火电灵活性改造：火电转型趋势渐明，市场空间释放可期新能源消纳系列报告（二）[Table_Industry]2023年9月12日请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com2证券研究报告行业研究[Table_ReportType]行业深度报告行业名称公用事业[Table_Author]左前明能源行业首席分析师执业编号：S1500518070001联系电话：010-83326712邮箱：zuoqianming@cindasc.com李春驰电力公用联席首席分析师执业编号：S1500522070001联系电话：010-83326723邮箱：lichunchi@cindasc.com信达证券股份有限公司CINDASECURITIESCO.,LTD北京市西城区闹市口大街9号院1号楼邮编：100031[Table_Title]火电灵活性改造：火电转型趋势渐明，市场空间释放可期[Table_ReportDate]2023年9月12日本期内容提要:[Table_Summary][Table_Summary]➢“双碳”目标下新能源快速发展催生灵活性资源需求，火电灵活性改造为当前较为经济可行的灵活性调节方式。2010-2022年间，风光装机量年复合增长率为30.94%，风光发电量年复合增长率为30.2%，未来风光装机与发电量有望保持增长。然而，由于新能源发电具有波动性、同质性及反调峰特性，伴随新能源接入电网比例提高，电力系统灵活性不足，消纳问题逐渐显现（详见信达能源2023年5月9日发布的《新能源发展的消纳风险研究》）。我国灵活性调节能力先天不足，气电调峰效果好，但气源受限且燃料成本高；抽蓄建设周期长且受到地理条件限制；新型储能成本高且调节时长较短；煤电将有望发挥存量装机优势，通过灵活性改造继续挖潜机组调峰能力。➢灵活性改造重点是提高火电深度调峰能力，实现“热电解耦”是改造关键。对于纯凝机组，重点是实现低负荷状态下的稳燃与宽负荷脱硝；对于热电联产机组，改造关键在于实现“热电解耦”，一方面进行机组本体改造，通过降低汽轮机出力水平减少发电；另一方面通过增加热储能设备，如热水罐储能、电锅炉固体储能等。不同调峰方法的选择需根据不同电厂情况因地制宜。根据国家能源局22个改造试点来看，90%皆为热电联产机组的灵活性改造，全部试点中35%采用热水蓄能改造，30%采用电热固体储能+电极锅炉的方式，加装储能装置或成为主要改造方向。➢辅助服务市场发展是灵活性改造的核心驱动力之一。从改造经验看，东北地区辅助服务市场执行早、补偿标准高，灵活性改造推进的速度最快。改造动力主要考察灵活性改造经济性，即看调峰补偿收入增加是否可以弥补灵活性改造成本与供电煤耗上升成本。我们对60万千瓦机组改造进行经济性测算，假设改造后最小出力降到40%，一天中有三小时深度调峰，补偿价格为0.2元/kWh。经过灵活性改造后，度电利润可增长0.006元至0.026元/kwh。全年税前超额利润达到1013.67万元；当最低负荷40%时、调峰补偿≥0.11元/kWh，最低负荷30%、调峰补偿≥0.21元/kWh时，火电灵活性改造具有经济性。当前，根据各省区现行的调峰补偿标准，大部分地区出力在小于40%时，补偿标准大于0.2元/kWh，即具有灵活性改造推广的经济性。➢火电灵活性改造市场空间广阔。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间将完成灵活性改造2亿千瓦，因此假设“十四五”期间改造机组容量为2亿千瓦；远期看，60万千瓦及以下机组（7.6亿千瓦）均需要改造，其中90%为热电联产机组，新增调峰能力20%。据我们测算，“十四五”期间市场待改造机组的本体改造费用约44.4~88.8亿元、热电解耦改造费用为316.44-497.88亿元；远期看市场空间来看，机组本体改造费用约135.1~270.22亿元、热电解请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com3耦改造费用为961.98-1513.56亿元。➢投资建议：火电灵活性改造关键是要解决低负荷稳燃及宽负荷脱硝。华光环能获得中科院热物理研究所“煤粉预热燃烧技术”的独家技术授权，可以大幅降低负荷的同时保证低NOx排放浓度，未来有望伴随技术调试成功并进入商业化，或将成为公司业绩增长亮点；西子洁能通过持有赫普能源25%的股权切入火电灵活性改造市场，赫普能源在行业中竞争力较强，有望伴随灵活性需求提升而持续受益。宽负荷脱硝是机组改造的刚需，青达环保为宽负荷脱硝技术的主要供应商，公司同时经营电极锅炉系统、蓄热器系统等相关业务，有望伴随灵活性改造需求增加而驱动业绩增长。更换等离子燃烧器有利于机组在低负荷状态下保证稳定燃烧，龙源技术是燃烧器市场的龙头，等离子体燃烧器市场份额占比达到90%，且我们认为实控人国家能源投资集团内部有较大的改造需求，有望支撑公司订单保持高景气趋势。建议关注有望受益火电灵活性改造相关标的，华光环能、西子洁能、青达环保、龙源技术。➢风险提示：火电灵活性改造进程缓慢，政策落地不及预期；辅助服务市场发展滞后；电厂盈利情况不佳导致实施改造的资金不足。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com4目录一、新能源发电占比提高催生火电灵活性改造需求.......................................................................61.1风光装机快速增长带来消纳难题，火电灵活性改造需求提升..........................................61.2下游电价机制疏导不畅是灵活性改造推进不及预期的主要原因....................................10二、火电灵活性改造技术多样，因厂施策.....................................................................................122.1火电灵活性改造路径...........................................................................................................122.2不同核心设备的竞争格局...................................................................................................16三、辅助服务市场发展是火电灵活性改造的核心驱动力..............................................................193.1辅助服务市场由计划到市场，火电灵活性改造动力有望增强........................................193.2火电灵活性改造市场空间测算...........................................................................................203.3灵活性改造经济性测算.......................................................................................................23四、公司梳理.....................................................................................................................................27华光环能：“火改”+“制氢”业务有望成为业绩增长新动能.............................................27西子洁能：熔盐储能技术拓展业绩成长空间.........................................................................29青达环保：全负荷脱硝业务或将成为业绩主要增长点.........................................................30龙源技术：背靠央企的燃烧器龙头公司.................................................................................32五、投资策略.....................................................................................................................................35六、风险提示.....................................................................................................................................35表目录表1：不同灵活性资源特点对比............................................................................................................................7表2：主要灵活性资源调节能力对比..................................................................................................................8表3：“十三五”期间火电灵活性改造相关政策..............................................................................................10表4：“十四五”期间火电灵活性改造相关政策..............................................................................................11表5：低负荷稳燃方案对比..................................................................................................................................13表6：3种宽负荷脱硝技术对比..........................................................................................................................13表7：热电联产机组改造路径对比....................................................................................................................15表8：涉及热储能技术灵活性改造的部分公司.............................................................................................17表9：新旧细则内容对比.......................................................................................................................................19表10：各地区火电灵活性改造配置新能源指标的政策要求...................................................................20表11：煤电灵活性改造技术路线及成本情况...............................................................................................21表12：燃烧器改造技术路线市场空间对比...................................................................................................22表13：宽负荷脱硝技术市场空间对比.............................................................................................................22表14：储热技术市场空间对比...........................................................................................................................22表15：煤电灵活性改造经济性测算参数表....................................................................................................23表16：煤电灵活性改造经济性测算结果........................................................................................................24表17：调峰时长和补偿标准对净利润的敏感性分析（万元）..............................................................24表18：改造成本和补偿标准对净利润的敏感性分析（万元）..............................................................25表19：最小出力水平与调峰补偿标准对净利润的敏感性分析（万元）...........................................25表20：全国主要地区深度调峰基准值和补偿标准......................................................................................25表21：2023年3月公司收购电厂情况...........................................................................................................28表22：主要受益标的估值表................................................................................................................................35图目录图1：2009-2022年风光发电装机量占比不断提升（万千瓦）...............................................................6图2：风光发电量占全社会用电比例超过10%（亿千瓦时；%）.............................................................6图3：不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况..................................................................................7图4：不同空间尺度下的新能源出力情况（曲线归一化处理）...............................................................7图5：2022年主要国家发电量结构情况............................................................................................................9图6：灵活性提升成本与效益................................................................................................................................9图7：各国火电机组调峰能力对比.......................................................................................................................9图8：东北地区弃风率大幅降低.........................................................................................................................11图9：2018年东北调峰补偿费用最高..............................................................................................................11图10：火电灵活性改造思路梳理......................................................................................................................12图11：汽轮机旁路供热改造示意图..................................................................................................................14图12：切除低压缸进汽改造示意图..................................................................................................................14图13：水蓄能系统示意图....................................................................................................................................14图14：电锅炉参与电厂调峰示意图..................................................................................................................14请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com5图15：灵活性改造技术路线占比......................................................................................................................15图16：等离子系统与微油系统经济性对比...................................................................................................16图17：国能集团给予龙源技术大量订单支持...............................................................................................16图18：不同锅炉负荷下的NOx原始排放质量浓度...................................................................................17图19：我国辅助服务市场发展脉络..................................................................................................................19图20：我国煤电机组容量分布...........................................................................................................................21图21：灵活性改造后机组成本与收入构成...................................................................................................23图22：公司业务布局..............................................................................................................................................27图23：华光环能历年营收（亿元，%）..........................................................................................................27图24：华光环能历年归母净利润（亿元，%）............................................................................................27图25：华光环能2022年毛利结构（亿元，%）..........................................................................................28图26：华光环能历年ROE及销售毛利率情况.............................................................................................28图27：40t/h煤粉预热燃烧锅炉........................................................................................................................29图28：煤粉预热燃烧技术实现超低Nox排放..............................................................................................29图29：西子洁能利润情况（百万元）.............................................................................................................29图30：西子洁能2022年毛利结构...................................................................................................................29图31：西子洁能青海德令哈50MW塔式熔盐项目....................................................................................30图32：西子洁能电极锅炉....................................................................................................................................30图33：青达环保产品领域展示图......................................................................................................................30图34：青达环保历年营业收入情况..................................................................................................................31图35：青达环保历年归母净利润情况.............................................................................................................31图36：青达环保净利率和毛利率......................................................................................................................31图37：青达环保分业务收入（万元）.............................................................................................................31图39：青达环保炉渣节能环保处理业务........................................................................................................32图41：青达环保全负荷脱硝业务......................................................................................................................32图42：龙源技术股权结构图（2023H）.........................................................................................................33图44：2022年龙源技术收入结构情况...........................................................................................................33图45：龙源技术等离子点火系统......................................................................................................................34请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com6一、新能源发电占比提高催生火电灵活性改造需求1.1风光装机快速增长带来消纳难题，火电灵活性改造需求提升“双碳”目标推动我国风光装机占比和电量占比快速上升，系统消纳新能源的难度逐渐加大。从装机容量看，我国风光装机量从2010年的2984万千瓦增长至2022年的75805万千瓦，年复合增长率达30.94%，同时，根据国务院《2030年前碳达峰行动方案》，到2030年风光发电总装机容量达到12亿千瓦以上，较2022年增幅达到58.31%。从发电量看，2022年我国风光发电量为11900亿千瓦时，占总发电量的13.69%。国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》中提出，2023年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍。我们预期高比例新能源接入将成为电力系统的发展趋势。风光发电具有随机性、波动性特点，伴随新能源接入电网比例提高，电力系统灵活性不足，消纳问题逐渐显现。2022年，蒙东、蒙西、甘肃、青海等新能源装机量较高的地区，弃风率均超过5%。同时，需要注意的是，2010-2022年间，风电装机量年复合增长率23.31%，光伏装机量年复合增速84.27%；相比之下，风电发电量年复合增速25.5%，光伏发电量年复合增速84.4%，发电量增速与装机量增速基本保持同步。未来伴随风光装机增长，新能源消纳问题将逐渐突出。图1：2009-2022年风光发电装机量占比不断提升（万千瓦）图2：风光发电量占全社会用电比例超过10%（亿千瓦时；%）资料来源：同花顺iFinD，信达证券研发中心资料来源：中电联，信达证券研发中心新能源发电具有波动性、同质性及反调峰特性，需要灵活性资源配套来解决消纳问题。一方面，新能源发电受天气影响大，存在出力的不确定性；另一方面，新能源出力的同质性导致同一时间集中出力，加剧新能源竞争；此外，新能源出力与电网负荷波动具有相反的特征，风光发电存在日内尺度上的电力供需错配，风电出力主要集中在傍晚及夜间；而光伏出力主要集中在中午，但用电负荷高峰集中在8点-10点和18点-22点，存在日内时间错配。此外，由于居民和三产在夏季制冷和冬季供暖需求较高,而风电在用电高峰夏季出力相对较弱，光伏发电在冬季出力有所不足。因此，伴随新能源电量占比不断提高，电力系统需要灵活性资源平抑风光出力波动，提高新能源消纳能力。0.7%1.2%1.6%2.1%2.8%3.2%4.0%5.1%6.5%7.8%8.6%9.5%11.7%13.7%0%2%4%6%8%10%12%14%16%0200040006000800010000120001400020092010201120122013201420152016201720182019202020212022风电发电量太阳能发电量风光发电占比2%3%5%6%7%9%11%14%16%19%21%24%27%30%0%5%10%15%20%25%30%35%050000100000150000200000250000300000火电装机量水电装机量核电装机量风电装机量太阳能装机量占比请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com7图3：不同时间尺度下的风电场、光伏电站出力情况图4：不同空间尺度下的新能源出力情况（曲线归一化处理）资料来源：郑可轲等《大规模新能源发电基地出力特性研究》，信达证券研发中心资料来源：郑可轲等《大规模新能源发电基地出力特性研究》，信达证券研发中心中心（图中出力曲线经归一化处理）电力系统中灵活性资源主要分布在电源侧、需求侧、电网侧、储能。➢电源侧：主要包括可控的传统电源——煤电、气电、水电、核电，煤电机组可以发挥存量大的优势，进行小时级、跨日的出力调整。气电调节能力强、响应速度快、运行灵活，是现阶段较为可靠有效的灵活性电源，但高昂的燃料成本与气源供应不足制约气电发展。水电调节速度快，但受到来水条件影响；核电调峰能力强，但调峰调频会导致设备可靠性降低，安全裕度下降。➢需求侧：用户侧电力需求侧管理是电力系统灵活性的重要提供源。通过中断负荷和转移负荷来提供灵活性。我国需求响应正处于初步发展阶段，灵活性潜力较大，现阶段对于需求响应资源的挖掘主要集中在体量大、可控性强的大工业负荷。➢储能：储能用于发电侧可以进行调频，减少弃电，平滑波动的作用；在电网侧有削峰填谷的作用，在用户侧可以通过用电响应和峰谷电价差来降低用电成本。短时储能中应用比较广泛的是锂离子电池储能，可以实现精准控制，稳定输出，但持续性差且度电成本较高。抽水蓄能目前是应用较为广泛的灵活性资源，但选址要求高且建设周期长。➢电网侧：电力系统灵活性受到地理空间和输电容量的限制，发电和负荷存在地理错配，采用电网互联、扩大平衡区域范围的方式可以提供系统灵活性，但由于跨区输电依靠提前签订的送电协议运行，在短时间尺度的灵活调节能力较弱，因此适宜提供中长时间尺度灵活性。同时，也受到电力交易“省间壁垒”的限制。电源侧各类资源仍将在中长期发挥关键作用。传统电力系统中，灵活性资源以各类调节电源和抽水蓄能电站为主，伴随新型电力系统建设，灵活性资源的形式将日益多元。根据国网能源研究院预计，到2035年，源、网、荷、储四个环节灵活性资源比重为的61%∶12%∶10%∶17%。电源侧灵活性资源依然是重要发展方向。表1：不同灵活性资源特点对比调节方向调节路径优势劣势电源侧煤电装机量高、灵活性挖潜空间大调峰补偿机制有待完善，深度调峰增加发电煤耗，提升爬坡速度影响使用寿命水电开停机迅速、负荷调节快等灵活特点调节能力受来水条件影响较大；调节速率过快会加剧电网频率波动核电调节范围为30%-100%，低功率运行水平可超过12h调节频率过快会降低设备可靠性，安全裕度下降；存在核废料处理问题气电调峰能力强（30%-100%），相应速度快，爬坡速度快，是较为有效的灵活性电源我国气电对外依存度高、气源供应不足；燃料成本高、设备造价与维修费高请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com8电网侧跨区域互联互济经济高效，基本不产生额外成本作用效果限于跨区域错峰程度；存在省间壁垒灵活交流输电系统提高电网灵活性调节速度，有效降低功率损耗控制难度大，尚未大规模应用微电网灵活性响应速度快，质量高目前数量较少，规模不大需求侧可中断负荷灵活性调节容量和时间明确即时的灵活响应能力差可平移负荷灵活性调节时间可控性强灵活性调节容量有限柔性负荷能够通过根据需求改变用电行为的方式提升电力系统灵活性用能行为具有多重不确定性，难以集中控制储能抽水蓄能技术成熟，使用寿命超过50年，转换效率高达75%，持续放电时间一般为6-12h选址要求高且建设周期长新型储能精准控制，稳定输出；建设周期短，可以实现快速响应存在一定的安全隐患，且其持续出力差；当前度电成本高资料来源：袁家海等《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，信达证券研发中心煤电灵活性改造为短期内较经济可行的调节方式。灵活性电源中，气电调峰能力强，启停速度快，理论上是最优的灵活性电源，但由于气源供应不足、燃料成本高，无法大规模发展。水电资源包括常规水电和抽水蓄能电站，通过水电调节启动灵活，且响应时间短，但建设周期长且受到地理位置限制。核电调峰调频可能增加安全性风险，且我国核电占比小，目前仅作为补充调峰资源。相较之下，煤电满足秒级和分钟级功率调整需求的能力一般，但可以发挥存量大的优势，参与适合小时级与日级调峰。表2：主要灵活性资源调节能力对比资源类型运行范围爬坡速率热态启动（h）冷态启动（h）调节时间尺度缺点煤电30%-100%（纯凝机组）50%-100%（热电联产）3-6%/min45适合中长时间调节改造后的机组煤耗增加，寿命缩短，污染增加气电单循环燃气机组20%-100%15%/min＜0.1＜0.1适合中期调节建设投资成本高；天然气价格高联合循环燃气机组8%/min1.1-1.52常规水电0-100%20%/min＜20s适合短期调节调节速率过快可能导致输出功率陡升，加剧电网波动抽水蓄能-100%至100%10%-50%＜0.1适合中短期调节受制于地理位置和水资源限制；建设周期一般为7-8年（100万千瓦）核电75%-100%2.5%-5%--可能增加安全性风险资料来源：袁家海等《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，信达证券研发中心我国灵活性调节能力先天不足，煤电或将发挥存量装机调峰潜力。根据北极星电力统计，我国发电装机以煤电为主，占总装机比重超过60%，抽蓄、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%。相比之下，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。基于我国特殊的资源禀赋结构，煤电灵活性空间挖潜较大。各省尤其是抽水蓄能电站较少的省份和热电联产机组居多的“三北”地区，均采用煤电机组作为灵活性调节的重要手段。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com9图5：2022年主要国家发电量结构情况资料来源：OurWorldinData，信达证券研发中心综合考虑灵活性电源的技术经济性，煤电灵活性改造为优选。当前抽水蓄能电站和煤电灵活性改造更适合作为提供灵活性的主要资源。根据中国电力圆桌研究，在风光渗透率较低的情况下，抽蓄与新型储能的灵活性调节效果最好；在考虑投资成本增加与发电成本减少的综合影响下，提升10GW调节能力，煤电灵活性改造成本减少10亿元，气电调节成本最高，将增加46亿元。综合看，储能功率快速调整能力突出（新能源弃电率降低超3%），但当前技术水平下持续充放电能力不强且运行收益不佳；气电成本高，适宜做补充资源，可以因地制宜开发；抽蓄调节效果好且运行成本低，但建设周期长。存量煤电改造潜力大且投资成本低，有望成为提供电力系统灵活性的更为优质的资源。我国火电机组的深度调峰能力相比世界领先水平差距较大。根据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》显示，德国的供热机组最低运行负荷达到40%，纯凝机组最低运行负荷达到25%；丹麦火电机组基本以供热为主，供热期最低运行负荷可达15%～20%；我国热电机组多数是“以热供电”模式运行，为保证热负荷供应，供热期间的最低负荷一般在50%～70%，特别是“三北”地区“以热定电”的供热机组比重大，冬季调峰能力有限，因此我国火电机组灵活性提升潜力较大。图6：灵活性提升成本与效益图7：各国火电机组调峰能力对比资料来源：袁家海等《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，信达证券研发中心注：假设改造目标均为提升系统10GW的深度调节能力资料来源：侯玉婷等《火电机组灵活性改造形势及技术应用》，信达证券研发中心20%50%80%80%60%75%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%热电联产机组纯凝机组中国丹麦德国煤电10%气电3%水电0%光伏6%风电55%核电0%其他26%丹麦煤电1%气电9%水电10%光伏4%风电8%核电63%其他5%法国煤电31%气电17%水电3%光伏10%风电22%核电6%其他11%德国煤电19%气电39%水电6%光伏5%风电10%核电18%其他3%美国煤电61%气电3%水电15%光伏5%风电9%核电5%其他2%中国煤电1%气电39%水电2%光伏4%风电25%核电15%其他14%英国请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com101.2下游电价机制疏导不畅是灵活性改造推进不及预期的主要原因“十三五”期间灵活性改造进度不及预期，政策目标完成度不足50%。《电力发展“十三五”规划》要求在“十三五”期间完成共计2.2亿千瓦的煤电灵活性改造项目，新增调峰能力4600万千瓦。其中三北地区（东北、华北、西北）增加调峰能力4500万千瓦。截至2019年底，中国仅完成火电灵活性改造5775万千瓦（全部在三北地区），截至2021年底，累计实施灵活性改造超过1亿千瓦，完成规划目标的45%。表3：“十三五”期间火电灵活性改造相关政策时间机构文件主要内容2016.06国家能源局《提升火电灵活性改造示范试点工作》国家能源局正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作，提升灵活性改造预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%-50%额定容量；纯凝机组增加15%-20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%-35%额定容量。2016.11国家发改委、国家能源局《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》全面推动煤电机组灵活性改造，热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦左右；其中，“三北”地区推行热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦；其它地方纯凝改造约450万千瓦。共计2.2亿千瓦，改造完成后，将增加调峰能力4600万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。2018.03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，开工建设6000万千瓦抽水蓄能电站和金沙江中游龙头水库电站。到2020年，抽水蓄能电站装机规模达到4000万千瓦（其中“三北”地区1140万千瓦）；新增调峰气电规模500万千瓦，提升电力系统调节能力500万千瓦；太阳能热发电装机力争达到500万千瓦，提升电力系统调节能力400万千瓦；2018.09国家发改委、国家能源局《煤电应急调峰储备电源管理指导意见》煤电应急调峰储备电源机组总容量原则上不应超过上一年度最大负荷的2%；当最大负荷的2%小于区域内最小合规在建煤电机组单机容量时，可按照单台机组考虑。资料来源：国家发改委，国家能源局，信达证券研发中心政策约束性不强叠加改造成本回收困难导致企业自主改造动力不足。一方面，2.2亿千瓦的目标为鼓励性目标而非约束性目标，政策限制不强。另一方面，辅助服务市场补偿力度不足，改造成本没有较好回收。深度调峰除了会增加企业改造的固定成本，同时会增加排放，减少机组寿命，提高运营成本。根据袁家海在《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》中的结果显示，老旧煤电厂进行改造后累计年寿命消耗将从0.4%提高到了3.24%（增加8倍）。同时伴随负荷率的下降，机组的供电煤耗、CO2排放因子、污染物排放都有所升高。对于60万千瓦机组，35%负荷时比100%负荷时NOx升高超过100%。此外，还有机组发电量减少增加机会成本。三者叠加使得火电企业灵活性改造成本较高，经营压力增大，自主改造动力不足。辅助服务市场发展是影响灵活性改造节奏的关键因素。东北调峰辅助服务市场执行较早、补偿标准相对较高，火电灵活性改造工作推进较快，东北深度调峰报价高于华北和西北地区。东北地区调峰补偿机制一定程度上也推动煤电灵活性改造，截至2019年底，东北地区已改造完成3378万千瓦，占全国的59%，缓解了当地新能源消纳压力。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com11图8：东北地区弃风率大幅降低图9：2018年东北调峰补偿费用最高资料来源：中国政府网，国家能源局，信达证券研发中心资料来源：侯玉婷等《火电机组灵活性改造形势及技术应用》，信达证券研发中心“十四五”预期完成火电灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，灵活调节电源占比达到24%左右。根据国家发改委、国家能源局发布的各项政策，“十四五”期间，预计存量煤电机组灵活性改造完成2亿千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，新建及存量改造的纯凝工况调峰能力达到额定负荷的35%，供热期热电联产机组最小出力力争达到额定负荷的40%。表4：“十四五”期间火电灵活性改造相关政策时间机构文件主要内容2021.1国家发改委、国家能源局《全国煤电机组改造升级实施方案》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，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；纯凝工况调峰能力的一般要求为最小发电出力达到35%额定负荷，采暖热电机组在供热期运行时要通过热电解耦力争实现单日6h最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力。2022.01国家发改委、国家能源局《“十四五”现代能源体系规划》到2025年，灵活调节电源占比达到24%左右；优先提升30万千瓦级煤电机组深度调峰能力，推进企业燃煤自备电厂参与系统调峰；力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦，抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右；力争到2025年，电力需求侧响应能力达到最大负荷的3%～5%。资料来源：国家发改委，国家能源局，信达证券研发中心21%19%14%4.4%1.3%32%30%21%6.8%2.5%10%13%8%1.0%0.4%0%5%10%15%20%25%30%35%20152016201720182019黑龙江吉林辽宁27.88.26.4051015202530东北华北西北请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com12二、火电灵活性改造技术多样，因厂施策2.1火电灵活性改造路径火电灵活性改造重点是提高火电深度调峰能力。火电灵活性改造一般指的提高火电运行灵活性，其改造目标是提高机组的深度调峰、快速爬坡和快速启停能力。提高深度调峰能力是改造重点，考察深度调峰的关键指标包括设备寿命、污染物的排放、运行效率。根据发电机组的不同，灵活性改造的侧重点也不同。对于纯凝机组，重点在于对锅炉、汽轮机等本体设备进行改造，同时也要进行配套的控制系统、脱硝系统、冷凝水系统等辅助设备的改造；而对于热电联产机组，更重要的是进行热电解耦。图10：火电灵活性改造思路梳理资料来源：刘刚《火电机组灵活性改造技术路线研究》，信达证券研发中心2.1.1纯凝机组纯凝机组深度调峰的难点在于低负荷稳燃和宽负荷脱硝。锅炉在低负荷下运行时，炉内火焰较小叠加温度较低，容易出现熄火情况；同时烟气温度较低带来催化剂活性降低、还原剂结晶、空预器腐蚀等问题。因此，纯凝机组的灵活性改造主要针对低负荷稳燃和宽负荷脱硝进行。1、低负荷稳燃低负荷稳燃改造的技术主要包括制粉系统改造和燃烧系统改造。具体包括：（1）磨煤机动态分离器：深度调峰时煤粉细度偏粗会造成煤粉不易着火和燃烧不稳，可将静态分离器换为调整性能更好的动静态组合式分离器。（2）等离子燃烧器：利用大功率电弧直接点然煤粉，无需燃油，但不适用于贫煤、无烟煤，但等离子阴极寿命较短。（3）富氧燃烧器：在富氧环境下确保煤粉较高着火率。同时可以延长炉膛换热时间，从而降低排烟热损失，提升锅炉炉效。该技术最低稳燃负荷可达25%，投资较少，但点火及稳燃所需燃油较多。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com13表5：低负荷稳燃方案对比改造方案原理优势劣势等离子燃烧器以大功率电弧直接点燃煤粉点火时不需要燃油不适用于贫煤、无烟煤，且等离子体阴级寿命较短富氧燃烧器高纯度的氧气代替助燃空气，提高煤粉的燃烧效率火焰温度高、燃烧速度快、降低NOx排放点火及稳燃所需燃油较多磨煤机动态分离器改变煤粉细度改造简单灵活性改造的功能需求不能完全被满足来源：刘刚《火电机组灵活性改造技术路线研究》，杨沛豪等《燃煤火电机组灵活性改造技术路线综述》，国家能源局，信达证券研发中心2、宽负荷脱硝宽负荷脱硝改造的核心在于提高SCR入口烟气温度，主要围绕省煤器进行改造。具体包括：（1）分割省煤器：将原省煤器的部分管排移至SCR装置之后，通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，提高SCR入口烟温。（2）省煤器烟气旁路：在省煤器进口位置的烟道上开孔，低负荷时通过抽取烟气加热省煤器出口过来的烟气，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到脱硝最低连续运行烟温以上。（3）省煤器水侧旁路：通过减少给水在省煤器受热面中的吸热量，以达到提高SCR烟气脱硝系统入口烟气温度目的。（4）亚临界锅炉省煤器热水再循环：通过热水再循环提高给水温度，减少省煤器的冷端换热温差，使省煤器出口烟气温度提高。（5）抽汽加热给水：对于超临界、超超临界机组，在补气阀后选择合适的抽汽点。在机组低负荷情况下，通过调节门控制加热器入口压力，保证低负荷工况下给水温度。不同宽负荷脱硝技术特点不同，需根据实际需要进行选择。省煤器烟气旁路改造成本较低、工程量小，但是可能会影响脱硝流畅和锅炉效率。省煤器水侧旁路改造成本较低、工程量小，但是调温幅度有限，同时会影响锅炉效率。抽汽加热给水改造可降低机组热耗率，工期较短，但对运行控制要求相对较高。热水再循环改造对烟气提温幅度较大，并且可精确调节，但是工期长、初投资高。分割省煤器改造成本不影响锅炉经济性和运维工作量，但是成本高工期长，实施难度较大。实际改造过程中，可根据实际情况选择单个或多个组合进行改造。表6：3种宽负荷脱硝技术对比项目优点缺点工期（天）投资（万元）省煤器烟气旁路投资少、工程量小可能影响脱硝流畅；对设备可靠性要求高；影响锅炉效率30400~600省煤器水侧旁路投资少、工程量小烟气温升在0-20℃之间30400~600亚临界锅炉省煤器热水再循环烟气提温幅度大；可精确调节初投资高，系统复杂；501200~1800来源：张杨等《燃煤机组宽负荷脱硝技术分析》（注：工程投资以单台600MW机组为例），信达证券研发中心2.1.2热电联产机组热电联产机组深度调峰的关键在于实现“热电解耦”。由于热电联产机组在电力系统深度调峰时仍要保证供暖，出力难以下降，因此对热电联产机组灵活性改造的关键在于热电解耦。供热机组灵活性改造的技术路线主要分为两类：一是进行机组本体改造，包括（1）汽轮机旁路供热：将部分做功蒸汽转化为供热蒸汽，降低了汽轮发电机组的强迫出力水平，提高了汽轮机的供热能力，改造投资也较小，但由于将高品质热能用于供热，存在一定的热经济损失。（2）低压缸零出力供热技术：指在调峰期间，切除低压缸全部进汽用于供热，请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com14仅通入少量的冷却蒸汽，实现低压缸“零出力”运行，从而降低汽轮发电机组强迫出力水平，增加机组的调峰能力。具有切换灵活，汽轮机本体改造范围小，改造费用低，运行维护成本低的优势。（3）高背压改造：汽轮机高背压循环水供热，消除了冷源损失，能够大幅提高供热能力，降低煤耗，具有良好的热经济性。但该技术调峰能力有限，而且需要每年更换两次低压缸转子，投资成本较高，运行维护不便。图11：汽轮机旁路供热改造示意图图12：切除低压缸进汽改造示意图资料来源：蒋春雷等《330MW汽轮机高低压旁路联合供热应用探究》，信达证券研发中心资料来源：刘帅等《200MW机组切除低压缸进汽供热改造技术分析》，信达证券研发中心二是新增热储能设备，主要有热水罐储能，电锅炉固体蓄热和电极锅炉等方案。具体包括：（1）电极锅炉供热技术：通过电极锅炉，使得电能以较高的转换效率转换成热能，可以直接降低热电厂出力，并增加供热能力，是一种有效的调峰技术，一般没有储热能力，此外由于涉及电热转化，能量利用的经济性较差。（2）电锅炉固体储热技术：指利用电锅炉将电能转化为高温固体的热能，在需要热能时，将储热体热能转化为热水、水蒸汽等多种用热形式。储热介质一般采用固体金属氧化物等耐高温材料，具有储热温度高，储能密度高，操作安全简便的优势，但投资成本高，经济性差。（3）热水罐储能技术：利用汽轮机抽汽，将热网回水加热至供热温度，存储在大型热水罐中。使机组在电负荷高的时候进行蓄热，电负荷低的时候供热。结论：改造后，汽轮机调峰能力和供热能力增加，在供热负荷不变的条件下，调峰能力较大的是低压缸零出力技术，汽轮机旁路技术调峰范围有一定限制。电极锅炉、电热固体储热和热水罐储热技术不涉及热电厂设备本体改造，对热电厂正常运行影响较小。电极锅炉调峰深度有限。电热固体储热具有较好的调峰灵活性，但投资成本高，运行成本高。热水储能使热电厂双向调峰能力，热经济性好，运行成本较低。图13：水蓄能系统示意图图14：电锅炉参与电厂调峰示意图资料来源：中如集团官网，信达证券研发中心资料来源：中如集团官网，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com15电锅炉固体供热及电极锅炉深度调峰能力强，而热水罐蓄热推广条件较好。电锅炉固体供热及电极锅炉均有较好的调峰优势，但存在运行成本高的问题，在市场初期可能获得较高调峰收益；热水罐蓄热储能技术成熟，投资较少，既能深度调峰也可以顶峰负荷，获得大规模应用。抽汽熔盐储能技术先进，发展空间广阔。抽汽熔盐储能技术可以在电网需要深度调峰时，将锅炉富裕的蒸汽热量存储到储热系统内，从而实现锅炉和发电机组的解耦，使机组满足电网调峰需要，为新能源发电腾出空间；当电网需要顶高峰负荷时，可将调峰期间存储在储热系统的热量重新释放用于发电或供热，增加发电机组的顶尖峰能力。2023年7月，国内首个利用大规模抽汽蓄能熔盐储热实现机组深度调峰及顶峰项目——国家能源投资集团河北龙山电厂灵活性改造项目正式开工建设。火电机组进行高温熔盐储热改造，将提高其深度调峰能力，同时可以提供顶峰能力，有望伴随灵活性改造迎来发展机遇。表7：热电联产机组改造路径对比改造路径优势劣势汽轮机旁路供热投资少、停机不停炉、热电解耦能力强供热经济性差、对设备运行可靠性要求较高切除低压缸进汽投资少、运行方式灵活、供热效益好需要对机组长期低负荷运行的安全性及机组寿命影响进行评估高背压改造内部改造工作量小、运行成本较低低负荷运行容易发生鼓风现象热水罐储热对原系统改造程度小、供热经济性好占地面积大、对系统长期低负荷调峰适应能力弱电极锅炉对原系统改造程度小、热电解耦能力强投资高、经济性差电锅炉固体储热对原系统改造程度小、热电解耦能力强投资高、经济性差资料来源：袁家海等《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》，信达证券研发中心热电联产机组改造为主，改造方式主要为热储能技术。2016年，国家能源局下达的两批火电机组灵活性改造的试点共计22个，其中仅有2个为纯凝机组改造，其余均为热电联产机组灵活性改造。一般来说，改造方案需要满足在安全可靠前提下实现改造成本最小化与调峰收益最大化。对于试点的改造路线，热储能技术占比达到63%，稳燃及脱硝改造有18%。图15：灵活性改造技术路线占比资料来源：《绿色和平：中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，信达证券研发中心热水储能36%电热储能27%低压缸零出力9%低压缸高背压改造5%稳燃及脱硝改造18%磨煤机改造5%请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com162.2不同核心设备的竞争格局2.2.1燃烧器：等离子燃烧器是主要改造方向长周期看，等离子点火系统具有较强经济性。等离子点火系统和微油点火系统均有利于机组在低负荷状态下保证稳定燃烧，等离子点火技术可以实现电厂完全无燃油运行，节油率达到100%，但无法燃烧劣质煤且设备寿命短，维修量较大；微油点火技术对煤质适应能力强，改造相对简单且一次性投资少，具体方案选择需要综合煤质、投资等因素综合考量。单从经济性看等离子点火系统虽然初始投资成本较高，但运行成本低，30年生命周期内成本较微油点火系统低近900万元。新建机组多采用等离子体燃烧器，龙源技术是行业绝对龙头。根据龙源技术公告，目前应用节油技术的机组达1300多台，其中等离子体机组占比近70%。龙源技术是我国离子体点火设备的主要生产厂家，约占国内等离子体点火设备90%左右的市场份额，技术水平居世界领先地位。同时作为国家能源投资集团旗下上市公司，公司获得集团公司大量订单支持。2022年与国能集团交易产生销售额4.68亿元，占总销售额近64%。我们认为国能集团公司内部蕴藏较大改造需求，公司订单有望保持高景气趋势。图16：等离子系统与微油系统经济性对比图17：国能集团给予龙源技术大量订单支持资料来源：郭为等《燃煤电厂锅炉微油点火与等离子点火技术对比》，信达证券研发中心资料来源：龙源技术公司公告，信达证券研发中心2.2.2宽负荷脱硝技术：青达环保与上海电气是主要供应商宽负荷脱硝是所有机组进行灵活性改造的刚需。我国绝大部分机组均采用SCR脱硝工艺，系统催化剂最佳运行温度在300℃-420℃之间，但由于机组低负荷运行导致脱硝入口烟温不达标，如何提高脱硝系统入口温度是改造重点，主要通过对机组工艺流程改造实现，具体包括简单水旁路、热水再循环、负荷热水再循环技术等。青达环保及上海电气为宽负荷脱硝技术的主要供应商。由于宽负荷脱硝主要集中在锅炉改造上，因此传统做锅炉及做烟气治理的企业将有利于优先占领市场份额。当前可以从事宽负荷脱硝技术改造的企业主要有青达环保、上海电气、中国电建都江电力、华仁通电力等，从2021-2022年火电机组脱硝改造的招投标信息来看青达环保与上海电气占有主要市场份额。2.2.3煤粉预热锅炉：华光环能获得中科院独家技术授权中科院热物理研究所开发煤粉预热燃烧技术，运行效果较好。通常情况下，低负荷运行使690.1360.805001000150020002500等离子点火系统微油点火系统一次性投入成本（万元）调试期费用（万元）30年运维费用（万元）1981.81068.3国家能源集团64%国能热源供热有限公司3%大唐集团3%中国电建集团3%东方锅炉3%其他24%请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com17燃料燃烧不充分导致NOx排放变高，煤粉预热技术可以将提高燃料的反应活性，实现充分燃烧，且无需投油助燃，宽度负荷调节能力尤其是最低负荷可至15-20%。同时NOx原始排放质量浓度随锅炉负荷的提高而逐渐升高，华光环能获得技术的独家授权，有望助力业绩增长。2023年1月，华光环能针对20-300MW机组的热电联产及发电煤粉锅炉，与中科院工程热物理研究所深度合作并获得灵活性低氮高效燃煤锅炉技术的独家技术授权，有助于实现锅炉宽负荷调节，NOx原始排放浓度减少60%以上。截止2023年6月，华光环能火电灵活性改造的煤粉预热示范项目已进入调试运行状态。图18：不同锅炉负荷下的NOx原始排放质量浓度资料来源：满承波等《40t/h煤粉预热燃烧锅炉运行和低NOx试验研究》，信达证券研发中心2.2.4热储能：西子洁能参股灵活性改造龙头公司或将持续受益赫普能源与中如集团在热储能领域中竞争力较强。目前灵活性改造项目中热储能技术应用最为广泛，国家22个改造试点中有65%的电厂采用热水储能/电热储能，推广市场空间较大。行业中可以做热储能改造的公司较为分散，火电运营商或锅炉主机厂有灵活性改造基础，例如国家电投集团、哈汽辅机公司等均占有一定市场份额，而行业中较为领先的公司为两家民营企业，灵活性改造系统集成龙头赫普能源、水蓄热技术行业龙头中如集团。西子洁能参股赫普能源25.2%有望持续受益。赫普能源是国家高新技术企业、国家级“专精特新”小巨人企业，致力于新能源消纳和火电机组灵活性调峰储能改造解决方案，目前已经积累较多成功案例，现已成为全国火电厂调峰调频领域的龙头企业。截止至2023H，西子洁能持有赫普能源25.2%股权，有助于公司快速切入火电灵活性改造市场，成为业绩新增长极。表8：涉及热储能技术灵活性改造的部分公司公司名称主营业务典型案例行业地位赫普能源虚拟电厂及分布式能源、火电灵活性改造（固体电锅炉、电极锅炉调峰技术、熔盐储能）国电宿州电厂，国电廊坊热电，华能营口电厂，神华三河电厂抽汽蓄能改造等全国火电厂调峰调频领域的龙头企业。上海中如集团水蓄能整体解决方案，锅炉机电设备销售、安装、维修，可再生能源消纳，电厂储能调峰，智慧综合能源管理等吉林白山市240MW电蓄热调峰供暖项目；丹东金山热电有限公司260MW热电机组灵活性改造项目；华能长春热电厂热电机组320MW改造等；国内水蓄热技术行业的龙头企业山东北辰机电设备股份有限公司光热发电及熔盐蓄热设备；热泵系列设备等吉电股份电锅炉调峰12999m³蓄热水罐一家集军工制造，金融投资、房地产开发、新能源研发制造投资运营等产业为一体的综合性企业7911511902040608010012014050%70%100%NOx原始排放质量浓度/(mg·m-3)请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com18集团公司国家电投集团风电、光伏、火电、核电、综合智慧能源等内蒙古通辽霍林河坑口发电公司电储热调峰项目京宝之谷国际会议中心综合智慧能源示范项目吉电股份长春热电分公司储能调峰综合智慧能源项目先进能源技术开发商、能源生态系统集成商杭州华源前线能源设备有限公司电站辅助锅炉、燃油燃气锅炉、电锅炉（电极锅炉）、水蓄热技术、熔盐储能技术、电锅炉蓄热技术等张掖市400万平米电极锅炉蓄热供暖项目集群吴忠申能热电6×50MW电极锅炉调峰应急热源项目等实控人为中国能建与华电集团哈尔滨汽轮机厂辅机工程有限公司火电、核电汽轮机产品等大唐辽源热电厂2×330MW供热机组灵活性调峰项目等水储热技术行业领先资料来源：各公司官网，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com19三、辅助服务市场发展是火电灵活性改造的核心驱动力3.1辅助服务市场由计划到市场，火电灵活性改造动力有望增强我国辅助服务市场的发展先后经历了无偿提供、计划补偿与市场化探索三个阶段。2002年以前，没有单独的辅助服务补偿机制，而是将辅助服务与发电量捆绑结算；2006年引发“两个细则”，规定了辅助服务的有偿基准、考核以及补偿等机制，自此进入计划补偿阶段；2015年颁布的“9号文”提出以市场化原则建立辅助服务分担共享机制，完善并网发电企业辅助服务考核与补偿机制；2021年对“两个细则”进行修订，扩大辅助服务市场主体，丰富辅助服务品种，目前我国已经初步形成跨区、跨省的辅助服务体系。图19：我国辅助服务市场发展脉络资料来源：吴珊等《面向新型电力系统灵活性提升的国内外辅助服务市场研究综述》，中国政府网，国家能源局，信达证券研发中心新版两个细则几个变化：➢由电源侧零和博弈转向费用逐步转移至用户侧和新能源发电机组；➢对辅助服务品种重新分类；➢补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体；➢共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围；➢明确补偿机制。固定补偿方式和市场化补偿方式相结合；表9：新旧细则内容对比2006版本2021版本新主体已投入运行的发电厂（火电、水电）省级电力调度机构可以调度的火电、水电、核电、风电、光伏发电、光热发电、抽水蓄能、自备电厂；传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、包括聚合商、虚拟电厂等形式聚合的负荷侧并网主体新分类辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务基本辅助服务：一次调频、基本调峰、基本无功调节有偿辅助服务：包括自动发电控制（AGC）、有偿调峰、备用、有偿无功调节、黑启动等电力辅助服务的种类分为有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务。1、有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等电力辅助服务2、无功平衡服务即电压控制服务，并网主体通过自动电压控制（AVC）、调相运行等方式，向电网注入、吸收无功功率，或调整无功功率分布所提供的服务请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com203、事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务补偿机制考核所得全部用于对辅助服务的补偿“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则固定补偿方式按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度市场化补偿机制遵循考虑电力辅助服务成本、合理确定价格区间、通过市场化竞争形成价格的原则分摊机制辅助服务补偿费用按照有偿辅助服务的类型进行分摊。分摊的权重，根据各电网的实际情况确定补偿费用由发电企业、市场化电力用户等所有并网主体共同分摊，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围。跨省跨区电力辅助服务机制-跨省跨区电力辅助服务费用随跨省跨区电能量交易电费一起结算资料来源：国家能源局，信达证券研发中心调峰资源与新能源建设挂钩，灵活性改造需求有望进一步提高。2021年8月，国家发改委出台《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》，鼓励新能源发电企业自建或购买调峰资源，市场化并网的新增风光项目的调峰配建比例超过20%的可优先并网。各地政府也将火电灵活性改造总量与新能源建设挂钩。湖北、新疆、内蒙古、河南等地，按企业火电灵活性改造新增调峰容量按1-2.5倍配套新能源建设指标。火电企业自主进行改造的意愿有望加强。表10：各地区火电灵活性改造配置新能源指标的政策要求日期省份政策主要内容2021/7/15山东《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》煤电新增深调能力的10%可作为所属企业新建可再生能源项目的配套储能容量2021/7/26湖北《关于2021年平价新能源项目开发建设有关事项的通知》一是风光火互补基地。按照不超过煤电机组(含已完成灵活性改造的煤电)新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目;二是风光水(抽水蓄能)互补基地。按照不超过抽水蓄能电站容量的2倍配套新能源项目;三是风光火(水)储基地。按照不超过煤电新增调峰容量的2.5倍配套新能源项目或不超过抽水蓄能电站容量的2倍配套新能源项目。2022/3/4新疆《服务推进自治区大型风电光伏基地建设操作指引（1.0版）》对主动将燃煤自备机组转为公用应急调峰电源的企业，按照燃煤自备机组规模的1.5倍配置新能源规模。2022/5/14中央《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。2022/8/1内蒙古《内蒙古自治区火电灵活性改造消纳新能源实施细则（2022年版）》自治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增调节空间，按照新增调节空间1:1确定新能源规模。2022/9/5河南《关于2022年风电和集中式光伏发电项目建设有关事项的通知》照各煤电企业通过灵活性改造增加调峰能力的1.4倍配置新能源建设规模，总配置规模约880万千瓦。2022/10/12山西《山西省支持新能源产业发展2022年工作方案》2022年拟安排风电光伏发电规模400万千瓦左右，其中300万千瓦左右规模用于支持我省投资建设新能源产业链项目，100万千瓦左右规模用于支持积极推进煤电灵活性改造。2022/11/2贵州《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》现有煤电机组按灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标，有富余调节容量的煤电项目，可按富余调节容量的2倍配置新能源建设指标资料来源：各省政府公告，中国政府网，信达证券研发中心3.2火电灵活性改造市场空间测算改造需求或将降临，小机组或将首先受益。大容量机组发电效率高，改造主要方向为节能提效；相较于大机组，小机组做灵活性改造经济性及可实施性更强。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，存量煤电机组灵活性改造完成2亿千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦，其中重点对“三北”地区30万千瓦级和部分60万千级燃煤机组进行灵活性请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com21改造。假设远期改造需求为30万千瓦及60万千瓦机组，那么改造量约为7.6亿千瓦。图20：我国煤电机组容量分布资料来源：渠道调研，信达证券研发中心灵活性改造总市场空间测算目前，煤电灵活性改造的技术路线根据改造机组和实现目的不同，可分为纯凝机组改造和热电机组改造。纯凝机组无供热需求，仅需针对锅炉本体进行改造；热电机组存在供热需求，需要在调节电力出力的同时保证供热，除锅炉本体需要改造外还需额外加装装置，实现“热电解耦”。锅炉本体改造即为燃烧、制粉系统改造和宽负荷脱硝改造，可使煤电机组负载率最低降至20%，总改造成本约为1000万~2000万元/台。热电机组改造可选择技术路线包括热水蓄热，固体电蓄热锅炉，以及电极式锅炉+热水蓄热等，改造效果和成本根据技术路线不同而有所差异。“十三五”期间，作为灵活性改造的试点机组容量多为30万千瓦~60万千瓦。2020年存量煤电机组30万千瓦和60万千瓦共计7.6亿千瓦。假设每台煤电机组平均额定功率为45万千瓦，《全国煤电机组改造升级实施方案》中提及“十四五”完成灵活性改造2亿千瓦为基本场景；以存量30万千瓦和60万千瓦煤电机组，改造80%，退役20%为理想场景，同时假设热电联产机组占比90%，热电机组改造平均新增调峰能力为20%。则煤电灵活性改造的市场投资空间为：•本体改造覆盖全部煤电灵活性改造，则基本场景改造费用总额为44.4~88.8亿元（对应“十四五”市场空间），理想场景改造费用为135.1~270.22亿元（对应远期市场空间）。•热电机组额外进行“热电解耦”改造，不同技术路线改造成本范围在879~1383元/kW（单位新增调峰能力改造成本），则基本场景改造费用总额为316.44-497.88亿元（对应“十四五”市场空间），理想场景改造费用为961.98-1513.56亿元（对应远期市场空间）。表11：煤电灵活性改造技术路线及成本情况机组类型改造路线达成效果成本分析纯凝机组改造锅炉本体改造：燃烧、制粉系统改造、宽负荷脱硝改造最低负载率可达20%总费用1000~2000万元/台热电机组改造热水蓄热:实现“热电解耦”最低负载率从60%～70%降至30%～50%额定负荷调峰能力提升10%~30%蓄热罐单位改造成本1800～2800元/m3平均改造成本约1000元/kW（新增调峰能力）固体电蓄热锅炉：实现“热电解耦”最低负载率可降为0%蓄热锅炉单位改造成本约1000~1200元/kW平均改造成本约879元/kW（新增调峰能力）≥1000MW≥600MW，<1000MW≥300MW，<600MW≥100MW，<300MW<100MW请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com22电极式锅炉+热水蓄热调峰最低负载率可降为0%电极式锅炉单位改造成本700元/kW，热水蓄热单位改造成本1800~2800元/m3平均改造成本约1383元/kW资料来源：渠道调研，信达证券研发中心不同技术路线的改造空间燃烧器改造空间：根据龙源技术公告，等离子点火系统改造占比约为90%，预计基础场景假设下，“十四五”期间等离子燃烧器改造空间有27.6亿元，远期改造空间约有84亿元。表12：燃烧器改造技术路线市场空间对比等离子点火系统微油点火系统改造单价（万元）690.1360.8改造比例90%10%改造规模（亿千瓦）基础场景2理想场景6.08改造投资（亿元）基础场景27.61.6理想场景83.94.9资料来源：郭为等《燃煤电厂锅炉微油点火与等离子点火技术对比》，信达证券研发中心宽负荷脱硝市场空间：假设三种主流方式改造比例分别为40%、40%、20%，基础场景假设下，“十四五”期间宽负荷脱硝改造投资约有10-14亿元，理想场景下，宽负荷脱硝改造成本约有32-40亿元，年均投入4-5亿元。表13：宽负荷脱硝技术市场空间对比烟气旁路水旁路热水再循环改造单价（万元/台）6006001500改造比例40%40%20%改造规模（亿千瓦）基础场景2理想场景6.08改造投资（亿元）基础场景10.710.713.3理想场景32.432.440.5资料来源：张杨等《燃煤机组宽负荷脱硝技术分析》，信达证券研发中心储热技术市场空间：假设两种主流方式改造比例分别为50%、50%，待改造机组中有90%为热电联产机组，新增调峰能力20%，在基础场景假设下，十四五期间储热技术改造投资约有150-180亿元，理想场景下，储热技术改造成本约有600-700亿元。表14：储热技术市场空间对比热水蓄能固体电蓄热锅炉新增调峰能力改造成本（万元/kW）1000879改造比例50%50%改造规模（亿千瓦）基础场景0.36理想场景1.368改造投资（亿元）基础场景180.0158.2理想场景684.0601.2资料来源：渠道调研，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com233.3灵活性改造经济性测算灵活性改造经济性主要看调峰补偿收入增加是否可以弥补灵活改造成本与供电煤耗上升成本。深度调峰下，成本增加主要来自设备改造增加的一次性固定成本，以及低负荷燃烧状态下，由于燃烧效率降低带来的煤耗和油耗增加成本。此外还有部分由于发电量降低带来的收益损失；收入增加主要来自调峰补偿，目前大部分省份对调峰深度不同实施阶梯式的补偿。图21：灵活性改造后机组成本与收入构成资料来源：信达证券研发中心基本参数假设：改造容量为600MW的超临界湿冷机组，假设改造前利用小时数为4980小时，供电煤耗为311.67g/kwh，上网电价假设燃煤标杆电价适当上浮至0.43元/kwh；机组平均负荷率为69%，最小出力为50%；改造参数假设：假设改造后机组最小出力降到40%，灵活性改造成本为625元/kW。机组低负荷运行会导致度电煤耗非线性上升，机组伴随调峰深度越深，度电煤耗增长越快（假设40%出力情况下煤耗为343g/kwh）；辅助服务市场参数假设：机组出力50%以上是基本调峰，50%以下有偿调峰。对于补偿价格，以西北地区为例，最小出力在40%-50%时，补偿标准为0-0.3元/kWh，本文测算假设补偿价格为0.2元/kWh，机组最小出力时长为3小时。平均负荷率为68%（一天中100%负荷8小时，60%负荷6小时，50%负荷7小时，40%负荷3小时）。表15：煤电灵活性改造经济性测算参数表基本参数假设装机容量（MW）600平均负荷率（改造前）69%利用小时数（改造前）4980平均负荷率（改造后）68%利用小时数（改造后）4890最小出力（改造前）50%供电煤耗（g/kwh）311.67最小出力（改造后）40%上网电价（元/kwh）0.43煤价（7000K含税）900供电煤耗（出力40%）343调峰补偿标准（元/kwh）0.2平均调峰时长（小时/日）3油价（元/t）4500请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com24调峰天数300投油稳燃油耗（t/h）0.24灵活性改造成本（元/kw）625折旧年限20资料来源：信达证券研发中心；假设全年发电及调峰天数为300天经过灵活性改造后，度电利润可增长0.006元至0.026元/kwh。年税前利润为5243.84万元。年税前超额利润达到1013.67万元。成本端看，单位供电煤耗增加，但由于发电量减少使得总煤耗下降，新增油耗成本187.5万元，平均煤耗上涨2.76g/kwh，度电成本较改造之前增长0.005元/kwh。收入端看，发电量减少导致供电收入大幅下降，但同时获得补偿收益，度电收入相较改造之前提高0.01元/kw。表16：煤电灵活性改造经济性测算结果改造前改造后变化上网电量（亿千瓦时）20.6719.93-0.74供电收入（万元/年）88868.1085685.03-3183.08补偿收益（万元）2160.002160.00度电收入（元/kWh）0.430.440.01总收入（万元）88868.1087845.03-1023.08平均煤耗（g/kwh）311.67314.432.76燃煤发电成本（万元）57970.9456389.74-1581.20油耗成本（万元）/97.2097.20折旧（万元）6000.006187.50187.50经营成本（万元）20667.0019926.75-740.25度电成本（元/kWh）0.4100.4150.005总成本（万元）84637.9482601.19-2036.75税前利润（万元）4230.165243.841013.67度电利润（元/kWh）0.0200.0260.006利润率4.76%5.97%1.21%资料来源：信达证券研发中心调峰时长越长，机组改造后的税前利润越多。调峰补偿标准越高，机组改造后的税前利润越多，改造经济性越强；当补偿标准≥0.31元/kWh时，每天调峰一小时就具有超额收益；当每日调峰三小时的情况下，补偿标准≥0.2元/kWh改造即有超额收益；当最低负荷40%时、调峰补偿≥0.11元/kWh，最低负荷30%、调峰补偿≥0.21元/kWh时，火电灵活性改造具有经济性。表17：调峰时长和补偿标准对净利润的敏感性分析（万元）调峰补偿标准每日调峰时长（小时）1234560.1-722-394-662615899160.2-36232610141701238930760.3-2104620943141418952360.4358176631744581598973960.5718248642546021778995560.610783206533474619589117160.7143839266414890111389138760.81798464674941034113189160360.9215853668574117811498918196资料来源：信达证券研发中心注：负数表示度电利润低于改造之前；标黄为案例情况请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com25表18：改造成本和补偿标准对净利润的敏感性分析（万元）调峰补偿标准改造成本（元/kw）50060062570080010000.1-29-59-66-89-119-1790.21051102110149919619010.32131210120942071204119810.43211318131743151312130610.54291426142544231420141410.65371534153345311528152210.76451642164146391636163010.87531750174947471744173810.9861185818574855185218461资料来源：信达证券研发中心注：标黄为案例情况表19：最小出力水平与调峰补偿标准对净利润的敏感性分析（万元）最小出力水平调峰补偿标准（元/kwh）0.10.20.30.40.50.645%4321512259236724752583240%-661014209431744254533435%-581499157926593739481930%-1110-30105021303210429025%-1654-57450615862666374620%-2209-1129-49103121113191资料来源：信达证券研发中心注：标黄为案例情况全国大部分地区的调峰补偿费用范围区间较大，存在实施的经济性。根据对主要地区调峰补偿标准进行统计，我们发现东北和新疆地区要考虑供热期补偿标准，东北地区补偿标准全国领先；多数地区按负荷率采取阶梯补偿方式，南方区域设定固定补偿标准；大部分地区出力在小于40%时，补偿标准大于0.2元/kWh，即具有灵活性改造的经济性。表20：全国主要地区深度调峰基准值和补偿标准地区时间政策名称调峰基准值负荷水平调峰报价（元/kwh）东北地区东北2020.9《东北电力辅助服务市场运营规则》供热期非供热期供热期非供热期纯凝机组48%纯凝机组50%40%-基准值0-0.4热电机组50%热电机组48%≤40%0.4-1.0新疆2020.1《新疆电力辅助服务市场运营规则》供热期非供热期供热期非供热期纯凝机组45%纯凝机组50%40%-基准值0-0.22热电机组50%热电机组45%负荷率≤40%0.22-0.7西北地区宁夏2021.5《宁夏电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》50%40%-50%0-0.3≤40%0.3-0.7青海2020.12《青海省电力辅助服务市场运营规则》50%40%-50%0-0.3≤40%0.3-0.7请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com26华中地区江西2020.11江西省电力辅助服务市场运营规则50%45%-50%0.240%-45%0.335%-40%0.430%-35%0.5≤30%0.6湖北2020.6《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》50%45%-50%0.240%-45%0.335%-40%0.430%-35%0.5≤30%0.6华东地区福建2022.4《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）（2022年修版））》60%55%-60%0-0.150%-55%0-0.245%-50%0-0.440%-45%0-0.535%-40%0-0.620%-35%0-1.0安徽2020.11《安徽电力调峰辅助服务市场运营规则(试行)》50%45%-50%0.340%-45%0.435%-40%0.630%-35%0.8≤30%1南方地区广东2022.6《南方区域电力辅助服务管理实施细则》50%40%-50%30%-40%≤30%0.099/0.792/1.188广西0.05/0.396/0.594云南0.083/0.662/0.994贵州0.081/0.648/0.972资料来源：各省能源局，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com27四、公司梳理华光环能：“火改”+“制氢”业务有望成为业绩增长新动能锅炉业务起家，能源+环保产业链共同发展。公司成立于1958年，前身为无锡锅炉厂，2017年吸收合并国联环保，提升环保领域竞争力，2021年收购中设国联58.25%股权，拓展光伏电站领域业务。截止2023H，公司第一大股东国联发展（集团）有限公司直接持股72.23%，实际控制人为无锡市国资委。目前公司垃圾焚烧锅炉市占率第一、燃机余热锅炉市占率前三，热电联产在无锡地区市占率超过70%，同时积极推进碱性电解槽及煤粉预热锅炉商业化进程，未来有望给公司业绩贡献新增长点。图22：公司业务布局资料来源：华光环能公司公告，信达证券研发中心公司多领域协同发展，业绩保持稳中有进。公司多元化发展助力营收稳健增长，归母净利润由2018年4.19亿元上涨至2022年7.29亿元，年复合增长率达到14.85%，其中2022年由于投资收益减少，净利润同比有所下降，但截止2022H已经同比回正，我们认为伴随热电联产业务成本压力减小，利润有望进一步释放。图23：华光环能历年营收（亿元，%）图24：华光环能历年归母净利润（亿元，%）资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心公司各业务发展较为均衡，地方热电运营业务为公司主要营收和毛利来源。公司业务可以-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%0.0020.0040.0060.0080.00100.00201820192020202120222023H营业收入（亿元）yoy-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%35%40%0.00001.00002.00003.00004.00005.00006.00007.00008.0000201820192020202120222023H归属于母公司净利润（亿元）yoy请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com28分为装备、工程服务、运营三个板块，其中分别在能源和环保两个领域开展业务。从2022年经营成果看，公司装备制造板块（环保及节能高效发电设备）贡献毛利25%，垃圾焚烧锅炉供应量大幅减少，余热锅炉市场份额较为稳定，每年保持稳定增速，同时受到海外订单拉动，超低排放节能锅炉供应增加；工程方面，2022年环保工程及电站工程营收占比约39%，毛利占比28%。垃圾焚烧发电等业务较为稳定，光伏电站业务发展势头较好；运营方面，热电联产运营为公司主要利润来源，毛利占比约32%。整体看，公司近五年ROE保持9%左右水平，销售毛利率持续提高。图25：华光环能2022年毛利结构（亿元，%）图26：华光环能历年ROE及销售毛利率情况资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：公司公告，信达证券研发中心能源工程及运营业务或将成为公司业绩增长引擎。从能源运营看，公司在无锡地区热电联产市占率超过70%。同时积极控制成本，与山能、中煤签订长协煤，保障煤炭稳定供应，并与主管部门积极沟通，根据气价联动调整蒸汽价格。2023年3月公司提出收购协鑫能源下属5家热电公司部分股权，拟控股项目总计装机规模426MW，拟参股项目总计装机规模为300MW，合计年供热量约440万吨，年发电量约21.56亿千瓦时。截止5月31日，公司已经完成相关公司股权转让的工商变更登记手续。新收购热电资产有望在下半年增厚公司业绩。此外，光伏电站EPC业务不断拓展。2023年5月新签署两项光伏发电项目EPC项目，合计订单金额10.67亿元。表21：2023年3月公司收购电厂情况项目公司转让股比装机规模（MW）机组类型经营情况桐乡濮院协鑫环保热电有限公司52%36燃煤热电联产机组丰县鑫源生物质环保热电有限公司51%30燃煤热电联产机组具备年供电量1.9亿千瓦时，年供热130万吨的能力南京协鑫燃机热电有限公司51%360燃气－蒸汽联合循环供热机组机组总供热能力达320吨/小时高州协鑫燃气分布式能源有限公司35%150燃气-蒸汽联合循环机组华润协鑫(北京)热电有限公司49%150燃气-蒸汽联合循环机组资料来源：公司公告，信达证券研发中心公司获得中科院热物理研究所“煤粉预热燃烧技术”独家技术授权，该技术独具优势，静待规模化推广。煤粉预热燃烧技术是中科院热物理研究所开发的变革性煤粉清洁高效燃烧技术。首先该技术燃适应性强，不仅可以燃用煤粉，还可高效燃烧半焦、兰炭末、气化残渣等难燃粉状燃料；第二，负荷调节灵活。目前，基于60t/h煤粉预热燃烧锅炉，可实现10%~20%负荷的稳定运行。第三，实现超低氮燃烧，降低NOX排放，燃煤锅炉NOx排放要求低于100mg/m3，使用该技术后原始NOx排放小于50mg/m3，直接减少脱硝催化剂使用。对于热电联产机组，既可以满足调峰需求，又可以在热需求降低时压低供热出力。公9.047.719.2010.129.5815.3417.7716.7519.8719.955.007.009.0011.0013.0015.0017.0019.0021.0020182019202020212022ROE（加权）销售毛利率地方能源供应32%环境工程及服务15%电站工程与服务13%节能高效发电设备15%环保新能源发电设备10%智慧环保-运营服务收入15%请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com29司已经获得中科院的独家技术授权，目前技术已经进入试点运行阶段，调试成功后有望实现快速放量。图27：40t/h煤粉预热燃烧锅炉图28：煤粉预热燃烧技术实现超低Nox排放资料来源：吕清刚等《煤粉预热燃烧技术研发进展》，信达证券研发中心资料来源：吕清刚等《煤粉预热燃烧技术研发进展》，信达证券研发中心大标方电解槽产品正式下线，有望成为业绩增长的强劲动力。2022年10月，华光环能与大连理工大学合作，成功研制开发了一套产氢量30Nm3/h碱性电解水制氢中试示范工程设备。此后，利用自主开发设备，公司成功研发产氢量1500Nm3/h的碱性电解槽，实现产氢压力3.2MPa，填补国内千方级高压电解槽空白，达到国标一级能效标准；2023年4月11日，公司1500Nm3/h碱性电解槽产品正式下线，标志着公司迈入了规模化电解水制氢的新赛道，并具备随时批量化生产交付能力。目前，公司已经形成了年产1GW电解水制氢设备制造能力。西子洁能：熔盐储能技术拓展业绩成长空间公司是中国余热锅炉行业的领军企业。公司成立于1955年，主要从事余热锅炉、清洁环保能源发电装备等产品生产及EPC服务，为客户提供节能环保设备和能源利用整体解决方案。公司是我国规模最大、品种最全的生产企业。至2022年底已生产节能环保余热锅炉3000多台（套），产品全部投运后，年可节约标煤6600万吨以上，减排二氧化碳1.6亿吨，占全国碳排放总量的1%。余热锅炉是核心业务，解决方案业务成为公司重要业绩贡献点。2022年公司归母净利2亿元，同比下降51.5%，主要由于营业成本同比上涨约20%。公司正在积极的从单一的设备提供商向节能环保发电设备集成供应商和余热利用整体解决方案供应商转变。2022年解决方案的余热锅炉业务毛利占比达到39%，余热锅炉毛利占比达到29%。其他业务方面，清洁环保能源装备业务、备品备件业务毛利占比分别达到9%、14%。图29：西子洁能利润情况（百万元）图30：西子洁能2022年毛利结构资料来源：iFinD，信达证券研发中心资料来源：西子洁能公司公告，信达证券研发中心-350%-300%-250%-200%-150%-100%-50%0%50%100%-200.00-100.000.00100.00200.00300.00400.00500.00600.00归属母公司股东的净利润yoy解决方案39%余热锅炉29%清洁环保能源装备9%备件及服务14%其他9%请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com30全方位布局新能源，开拓第二成长曲线，积极从余热利用的领导者向清洁能源的制造者转变。公司积极布局熔岩储能市场，熔盐储能具备规模较高、储能时间长的特点，主要应用在光热发电、清洁供热等环节。公司在光热领域的研究已经超过十年，参与全球第三座商业化运营的青海德令哈50MW塔式熔盐光热电站建设。此外，公司通过参股火电调峰调频龙头企业赫普能源，来推动公司熔盐储能技术发展及灵活性应用。截止2023H，西子洁能已经持有赫普能源25.2%股权。此外，公司收购电极锅炉自造龙头兰捷能源51%股权，与公司锅炉的领先优势形成互补，有望充分受益火电灵活性改造。图31：西子洁能青海德令哈50MW塔式熔盐项目图32：西子洁能电极锅炉资料来源：西子洁能公司官网，信达证券研发中心资料来源：西子洁能公司官网，信达证券研发中心青达环保：全负荷脱硝业务或将成为业绩主要增长点公司深耕节能环保行业，以火电环保业务起家。青达环保于2006年成立，于2021年上市。截至2023H，公司实际控制人王勇持股比例为17.29%。公司致力于节能环保设备的研发，为客户提供炉渣节能环保处理系统、烟气节能环保处理系统、清洁能源消纳系统以及脱硫废水零排放处理系统解决方案。图33：青达环保产品领域展示图资料来源：青达环保招股书，信达证券研发中心公司业绩稳中向好，全负荷脱硝业务增长迅速。公司营收由2018年5.87亿上涨至2022年7.67亿，年复合增长率为6.75%。2019年公司业绩略有下滑，主要是受烟气余热回收业务快速下滑的影响，之后得益于炉渣处理业务和全负荷脱硝业务的稳健增长，公司业绩稳步请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com31上升，2021年烟气余热回收业务同比回正。从2018-2022年，公司的全负荷脱硝业务迅速增长，年复合增长率达到60.54%。图34：青达环保历年营业收入情况图35：青达环保历年归母净利润情况资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心公司各项业务稳定增长，毛利率和净利率稳步上升。受烟气余热回收业务下降的影响，2018年公司的毛利率和净利率较低。2018-2022年，营收占比超过50%的炉渣处理业务稳步增长，从2018年的3.15亿增长到2022年的4.05亿。2022年，全负荷脱硝业务占比22.53%，同比增长36.8%，贡献了34.41%的增长量。烟气余热回收业务占比16.08%，同比为16.33%。2022年，公司新增脱硫废水零排放业务收入0.14亿元。受益于主营业务的增长和新业务贡献利润，公司的毛利率稳步上升，2022年达到33.78%，净利率基本稳定在9%左右，2023H略有下滑。图36：青达环保净利率和毛利率图37：青达环保分业务收入（万元）资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心炉渣处理和烟气余热回收具有技术优势，火电企业的新增装机和存量市场的更新换代或将成为新一轮增长点。从存量市场来看，自2014年国家发布政策推动节能减排改造，首批烟气节能环保处理系统已接近10年的设计寿命，即将迎来更新改造周期。炉渣节能环保处理系统设备正常运作周期为15年，链条等核心部件的使用寿命在2-4年左右，除运行周期临近需要整机更换外，零部件正常损耗与更换的市场空间也较为广阔。从新增装机来看，近年来我国电力供需持续偏紧，煤电仍发挥重要的兜底保供作用，中电联预计“十四五”期间全国新增煤电装机1.5亿千瓦，而新增装机需要配备烟气余热回收系统和炉渣处理系统，因此新建电厂有望为公司传统产品提供可观的市场容量。公司从创立之初就一直深耕炉渣处理和烟气余热回收领域，多项核心技术处于行业领先水平。广阔的市场空间叠加公司的技术优势，传统业务或将迎来新一轮的增长。-11.9%-9.8%5.4%12.6%21.4%64.8%-20%-10%0%10%20%30%40%50%60%70%010,00020,00030,00040,00050,00060,00070,00080,00090,000201820192020202120222023H营业收入（万元）同比（%）59.4%-15.4%3.1%17.0%4.8%102.2%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%01,0002,0003,0004,0005,0006,0007,000201820192020202120222023H归母净利润(万元)同比（%）9.418.989.0410.149.255.0729.6031.2331.4231.8933.7832.910510152025303540201820192020202120222023H净利率（%）毛利率（%）0.0020,000.0040,000.0060,000.0080,000.00100,000.0020182019202020212022炉渣节能环保处理系统全负荷脱硝工程低温烟气余热深度回收系统脱硫废水零排放系统其他请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com32图38：鳞斗式干渣机工艺图图39：青达环保炉渣节能环保处理业务资料来源：青达环保官网，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心火电灵活性改造相关产品的推广及产业化应用有望带动公司业绩持续增长。公司涉及火电灵活性改造的业务包括全负荷脱硝系统、电极锅炉系统和蓄热器系统。2018年，公司成功进入全负荷脱硝领域和清洁能源消纳领域，是较早进入该领域的企业之一。公司技术先进，基于水侧调节的全负荷脱硝技术具有施工量小、工期短、费用低等优点，达国际领先水平；在丹麦安博的技术指导下公司自主研发出施工难度低、成本小的蓄热器技术，并与丹麦一诺合作在中国境内销售电极锅炉。公司已经与国内五大发电集团及各地方所属火力发电企业建立了良好的业务关系，拥有一定的知名度和品牌价值。未来随着十四五规划关于火电灵活性改造的推进，《全国煤电机组改造升级实施方案》的政策目标下，存量机组将会有2亿千瓦的改造规模，公司的相关产品业务有望成为推动业绩增长的动力。图40：青达环保清洁能源消纳系统工艺图图41：青达环保全负荷脱硝业务资料来源：青达环保招股说明书，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心龙源技术：背靠央企的燃烧器龙头公司公司背靠央企，立足节能+环保领域，下游市场空间广阔。龙源技术于1998年成立，2010年上市，公司深耕火电燃烧控制领域。目前形成节能（包含等离子燃烧器、省煤器等改造业务）、环保（包含低氮燃烧、工业尾气治理等）两大业务板块，并向新能源、低碳业务领域拓展。截止2023H，公司控股股东为国电科技环保公司，持股23.12%，实际控制人为国家能源投资集团。2022年公司与国家能源投资集团关联交易占同类交易金额的比例为63.91%，国家能源投资集团旗下公司国电电力、中国神华等电力资产多，集团内部电厂改45715200%50%100%150%200%250%300%350%400%02040608010012014016018020020182019202020212022营业收入（百万元）销量（台）营收同比（%）30.10%31.87%31.48%32.01%36.51%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,000201820192020202120222023H营业收入（万元）营收同比毛利率请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com33造将为公司带来广阔下游需求空间。图42：龙源技术股权结构图（2023H）资料来源：iFinD，信达证券研发中心2022年公司经营业绩大幅增长，节能板块为拉动业绩增长的主要动力。2017-2021年受到火电投资增速放缓影响，公司归母净利润呈现下滑趋势。2022年伴随国家能源局鼓励支撑性电源开工建设，火电建设速度加快，叠加灵活性改造市场需求，公司实现营业收入7.33亿元，同比增长35.25%，实现归母净利润8853万元，同比增长近15倍。其中等离子体点火业务实现收入2.09亿元，同比增长15.78%；综合节能改造业务（省煤器、旁路烟道改造等）实现收入1.62亿元，同比增长743.56%，成为业绩增长的主要动力。图43：龙源技术历年归母净利润情况（百万元；%）图44：2022年龙源技术收入结构情况资料来源：wind，信达证券研发中心资料来源：wind，信达证券研发中心等离子点火技术兼具灵活运行和节能降碳，将持续受益火电灵活性改造。等离子体无油点火及稳燃技术能在节约燃油的同时实现燃煤机组深度调峰工况下的稳定燃烧，具备良好的经济性并能提高机组运行灵活性，已成为燃煤电站节能技术首选。当前运用该技术的电站锅炉已经占全国火电装机的1/3，公司产品的市场占有率达到90%。同时，公司还具备旁路烟道改造、宽负荷脱硝、煤种改造及锅炉综合改造等技术，满足客户火电灵活性改造的个性化需求。8.3413.989.805.9588.535.33-400%-200%0%200%400%600%800%1000%1200%1400%1600%0.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.0090.00100.00201820192020202120222023H归属于母公司所有者的净利润yoy节油业务31%综合节能改造22%低氮燃烧产品17%尾气处理8%生物质7%清洁供暖业务5%智能软件5%其他主营业务5%请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com34低氮燃烧技术优势明显，有望为公司贡献稳定业绩。公司的低NOx燃烧技术能在保证锅炉效率的前提下，达到环保指标要求，同时具有提高锅炉稳燃性能、防止锅炉结渣等优点。目前应用该技术产品的电站锅炉已有500余台，公司市场占有率36%，处于行业领先地位。同时，锅炉运行具有直接经济效益，单台锅炉每年至少可节支700多万元。图45：龙源技术等离子点火系统资料来源：龙源技术公司官网，信达证券研发中心请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com35五、投资策略“双碳”目标下，伴随新能源快速发展，电力系统对灵活性资源的需求日益迫切。当前对煤电进行灵活性改造是一种较为经济可行的方式。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”期间将完成灵活性改造2亿千瓦，改造空间广阔。同时，辅助服务市场日趋完善，补偿标准逐步提高，也将成为火电灵活性市场发展的强大驱动因素。火电灵活性改造主要涉及机组本体改造（低负荷稳燃、宽负荷脱硝），以及“热电解耦”（加装蓄热装置等）。建议关注拥有煤粉预热燃烧技术独家授权的华光环能；收购灵活性改造系统龙头赫普能源，积极布局火电灵活性改造市场的西子洁能；掌握火电灵活性刚需宽负荷脱硝技术及相关蓄热器产品的青达环保；以及燃烧器龙头公司，有国家能源投资集团内部需求稳定支撑的龙源技术。表22：主要受益标的估值表公司名称股价市值（亿元）净利润（2022）一致预测净利润（2023）一致预测净利润（2024）一致预测净利润（2025）净利润复合增长率ROE（%）PE(x)(TTM)PE(x)(2023)PB(x)(MRQ)华光环能10.1495.69729.18863.13985.751,110.6315.1%10.6112.9211.091.22青达环保20.5125.2458.58117.89170.08230.0057.8%13.2938.7821.413.14西子洁能13.3298.46203.85339.00545.50670.0048.7%8.3872.8929.042.64龙源技术6.3732.8888.53136.50314.00409.0066.6%6.57143.0824.081.82资料来源：wind，信达证券研发中心注：净利润单位为百万元；净利润复合增长率年度区间为2022-2025年；股价截止至2023年9月11日六、风险提示（1）火电灵活性改造进程缓慢，政策落地不及预期。“十三五”期间目标完成度不高，“十四五”目标改造2亿千瓦，实际落地情况影响相关设备需求。（2）辅助服务市场发展滞后。经济性是火电企业自主进行灵活性改造的动力所在，当前主要通过服务市场的调峰补偿收回投资及调峰损失，如果辅助服务市场发展缓慢，补偿标准低，将会影响企业改造积极性。（3）电厂盈利情况不佳。火电灵活性改造需要根据电厂的不同条件和需求，进行不同改造设备的配置，改造成本差距较大，且在当前调峰频次较少的情况下，投资回收期可能较长。电厂的利润及现金流直接影响投资改造的能力，影响火电灵活性改造的推进。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com36研究团队简介左前明，中国矿业大学博士，注册咨询（投资）工程师，信达证券研发中心副总经理，中国地质矿产经济学会委员，中国国际工程咨询公司专家库成员，中国价格协会煤炭价格专委会委员，曾任中国煤炭工业协会行业咨询处副处长（主持工作），从事煤炭以及能源相关领域研究咨询十余年，曾主持“十三五”全国煤炭勘查开发规划研究、煤炭工业技术政策修订及企业相关咨询课题上百项，2016年6月加盟信达证券研发中心，负责煤炭行业研究。2019年至今，负责大能源板块研究工作。李春驰，CFA，中国注册会计师协会会员，上海财经大学金融硕士，南京大学金融学学士，曾任兴业证券经济与金融研究院煤炭行业及公用环保行业分析师，2022年7月加入信达证券研发中心，从事煤炭、电力、天然气等大能源板块的研究。高升，中国矿业大学（北京）采矿专业博士，高级工程师，曾任中国煤炭科工集团二级子企业投资经营部部长，曾在煤矿生产一线工作多年，从事煤矿生产技术管理、煤矿项目投资和经营管理等工作，2022年6月加入信达证券研发中心，从事煤炭行业研究。邢秦浩，美国德克萨斯大学奥斯汀分校电力系统专业硕士，具有三年实业研究经验，从事电力市场化改革，虚拟电厂应用研究工作，2022年6月加入信达证券研究开发中心，从事电力行业研究。程新航，澳洲国立大学金融学硕士，西南财经大学金融学学士。2022年7月加入信达证券研发中心，从事煤炭、电力行业研究。吴柏莹，吉林大学产业经济学硕士，2022年7月加入信达证券研究开发中心，从事煤炭行业研究。李睿，CPA，德国埃森经济与管理大学会计学硕士，2022年9月加入信达证券研发中心，从事煤炭行业研究。唐婵玉，香港科技大学社会科学硕士，对外经济贸易大学金融学学士。2023年4月加入信达证券研发中心，从事天然气、电力行业研究。刘波，北京科技大学管理学硕士，2023年7月加入信达证券研究开发中心，从事煤炭行业研究。请阅读最后一页免责声明及信息披露http://www.cindasc.com37分析师声明负责本报告全部或部分内容的每一位分析师在此申明，本人具有证券投资咨询执业资格，并在中国证券业协会注册登记为证券分析师,以勤勉的职业态度,独立、客观地出具本报告；本报告所表述的所有观点准确反映了分析师本人的研究观点；本人薪酬的任何组成部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体分析意见或观点直接或间接相关。免责声明信达证券股份有限公司(以下简称“信达证券”)具有中国证监会批复的证券投资咨询业务资格。本报告由信达证券制作并发布。本报告是针对与信达证券签署服务协议的签约客户的专属研究产品，为该类客户进行投资决策时提供辅助和参考，双方对权利与义务均有严格约定。本报告仅提供给上述特定客户，并不面向公众发布。信达证券不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。客户应当认识到有关本报告的电话、短信、邮件提示仅为研究观点的简要沟通，对本报告的参考使用须以本报告的完整版本为准。本报告是基于信达证券认为可靠的已公开信息编制，但信达证券不保证所载信息的准确性和完整性。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告最初出具日的观点和判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可能会出现不同程度的波动，涉及证券或投资标的的历史表现不应作为日后表现的保证。在不同时期，或因使用不同假设和标准，采用不同观点和分析方法，致使信达证券发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告，对此信达证券可不发出特别通知。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议，也没有考虑到客户特殊的投资目标、财务状况或需求。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况，若有必要应寻求专家意见。本报告所载的资料、工具、意见及推测仅供参考，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向人做出邀请。在法律允许的情况下，信达证券或其关联机构可能会持有报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易，并可能会为这些公司正在提供或争取提供投资银行业务服务。本报告版权仅为信达证券所有。未经信达证券书面同意，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发布、转发或引用本报告的任何部分。若信达证券以外的机构向其客户发放本报告，则由该机构独自为此发送行为负责，信达证券对此等行为不承担任何责任。本报告同时不构成信达证券向发送本报告的机构之客户提供的投资建议。如未经信达证券授权，私自转载或者转发本报告，所引起的一切后果及法律责任由私自转载或转发者承担。信达证券将保留随时追究其法律责任的权利。评级说明风险提示证券市场是一个风险无时不在的市场。投资者在进行证券交易时存在赢利的可能，也存在亏损的风险。建议投资者应当充分深入地了解证券市场蕴含的各项风险并谨慎行事。本报告中所述证券不一定能在所有的国家和地区向所有类型的投资者销售，投资者应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专业顾问的意见。在任何情况下，信达证券不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任，投资者需自行承担风险。投资建议的比较标准股票投资评级行业投资评级本报告采用的基准指数：沪深300指数（以下简称基准）；时间段：报告发布之日起6个月内。买入：股价相对强于基准20％以上；看好：行业指数超越基准；增持：股价相对强于基准5％～20％；中性：行业指数与基准基本持平；持有：股价相对基准波动在±5%之间；看淡：行业指数弱于基准。卖出：股价相对弱于基准5％以下。