1、2022 年深度行业分析研究报告 目目 录录 1 新能源出力不足，火电保供价值凸显新能源出力不足，火电保供价值凸显.1 1.1 风光发电占比较低，电力供应仍然偏紧.1 1.2 火电兜底保供作用凸显，投资建设有望加速.3 2 火电灵活火电灵活性改造推动消纳，调峰服务市场潜力巨大性改造推动消纳，调峰服务市场潜力巨大.8 2.1 新能源消纳问题凸显，火电灵活性改造成重要手段.8 2.2 火电调峰补偿有所推进，灵活性改造积极性提升.11 3 相关相关企业分析企业分析.17 3.1 青达环保：火电灵活性改造稀缺标的，开辟第二增长曲线.17 3.2 东方电气：火电业务迎来强复苏，抽水蓄能发展前景广阔.19

2、 3.3 西子洁能：积极布局火电灵活性改造，叠加熔盐储能优势显著.21 3.4 龙源技术：深耕火电机组改造行业，燃烧控制技术国际领先.24 3.5 华光环能：“能源+环保”双领域布局，综合服务能力突出.26 OXlZcVmUNA9UoVqXaQbPaQmOpPmOsQeRpOmMlOnPmM6MoPrRxNmOsQNZrQvM 图图 目目 录录 图 1：22年夏季全国平均气温高于往年（）.1 图 2：22年夏季全社会用电量高于往年（亿 kwh）.1 图 3：2021 年风光发电量占比约为 11.8%.1 图 4：风光发电量增量显著小于全社会用电量增量（亿 kwh）.1 图 5：四季典型日内负荷

3、曲线呈现“日内双峰”.2 图 6：国网经营区日最大负荷变化呈现“冬夏双峰”.2 图 7：我国海陆风力资源分布情况（W/平方米）.2 图 8：我国太阳能资源分布情况（kwh/m2）.2 图 9：未来 3年全国电力供需形势更为紧张.3 图 10：21 年全国电力供应总缺口达 3975亿千瓦时.3 图 11：全社会用电量呈现刚性增长态势.3 图 12：21 年火电利用小时数高达 4354h.4 图 13：21 年火电发电量占比达 67.9%.4 图 14：火电建设周期最短约为 1.5 年.4 图 15：2020年火电单 GW 造价最低为 0.30 万元/GW.4 图 16：22-24年预计新增装机

4、140GW.5 图 17：21Q4 以来火电单季度核准装机量显著增长.5 图 18：2022 年 1-7 月投资额达 405 亿元（+70.2%）.6 图 19：2*1000MW 机组费用结构.7 图 20：2*1000MW 机组设备费用占比.7 图 21：21 年全国弃风率降至 3.1%.8 图 22：21 年全国弃光率降至 2.0%.8 图 23：21 年西北地区弃凤率显著高于全国平均水平.9 图 24：21 年西藏地区弃光率高达 19.8%.9 图 25：火电灵活性改造度电成本最低为 0.05 元/kwh.10 图 26：火电灵活性改造技术成本最低为 60-180元/kw.10 图 27

5、：火电灵活性改造进程.11 图 28：火电灵活性改造三大灵活性指标.11 图 29：火电灵活性改造技术分类.12 图 30：火电灵活性改造涉及子系统示意图.13 图 31：“十三五”我国火电灵活性改造容量.13 图 32：“十三五”火电灵活性改造后调峰能力提升情况.13 图 33：我国火电机组调峰深度不足.14 图 34：国内灵活调节电源装机占比小于 6%.14 图 35：2019H1电力辅助服务补偿费用构成.14 图 36：我国南北区域调峰补偿/报价标准.14 图 37：2019H1东北地区调峰补偿费用占比 98%.15 图 38：2019 H1全国各区域调峰补偿费用.15 图 39：火电灵

6、活性改造未来可行的收益模式.15 图 40：公司产品线示意图.17 图 41：公司 2022H1营业收入 2.1 亿元（+23.7%）.17 图 42：公司 2022H1归母净利润 638万元（+70.4%）.17 图 43：2022H1公司产品收入结构.18 图 44：2018-2021 年公司炉渣及烟气回收业务营收变化.18 图 45：2021年全负荷脱硝工程业务营收达 1.3 亿元（+95%）.18 图 46：2021年公司全负荷脱硝业务毛利率达 36%.18 图 47：2022H1公司研发投入/营收占比增至 7.8%.19 图 48：2021年公司前五大客户销售额占比高达 45%.19

7、 图 49：公司“六电并举、五业协同”产品格局.19 图 50：公司 2022H1营业收入 279 亿元（+22.8%）.20 图 51：公司 2022H1归母净利润 17.7 亿元（+31.6%）.20 图 52：公司产品收入结构逐渐均衡.20 图 53：2022H1火电业务营收 62 亿元（+30.4%）.20 图 54：2022H1公司水电业务营收 12.5 亿元（+18.2%）.21 图 55：公司水轮发电机销量及占新增装机量比重逐年提高.21 图 56：火电及抽水蓄能调峰经济性凸显（元/度）.21 图 57：公司三大产业布局.22 图 58：公司 2022H1营业收入 35.1 亿元

8、（+25.9%）.22 图 59：公司 2022H1归母净利润 1.0 亿元（-61.4%）.22 图 60：2022H1余热锅炉业务营收 11.9 亿元（+24.7%）.23 图 61：2022H1余热锅炉新增订单 14.6 亿元（-14.1%）.23 图 62：公司解决方案业务成为第一大业务.23 图 63：公司熔盐储能技术应用.24 图 64：公司三大业务板块.24 图 65：公司 2022H1营业收入 2.3 亿元（+61.6%）.25 图 66：公司 2022H1归母净利润 0.71 亿元（+605%）.25 图 67：2022H1节能板块营收 1.5 亿元（+117%）.25 图

9、68：2022H1节能板块营收占比 67.2%（+17.2pp）.25 图 69：2021H1 及 2022H1 公司典型业务营收比较及同比变化.26 图 70：2018-2022H1 公司拥有及新增授权专利.26 图 71：公司主营业务及产品.27 图 72：公司 2022H1营业收入 41.8 亿元（+10.6%）.27 图 73：公司 2022H1归母净利润 4.0 亿元（-0.0%）.27 图 74：2021H1 及 2022H1 公司各业务营收比较及同比变化.28 图 75：2022H1公司主营业务营收结构.28 图 76：公司卧式 HRSG 结构图.28 图 77：公司立式 HRS

10、G 结构图.28 图 78：2022H1公司研发投入 1.1 亿元（+2.7%）.29 图 79：公司研发人员数量及占公司总人数比例保持高水平.29 表表 目目 录录 表 1：21 年以来火电支撑电力保供相关政策/会议.4 表 2：2020年两种类型机组造价指标情况.6 表 3：未来 3 年火电投资额预计（按 20 年平均单位造价测算）.6 表 4：未来 3 年火电投资额预计（按 21-22 年投资额平均增速测算）.7 表 5：五种电力系统稳定性/灵活性调节方式.9 表 6：火电灵活性改造相关支持政策.10 表 7：调峰容量市场补偿标准.16 表 8：火电灵活性改造投资规模测算（按照灵活性改造

11、容量）.16 表 9：火电灵活性改造投资规模测算（按照灵活性改造容量）.16 1 1 新能源出力不足，火电保供价值凸显新能源出力不足，火电保供价值凸显 1.1 风光发电占比较低，电力供应仍然偏紧风光发电占比较低，电力供应仍然偏紧 22 年夏季气温创历史新高，全社会用电量增长加大负荷压力。年夏季气温创历史新高，全社会用电量增长加大负荷压力。对比过去几年，由于气候变暖，22 年气温创历史新高，进而导致全社会用电量明显增长，8 月全社会用电量达8536 亿千瓦时，同比增长 12.2%，用电负荷大增逐渐显现出电力供应不足的问题。在以新能源发电为主体的新型电力系统转型过程中，如何保障电力供应成为亟待解决

12、的问题。图图 1：22 年夏季全国平均气温高于往年（）年夏季全国平均气温高于往年（）图图 2：22 年夏季全社会用电量高于往年（亿年夏季全社会用电量高于往年（亿 kwh）数据来源：Wind，西南证券整理 数据来源：Wind，中电联，南证券整理 风光发电量高速增长但贡献仍然较低，难以弥补每年用电量增量。风光发电量高速增长但贡献仍然较低，难以弥补每年用电量增量。截至 2021 年底，我国风光装机规模为 9826GW，在总装机中占比 26.7%。风光装机量提升带动发电量相应增长，发电量占比由 6.6%增至 11.8%，5 年增长 5.2pp，虽提升幅度较大，但发电量占比仍较低。每年全社会用电量增量显

13、著高于风光发电量增量，2021 年风光发电量增量仅为用电量增量的 32.2%。风光电力供应不足，用电量增量缺口需要常规能源发电弥补。图图 3：2021年风光发电量占比约为年风光发电量占比约为 11.8%图图 4：风光发电量增量显著小于全社会用电量增量（亿：风光发电量增量显著小于全社会用电量增量（亿 kwh）数据来源：Wind，中电联，西南证券整理 数据来源：Wind，中电联，西南证券整理 新能源发电目前仍具有间歇性发电和不均匀分布等问题：新能源发电目前仍具有间歇性发电和不均匀分布等问题：风光发电具有间歇性，但用电呈现“日内双峰、冬夏双峰”特点。风光发电具有间歇性，但用电呈现“日内双峰、冬夏双峰

14、”特点。我国用电情况呈现典型“日内双峰，冬夏双峰”的特点。而风光发电受到光照强度、风力强度等影响，发电29.2 31.0 29.4 27.8 29.5 31.5 30.9 28.3 25262728293031326月 7月 8月 9月 2019年 2020年 2021年 2022年 7232 6235 6944 6362 6716 7451 8324 8536 30004000500060007000800090001月 2月 3月 4月 5月 6月 7月 8月 9月 10月 11月 12月 2022年 2021年 2020年 2019年 3034 3658 4053 4665 6556 1

15、166 1769 2240 2611 3270 6.6%7.9%8.7%9.7%11.8%0%5%10%15%0200040006000800000202021光伏发电量（亿千瓦时）风电发电量（亿千瓦时）风光发电量占比（右）1126 1227 866 983 2550 3878 5377 3484 2728 7914 29.0%22.8%24.9%36.0%32.2%0%10%20%30%40%02000400060008000021风光发电量增量 全社会用电量增量 占比(右)2 具有随机性、间歇性、波动性

16、等特点。风光发电能满足一般用电需求，但对短时大增的用电量需求无能为力，电力系统调峰仍需核电、火电、水电等常规发电方式支撑。“十四五”期间新能源装机增速快，但核、火、水电装机增速不足，导致电力供应缺口难以填补。图图 5：四季典型日内负荷曲线呈现“日内双峰”：四季典型日内负荷曲线呈现“日内双峰”图图 6：国网经营区日最大负荷变化呈现“冬夏双峰”：国网经营区日最大负荷变化呈现“冬夏双峰”数据来源：中国知网考虑“源-网-荷”三方利益的主动配电网协调规划，西南证券整理 数据来源：全球能源互联网组织，西南证券整理 风光资源分布不均，局部地区缺电现象频现。风光资源分布不均，局部地区缺电现象频现。我国风光资源

17、多分布于内蒙古、青海、甘肃和新疆等西北地区，而用电需求集中于江浙沪等东南沿海地区，再加上特高压等远距离送电渠道建设不成熟，共同导致了西北地区弃风弃光，而东南地区缺电的矛盾现象。加大常规能源电力供应以及跨区远距离输电将有效解决这一矛盾现象。图图 7：我国海陆风力资源分布情况（：我国海陆风力资源分布情况（W/平方米）平方米）图图 8：我国太阳能资源分布情况（：我国太阳能资源分布情况（kwh/m2）数据来源：国家能源局，西南证券整理 数据来源：Solarzoom，西南证券整理 未来未来 3 年电力保供压力大，电力供应紧张地区数量将增加。年电力保供压力大，电力供应紧张地区数量将增加。根据电规总院发布的

18、未来三年电力供需形势分析，考虑我国各类电源装机情况，以及电源/电网/特高压输送/储能装机等工程进展情况，预计 22 年我国电力供需紧张地区有 5 个（安徽、湖南、江西、重庆、贵州），供需偏紧地区有 12 个；23 年我国电力供需紧张地区有 6 个，新增山东省，供需偏紧张地区有 17 个；24 年我国电力供需紧张地区有 7 个，新增湖北省，供需偏紧张地区有 10 个。以电力实际备用率（=1-最大负荷/保证可用装机容量）作为电力平衡的核心指标，未来未来 3 年我国电力系统实际备用率呈年我国电力系统实际备用率呈逐年下降趋势，电力负荷缺口持续扩大，电力保供局逐年下降趋势，电力负荷缺口持续扩大，电力保供

19、局势依然紧张。势依然紧张。3 图图 9：未来：未来 3年全国电力供需形势更为紧张年全国电力供需形势更为紧张 数据来源：电规总院未来三年电力供需形势分析，西南证券整理 21 年全国电力供应总缺口达年全国电力供应总缺口达 3975 亿千瓦时，我国亿千瓦时，我国电力需求未来预计保持刚性增长势电力需求未来预计保持刚性增长势态态。21 年全国合计 14 个省市电力盈余 7841 亿千瓦时，合计 16 个省市电力缺口 11815 亿千瓦时，全国电力总缺口 3975 亿千瓦时。从地域来看，新疆、宁夏、甘肃等西北地区电力盈余量较大；上海、广东、山东等东南那沿海地区电力缺口较大，风光出力不足，将进一步凸显火电等

20、传统电源保供地位。而我国全社会用电量保持稳定增长势态，21 年我国全社会用电量 8.3 万亿千瓦时，同比增长 10%，净增 8000 亿千瓦时，显著高于“十二五”和“十三五”期间年均增量水平，根据电规总院分布的未来三年电力供需形势分析，预计 22-24 年分别实现 8.7/9.2/9.6 亿千瓦时用电水平。图图 10：21 年全国电力供应总缺口达年全国电力供应总缺口达 3975 亿千瓦时亿千瓦时 图图 11：全社会用电量呈：全社会用电量呈现刚性增长态势现刚性增长态势 数据来源：Wind，国家统计局，西南证券整理 数据来源：Wind，未来三年电力供需形势分析，西南证券整理 1.2 火电兜底保供作

21、用凸显，投资建设有望加速火电兜底保供作用凸显，投资建设有望加速 电力供应偏紧背景下，火电兜底保供作用凸显。电力供应偏紧背景下，火电兜底保供作用凸显。21 年核电/火电/水电平均利用小时数分别为 7778/4354/3622 小时，风电/光伏平均利用小时数受自然资源限制，显著小于常规电源，分别为 2246/1163 小时。而核火水 3 种常规电源中，火电兜底作用明显，21 年火电装机规模占比 55%，发电量占比高达 67.9%。-2000-1500-01500云南 山西 四川 新疆 宁夏 湖北 陕西 贵州 甘肃 安徽 吉林 黑龙江 青海 西藏 福建 海南 天津 广西

22、 重庆 辽宁 江西 湖南 北京 上海 河南 河北 江苏 浙江 山东 广东 各省市电力供应盈余（亿千瓦时）4 图图 12：21 年火电利用小时数高达年火电利用小时数高达 4354h 图图 13：21 年火电发电量占比达年火电发电量占比达 67.9%数据来源：西北核与辐射安全监督站，中国政府网，西南证券整理 数据来源：中电联，Wind，西南证券整理 火电相比核电及水电，具有建设周期短、建设成本低等优势。火电相比核电及水电，具有建设周期短、建设成本低等优势。对于火电，我国煤炭资源丰富，火电机组建设周期短，建设成本低，且发电效率较高（35-40%），稳定性较强，作为我国主力电源，将继续保障电力供应。对

23、于核电，建设周期较长，建设成本较高，且铀矿资源较为短缺，核电选址空间有限，放射性大，装机量较低，无法充当电力供应主力。对于水电，建设周期很长，建设成本也很高，水资源丰富但来水不稳定，无法供应稳定电力。综合考虑，火电是保障电力供应最佳电源选择火电是保障电力供应最佳电源选择。图图 14：火电建设周期最短约为：火电建设周期最短约为 1.5 年年 图图 15：2020年火电单年火电单 GW 造价最低为造价最低为 0.30万元万元/GW 数据来源：中电联，西南证券整理 数据来源：中电联，西南证券整理 全国电力供应短缺显现明显，各地出台保障政策以火电支撑为主。全国电力供应短缺显现明显，各地出台保障政策以火

24、电支撑为主。21 年 8 月受南方地区来水偏枯和煤炭价格高企影响，火电机组顶峰能力不足，南方区域 4 省（区）、蒙西实施有序用电措施。21 年 9 月后全国临时检修机组容量增加，有序用电范围进一步扩大，个别地区出现了拉闸限电情况。为此，国家迅速出台一系列政策措施，加快煤炭产能释放，促使煤炭价格高位回落，火电承担起保障电力供应主要责任。政策支撑使得电力保供能力逐步增强，火电发电量增加将有效缓解全国电力供需紧张压力。表表 1：21 年以来火电支撑电力保供相关政策年以来火电支撑电力保供相关政策/会议会议 发布时间发布时间 政策政策/会议会议 政策主要内容政策主要内容 2022.08.24 国务院常务

25、会议 部署稳经济一揽子政策的接续政策措施，加力巩固经济恢复发展基础，其中包括支持中央发电企业等发行 2000亿元能源保供特别债亿元能源保供特别债，主要受益企业为煤电占比较大的五大发电集团及华润电力等中央发电企业，支持煤电企业纾困和多发电支持煤电企业纾困和多发电 7778 4354 3622 2246 1163 0200040006000800010000核电 火电 水电 风电 光伏 2021年各电源平均利用小时数（h）3.9%4.3%4.8%4.9%4.9%72.2%71.9%69.3%68.9%67.9%18.9%18.0%17.9%18.0%16.1%0%10%20%30%40%50%60

26、%70%80%200202021核电占比 火电占比 水电占比 10 6 1.5 024681012水电 核电 火电 三大常规能源建设周期（年）1.24 1.07 0.30 0.00.20.40.60.81.01.21.4二代核电 水电 火电 2020年三大常规能源单GW造价（万元/GW）5 发布时间发布时间 政策政策/会议会议 政策主要内容政策主要内容 2022.05.11 国务院常务会议 在前期向中央发电企业拨付可再生能源补贴 500亿元、通过国有资本经营预算注资 200亿元基础上，再拨付500亿元补贴资金、注资100亿元，支持煤电企业纾困和多发电支持煤电企业纾困和多发

27、电 2022.02.14 国务院常务会议 国务院总理李克强主持召开国务院常务会议，会上强调要继续做好大宗商品保供稳价工作，缓解下游企业成本上升压力，保持物价基本稳定；增加煤炭供应，支持煤电企业多出力出满增加煤炭供应，支持煤电企业多出力出满力，力，保障正常生产和民生用电 2021.11.10 国家能源局关于强化市场监管有效发挥市场机制作用促进今冬明春电力供应保障电力供应保障的通知 为保障今冬明春能源电力供应电力供应、确保安全温暖过冬，通知主要分为 6个方面 20条具体内容，明确了各派出机构、电力调度机构、电力交易机构在今冬明春电力供应保障工作中市场机制建设和市场监管方面的工作重点，会同地方政府有

28、关部门和相关电力企业形成工作合力，充分发挥市场机制“三作用”，着力市场监管“三加强”2021.09.28 内蒙古自治区能源局等关于保障保障电力稳定供应电力稳定供应的若干政策措施 严格贯彻落实国家和自治区关于电力供应保障工作的部署要求，有效疏导煤炭价格上涨导致的燃煤电厂经营压力，提出了十大保障性措施：严格燃煤电厂履行发电责任燃煤电厂履行发电责任；优化调整蒙西地区电力市场交易价格；完善分时电价政策，制定出台分时电价机制；加快提升清洁能源消纳能力；优化调整有序用电方案，坚决执行有序用电方案；努力释放煤炭产能等释放煤炭产能等 2021.08.19 广西自治区发改委等关于保障保障当前电力供应当前电力供应

29、的若干政策措施 为加强全区电力运行调度，促进发电企业多发满发，提高电力保障能力促进发电企业多发满发，提高电力保障能力，制定以下政策措施：建立应急状态下燃煤机组临停检修核实机制；提高电煤储备水平；加大电源出力；优化重点企业有序用电方案；实施激励燃煤发电企业多发满发激励燃煤发电企业多发满发政策措施等 2021.07.29 安徽省能源局等安徽省电力供电力供应保障应保障三年行动方案（20222024年）为保障全省电力可靠供应，解决“十四五”期间存在的电力供应保障电力供应保障能力缺口，有5点主要任务：一是提高电力保供能力；二是创新形成新型保供力量，关停机组在保障安全和供热前提下，转为应急备用电源；三是加

30、强运行调度管理，切实履行年度电煤中长期合同，增加发电企业省内煤矿年度长协量，优先生产电煤并加大省内发电企业发运力度优先生产电煤并加大省内发电企业发运力度等 数据来源：国家能源局，各地区能源局、发改委等，中国政府网，西南证券整理 电力保障要求强化火电地位，火电装机有所提速。电力保障要求强化火电地位，火电装机有所提速。“十二五”煤电年均新增 49GW，“十三五”年均新增 36GW，从 2011 年-2020 年，煤电关注度逐渐降低，新增装机量也呈现降低势态。但近两年电力需求加大，多地电力供需缺口大，国家出台多项电力供应保障政策，火电“压舱石”作用凸显。自 21Q4 以来火电单季度核准装机规模显著增

31、长，22 年1-8 月火电核准装机 40.8GW，而 21Q1-Q3 火电核准装机仅为 3.03GW。预计“十四五”期间，煤电新增装机将有所提速，22-24 年合计新增装机 140GW，年平均装机达 46.7GW。图图 16：22-24年预计新增装机年预计新增装机 140GW 图图 17：21Q4 以来火电单季度核准装机量显著增长以来火电单季度核准装机量显著增长 数据来源：电规总院未来三年电力供需形势分析，西南证券整理 数据来源：北极星网，西南证券整理 1.7 0.38 1.8 0.53 0.72 4.0 8.5 17.9 14.4 05101520单季度火电核准装机（GW）6 火电投资建设有

32、所提速，未来火电投资建设有所提速，未来 3 年有望带动产业链投资额约年有望带动产业链投资额约 4000 亿元。亿元。“十三五”期间火电年均投资 833 亿元，相较“十二五”有所下滑，2020 年投资额为 568 亿元，2021年火电投资额有所提速达 707 亿元，同比增速 24.5%；22 年 1-7 月火电投资额达 405 亿元，同比增长 70.2%。图图 18：2022年年 1-7月投资额达月投资额达 405 亿元（亿元（+70.2%）数据来源：中电联，西南证券整理 按照按照 20 年平均单位造价测算，未来年平均单位造价测算，未来 3 年火电投资额可达年火电投资额可达 4580 亿元。亿元

33、。根据电规总院发布的火电工程限额设计参考造价指标显示，20 年我国 2*660MW 机组的新建/扩建造价分别为 3636/3119 元/kw，2*1000MW 机组的新建/扩建造价分别为 3309/3022 元/kw，两类型机组投资额合计 216 亿元。根据上述单位造价取平均值为 3271.5 元/kw，根据电规总院未来三年电力供需形势分析显示，2022/2023/2024 年火电装机规模预计为 40/50/50GW，由此测算出未来 3 年火电投资额分别为 1309/1636/1636 亿元，合计 4580 亿元。表表 2：2020年两种类型机组造价指标情况年两种类型机组造价指标情况 机组类型

34、机组类型 建造类型建造类型 单位造价（元单位造价（元/kw）投资额（亿元）投资额（亿元）2*660MW 新建 3636 48.0 扩建 3119 41.2 2*1000MW 新建 3309 66.2 扩建 3022 60.4 平均 3271.5 数据来源：电规总院火电工程限额设计参考造价指标2020，西南证券整理 表表 3：未来：未来 3年火电投资额预计（按年火电投资额预计（按 20年平均单位造价测算）年平均单位造价测算）预计年份预计年份 建造规模（建造规模（GW）建造类型建造类型 单位造价（元单位造价（元/kw）投资额（亿元）投资额（亿元）2022E 40 新建&扩建 3271.5 1308

35、.6 2023E 50 新建&扩建 3271.5 1635.8 2024E 50 新建&扩建 3271.5 1635.8 合计 140 4580 数据来源：电规总院火电工程限额设计参考造价指标2020，电规总院未来三年电力供需形势分析，西南证券整理 7 按照按照 21-22 年投资额平均增速测算，未来年投资额平均增速测算，未来 3 年火电投资额近年火电投资额近 4000 亿元。亿元。根据中电联数据显示，21 年火电投资额 707 亿元，同比增速 24.5%，22 年 1-7 月火电投资额 405 亿元，同比增速 70.2%。2022 年有关火电灵活性改造的政策频出，火电核准和装机增速，火电灵活

36、性改造作为火电盈利转向的主要方向，预计未来 3 年火电投资额也将保持较高增速。21 年和 22 年火电投资额同比增速平均水平为 47.4%，保守估计未来 3 年火电投资增速为35%，以 2021 年火电投资额 707 亿元为基础，算出 2022/2023/2024 年火电投资额分别为955/1289/1740 亿元，合计投资额 3983 亿元。表表 4：未来：未来 3年火电投资额预计（按年火电投资额预计（按 21-22 年投资额平均增速测算）年投资额平均增速测算）预计年份预计年份 投资增速投资增速 投资额（亿元）投资额（亿元）2022E 35%954.5 2023E 35%1288.5 202

37、4E 35%1739.5 合计 3982.5 数据来源：中电联，西南证券整理 设备购置费用为火电投资的主要部分，其中主机设备费用占比设备购置费用为火电投资的主要部分，其中主机设备费用占比 59%。根据电规总院2020 年发布的火电工程限额设计参考造价指标，以 2*1000MW 机组为例，机组的费用结构包括建筑工程费用、设备购置费用、安装工程费用、其他费用，其中设备购置费用在机组总投资额中占比 42.2%，是最主要的部分。机组设备费用支出包括锅炉、汽轮机、汽轮发电机、其他，其中主机设备占比过半为 59%。图图 19：2*1000MW 机组费用结构机组费用结构 图图 20：2*1000MW 机组设

38、备费用占比机组设备费用占比 数据来源：电规总院火电工程限额设计参考造价指标2020，西南证券整理 数据来源：电规总院火电工程限额设计参考造价指标2020，西南证券整理 25.6%42.2%20.3%11.9%建筑工程费用 设备购置费用 安装工程费用 其他费用 35.2%15.1%8.7%41.0%锅炉 汽轮机 汽轮发电机 其他 8 2 火电灵活性改造推动消纳，调峰服务市场潜力巨大火电灵活性改造推动消纳，调峰服务市场潜力巨大 2.1 新能源消纳问题凸显，火电灵活性改造成重要手段新能源消纳问题凸显，火电灵活性改造成重要手段 我国风光装机发电量双增，促风光消纳重要性日渐提升。我国风光装机发电量双增，

39、促风光消纳重要性日渐提升。21 年我国风光装机量占比达27%，发电量占比达 12%，根据国家发改委能源研究所发布的中国 2050 高比例可再生能源发展情景暨路径研究，预计 2050 年我国风光装机量将增至 72%，风光发电量将提升至 64%，随着风光发电效率提升，发电量增长，风光电力消纳问题有待解决。“十三五”期间弃风弃光情况得到改善，弃风弃光率均降至“十三五”期间弃风弃光情况得到改善，弃风弃光率均降至 4%以下。以下。根据国家能源局数据，“十二五”期间我国弃风率整体较高，到“十三五”期间弃风率显著走低，2015-2021 年弃风率由 15.4%降至 3.1%，同期弃光率由 12.0%降至 2

40、.0%，主要得益于抽水蓄能、火电灵活性改造等电力系统灵活性调节方式发力，促使风光消纳能力逐年提升。图图 21：21 年全国弃风率降至年全国弃风率降至 3.1%图图 22：21 年全国弃光率降至年全国弃光率降至 2.0%数据来源：国家能源局，中电联，西南证券整理 数据来源：国家能源局，中电联，西南证券整理 西北地区弃风弃光现象最为严重，解决西北地区风光消纳问题是重中之重。西北地区弃风弃光现象最为严重，解决西北地区风光消纳问题是重中之重。根据国家能源局数据显示，2021 年我国青海、蒙西、新建、河北、甘肃五地弃风率分别为 10.7%、8.9%、7.3%、4.6%、4.1%，均高于全国平均水平；西藏

41、、青海两地弃光率分贝为 19.8%、13.8%，显著高于全国平均水平。根据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，22Q2 有 3个省区弃风率高于 10%，分别为甘肃（11.4%）、蒙西（11.6%）、蒙东（13.5%）；有 2个省区弃光率高于 10%，分别为青海（13.7%）、西藏（16.6%）。从地域分布看，上述弃风、弃光率高的地区集中于西北部。我国弃风弃光率要进一步降低，促进西北地区风光电力消纳是重中之重。15.4%17.1%12.1%7.0%4.0%3.4%3.1%4.2%0%5%10%15%20%0050060020002

42、1 2022H1弃风量(亿千瓦时)弃风率（右）12.0%10.0%6.0%3.1%2.1%2.0%2.0%2.3%0%2%4%6%8%10%12%14%007080200021 2022H1弃光量(亿千瓦时)弃光率（右）9 图图 23：21 年西北地区弃凤率显著高于全国平均水平年西北地区弃凤率显著高于全国平均水平 图图 24：21 年西藏地区弃光率高达年西藏地区弃光率高达 19.8%数据来源：国家能源局，西南证券整理 数据来源：国家能源局，西南证券整理 在促进新能源电力消纳及提升电力系统灵活性需求下，火电灵活性改造价值得以彰显。

43、在促进新能源电力消纳及提升电力系统灵活性需求下，火电灵活性改造价值得以彰显。目前，我国电力系统灵活性调节方式有：需求侧相应、抽水蓄能、火电灵活性改造、电化学储能、燃气轮机等。其中火电灵活性改造具有技术成熟、建设周期短、投资成本低、调节效果好，综合性价比高等优势，而抽水蓄能存在投资成本高、投资周期长且抽放水有25%电能损失等缺点，电化学储能存在投资成本高、能量密度低、使用寿命短、环保性和安全性难有保障等缺点。故相比较而言，火电灵活性改造是提升电网调节能力的最佳选择。火电灵活性改造同时兼具促进风光电力消纳和提升电力系统稳定性/灵活性的双重作用。表表 5：五种电力系统稳定性：五种电力系统稳定性/灵活

44、性调节方式灵活性调节方式 调节方式调节方式 优点优点 缺点缺点 具体介绍具体介绍 需求侧响应 1）缓解高峰时段电力供应缺口，及低谷时段电网调节压力 2）促进新能源消纳，提升电力系统整体运行效率 1）价格信号传导机制形成需要较长时间 2）需求侧资源可控性相对较差 3）响应效果难以精确计量，提升效果存在不确定性 电力市场价格明显升高/降低或系统安全可靠性存在风险时，电力用户根据价格或激励措施，改变其用电行为，减少/增加用电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行 抽水蓄能 1）技术手段成熟 2）充放电灵活 3）充放电规模大，时间长，适合长时间电网调峰及电力平衡场景 1）投资成本高，价格疏导困难 2

45、）抽水放水电能损失 25%，使用成本高 利用电网中负荷低谷时的电力，由下水库抽水到上水库蓄能，待电网高峰负荷时，放水到下水库发电，增加电力供应 火电灵活性改造火电灵活性改造 1）技术成熟，调峰能力提升显著 2）施工周期短，见效快 3）单位调节容量投资成本小 1）缺乏合理的市场化补偿机制，火电企业灵活性改造积极性不高 2）对环境会造成一定污染；火电灵活性通常指火电机组的运行灵活性，即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力，主要指标包括调峰幅度、爬坡速率及启停时间等 燃气轮机 1）启停速度快，运行灵活 2）使用安全可靠，输出的电压和频率稳定 1）对环境有一定污染 2）天然气供应不足，价格高，发电

46、性价比低 燃烧天然气进行发电 电化学储能 1）全自动控制，快速响应 2）控制精度高，可全容量调节 1）缺乏转动惯量 2）前期投资成本高，性价比较低 采用化学电池作为储能元件，可进行电能存储、转换及释放 数据来源：火电机组灵活性改造的激励机制研究张晶等，百度百科，西南证券整理 10 火电灵活性改造投资成本低、性价比高，将在灵活性电源中扮演重要角色。火电灵活性改造投资成本低、性价比高，将在灵活性电源中扮演重要角色。根据广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化，火电灵活性改造后进行深度调峰的度电成本为 0.05 元/kwh，显著低于抽水蓄能电站/燃气轮机/新型储能电站 0.06/0.48/0.75 元

47、/kwh的度电成本。此外，根据高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战，火电灵活性改造技术成本为 60-180 元/kw，远低于其他灵活性调节方式的技术成本。火电灵活性改造成本优势显著，是重要的灵活性电源之一。图图 25：火电灵活性改造度电成本最低为：火电灵活性改造度电成本最低为 0.05元元/kwh 图图 26：火电灵活性改造技术成本最低为：火电灵活性改造技术成本最低为 60-180元元/kw 数据来源：广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化卢洵等，西南证券整理 数据来源：高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战卓振宇等，西南证券整理 不断出台支持性政策，十四五期间计划完成火电灵活性改造

48、不断出台支持性政策，十四五期间计划完成火电灵活性改造 2 亿千瓦时。亿千瓦时。2016 年 6-7月，为全面提升电力系统调峰能力和促进新能源电力消纳，确定了丹东电厂等 22 个项目为提升火电灵活性改造试点项目，主要集中于“三北”地区。2018 年 3 月，在关于提升电力系统调节能力的指导意见中，明确“十三五”期间完成 2.2 亿千瓦火电机组灵活性改造，提升电力系统调节能力 4600 万千瓦，并要求最小技术出力达到 30%-40%容量水平。2021年 11 月，在关于开展全国煤电机改造升级的通知中，明确“十四五”期间完成煤电机明确“十四五”期间完成煤电机组灵活性改造组灵活性改造 2 亿千瓦，增加

49、系统调节能力亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦万千瓦；2022 年 3 月，在“十四五”现代能源体系规划中，提及到 2050 年，灵活性电源占比达到 24%左右，将为火电灵活性改造预留较大增长空间。表表 6：火电灵活性改造相关支持政策火电灵活性改造相关支持政策 时间时间 部门部门 政策法规政策法规 主要内容主要内容 2022年 4月 国家发改委 关于北部湾城市群建设“十四五”实施方案的通知 抓好煤炭清洁高效利用，推进煤电机组节能升级和灵活性改造煤电机组节能升级和灵活性改造 2022年 3月 国家发改委“十四五”现代能源体系 规划 到 2050年，灵活性电源占比达到灵活性电源占

50、比达到 24%左右左右，电力需求侧响应能力达到最大用电负荷的3%-5%2022年 2月 国家发改委 关于促进工业经济平稳增长若干政策的通知 推进供电煤耗 300g标准煤标准煤/kwh 以上的煤电机组改造升级以上的煤电机组改造升级，在西北、东北、华北等地实施煤电机组灵活性改造，加快完成供热机组改造 2022年 2月 国家发改委 国家能源局 关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见 全面实施煤电机组灵活性改造煤电机组灵活性改造，完善煤电机组最小出力技术标准煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力 2021年 11月 国家发改委 科学技术部“十四五”能源领域科技创新规划 因地制

51、宜推广低压缸零出力、加装蓄热装置、火低压缸零出力、加装蓄热装置、火-储联合调频等火电灵活性储联合调频等火电灵活性提升改造技术 2021年 11月 国家发改委 关于开展全国煤电机改造升存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成 2亿千瓦亿千瓦，增加系0.75 0.48 0.06 0.05 0.00.20.40.60.8度电成本（元/kwh）60 6500 6400 3000 180 004000500060007000技术成本（元/kw）11 时间时间 部门部门 政策法规政策法规 主要内容主要内容 国家能源局 级的通知 统调节能力3000-4000万千瓦，促进清洁能

52、源消纳 2021年 7月 国家发改委 关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知 鼓励多渠道增加调峰资源，包括抽水蓄能电站、化学储能等新型储能、气电、光热电站、灵活性制造改造的煤电灵活性制造改造的煤电 2021年 2月 国家发改委 关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见 对存量煤电项目优先通过灵活性改造提升调节能力优先通过灵活性改造提升调节能力，结合送端近区新能源开发条件和出力特性、受端系统消纳空间，努力扩大就近新能源电力规模 2018年 3月 国家发改委 国家能源局 关于提升电力系统调节能力的指导意见“十三五”期间，力争完成 2.2亿千瓦火电机组灵活性改造亿千

53、瓦火电机组灵活性改造（含燃料灵活性改造），提升电力系统调节能力 4600万千瓦，优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到最小技术出力达到 30%-40%额定容量；部分电厂达到国际先进水平国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力最小技术出力达到达到 20%-30%2016年 11月 国家发改委 国家能源局 电力发展“十三五”规划（2016-2020）加强系统调峰能力建设，“十三五”期间，充分挖掘现有系统调峰能力，加大调峰电源规划建设力度，优化电力调度运行，常规煤电灵活性改造规模达常规煤电灵活性改造规模达到到 8600万千瓦左右万千瓦左右 2016年

54、7月 国家发改委 国家能源局 关于印发可再生能源调峰机组优先发电试行办法的通知 鼓励发电企业对煤电机组稳燃、汽轮机、汽路以及制粉等进行技术改造，争争取提升机组调峰能力取提升机组调峰能力10%-20%，对热点机组安装在线检测系统，着呢过去提升热点机组调峰能力 10%-20%2016年 6-7月 国家能源局 第一批火电灵活性改造试点项目的通知、第二批火电灵活性改造试点项目的通知 挖掘燃煤机组调峰能力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，确定丹东电厂等确定丹东电厂等22个项目为提升火电灵活性改造试点项个项目为提升火电灵活性改造试点项目目，试点项目主要集中于“三北”地区 数据来源

55、：国家发改委，国家能源局，西南证券整理 2.2 火电调峰补偿有所推进，灵活性改造积极性提升火电调峰补偿有所推进，灵活性改造积极性提升 在机组调峰深度不断深入的过程中，火电灵活性改造可大致分为三个阶段：在机组调峰深度不断深入的过程中，火电灵活性改造可大致分为三个阶段：1）调峰深度在 50%-60%的阶段，主要通过对机组运行进行管理控制来实现；2）调峰深度在 60%-70%的阶段，主要通过改造控制系统和细化设备监控管理来实现；3）调峰深度在 70%-80%的阶段，对火电机组进行深度改造来实现，具体改造包括：火焰稳燃、水动力稳定性、给水泵稳定性、汽轮机最小通流容量、机炉协调控制等子系统的改造。火电灵

56、活性改造三大灵活性指标：最小出力、启停时间、爬坡速度，最核心目标是降火电灵活性改造三大灵活性指标：最小出力、启停时间、爬坡速度，最核心目标是降低最小出力低最小出力（发电厂在稳定运行条件下可以提供的最小净功率），即增加深度调峰能力。图图 27：火电灵活性改造进程：火电灵活性改造进程 图图 28：火电灵活性改造三大灵活性指标：火电灵活性改造三大灵活性指标 数据来源：火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景潘尔生等，西南证券整理 数据来源：火力发电厂的灵活性Agora Energiewende，火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景潘尔生等，西南证券整理 12 根据改造机组的不同，火电灵活性改造分

57、为：纯凝机组改造和热电联产机组改造。根据改造机组的不同，火电灵活性改造分为：纯凝机组改造和热电联产机组改造。其中纯凝机组改造后调峰深度更大，而热电联产机组“以热定电”的特征限制了调峰深度。纯凝机组改造，目标是实现深度调峰、快速启停和快速爬坡，主要改造锅炉和脱硝装纯凝机组改造，目标是实现深度调峰、快速启停和快速爬坡，主要改造锅炉和脱硝装置。置。改造关键是保障机组在低负荷状态下稳定运行，其中主要是解决锅炉在低负荷状态下解决锅炉在低负荷状态下稳定燃烧以及脱销装置在低负荷状态下投运等问题稳定燃烧以及脱销装置在低负荷状态下投运等问题。等离子无油、微油点火以及富氧燃烧等助燃技术帮助锅炉在低负荷下稳定运行；

58、省煤器烟气旁路、省煤器水侧旁路、热水在循环、分隔省煤器等技术助力解决入口烟温低的问题。热电联产机组改造，目标是实现热电解耦，主要改造汽轮机或增加蓄热罐热电联产机组改造，目标是实现热电解耦，主要改造汽轮机或增加蓄热罐/电极锅炉等。电极锅炉等。用其他热源代替汽轮机供热，使得在满足供热需求的同时能降低机组最小出力，从而提升机组灵活性和调峰深度。热电联产机组改造技术分为两大类：涉及汽轮机本体的技术改造，不涉及热电厂的设备本体改造。前者的具体改造包括：汽轮机旁路供热、低压缸零出力、低压缸高背压循环水供热；后者的具体改造包括：热水罐储热、电极锅炉供热、电锅炉固体储热。图图 29：火电灵活性改造技术分类：火

59、电灵活性改造技术分类 数据来源：绿色和平：中国电力系统灵活性的多元提升路径研究,火电机组灵活性改造技术方案研究胡远庆，火电机组灵活性运行技术综述与展望_牟春华，西南证券整理 13 图图 30：火电灵活性改造涉及子系统示意图：火电灵活性改造涉及子系统示意图 数据来源：考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划郭通等，西南证券整理“十三五”我国火电灵活性改造不达标，未来火电灵活性改造任务任重道远。“十三五”我国火电灵活性改造不达标，未来火电灵活性改造任务任重道远。电力发展“十三五”规划（2016-2020 年）明确提出，“十三五”期间，我国“三北地区”火电灵活性改造容量约 2.15 亿千瓦，其中热电机

60、组灵活性改造约 1.33 亿千瓦，纯凝机组改造约 8200 万千瓦。改造完成后，预计提升调峰能力 4500 万千瓦。其他地区纯凝机组改造容量约 450 万千瓦，预计提升调峰能力 100 万千瓦。2021 年国家电网发布的国家电网有限公司服务新能源发展报告中表示，“十三五”期间，“三北地区”完成火电灵活性改造容量为 8241 万千瓦，增加调峰能力 1501 万千瓦。火电灵活性改造完成率为 38.3%，提升调峰能力完成率为 33.4%，均不达标。图图 31：“十三五”我国火电灵活性改造容量：“十三五”我国火电灵活性改造容量 图图 32：“十三五”火电灵活性改造后调峰能力提升情况：“十三五”火电灵活

61、性改造后调峰能力提升情况 数据来源：国家电网有限公司服务新能源发展报告，西南证券整理 数据来源：国家电网有限公司服务新能源发展报告，西南证券整理 75.2 36.8 33.8 11.9 4.5 007080华东 西北 东北 华北 华中 改造容量(GW)8.7 6.1 5.9 3.1 0.78 8.6 3.7 5.6 2.7 0.03 0246810华东 东北 西北 华北 华中 供热期（GW）非供热期（GW）14 我国火电机组调峰能力不足，灵活电源装机占比小，未来均有较大提升空间。我国火电机组调峰能力不足，灵活电源装机占比小，未来均有较大提升空间。根据 20年中电联发布的煤

62、电机组灵活性运行政策研究，目前我国在运煤电机组一般最小出力为 5060%，冬季供热期仅能低至 7585%。国内试点示范项目经灵活性改造后，最小技术出力可低至 30%35%，热电联产机组最小技术出力达到 40%50%。相比于丹麦15%-20%的最小出力以及德国 25%-30%的最小出力水平，我国火电机组调峰能力仍有较大提升空间。我国灵活调节电源比重低，火电灵活性改造、抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到 6%，距离我国 24%左右灵活性电源装机占比目标，提升空间大。其中“三北”地区新能源富集，风/光装机为 72%/61%，但灵活调节电源不足 3%，而美国、西班牙、德国的灵活电源占比分别高

63、达 49%、34%、18%。图图 33：我国火电机组调峰深度不足：我国火电机组调峰深度不足 图图 34：国内灵活调节电源装机：国内灵活调节电源装机占比小于占比小于 6%数据来源：煤电机组灵活性运行政策研究中电联，西南证券整理 数据来源：煤电机组灵活性运行政策研究中电联，西南证券整理 我国调峰补偿费占比最大，南北区域调峰补偿我国调峰补偿费占比最大，南北区域调峰补偿/报价均呈梯级特征。调峰服务是火电灵报价均呈梯级特征。调峰服务是火电灵活性改造最主要的目标，也是我国电力辅助服务市场重要组成之一。活性改造最主要的目标，也是我国电力辅助服务市场重要组成之一。根据国家能源局发布的2019 年上半年电力辅助

64、服务有关情况的通报，2019H1 我国电力辅助服务补偿费用为 130 亿元，其中调峰补偿费用 50 亿元，占比为 38%。从地域补偿费用结构看，2019 H1 东北地区以调峰补偿费用为核心，在五类电力辅助服务补偿费用中占比高达 98%。东北地区电力调峰补偿费用占全国电力调峰补偿费用的 54%，调峰市场潜力与发展主要看东北调峰市场潜力与发展主要看东北地区。地区。目前已有“南方区域调峰梯级补偿标准”和“东北地区有偿调峰梯级报价标准”，根据三档调峰深度，分别对应三档具体调峰补偿/报价。图图 35：2019H1 电力辅助服务补偿费用构成电力辅助服务补偿费用构成 图图 36：我国南北区域调峰补偿：我国南

65、北区域调峰补偿/报价标准报价标准 数据来源：2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报国家能源局，西南证券整理 数据来源：东北电力调峰辅助服务市场监管办法编制说明，国家能源局南方监管局，西南证券整理 15%25%30%40%20%30%35%45%0%10%20%30%40%50%丹麦 德国 纯凝机组 热电联产机组 机组灵活性改造后最小出力 49%34%18%6%0%10%20%30%40%50%60%美国 西班牙 德国 中国 灵活调节电源装机占比 50.1 亿元 47.4 亿元 27.0 亿元 5.5 亿元 0.3 亿元 调峰 备用 调频 调压 其他 15 图图 37：2019H1 东北地区

66、调峰补偿费用占比东北地区调峰补偿费用占比 98%图图 38：2019 H1 全国各区域调峰补偿费用全国各区域调峰补偿费用 数据来源：2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报国家能源局，西南证券整理 数据来源：2019年上半年电力辅助服务有关情况的通报国家能源局，西南证券整理 火电灵活性改造收益模式有望转为：电量服务收益火电灵活性改造收益模式有望转为：电量服务收益+辅助服务收益辅助服务收益+容量服务收益。容量服务收益。截至 2021 年底，我国新能源装机占比为 26.7%，发电量占比 11.8%。在双碳目标和能源结构转型驱动下，未来新能源装机规模将不断增长，新能源电力大规模并网将带来较大调峰需

67、求，火电机组的收益模式也将由单一的电量服务收益转向电量+辅助服务+容量相结合的收益模式。图图 39：火电灵活性改造未来可行的收益模式：火电灵活性改造未来可行的收益模式 数据来源：南方区域电力辅助服务管理实施细则，关于推进电力市场建设的实施意见，西南证券整理 调峰容量补偿标准逐步明确，利好火电灵活性改造发展进程。调峰容量补偿标准逐步明确，利好火电灵活性改造发展进程。2022 年 9 月 20 日，甘肃能源监管办发布甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿），文件内容表示，调峰容量市场交易是针对火电机组灵活性改造成本和电网侧储能的投建设资成本，按调节能力（容量）进行竞价获取补偿的交易。在调峰

68、容量市场建设初期，火电机组 50%以下调峰容量，按机组额定容量 10%-5%分档纳入补偿，补偿标准分为非供热季补偿标准和供热季补偿标准。纯凝机组全年按照非供热季补偿上限执行，火电企业最大补偿范围不超过能源监管核定的调峰能力。调峰容量补偿标准的完善，对火电灵活性改造发展进程推进具有重要意义。98%2%0%调峰 备用 调频 54.2%18.6%13.5%8.7%5.0%0.0%0%10%20%30%40%50%60%0500000200000250000300000东北 华北 西北 南方 华中 华东 2019 H1全国各区域调峰补偿费用（万元）占比（右）16 表表 7：调峰容

69、量市场补偿标准：调峰容量市场补偿标准 挡位挡位 机组出力区间机组出力区间 非供热季补偿标准上限（元非供热季补偿标准上限（元/MW日）日）供热季补偿标准上限（元供热季补偿标准上限（元/MW日）日）1 额定容量 40%实际出力 额定容量 50%10 300 2 额定容量 35%实际出力 额定容量 40%200 500 3 额定容量 30%实际出力 额定容量 35%350 700 4 额定容量 25%实际出力 额定容量 30%600 1200 5 额定容量 20%实际出力 额定容量 25%800 1600 6 额定容量 15%实际出力 额定容量 20%1000 2000 7 额定容量 10%实际出力

70、 额定容量 15%1200 2400 8 额定容量 5%实际出力 额定容量 10%1500 3000 9 额定容量 0%实际出力 额定容量 5%1800 3600 数据来源：国家能源局甘肃监管办公室甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿），西南证券整理 按照增加调峰容量计算，中性情境下火电灵活性改造市场规模有望实现约按照增加调峰容量计算，中性情境下火电灵活性改造市场规模有望实现约 350 亿元。亿元。2021 年国家能源局等发布关于开展全国煤电机组改造升级的通知，提出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

71、源消纳。根据 2020 年中电联发布的煤电机组灵活性运行政策研究，煤电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在 500 元1500 元之间。以系统调节能力 3000 万千瓦、3500 万千瓦、4000 万千瓦分别表示未来调峰发展的悲观、中性、乐观三种情景。根据调峰深度不同，火电机组灵活性改造成本也有较大差异，对单位调峰容量成本取下限500 元/kW，中限 1000 元/kwh，上限 1500 元/kwh，分别计算对应市场规模。悲观情景下规模可达 150-450 亿元；中性情景下规模可达 175-525 亿元；乐观情景下规模可达 200-600 亿元。考虑火电改造难以达到 4000 万千瓦目标上限，以

72、及未来机组改造成本下降，选取中性情境下市场规模规模平均值为预计，则火电灵活性改造市场规模有望实现约 350 亿元。按照灵活性改造容量 2 亿千瓦进行测算，预计未来火电灵活性改造投资规模可达 120-360 亿元。两种测算方式下，火电灵活性改造未来市场规模均超过百亿，发展潜力大。表表 8：火电灵活性改造投资规模测算（按照灵活性改造容量）：火电灵活性改造投资规模测算（按照灵活性改造容量）按照增加按照增加调峰容量测算调峰容量测算 悲观悲观 中性中性 乐观乐观 灵活性改造后增加的调峰容量（万 kw）3000 3500 4000 单位调峰容量成本（元/kw）500 1000 1500 500 1000

73、1500 500 1000 1500 火电灵活性改造投资规模（亿元）150 300 450 175 350 525 200 400 600 平均投资规模（亿元）300 350 400 数据来源：关于开展全国煤电机组改造升级的通知国家发改委、国家能源局，煤电机组灵活性运行政策研究中电联，西南证券整理 表表 9：火电灵活性改造投资规模测算（按照灵活性改造容量）：火电灵活性改造投资规模测算（按照灵活性改造容量）按照灵活性改造容量测算按照灵活性改造容量测算 火电灵活性改造容量（亿 kw）2 灵活性改造成本（元/kw）60 180 火电灵活性改造投资规模（亿元）120 360 数据来源：高比例可再生能源

74、电力系统关键技术及发展挑战卓振宇，关于开展全国煤电机组改造升级的通知国家能源局，西南证券整理 17 3 相关企业分析相关企业分析 3.1 青达环保：火电灵活性改造稀缺标的，开辟第二增长曲线青达环保：火电灵活性改造稀缺标的，开辟第二增长曲线 公司深耕节能环保领域，产品逐渐由炉渣和烟气环保系统扩大至火电灵活性改造及清公司深耕节能环保领域，产品逐渐由炉渣和烟气环保系统扩大至火电灵活性改造及清洁能源消纳系统。洁能源消纳系统。公司目前技术和产品覆盖炉渣、烟气、脱硫废水等产物防治和回收利用，同时产品已进一步扩大至火电灵活性改造及清洁能源消纳系统。图图 40：公司产品线示意图：公司产品线示意图 数据来源：公

75、司官网，西南证券整理 2022H1 公司营收及归母净利润实现高增，盈利能力大幅提升。公司营收及归母净利润实现高增，盈利能力大幅提升。从营收口径来看，2017-2021 年公司营业收入从 5.9 亿元增长至 6.3 亿元，2022H1 公司实现营业收入 2.1 亿元，同比增加 23.7%，受益于公司完善的产品结构，低温烟气余热深度回收系统、全负荷脱硝系统保持增长。从归母净利润来看，2017-2021 年公司从 5474 万元增长至 5589 万元，主要受益于毛利率较高的配件产品销售的增加，2022H1 公司实现归母净利润 638 万元，同比增加 70.4%，盈利能力大幅提升。图图 41：公司：公

76、司 2022H1 营业收入营业收入 2.1 亿元（亿元（+23.7%）图图 42：公司：公司 2022H1 归母净利润归母净利润 638 万元（万元（+70.4%）数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 5.9 5.3 5.6 6.3 2.1-11.9%-9.9%5.5%12.5%23.7%-20%-10%0%10%20%30%020022H1营业收入（亿元）yoy（右）5474 4632 4775 5589 638 59.4%-15.4%3.1%17.1%70.4%-40%-20%0%20%40%60%80%010002

77、0003000400050006000200212022H1归母净利润（万元）yoy（右）18 炉渣业务稳健发展，烟气回收业务有所回暖。炉渣业务稳健发展，烟气回收业务有所回暖。公司传统主业包括炉渣环保业务及烟气节能环保业务。炉渣业务：炉渣业务：营收稳健增长，毛利率保持平稳。2018-2021 年公司炉渣节能环保业务营收由 3.2 亿元增至 3.6 亿元，3 年 CAGR 达 4.7%，整体业务较为稳健。同期公司该业务毛利率基本保持稳定，基本在 31%左右。烟气余热回收业务：烟气余热回收业务：先下滑后止跌，更新需求有望推动平稳发展。2021 年业务营收止跌回升至 1.1 亿

78、元，同比增长 21%，由于此前电厂超低排放改造逐渐完成，市场需求下滑造成该业务营收下滑，也由于早期投入的部分设备使用年限接近使用寿命，更新改造的需求推动业务止跌回升，预计未来将平稳发展。同期公司该业务毛利率基本保持稳定，基本在 25%左右。图图 43：2022H1 公司产品收入公司产品收入结构结构 图图 44：2018-2021 年公司炉渣及烟气回收业务营收变化年公司炉渣及烟气回收业务营收变化 数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 公司积极布局火电灵活性改造，全负荷脱硝业务高速发展公司积极布局火电灵活性改造，全负荷脱硝业务高速发展。公司在火电灵活性改造领域布局清晰

79、，产品主要包括全负荷脱硝系统（环保侧）和清洁能源消纳系统（调峰侧）两大类。全负荷脱硝业务受益火电灵活性改造东风，营收爆发性增长，毛利率保持较高水平。2018-2021 年公司全负荷脱硝系统业务营收由 0.3 亿元迅速增至 1.3 亿元，3 年 CAGR 高达69%，整体业务呈现爆发态势，由于全负荷脱硝改造技术壁垒较高，随着十四五火电灵活性改造需求的爆发，该业务有望持续快速增长，2021 年公司该业务毛利率回升至 36%。炉渣环保设备正常运行周期是 15 年左右，由于设备运行环境，零部件磨损更换需求较为稳定，预计随着未来火电市场新增需求的稳定释放，该业务将继续保持稳健发展。图图 45：2021年

80、全负荷脱硝工程业务营收达年全负荷脱硝工程业务营收达 1.3 亿元（亿元（+95%）图图 46：2021年公司全负荷脱硝业务毛利率达年公司全负荷脱硝业务毛利率达 36%数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 47.4%18.8%29.9%1.0%0.2%2.6%除渣系统 低温烟气余热深度回收系统 全负荷脱硝工程 细颗粒物去除系统 清洁能源消纳系统 其他 3.2 3.2 3.5 3.6 1.6 1.2 0.9 1.1 2%9%4%-28%-27%21%-40%-20%0%20%40%0920202021炉渣环保业务营收（亿元）烟气余热回收业务营收（

81、亿元）炉渣环保业务营收yoy（右）烟气余热回收业务营收yoy（右）0.3 0.3 0.6 1.3 24%101%95%0%20%40%60%80%100%120%0.00.51.01.520021全负荷脱硝工程（亿元）YOY（右）50%49%34%36%0%10%20%30%40%50%60%20021全负荷脱硝工程 19 研发投入持续提升，客户聚焦渠道优势显著。公司研发占比快速提升研发投入持续提升，客户聚焦渠道优势显著。公司研发占比快速提升，2018-2021 年公司研发投入由 2148 万元持续增至 3127 万元，CAGR 高达 13.3%，2

82、022H1 研发投入达1670 万元，同比增长 34%；同期研发/营收占比大幅提升，由 3.7%持续增至 7.8%。公司公司客户相对较为集中客户相对较为集中，前 5 大客户销售额占比达 45%，电力及热力行业客户占比达 8 成。2021 年销售额结构来看，公司第一大客户销售额达 1.4 亿元，前五大客户销售额合计达2.8 亿，营收占比合计 45%。图图 47：2022H1 公司研发投入公司研发投入/营收占比增至营收占比增至 7.8%图图 48：2021年公司前五大客户销售额占比高达年公司前五大客户销售额占比高达 45%数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 3.2

83、东方电气：火电业务迎来强复苏，抽水蓄能发展前景广阔东方电气：火电业务迎来强复苏，抽水蓄能发展前景广阔 公司是全球最大的能源装备制造商和电站工程承包供应商之一，综合竞争优势显著。公司是全球最大的能源装备制造商和电站工程承包供应商之一，综合竞争优势显著。公司形成了“六电并举、五业协同”产业格局，受“能源保供+调峰需求”双重因素推动，一方面，公司凭借风电领域的优势竞争力，相关业务实现高速增长；另一方面，随着清洁能源的快速发展，电网消纳问题逐渐突出，公司传统的煤电、气电设备销售重回增长态势，同时，抽水蓄能业务将成为未来公司强劲的增长点。图图 49：公司“六电并举、五业协同”产品格局：公司“六电并举、五

84、业协同”产品格局 数据来源：公司官网，西南证券整理 2022H1 公司营收及归母净利润呈现同步稳增态势，盈利能力稳定提升。公司营收及归母净利润呈现同步稳增态势，盈利能力稳定提升。从营收口径来看，2018-2021 年公司营业收入从 308 亿元增长至 478 亿元，CAGR 达 15.8%，2022H1公司实现营业收入 279.1 亿元，同比增长 22.8%，主要受益于公司火电、工程承包、国际贸易、风电等板块营收规模显著提升。从归母净利润来看，2018-2021 年公司从 11.3 亿元增长至 22.9 亿元，CAGR 达 26.5%，2022H1 公司实现归母净利润 17.7 亿元，同比增加

85、31.6%，盈利能力大幅提升。2148 2190 2544 3127 1670 3.7%4.1%4.6%5.0%7.8%0%2%4%6%8%10%004000200212022H1研发投入（万元）研发投入/营收占比（右）22%8%6%5%4%55%单位A 单位B 单位C 单位D 单位E 其他 20 图图 50：公司：公司 2022H1 营业收入营业收入 279 亿元（亿元（+22.8%）图图 51：公司：公司 2022H1 归母净利润归母净利润 17.7 亿元（亿元（+31.6%）数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 业

86、务结构加速多元化均衡布局，火电业务重回增长曲线。业务结构加速多元化均衡布局，火电业务重回增长曲线。2018 年重组后，公司转型能源装备制造商及服务供应商，加速多元化业务均衡布局，业绩来源更加稳定。受政策支持与产业需求，火电业务重回增长态势，火电灵活性改造释放公司存量服务订单火电业务营收占比较 2021 年提升 3.7pp。公司拥有完整能源装备研制体系，火电产品 100 万千瓦等级机组、大型循环流化床锅炉等多方面处于行业领先地位。图图 52：公司产品收入结构逐渐均衡：公司产品收入结构逐渐均衡 图图 53：2022H1 火电业务营收火电业务营收 62 亿元（亿元（+30.4%）数据来源：公司公告，

87、西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 公司水电领域全球领先，产品市场占有率逐年提升。公司水电领域全球领先，产品市场占有率逐年提升。水电产品总体水平位居国内前列，贯流式、混流式等水电技术达到国际领先水平，抽水蓄能机组研制达到世界一流水平，13 MW 等级海上风电机组处于亚洲领先水平，公司水电（抽水蓄电）业务市场份额持续保持领先，水轮发电机销量占国内新增装机量比重逐年上升，达到 61.7%领先地位。307 328 373 478 279-8.2%7.0%13.5%28.3%22.8%-20%-10%0%10%20%30%40%00500600201820192020

88、20212022H1营业收入（亿元）yoy（右）11.3 12.8 18.6 22.9 17.7 67.8%13.2%45.7%22.9%31.6%0%10%20%30%40%50%60%70%80%05820022H1归母净利润（亿元）yoy（右）55.6%47.2%29.9%26.7%30.6%13.1%18.0%27.0%31.7%29.2%11.3%13.5%13.0%16.2%16.0%8.9%9.4%16.9%17.1%15.8%11.1%11.8%13.2%8.3%8.3%0%20%40%60%80%100%200

89、212022H1清洁高效发电设备 可再生能源设备 工程及服务 新兴成长产业 现代制造服务业 129 116 73 88 62 42.1%35.2%19.7%18.5%22.2%-15.4%-10.5%-36.7%20.4%30.4%-60%-40%-20%0%20%40%60%0500022H1火电业务营收（亿元）火电业务营收占比（右）火电业务营收yoy（右）21 图图 54：2022H1 公司水电业务营收公司水电业务营收 12.5 亿元（亿元（+18.2%）图图 55：公司水轮发电机销量及占新增装机量比重逐年提高：公司水轮发电机销量及占新增装机量比

90、重逐年提高 数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 公司为国产两大抽水蓄能机组供应商之一，调峰需求助公司业绩迎来新的增长点。公司为国产两大抽水蓄能机组供应商之一，调峰需求助公司业绩迎来新的增长点。国内企业中具备大型抽水蓄能机组产能的企业主要为东方电气和哈尔滨电气两家企业。随着新能源迅速发展，调峰问题日益凸显，公司作为我国抽水蓄能机组主要设备供应商之一，公司抽水蓄能机组存量订单有望提前交付，为公司业绩提升带来新的增长点。图图 56：火电及抽水蓄能调峰经济性凸显（元：火电及抽水蓄能调峰经济性凸显（元/度）度）数据来源：广东电网有限责任公司电网规划研究中心，中国科学院电工

91、研究所，西南证券整理 3.3 西子洁能：积极布局火电灵活性改造，叠加熔盐储能优势显著西子洁能：积极布局火电灵活性改造，叠加熔盐储能优势显著 公司作为全国规模最大、品类最全的余热锅炉龙头，储能领域布局完善。公司作为全国规模最大、品类最全的余热锅炉龙头，储能领域布局完善。公司主营业务涉及余热锅炉、生物质锅炉、循环流化床锅炉、燃气锅炉、盾构机等新装备的咨询、研发、生产、销售、安装，以及 EPC、锅炉维修、升级改造、智慧锅炉、智慧工厂等新服务。同时提供新能源领域全生命周期的智慧服务，并将业务链延伸至新能源投资运营。24.9 22.6 24.8 24.8 12.5-9.9%-9.4%10.0%-0.2%

92、18.2%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%0500212022H1水电业务营收（亿元）yoy（右）1751 1715 5604 11957 20.4%38.5%42.7%61.7%0%10%20%30%40%50%60%70%02000400060008000400020021水轮发电机组销量（MW）公司销量占新增装机量比重（右）0.05 0.06 0.07 0.16 0.16 0.48 0.00.10.20.30.40.50.6煤电深度调峰 抽水蓄能抽水 核电压出力调峰 水电弃水 风电弃风

93、 气电启停 22 图图 57：公司三大产业布局：公司三大产业布局 数据来源：公司官网，西南证券整理 2022H1 公司营业收入保持高速增长态势，原材料涨价致利润承压。公司营业收入保持高速增长态势，原材料涨价致利润承压。从营收口径来看，2018-2021 年公司营业收入从 35.7 亿元增长至 65.8 亿元，CAGR 达 22.6%，2022H1 公司实现营业收入 35.1 亿元，同比增加 25.1%，受益于公司在余热锅炉领域的领先地位，业务销售规模持续扩大，同时积极布局储能领域，开辟全新成长赛道。从归母净利润来看，2022H1 公司实现归母净利润 1.0 亿元，同比减少 61.4%，主要因原

94、材料涨价影响，成本增长幅度大于收入增长幅度。图图 58：公司：公司 2022H1 营业收入营业收入 35.1 亿元（亿元（+25.9%）图图 59：公司：公司 2022H1 归母净利润归母净利润 1.0 亿元（亿元（-61.4%）数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 余热锅炉龙头企业，业务营收持续高增，未来市场需求仍呈不断上升趋势。余热锅炉龙头企业，业务营收持续高增，未来市场需求仍呈不断上升趋势。2022 年上半年余热锅炉业务实现营收 11.9 亿元（营收占比 34%），同比增长 24.7%；新增订单 14.6 亿元，同比下降 14.1%；受原材料价格波动影响，毛

95、利率 19%，同比下降 9pct。火电灵活性改造及节能减排双因素推动下，余热锅炉市场需求呈不断上升的趋势，公司作为行业龙头，余热锅炉业务有望持续增长。35.7 39.3 53.6 65.8 35.1 2.0%10.0%36.4%22.8%25.9%0%5%10%15%20%25%30%35%40%0070200212022H1营业收入（亿元）yoy（右）2.4 3.7 5.2 4.2 1.0-41.5%50.0%40.8%-18.5%-61.4%-80%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%001920202021

96、2022H1归母净利润（亿元）yoy（右）23 图图 60：2022H1 余热锅炉业务营收余热锅炉业务营收 11.9 亿元（亿元（+24.7%）图图 61：2022H1 余热锅炉新增订单余热锅炉新增订单 14.6 亿元（亿元（-14.1%）数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 公司致力于成为环保节能、能源利用领域解决方案龙头，公司致力于成为环保节能、能源利用领域解决方案龙头，2022H1 公司解决方案业务成公司解决方案业务成为公司第一大业务。为公司第一大业务。从产品结构来看，解决方案业务营收贡献持续扩大，由 2020 年营收占比 17.9%大幅提升 21.5pp

97、至 2022H1 营收占比 39.4%；其他业务方面，余热锅炉、清洁环保能源装备、备件及服务业务营收占比分别为 34.0%/12.0%/12.0%。公司在储能领域布局完善，未来随着“能源保供+调峰需求”双因素推动，公司解决方案、配件及服务业务营收占比有望得到持续提升。图图 62：公司解决方案业务成为第一大业务：公司解决方案业务成为第一大业务 数据来源：公司公告，西南证券整理 公司积极布局火电灵活性改造领域，叠加熔盐储能技术优势显著。公司积极布局火电灵活性改造领域，叠加熔盐储能技术优势显著。2022H1 公司收购电极锅炉龙头兰捷能源 51%股权、受让系统集成龙头赫普能源 14%股权，积极布局火电

98、灵活性改造。基于熔盐储能技术的火电机组灵活性改造具有成本低、热容高、品味高、安全性好等优点，凭借技术端优势，公司有望逐步打开市场。13.3 9.0 22.1 26.4 11.9-23.8%-32.3%146%19.4%24.7%-100%-50%0%50%100%150%200%0500212022H1余热锅炉业务营收（亿元）yoy（右）22.7 35.2 36.4 14.6 55.0%3.4%-14.1%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%0554020022H1余热锅炉新增订单金额（

99、亿元）yoy（右）41.3%40.1%34.0%17.9%32.0%39.4%33.1%15.3%12.0%6.9%10.8%12.0%0.9%1.7%2.0%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%202020212022H1余热锅炉 解决方案 清洁环保能源装备 备件及服务 其他业务 24 图图 63：公司熔盐储能技术应用：公司熔盐储能技术应用 数据来源：公司官网，西南证券整理 3.4 龙源技术：深耕火电机组改造行业，燃烧控制技术国际领先龙源技术：深耕火电机组改造行业，燃烧控制技术国际领先 公司深耕电力行业燃烧控制技术领域，产品、技术和服务优势显著。公司深耕电力行业

100、燃烧控制技术领域，产品、技术和服务优势显著。公司主要从事电力领域燃烧控制设备及系统的研究开发，设计制造、现场调试、人员培训、技术咨询等业务，是世界上首家成功研发并大规模推广应用电站锅炉等离子体节能环保技术及稳燃的高科技企业，整体技术水平占据行业领先地位，火电灵活性改造预期将利好公司等离子体点火业务。长期以来，公司以国家产业政策为导向，经过多年积累发展形成了节能、环保两大业务板块，并向新能源业务板块拓展。图图 64：公司三大业务板块：公司三大业务板块 数据来源：公司官网，西南证券整理 2022H1 公司营业收入大幅提升，归母净利润扭亏为盈，创历史新高。公司营业收入大幅提升，归母净利润扭亏为盈，创

101、历史新高。从营收口径来看，2018-2021 年公司营业收入均在 5 亿元左右起伏，主要因为公司主要客户煤电企业利用小时数持续下滑，环保改造需求减少，公司业务市场发展空间受限，2022H1 公司实现营业收入 2.3 亿元，同比增加 61.6%。从归母净利润来看，2018-2021 年公司归母净利润长期承压，主要因为公司所属行业以提供产品服务、工程 EPC 为主，市场竞争逐渐激烈，行业利润空间不断压缩，2022H1 公司实现归母净利润 0.71 亿元，同比增加 605%，主要因为当期资产处置收益增加。25 图图 65：公司：公司 2022H1 营业收入营业收入 2.3 亿元（亿元（+61.6%）

102、图图 66：公司：公司 2022H1 归母净利润归母净利润 0.71 亿元（亿元（+605%）数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 公司为国内领先、国际知名的燃煤电站节能环保综合服务提供商，节能业务板块受益公司为国内领先、国际知名的燃煤电站节能环保综合服务提供商，节能业务板块受益于火电灵活性改造重回快速增长曲线。于火电灵活性改造重回快速增长曲线。节能业务板块贡献公司大部分营收，2022H1 公司节能板块实现营收 1.5 亿元，同比增长 117%，总营收占比提升 17.2pp 至 67.2%，主要受益于板块内新增综合节能改造业务贡献近半营收。其中，等离子点火业务营收

103、同比增长29.2%至 7694.2 万元；综合节能改造业务实现营收同比增长 100%至 7341 万元。图图 67：2022H1 节能板块营收节能板块营收 1.5 亿元（亿元（+117%）图图 68：2022H1 节能板块营收占比节能板块营收占比 67.2%（+17.2pp）数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 新增新能源业务板块发展前景广阔，公司混氨燃烧领域技术水平达到国际领先行列。新增新能源业务板块发展前景广阔，公司混氨燃烧领域技术水平达到国际领先行列。公司新能源业务包括清洁供暖、混氨燃烧等新能源领域业务，目前已经介入地热、风电、生物质等领域，并推进氨能应用。

104、新能源板块实现收入 3253.8 万元，较上年同期增长 100%。公司自主研发的燃煤锅炉混氨燃烧技术取得实质性突破，在 40MW 燃煤锅上炉实现掺氨比例达 35%的工业验证并通过科学技术成果评审。4.6 5.1 4.6 5.4 2.3-22.2%10.7%-10.7%18.2%61.6%-40%-20%0%20%40%60%80%00022H1营业收入（亿元）yoy（右）0.08 0.14 0.10 0.06 0.71-47.8%67.7%-30.0%-39.3%605.3%-200%-100%0%100%200%300%400%500%600%70

105、0%0.00.10.20.30.40.50.60.70.8200212022H1归母净利润（亿元）yoy（右）2.5 1.7 1.4 2.3 1.5-44.1%-29.6%-21.2%71.6%117%-100%-50%0%50%100%150%0.00.51.01.52.02.53.0200212022H1节能板块营收（亿元）yoy（右）53.2%33.9%29.9%43.3%67.4%0%10%20%30%40%50%60%70%80%200212022H1节能板块营收占比 26 图图 69：2021H1 及及 2022H1

106、 公司典型业务营收比较及同比变化公司典型业务营收比较及同比变化 数据来源：公司公告，西南证券整理 公司深耕火电机组改造行业优势显著，燃煤锅炉燃烧控制技术国际领先。公司深耕火电机组改造行业优势显著，燃煤锅炉燃烧控制技术国际领先。公司节油点火技术应用于全球 1300 余台机组；低氮燃烧技术应用于全国 680 余台机组；燃煤锅炉数值模拟与仿真技术为超过 300 台大型火电机组提供技术和服务。截至 2022 年上半年末，公司拥有授权专利 341 项，其中国内发明专利 87 项，国外发明专利 20 项。在行业内已经形成了品牌效应和技术竞争优势。图图 70：2018-2022H1 公司拥有及新增授权专利公

107、司拥有及新增授权专利 数据来源：公司公告，西南证券整理 3.5 华光环能：“能源华光环能：“能源+环保”双领域布局，综合服务能力突出环保”双领域布局，综合服务能力突出 公司深耕“能源公司深耕“能源+环保”领域，具备全产业链系统解决能力，一体化综合服务优势显著。环保”领域，具备全产业链系统解决能力，一体化综合服务优势显著。公司主要围绕环保与能源两大领域开展设计咨询、设备制造、工程建设、运营管理、投资等一体化业务，形成了集电站项目投融资、电力工程设计、电站设备成套、电站工程总包、电厂运营管理以及新能源新材料开发等为一体的完整产业链，综合服务能力突出。29%100%-54%141%100%100%-

108、100%-50%0%50%100%150%200%0040005000600070008000900010000等离子点火 综合节能改造 低氮燃烧 工业尾气治理 生物质 清洁供暖 2021H1营收（万元）2022H1营收（万元）yoy（右）299 314 325 333 341 47 33 32 49 8 0500300350400200212022H1拥有授权专利 新增授权专利 27 图图 71：公司主营业务及产品：公司主营业务及产品 数据来源：公司公告，西南证券整理 2022H1 公司营业收入小幅提升，归母净利润与去年同期持

109、平。公司营业收入小幅提升，归母净利润与去年同期持平。从营收口径来看，2018-2021 年公司营业收入从 75 亿元增长至 84 亿元，CAGR 达 4.0%，2022H1 公司实现营业收入 41.8 亿元，同比增加 10.6%，主要受益于公司项目运营管理和工程收入增加。从归母净利润来看，2018-2021 年公司从 4.2 亿元增长至 7.6 亿元，CAGR 高达为 21.9%，主要受益于毛利率较高的配件产品销售的增加，2022H1 公司实现归母净利润 4.0 亿元，与去年同期基本持平。图图 72：公司：公司 2022H1 营业收入营业收入 41.8 亿元（亿元（+10.6%）图图 73：公

110、司：公司 2022H1 归母净利润归母净利润 4.0 亿元（亿元（-0.0%）数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理“能源“能源+环保”双领域齐头并进，工程及服务类业务发展迅速。环保”双领域齐头并进，工程及服务类业务发展迅速。公司主要业务可分为能源、环保两大领域。以 2022H1 公司各业务营收结构来看，能源领域：能源领域：热电及光伏运营服务营收同比增长 41.6%至 13.5 亿元；电站工程及服务营收同比增长 72.5%至 6.3 亿元；节能高效发电设备营收同比减少 5.5%至 3.8 亿元。环保领域：环保领域：市政环保工程及服务营收同比增长 4.9%至 8.9

111、亿元；环保设备营收同比增长 38.9%至 5.5 亿元；环保运营服务营收同比增长 21.7%至 3.4 亿元。75 70 76 84 42 27.4%-6.0%9.1%6.1%10.6%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%020406080202020212022H1营业收入（亿元）yoy（右）4.2 4.5 6.0 7.6 4.0 5.2%7.1%34.4%17.4%0.0%0%5%10%15%20%25%30%35%40%0820022H1归母净利润（亿元）yoy（右）28 图图 74：2021H1 及及 2

112、022H1 公司各业务营收比较及同比变化公司各业务营收比较及同比变化 图图 75：2022H1 公司主营业务营收结构公司主营业务营收结构 数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 公司综合服务能力优势显现，余热锅炉技术及市场占有率均位居行业前列。公司综合服务能力优势显现，余热锅炉技术及市场占有率均位居行业前列。公司的垃圾焚烧锅炉设备在市场上有绝对优势和影响力，是国内最早实现“炉排+余热锅炉”双炉型一体化供货的厂家。公司燃机余热锅炉市场占有率排名前三，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。图图 76：公司卧式：公司卧式

113、 HRSG结构图结构图 图图 77：公司立式：公司立式 HRSG结构图结构图 数据来源：公司官网，西南证券整理 数据来源：公司官网，西南证券整理 公司持续加大研发投入，携手中科院积极布局火电灵活性改造新技术。公司持续加大研发投入，携手中科院积极布局火电灵活性改造新技术。2022H1 公司研发费用同比提升 5.8%至 1.1 亿元，研发费用占总营收比例总体呈现稳步上升趋势。公司火电灵活性改造之煤粉预热技术已与中科院进行产学研合作，基本完成了关键技术和中试研究。随着新能源发电的快速发展，煤炭煤电兜底保障能力得到进一步重视，火电灵活性改造市场广阔、趋势确定，公司作为行业将为公司能源装备业务带来新的增

114、长动能。72.5%4.9%21.7%41.6%-38.9%-5.5%-60%-40%-20%0%20%40%60%80%024681H1营收（亿元）2022H1营收（亿元）yoy（右）15%22%8%33%9%13%电站工程及服务 市政环保工程及服务 环保运营服务 地方热电及光伏运营服务 环保设备 节能高效发电设备 29 图图 78：2022H1 公司研发投入公司研发投入 1.1 亿元（亿元（+2.7%）图图 79：公司研发人员数量及占公司总人数比例保持高水平：公司研发人员数量及占公司总人数比例保持高水平 数据来源：公司公告，西南证券整理 数据来源：公司公告，西南证券整理 1.6 1.8 1.9 2.5 1.1 2.1%2.6%2.4%3.0%2.7%0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%0.00.51.01.52.02.53.0200212022H1研发投入（亿元）占营收比例（右）796 917 994 1018 24.4%26.1%26.7%25.8%0%5%10%15%20%25%30%0200400600800020021研发人员数量（个）占公司总人数比例（右）