熱需求的同時能降低機組最小出力，從而提升機組靈活性和調峰深度。熱電聯產機組改造技術分為兩大類：涉及汽輪機本體的技術改造，不涉及熱電廠的設備本體改造。前者的具體改造包括：汽輪機旁路供熱、低壓缸零出力、低壓缸高背壓循環水供熱；后者的具體改造包括：熱水罐儲熱、電極鍋爐供熱、電鍋爐固體儲熱。

二、驅動因素分析

1、電網端：新能源消納推動靈活性改造

新能源消納問題愈發嚴重亟需加強調峰資源建設。由于資源稟賦問題，消納問題自我國提出雙碳目標便是制約我國新能源發展的重要因素。我國一次能源典型特征便是“多煤少氣”，而天然氣發電由于快速響應能力和0~100%調峰能力，是最適合新能源發電的傳統電源之一。在世界主要國家中，德國、英國、意大利的新能源電量占比已達到了較高水準，而這三個國家無一例外都具有較高的天然氣發電比例。而從裝機結構來看，我國靈活性電源裝機（天然氣發電和抽水蓄能）占比很低，導致我國在新能源發電量占比仍很低的情況下，面臨較為突出的新能源消納問題。

從全國新能源消納監測預警中心公布的數據來看，今年前9個月我國風電、光伏消納率96.5%和98.2%，整體處于較為理想狀態，但分省區來看則情況不容樂觀。其中風電有6個省區消納率低于95%，分別為新疆、吉林、青海、甘肅、蒙西、蒙東，其中蒙西已低于90%。光伏整體情況較好，僅青海、西藏低于95%（且均低于90%）。但新疆、青海、甘肅、內蒙古均為我國未來新能源大基地的主力地區，新能源消納問題不容樂觀。

事實上我國很早就意識到了這一問題并進行政策支持，鼓勵充分發揮各項電源調節優勢來促進新能源消納，其中最適應我國國情、潛力最大的方向即為抽水蓄能、煤電靈活性改造和新型儲能。其中抽水蓄能自2021年4月發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》后實行“兩部制”電價，容量電價部分保證抽水蓄能項目6.5%的資本金內部收益率。良好、順暢的價格機制有效提升了抽水蓄能建設積極性。但畢竟抽水蓄能建設周期長達5~8年，短期內難以發揮較大作用，因此煤電靈活性改造便成為了更為重要的補充。

2、政策端：政策推動靈活性改造，“兩個細則”對靈活性改造愈發友好

我國存量煤電機組近12億千瓦，但煤電平均調峰能力僅50%左右。貴州《關于推動煤電新能源一體化發展的工作措施（征求意見稿）》指出：對開展靈活性改造的，按靈活性改造新增調峰容量的2倍配置新能源建設指標。如果能將全國煤電機組調峰能力增加10%，就能新增2.4億千瓦的新能源消納能力，而目前煤電靈活性改造成本約500—1500元/kW，目前抽水蓄能和電化學儲能的建造成本約6000元/kW和4000元/kW，即使考慮每kW儲能具備的調峰能力是煤電靈活性改造的2倍，煤電靈活性改造成本依然具備優勢，考慮到煤電利用小時數更高，實際度電成本優勢更加突出，煤電在未來相當一段時間內仍然是我國的主體電源，因此不論新建靈活煤電還是對存量機組進行靈活性改造，都具有性價比優勢。

2021年8月國家發改委發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，文中明確將開展靈活性改造的煤電納入調峰能力范疇，且超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。此后國家和地方層面都出具政策引導煤電參與調峰。

3、地方上：提高火電深度調峰補償，改進收益機制

政策鼓勵固然重要，但關鍵在于收益機制。事實上，我國并非從雙碳目標提出后才開始實施大規模靈活性改造，《電力十三五規劃》中計劃十三五末熱電聯產機組和常規煤電靈活性改造規模分別達到1.33億千瓦和8600萬千瓦，但根據中電聯數據，截至2019年僅完成5775萬千瓦，不及規劃目標的27%。主要原因是深度調峰輔助服務補償標準偏低，已完成的改造項目收益不及預期，影響了系統調節能力的進一步釋放。今年以來各地新出臺的“兩個細則”均對火電深度調峰補償進行了不同程度的提高。以廣東省為例，2022版“兩個細則”相比于2020版，深度調峰補償均有了不同程度提高，40%以下深度調峰補償標準提高了至少6倍以上。

此外2021年12月發布修訂版《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》（簡稱新版“兩個細則”）提出輔助服務費用按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”原則確定補償方式和分攤機制，按照“補償成本、合理收益”的原則確定補償力度，補償費用由發電企業、市場化電力用戶等所有并網主體共同分攤。各地新版兩個細則均將市場化用戶納入到輔助服務分攤范圍內，具體到調峰輔助服務來看：南方區域和華北區域將調峰補償費用一分為二，發電側和用戶側各承擔固定比例的費用，發電側不提供調峰服務的機組按電量分攤，用戶側按用電量分攤；甘肅省則將不提供調峰服務的機組以及用戶放到一起，統一按照發電量或用電量分攤；華東區域有償調峰則完全由電力用戶承擔。

三、市場價值分析

1、新能源出力不足，需要常規能源彌補

22年夏季氣溫創歷史新高，全社會用電量增長加大負荷壓力。對比過去幾年，由于氣候變暖，22年氣溫創歷史新高，進而導致全社會用電量明顯增長，8月全社會用電量達8536億千瓦時，同比增長12.2%，用電負荷大增逐漸顯現出電力供應不足的問題。在以新能源發電為主體的新型電力系統轉型過程中，如何保障電力供應成為亟待解決的問題。

風光發電量高速增長但貢獻仍然較低，難以彌補每年用電量增量。截至2021年底，我國風光裝機規模為9826GW，在總裝機中占比26.7%。風光裝機量提升帶動發電量相應增長，發電量占比由6.6%增至11.8%，5年增長5.2pp，雖提升幅度較大，但發電量占比仍較低。每年全社會用電量增量顯著高于風光發電量增量，2021年風光發電量增量僅為用電量增量的32.2%。風光電力供應不足，用電量增量缺口需要常規能源發電彌補。

新能源發電目前仍具有間歇性發電和不均勻分布等問題。風光發電具有間歇性，但用電呈現“日內雙峰、冬夏雙峰”特點。我國用電情況呈現典型“日內雙峰，冬夏雙峰”的特點。而風光發電受到光照強度、風力強度等影響，發電具有隨機性、間歇性、波動性等特點。風光發電能滿足一般用電需求，但對短時大增的用電量需求無能為力，電力系統調峰仍需核電、火電、水電等常規發電方式支撐。“十四五”期間新能源裝機增速快，但核、火、水電裝機增速不足，導致電力供應缺口難以填補。

風光資源分布不均，局部地區缺電現象頻現。我國風光資源多分布于內蒙古、青海、甘肅和新疆等西北地區，而用電需求集中于江浙滬等東南沿海地區，再加上特高壓等遠距離送電渠道建設不成熟，共同導致了西北地區棄風棄光，而東南地區缺電的矛盾現象。加大常規能源電力供應以及跨區遠距離輸電將有效解決這一矛盾現象。

未來3年電力保供壓力大，電力供應緊張地區數量將增加。根據電規總院發布的《未來三年電力供需形勢分析》，考慮我國各類電源裝機情況，以及電源/電網/特高壓輸送/儲能裝機等工程進展情況，預計22年我國電力供需緊張地區有5個（安徽、湖南、江西、重慶、貴州），供需偏緊地區有12個；23年我國電力供需緊張地區有6個，新增山東省，供需偏緊張地區有17個；24年我國電力供需緊張地區有7個，新增湖北省，供需偏緊張地區有10個。以電力實際備用率（=1-最大負荷/保證可用裝機容量）作為電力平衡的核心指標，未來3年我國電力系統實際備用率呈逐年下降趨勢，電力負荷缺口持續擴大，電力保供局勢依然緊張。

2、火電兜底保供作用凸顯，投資建設有望加速

電力供應偏緊背景下，火電兜底保供作用凸顯。21年核電/火電/水電平均利用小時數分別為7778/4354/3622小時，風電/光伏平均利用小時數受自然資源限制，顯著小于常規電源，分別為2246/1163小時。而核火水3種常規電源中，火電兜底作用明顯，21年火電裝機規模占比55%，發電量占比高達67.9%。

3、火電靈活性改造市場價值凸顯

在促進新能源電力消納及提升電力系統靈活性需求下，火電靈活性改造價值得以彰顯。目前，我國電力系統靈活性調節方式有：需求側相應、抽水蓄能、火電靈活性改造、電化學儲能、燃氣輪機等。其中火電靈活性改造具有技術成熟、建設周期短、投資成本低、調節效果好，綜合性價比高等優勢，而抽水蓄能存在投資成本高、投資周期長且抽放水有25%電能損失等缺點，電化學儲能存在投資成本高、能量密度低、使用壽命短、環保性和安全性難有保障等缺點。故相比較而言，火電靈活性改造是提升電網調節能力的最佳選擇。火電靈活性改造同時兼具促進風光電力消納和提升電力系統穩定性/靈活性的雙重作用。

四、產業現狀分析

1、火電靈活性改造試點項目加速推進，“十四五”規劃改造2億千瓦

火電靈活性改造試點項目陸續完成，熱儲能改造較多。2016年，國家能源局下發了兩批次煤電靈活性改造試點項目清單，共計22個，總規模為1699萬千瓦，其中15個項目位于東北三省，其余分布在內蒙古、甘肅、廣西和河北。22個火電項目中有2個涉及純凝機組改造，其余均為供熱機組靈活性改造。在這22個火電廠靈活性改造試點項目中，采用最多的是熱儲能技術，其中采用單罐熱水儲能技術的電廠有7個，采用電熱固體儲熱和電極鍋爐項目的電廠有6個，采用低壓缸零出力技改的電廠有2個，采用汽輪機低壓缸高背壓改造的電廠有1個，涉及制煤和穩燃脫硝系統改造的電廠有4個。截至2020年10月，22個項目中的8個火電項目已經改造完成。

存量機組應改盡改，“十四五”規劃改造2億千瓦。“十三五”期間，由于缺乏有效的刺激政策以及靈活的市場機制，改造進度大幅低于預期。據《國家電網2021年服務新能源發展報告》統計數據，“十三五”期間國家電網經營區內累計完成火電機組改造1.62億千瓦，其中“三北”地區完成火電機組容量改造8241萬千瓦，增加調節能力1501萬千瓦。國家發展改革委和國家能源局于2021年10月29日共同發布《全國煤電機組改造升級實施方案》，針對靈活性改造制造，存量煤電機組靈活性改造應改盡改，“十四五”期間完成2億千瓦，增加系統調節能力3000-4000萬千瓦，以促進清潔能源消納。“十四五”期間，實現煤電機組靈活制造規模1.5億千瓦。推動具備條件的純凝機組開展熱電聯產改造，優化已投產熱電聯產機組運行，繼續實施煤電機組靈活性制造和靈活性改造，綜合考慮技術可行性、經濟性和運行安全性，現役機組靈活性改造后，最小發電出力達到30%左右額定負荷。

2、火電投資超預期，靈改持續高景氣

根據wind數據，2022年前三季度，德邦公用事業細分領域火電板塊（共27家上市公司）實現收入8,865.05億元，同比增長22%；歸母凈利潤合計67.39億元，同比下降19%。2022年前三季度火電板塊毛利率和凈利率分別為5.16%和-0.93%，分別同比降低1.34pct、0.12pct。

火電投資超預期，未來有望持續。2022年7月-8月，氣候異常帶來電力需求快速增長，“缺電”現象也重新引發人們對火電重要性的思考。在發電領域，水電、風電、光伏發電量的大小分別受來水量、風量、陽光分布的影響，極不穩定，而火電作為電力的基礎電源，未來或仍將長期承擔能源保供的責任。從火電投資完成額來看，中電聯數據顯示，2022年前三季度火電投資完成額為547億元，同比增長47.5%，火電投資增長趨勢明顯。

從火電核準裝機容量來看，核準進度明顯加快。國際能源網數據顯示，2022Q1獲核準的煤電裝機容量為8.63GW，同比增長103.11%，煤電核準審批速度明顯加快。

煤電與新能源聯營政策獲推廣，火電靈改持續高景氣。伴隨著新能源裝機規模的快速提升，局部地區新能源消納形勢依然嚴峻，從成本來看，采用煤電深度調峰的單位發電成本僅為0.05元/度，具有顯著的經濟性。從政策驅動來看，內蒙古、甘肅、貴州紛紛出臺政策，要求靈活性改造新增調峰容量可配置新能源建設指標，為火電企業開展靈活性改造帶來發展契機。

五、商業模式及收益率分析

1、我國火電機組收益模式或逐漸由電量服務轉變為電量+容量+輔助服務等模式

火電靈活性改造本質上是發電企業主動適應由電量主體向容量主體轉變的過程，核心是收益模式的變化。隨著新能源高比例并網，我國火電機組收益模式或逐漸由電量服務轉變為電量服務+容量服務+輔助服務等模式。

2、商業模式變革后，我國靈活性煤電機組或可實現可觀收益

我國新型電力體系正持續完善，對輔助服務等收益機制尚處于完善中，現貨市場試點地區正從2020年的8個省市逐步擴大至當前的14個省市。收益機制的不完善阻礙了火電機組進行靈活性改造。

我們認為，隨著我國電力市場化建設的推進，靈活性火電機組收益機制逐漸明確，火電機組進行靈活性改造或能取得可觀的收益。根據Prognos等聯合發布的《火力發電廠的靈活性》，德國靈活性煤電機組在現貨市場中均能取得10%以上的凈利率。

2021年我國風光發電量占比11.7%，煤機利用小時數4586h，短期內火電作為重要的基荷能源，利用小時數或難進入下行通道。隨著新能源發電滲透率的提升，火電利用小時數逐漸下降，并逐漸從電源主體轉變為靈活性主體。

參考以上德國煤電機組利用小時數變化，我們測算了我國煤電機組在深度調峰（現有電價體系，運行靈活）和啟停調峰（現貨市場，運行靈活）兩種運行模式下的收益，兩種模式下的煤電機組均能實現正向收益。

六、產業鏈分析

1、火電產業鏈概覽

隨著成本端煤炭價格的市場化，一旦煤炭價格暴漲，電價端受管制嚴重，會使火電行業發生大幅虧損，火電行業成為典型的逆周期性行業。火力發電企業的上游主要為煤炭、石油、天然氣等原材料行業以及發電設備行業，下游產業主要是電網公司、消費者等流通及應用環節。上游煤炭受宏觀影響具有強烈的周期性，受經濟波動影響嚴重，由此造成了火電成本端的不穩定性。

火電產業鏈主要分為設備端、工程建設端（EPC）及運營端三大環節。

2、設備端

設備端主要可分為主機設備（包括鍋爐、汽輪機及發電機）和輔機設備（包括煙氣治理設備、水處理設備等）。

其中，提高燃煤機組深度調峰能力主要包括：提高鍋爐側鍋爐低負荷穩燃能力；實現汽輪機側機組供熱工況熱電解耦；以及提高機組主輔機及其環保裝置在低負荷下的設備適應性。主要解決方案是改造鍋爐熱力系統或煙氣系統或選用寬溫催化劑。火電投資復蘇背景下設備端有望優先受益。主機廠商主要包括東方電氣、哈爾濱電氣、上海電氣等；輔機設備廠商主要有青達環保、力源科技、雪迪龍、清新環境、龍凈環保和爭光股份等。

3、工程建設端

火電工程建設端，國內呈現雙寡頭局面。中國能建與中國電建兩家央企合計占據90%以上份額。其余少部分市場由省屬國有電力施工企業參與建設。根據中國能建發布的《踐行碳達峰、碳中和“30·60”戰略目標行動方案（白皮書）》，公司在火電建設領域代表著世界最高水平，從市占率來看火電設計環節市占率在80%以上，建設環節市占率約58%。由于火電項目一般投資較大，技術難度較高，投資業主也較為集中，另一方面中國電建和中國能建直接承接了原計劃經濟體制下電力建設與設計的最核心資產，技術實力領先，也擁有央企的資金和規模優勢，因此其他企業難以與這兩家央企競爭，行業競爭格局預計很難發生變化。

4、運營端

火電運營端包括國內“五大四小”發電集團、省屬發電平臺等。五大發電集團包括國電投集團、國家能源集團、大唐集團、華能集團和華電集團。四小發電企業包括國投電力、國華電力、中廣核和華潤電力。地方發電企業包括申能股份、京能電力、內蒙華電、浙能電力、華銀電力、贛能股份、皖能電力、長源電力、豫能控股、通寶能源和魯能等。

七、相關企業

1、青達環保：火電靈活性改造稀缺標的，開辟第二增長曲線

公司深耕節能環保領域，產品逐漸由爐渣和煙氣環保系統擴大至火電靈活性改造及清潔能源消納系統。公司目前技術和產品覆蓋爐渣、煙氣、脫硫廢水等產物防治和回收利用，同時產品已進一步擴大至火電靈活性改造及清潔能源消納系統。

2022H1公司營收及歸母凈利潤實現高增，盈利能力大幅提升。從營收口徑來看，2017-2021年公司營業收入從5.9億元增長至6.3億元，2022H1公司實現營業收入2.1億元，同比增加23.7%，受益于公司完善的產品結構，低溫煙氣余熱深度回收系統、全負荷脫硝系統保持增長。從歸母凈利潤來看，2017-2021年公司從5474萬元增長至5589萬元，主要受益于毛利率較高的配件產品銷售的增加，2022H1公司實現歸母凈利潤638萬元，同比增加70.4%，盈利能力大幅提升。

爐渣業務穩健發展，煙氣回收業務有所回暖。公司傳統主業包括爐渣環保業務及煙氣節能環保業務。爐渣業務：營收穩健增長，毛利率保持平穩。2018-2021年公司爐渣節能環保業務營收由3.2億元增至3.6億元，3年CAGR達4.7%，整體業務較為穩健。同期公司該業務毛利率基本保持穩定，基本在31%左右。煙氣余熱回收業務：先下滑后止跌，更新需求有望推動平穩發展。2021年業務營收止跌回升至1.1億元，同比增長21%，由于此前電廠超低排放改造逐漸完成，市場需求下滑造成該業務營收下滑，也由于早期投入的部分設備使用年限接近使用壽命，更新改造的需求推動業務止跌回升，預計未來將平穩發展。同期公司該業務毛利率基本保持穩定，基本在25%左右。

公司積極布局火電靈活性改造，全負荷脫硝業務高速發展。公司在火電靈活性改造領域布局清晰，產品主要包括全負荷脫硝系統（環保側）和清潔能源消納系統（調峰側）兩大類。全負荷脫硝業務受益火電靈活性改造東風，營收爆發性增長，毛利率保持較高水平。2018-2021年公司全負荷脫硝系統業務營收由0.3億元迅速增至1.3億元，3年CAGR高達69%，整體業務呈現爆發態勢，由于全負荷脫硝改造技術壁壘較高，隨著十四五火電靈活性改造需求的爆發，該業務有望持續快速增長，2021年公司該業務毛利率回升至36%。爐渣環保設備正常運行周期是15年左右，由于設備運行環境，零部件磨損更換需求較為穩定，預計隨著未來火電市場新增需求的穩定釋放，該業務將繼續保持穩健發展。

研發投入持續提升，客戶聚焦渠道優勢顯著。公司研發占比快速提升，2018-2021年公司研發投入由2148萬元持續增至3127萬元，CAGR高達13.3%，2022H1 研發投入達1670萬元，同比增長34%；同期研發/營收占比大幅提升，由3.7%持續增至7.8%。公司客戶相對較為集中，前5大客戶銷售額占比達45%，電力及熱力行業客戶占比達8成。2021年銷售額結構來看，公司第一大客戶銷售額達1.4億元，前五大客戶銷售額合計達2.8億，營收占比合計45%。

2、東方電氣：火電業務迎來強復蘇，抽水蓄能發展前景廣闊

公司是全球最大的能源裝備制造商和電站工程承包供應商之一，綜合競爭優勢顯著。公司形成了“六電并舉、五業協同”產業格局，受“能源保供+調峰需求”雙重因素推動，一方面，公司憑借風電領域的優勢競爭力，相關業務實現高速增長；另一方面，隨著清潔能源的快速發展，電網消納問題逐漸突出，公司傳統的煤電、氣電設備銷售重回增長態勢，同時，抽水蓄能業務將成為未來公司強勁的增長點。

2022H1公司營收及歸母凈利潤呈現同步穩增態勢，盈利能力穩定提升。從營收口徑來看，2018-2021年公司營業收入從308億元增長至478億元，CAGR達15.8%，2022H1公司實現營業收入279.1億元，同比增長22.8%，主要受益于公司火電、工程承包、國際貿易、風電等板塊營收規模顯著提升。從歸母凈利潤來看，2018-2021年公司從11.3億元增長至22.9億元，CAGR達26.5%，2022H1公司實現歸母凈利潤17.7億元，同比增加31.6%，盈利能力大幅提升。

業務結構加速多元化均衡布局，火電業務重回增長曲線。2018年重組后，公司轉型能源裝備制造商及服務供應商，加速多元化業務均衡布局，業績來源更加穩定。受政策支持與產業需求，火電業務重回增長態勢，火電靈活性改造釋放公司存量服務訂單，火電業務營收占比較2021年提升3.7pp。公司擁有完整能源裝備研制體系，火電產品100萬千瓦等級機組、大型循環流化床鍋爐等多方面處于行業領先地位。

公司水電領域全球領先，產品市場占有率逐年提升。水電產品總體水平位居國內前列，貫流式、混流式等水電技術達到國際領先水平，抽水蓄能機組研制達到世界一流水平，13MW等級海上風電機組處于亞洲領先水平，公司水電（抽水蓄電）業務市場份額持續保持領先，水輪發電機銷量占國內新增裝機量比重逐年上升，達到61.7%領先地位。

公司為國產兩大抽水蓄能機組供應商之一，調峰需求助公司業績迎來新的增長點。國內企業中具備大型抽水蓄能機組產能的企業主要為東方電氣和哈爾濱電氣兩家企業。隨著新能源迅速發展，調峰問題日益凸顯，公司作為我國抽水蓄能機組主要設備供應商之一，公司抽水蓄能機組存量訂單有望提前交付，為公司業績提升帶來新的增長點。

3、西子潔能：積極布局火電靈活性改造，疊加熔鹽儲能優勢顯著

公司作為全國規模最大、品類最全的余熱鍋爐龍頭，儲能領域布局完善。公司主營業務涉及余熱鍋爐、生物質鍋爐、循環流化床鍋爐、燃氣鍋爐、盾構機等新裝備的咨詢、研發、生產、銷售、安裝，以及EPC、鍋爐維修、升級改造、智慧鍋爐、智慧工廠等新服務。同時提供新能源領域全生命周期的智慧服務，并將業務鏈延伸至新能源投資運營。

2022H1公司營業收入保持高速增長態勢，原材料漲價致利潤承壓。從營收口徑來看，2018-2021年公司營業收入從35.7億元增長至65.8億元，CAGR達22.6%，2022H1公司實現營業收入35.1億元，同比增加25.1%，受益于公司在余熱鍋爐領域的領先地位，業務銷售規模持續擴大，同時積極布局儲能領域，開辟全新成長賽道。從歸母凈利潤來看，2022H1公司實現歸母凈利潤1.0億元，同比減少61.4%，主要因原材料漲價影響，成本增長幅度大于收入增長幅度。

余熱鍋爐龍頭企業，業務營收持續高增，未來市場需求仍呈不斷上升趨勢。2022年上半年余熱鍋爐業務實現營收11.9億元（營收占比34%），同比增長24.7%；新增訂單14.6億元，同比下降14.1%；受原材料價格波動影響，毛利率19%，同比下降9pct。火電靈活性改造及節能減排雙因素推動下，余熱鍋爐市場需求呈不斷上升的趨勢，公司作為行業龍頭，余熱鍋爐業務有望持續增長。

公司致力于成為環保節能、能源利用領域解決方案龍頭，2022H1公司解決方案業務成為公司第一大業務。從產品結構來看，解決方案業務營收貢獻持續擴大，由2020年營收占比17.9%大幅提升21.5pp至2022H1營收占比39.4%；其他業務方面，余熱鍋爐、清潔環保能源裝備、備件及服務業務營收占比分別為34.0%/12.0%/12.0%。公司在儲能領域布局完善，未來隨著“能源保供+調峰需求”雙因素推動，公司解決方案、配件及服務業務營收占比有望得到持續提升。

公司積極布局火電靈活性改造領域，疊加熔鹽儲能技術優勢顯著。2022H1公司收購電極鍋爐龍頭蘭捷能源51%股權，受讓系統集成龍頭赫普能源14%股權，積極布局火電靈活性改造。基于熔鹽儲能技術的火電機組靈活性改造具有成本低、熱容高、品味高、安全性好等優點，憑借技術端優勢，公司有望逐步打開市場。

4、華光環能：煤粉預熱燃燒技術降低煤電機組負荷率

鍋爐制造業務起家，能源與環保并行發展。公司前身無錫鍋爐廠，自1958年成立以來深耕鍋爐的設計與制造領域，先后開發了煤粉燃燒、流化床燃燒、爐排燃燒等具備多種燃燒方式并適應不同煤種的燃煤鍋爐。2017年公司向國聯集團發行股份吸收合并國聯環保，開啟環保主線。2021年，公司控股收購了中設國聯無錫新能源發展有限公司58.25%的股權，拓展進入光伏發電運營領域，優化調整了自身能源結構，鞏固自身行業地位。據2022年半年報披露，公司目前擁有37個成熟光伏運營項目，裝機容量277.45MW，在運營及在建的燃機裝機量為594MW。公司熱電運營項目較為優質，現金流水平較好，助力公司不斷完善業務細分板塊，實現能源與環保多層級業務全覆蓋。

煤粉預熱燃燒技術進入中試階段，五大優勢完美適煤電配靈活性改造。公司與中科院合作研發，基本完成了煤粉預熱燃燒的關鍵技術和中試研究。煤粉預熱技術通過使用小型流態化裝臵作為燃料預熱裝臵，將燃料的預熱和燃燒分開，燃料先在預熱燃燒器中加熱，再進爐膛燃燒。具備如下優勢：可以通過燃料自身熱量維持預熱溫度，無需外界熱量的加入。預熱至著火點以上再進入爐膛，著火容易，可燃燒多種燃料。預熱將燃料改性，通過預熱燃燒器實現粉狀燃料改性，效率高，磨損少。形成含有煤氣和高活性半焦的高溫氣固混合燃料后再進入爐膛懸浮燃燒，提高反應活性，提高燃盡率。強缺氧氣氛預熱，實現源頭和多級脫氮，成功實現“煤氮定向轉化+深度分級燃燒”技術路線，降低NOx排放。還可以在15~115%負荷范圍內連續穩定運行，無需投油助燃。

兼顧寬負荷率和低NOx排放，同時大幅降低環保開支經濟性較好。煤粉預熱燃燒技術可以降低鍋爐負荷率水平，提升火電機組的靈活性。相比于其他改造路線，煤粉預熱技術可以實現較為深度的改造，一方面可以將機組最低負荷率降低至15%左右，使機組可以在超低負荷率下穩定運行；另一方面“煤氮定向轉化+深度分級燃燒”技術可以大幅減少NOx的排放，據全俄熱能研究所的研究表明，在實驗平臺上煤粉預熱溫度在815℃時，NOx生成量會下降80%。因此煤粉燃燒預熱技術可以大幅減少脫硝環節氨水和SCR催化劑的使用，因此可以同時減少煤電機組環保支出，無論是否參與調峰，其經濟性都更好。并且改造不涉及鍋爐本體，因此改造周期短安全性高，改造機組可快速投產參與深度調峰，獲得高額收益。

公司營收增長穩定，歸母凈利潤受原材料上漲疊加疫情影響增長放緩。公司聚焦環保+能源領域，主營業務包括環保設備、地方熱電運營服務、市政環保工程及服務、節能高效發電設備、電站工程及服務和環保運營服務六項。2022年上半年，公司的營業總收入為41.75億元，同比增速為10.57%。受上游原材料漲價以及疫情散發帶來的影響，公司的盈利水平增速放緩，歸屬母公司股東的凈利潤為3.98億元，同比持平。

毛利率穩步提升，管理費用率大幅下降。2022年上半年，銷售毛利率為19.94%，較上年小幅度增加，延續了穩步上升的趨勢。凈利率為11.04%，較2021年末增長了0.75%。公司的期間費用以管理費用為主，管理費用率、財務費用率、銷售費用率分別為5.49%、1.34%、0.72%，其中，管理費用率較2021年末大幅下降，銷售費用率小幅下降，財務費用率小幅上升。

鍋爐制造行業二梯隊前列，進行靈活性改造具備客戶優勢。公司為中大型電站鍋爐制造企業，在鍋爐制造領域處于國內第二梯隊前列。據公司公告，在熱電運營領域，公司為無錫地區龍頭，占無錫市區熱電聯產供熱市場的70%左右。同時，公司擁有國內供熱距離最長的多熱源、大規模蒸汽集中供熱系統，實現了燃煤燃氣聯合供應、跨區域供熱的格局。公司業務不斷向省外、國外拓展，根據公告發布的合同公告，近年來先后向惠州、陜西等地提供余熱鍋爐產品，除此之外，還通過與中國電力顧問集團公司向越南提供余熱鍋爐設備。公司與一梯隊大廠錯位競爭，深度覆蓋30萬千瓦以下機組，與客戶維持良好的關系，為靈活性改造提供先發客戶優勢。

5、龍源技術：深耕火電機組改造行業，燃燒控制技術國際領先

公司深耕電力行業燃燒控制技術領域，產品、技術和服務優勢顯著。公司主要從事電力領域燃燒控制設備及系統的研究開發，設計制造、現場調試、人員培訓、技術咨詢等業務，是世界上首家成功研發并大規模推廣應用電站鍋爐等離子體節能環保技術及穩燃的高科技企業，整體技術水平占據行業領先地位，火電靈活性改造預期將利好公司等離子體點火業務。長期以來，公司以國家產業政策為導向，經過多年積累發展形成了節能、環保兩大業務板塊，并向新能源業務板塊拓展。

2022H1公司營業收入大幅提升，歸母凈利潤扭虧為盈，創歷史新高。從營收口徑來看，2018-2021年公司營業收入均在5億元左右起伏，主要因為公司主要客戶煤電企業利用小時數持續下滑，環保改造需求減少，公司業務市場發展空間受限，2022H1公司實現營業收入2.3億元，同比增加61.6%。從歸母凈利潤來看，2018-2021年公司歸母凈利潤長期承壓，主要因為公司所屬行業以提供產品服務、工程EPC為主，市場競爭逐漸激烈，行業利潤空間不斷壓縮，2022H1公司實現歸母凈利潤0.71億元，同比增加605%，主要因為當期資產處置收益增加。

公司為國內領先、國際知名的燃煤電站節能環保綜合服務提供商，節能業務板塊受益于火電靈活性改造重回快速增長曲線。節能業務板塊貢獻公司大部分營收，2022H1公司節能板塊實現營收1.5億元，同比增長117%，總營收占比提升17.2pp至67.2%，主要受益于板塊內新增綜合節能改造業務貢獻近半營收。其中，等離子點火業務營收同比增長29.2%至7694.2萬元；綜合節能改造業務實現營收同比增長100%至7341萬元。

新增新能源業務板塊發展前景廣闊，公司混氨燃燒領域技術水平達到國際領先行列。公司新能源業務包括清潔供暖、混氨燃燒等新能源領域業務，目前已經介入地熱、風電、生物質等領域，并推進氨能應用。新能源板塊實現收入3253.8萬元，較上年同期增長100%。公司自主研發的燃煤鍋爐混氨燃燒技術取得實質性突破，在40MW燃煤鍋上爐實現摻氨比例達35%的工業驗證并通過科學技術成果評審。

公司深耕火電機組改造行業優勢顯著，燃煤鍋爐燃燒控制技術國際領先。公司節油點火技術應用于全球1300余臺機組；低氮燃燒技術應用于全國680余臺機組；燃煤鍋爐數值模擬與仿真技術為超過300臺大型火電機組提供技術和服務。截至2022年上半年末，公司擁有授權專利341項，其中國內發明專利87項，國外發明專利20項。在行業內已經形成了品牌效應和技術競爭優勢。

八、發展趨勢分析

1、火電靈活性改造行業發展將駛入快車道，市場空間大

根據國家發改委、能源局發布《關于開展全國煤電機組改造升級的通知》，“十四五”期間完成2億千瓦存量煤電機組靈活性改造，增加系統調節能力3000-4000萬千瓦，促進清潔能源消納。假設悲觀、中性、樂觀情形下，“十四五”期間增加系統調峰能力分別為3000萬千瓦、3500萬千瓦、4000萬千瓦。結合中電聯發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》，煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量成本約為500元-1500元之間，則悲觀情形下火電靈活性改造的市場空間為150-450億元，中性情形下火電靈活性改造的市場空間為175-525億元，樂觀情形下火電靈活性改造的市場空間為200-600億元。綜上所述，在中性情形下，按照煤電靈活性改造單位千瓦調峰容量平均成本1000元來計算，預計“十四五”期間火電靈活性改造市場空間約為350億元。

2、火電企業有望加大科技創新力度，提高行業綠色競爭力

為了適應國家“雙碳”目標提出后電力行業長遠發展需要，未來火電行業所處企業將積極融入和服務新型電力市場建設，加快推進火力發電機組的改造進程。在推進煤電機組改造升級過程中，統籌考慮煤電節能改造、供熱改造及靈活性改造，更多地承擔系統調峰、調頻、調壓和備用功能，發揮“托底保供”的作用。隨著“碳達峰、碳中和”戰略的進一步推行，清潔高效的火力發電將是我國雙碳目標實現的重要抓手。面對如今日益嚴格的綠色發展要求，火力發電行業將加大科技創新力度，提升綠色管理水平，增強行業綠色競爭力。

3、我國火電機組調峰能力不足，靈活電源裝機占比小，未來有較大提升空間

根據20年中電聯發布的《煤電機組靈活性運行政策研究》，目前我國在運煤電機組一般最小出力為50～60%，冬季供熱期僅能低至75～85%。國內試點示范項目經靈活性改造后，最小技術出力可低至30%～35%，熱電聯產機組最小技術出力達到40%～50%。相比于丹麥15%-20%的最小出力以及德國25%-30%的最小出力水平，我國火電機組調峰能力仍有較大提升空間。此外，我國靈活調節電源比重低，火電靈活性改造、抽水蓄能、燃氣發電等靈活調節電源裝機占比不到6%，距離我國24%左右靈活性電源裝機占比目標，提升空間大。其中“三北”地區新能源富集，風/光裝機為72%/61%，但靈活調節電源不足3%，而美國、西班牙、德國的靈活電源占比分別高達49%、34%、18%。