请阅读最后评级说明和重要声明丨证券研究报告丨行业研究丨专题报告丨环保[Table_Title]火电灵活性改造（三）工具篇：解读电力辅助服务市场报告要点[Table_Summary]电力辅助服务市场可发挥“调节器”作用，有效提升电力系统综合调节能力，显著增加可再生能源消纳水平。我国电力辅助服务补偿机制产生于2006年，经超过15年一系列政策出台与实践，目前初步形成了跨区域省间、省多层次辅助服务体系。本篇报告从发展历程、新规比较、案例剖析等方面做详细分析。分析师及联系人[Table_Author]徐科任楠贾少波李博文SAC：S0490517090001SAC：S0490518070001SAC：S0490520070003请阅读最后评级说明和重要声明丨证券研究报告丨更多研报请访问长江研究小程序环保cjzqdt11111[Table_Title2]火电灵活性改造（三）工具篇：解读电力辅助服务市场行业研究丨专题报告[Table_Rank]投资评级看好丨维持[Table_Summary2]预计“十四五”期间火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五”我们在此前外发两篇火电灵活性改造专题报告《缘起与节奏》、《技术篇》中对火电灵活性改造的背景、目标、节奏、技术做了详细分析。“十三五”期间我国目标灵活性改造约2.2亿千瓦，但实际完成进度大幅低于预期；“十四五”期间目标完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦；随着双碳目标推进带来的可再生能源装机规模迅速增加带来的调峰迫切性提升、激励机制的完善、多地将灵活性改造与新能源装机挂钩政策的出台，预计“十四五”火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五”期间。其中，电力辅助服务市场是灵活性改造回报机制的重要手段。发展历程：从计划到市场，从点到面电力辅助服务市场可发挥“调节器”作用，有效提升电力系统综合调节能力，显著增加可再生能源消纳水平。我国电力辅助服务补偿机制产生于2006年，经超过15年一系列政策出台与实践，目前初步形成了跨区域省间、省多层次辅助服务体系。主要变化趋势包括：1）补偿力度：从计划到市场，力度逐步加大；2）区域范围：从东北市场到涵盖全国6个区域电网和30个省级电网；3）主体范围：从火电厂到包括新型储能、虚拟电厂、传统高载能工业负荷等在内；4）品种范围：从深度调峰需求扩充到启停调峰、爬坡、稳定切机服务等；5）费用分担：从并网电厂承担延伸到电力用户端。新规比较：扩大主体与品类，明确补偿与分摊2021年底国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，时隔15年重新修订用来应对日益复杂的电源结构和网架结构。此次修订：①扩大了辅助服务市场提供主体；②对服务服务品种重新分类（包括有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务）；③进一步强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制；④逐步将电力用户纳入分担共享机制，其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式；⑤新纳入跨省跨区电力辅助服务机制。从各区域辅助服务市场来看，各地区结合实际情况执行具体的有偿调峰基准值、有偿调峰价格档位和报价区间。案例剖析：东北电力市场风电场为每度电增发电量支付成本0.054元在2014年10月至2018年5月底的时间段内：①东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74亿元，有偿调峰辅助服务平均价格0.506元。②全网共有257座风电场参与市场，平均支出金额688万元，风电为此支付费用合计17.69亿元，折合风电为每度电增发电量支付成本0.054元；我们测算风电场每年平均增发小时数约275小时。③全网火电中共用96座火电厂参与调峰辅助服务市场交易：共50座火电厂盈利，平均盈利金额0.63亿元；共46座火电厂净支出，平均净支出金额0.20亿元。投资建议：转型成长、疫后修复、检测服务2022年外部诸多环境影响下环保板块业绩承压，但美丽中国建设目标下，行业长期需求仍存。当前时点，我们认为可着重布局以下投资线索：1）转型成长：推荐ST龙净、冰轮环境，关注灵活性改造龙头；2）疫后修复：推荐高能环境，关注奥福环保；3）检测服务：推荐军工检测龙头、华测检测、谱尼测试。风险提示1、政策推进力度不及预期风险；2、行业参与者增加，竞争格局恶化风险。市场表现对比图(近12个月)[Table_Chart]资料来源：Wind相关研究[Table_Report]•《火电灵活性改造（二）技术篇：技术多样，有的放矢》2022-10-23•《火电灵活性改造（一）：缘起与节奏，“十四五”执行比例有望大幅提升》2022-09-18•《检测服务Q3业绩综述：布局综合检测与高景气细分》2022-11-01-28%-15%-1%13%2021-112022-32022-72022-11公用事业沪深300指数上证综合指数2022-11-20yRoQqQuMuMaQcM9PnPnNsQsQiNpOrQeRpNnO8OqQrRMYnNoOuOnRnR请阅读最后评级说明和重要声明3/12行业研究专题报告目录发展历程：从计划到市场，从点到面............................................................................................4新规比较：扩大主体与品类，明确补偿与分摊.............................................................................5案例剖析：东北电力市场的运行机制与效果.................................................................................8投资建议：转型成长、疫后修复、检测服务.................................................................................9本周推荐组合.............................................................................................................................10图表目录图1：我国电力辅助服务市场发展阶段........................................................................................................................4图2：东北电力辅助服务市场实时深度调峰运行规则...................................................................................................8图3：长江环保推荐组合累计收益率走势...................................................................................................................11表1：我国新旧两版电力辅助服务管理办法主要内容比较...........................................................................................5表2：各类电力辅助服务品种及补偿机制.....................................................................................................................6表3：全国各电网系统深度调峰基准值和补偿价格区间...............................................................................................7表4：东北电网风电发电量变化...................................................................................................................................9表5：重点环保及检测公司盈利预测与估值...............................................................................................................10请阅读最后评级说明和重要声明4/12行业研究专题报告我们在9月和10月份相继发布《火电灵活性改造（一）：缘起与节奏，“十四五”执行比例有望大幅提升》和《火电灵活性改造（二）技术篇》，对火电灵活性改造的背景、目标、节奏、技术做了详细分析。“十三五”期间我国目标灵活性改造约2.2亿千瓦，但受行业缺乏合理和持久的回报机制等因素影响，实际完成进度大幅低于预期，2019年底累计完成改造约1/4；“十四五”期间目标完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦；随着双碳目标推进带来的可再生能源装机规模迅速增加带来的调峰迫切性提升、激励机制的完善、多地将灵活性改造与新能源装机挂钩政策的出台，预计“十四五”火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五”期间。其中，电力辅助服务市场是灵活性改造回报机制的重要手段，本篇报告我们将对电力辅助服务市场做详细分析。发展历程：从计划到市场，从点到面我国电力辅助服务补偿机制产生于2006年，经超过15年一系列政策出台与应用实践，目前初步形成了跨区、区域省间、省多层次辅助服务体系。图1：我国电力辅助服务市场发展阶段资料来源：《面向新能源消纳的调峰辅助服务市场研究综述》（孙莹等），长江证券研究所在过去16年的发展历程中，电力辅助服务市场运行机制不断完善。➢补偿力度：在市场化激励阶段补偿力度逐步加大，激励作用提升，例如东北市场的热电机组在供热期的负荷率降低至40%以下时最高可获得1元/kwh的补偿；➢区域范围：辅助服务市场的范围也从最早的东北市场扩展到涵盖全国6个区域电网和30个省级电网；➢主体范围：服务市场的主体范围从火电厂扩充到包括新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、虚拟电厂等在内；2006201520172018202020212022并网发电厂辅助服务管理暂行办法关于进一步深化电力体制改革的若干意见电力中长期交易基本规则（暂行）完善电力辅助服务补偿（市场）机制工作方案关于提升电力系统调节能力的指导意见发电企业与电网企业电费结算办法2021年能源监管工作要点关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见2030年前碳达峰行动方案电力并网运行管理规定、电力辅助服务管理办法关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见按照“补偿成本和合理收益”的原则对提供有偿辅助服务的并网发电厂进行补偿以市场化原则建立辅助服务分担共享新机制以及完善并网发电企业辅助服务考核机制和补偿机制，推进电力辅助服务市场化➢鼓励采用竞价方式确定辅助服务提供主体，鼓励储能设备、需求侧参与提供辅助服务，允许第三方参与提供辅助服务➢提出全面推进电力辅助服务补偿（市场）工作的三个阶段及目标建立以市场为导向的促进新能源消纳的制度体系电网企业代理的优先用电用户电量（包括跨省跨区交易电量）应当合理分摊辅助服务费用➢进一步丰富辅助服务品种➢推动建立电力用户参与辅助服务的费用分担共享机制➢对“两个细则”进行了修订：扩大电力辅助服务新主体，丰富电力辅助服务新品种，健全市场形成价格新机制建立电力用户参与辅助服务分担共享机制，建立适应新型电力系统的市场机制。第一阶段（计划性补偿阶段）第二阶段（市场化激励阶段）第三阶段（新型电力系统下的建设阶段）请阅读最后评级说明和重要声明5/12行业研究专题报告➢品种范围：早期电力辅助服务市场主要针对深度调峰需求，目前多数区域市场已将启停调峰、转动惯量、爬坡、黑启动、稳定切机服务、稳定切负荷服务等纳入；➢费用分担：调峰补偿费用分担机制从并网电厂扩充到电力用户端。新规比较：扩大主体与品类，明确补偿与分摊2021年底国家能源局发布《电力并网运行管理规定》、《电力辅助服务管理办法》，对2006年发布的2006年《发电厂并网运行管理规定》、《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》进行修订完善。截至2020年底，全国除西藏外，6个区域电网和30个省级电网启动电力辅助服务市场，实现各区域、省级辅助服务市场全面覆盖；电力辅助服务市场可发挥“调节器”作用，有效提升电力系统综合调节能力，显著增加可再生能源消纳水平。随着碳达峰碳中和战略的进一步推进，未来能源结构调整势在必行，风电、光伏等可再生能源装机在“十四五”期间预计将进一步提速，我国电源结构和网架结构的变化也给电力辅助服务市场带来新的挑战，此次对《管理办法》进行修订正是为了应对日益复杂的电源和用电需求。总结来看，此次修订主要的内容在于：（1）扩大辅助服务提供主体：此前主要是发电侧的水电和火电企业提供电力辅助服务，而当前将提供辅助服务主体范围由发电厂扩大到包括新型储能、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、聚合商、虚拟电厂等多元化主体。（2）对辅助服务品种重新分类：新版管理办法讲电力辅助服务的种类分为有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务，除了调频、调峰、备用、黑启动等服务内容外，还新增了转动惯量、爬坡、稳定切机服务、稳定切负荷服务等新品种。（3）进一步明确补偿方式与分摊机制：强调按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，确定补偿方式和分摊机制。补偿机制分为固定补偿机制和市场化补偿方式，其中固定补偿方式确定补偿标准时应综合考虑电力辅助服务成本、性能表现及合理收益等因素，按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；市场化补偿形成机制应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。（4）逐步将电力用户纳入分担共享机制：旧版管理暂行办法规定主要由并网发电企业分摊成本，未来将逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。电力用户可通过独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务，其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式。（5）新纳入跨省跨区电力辅助服务机制：随着跨省跨区送电规模日益增长，新版管理办法明确跨省跨区送电配套电源机组均应按照本办法纳入电力辅助服务管理，原则上根据调度关系在送端或受端电网参与电力辅助服务。表1：我国新旧两版电力辅助服务管理办法主要内容比较主要条款《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》（2006年）《电力辅助服务管理办法》（2021年）提供主体水电、火电发电厂火电及水电发电厂、新型储能、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、聚合商、虚拟电厂等主体。定义分类并网发电厂提供的辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务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。请阅读最后评级说明和重要声明6/12行业研究专题报告➢基本辅助服务包括一次调频、基本调峰、基本无功调节等➢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、黑启动等有功平衡服务包括调频、调峰、备用、转动惯量、爬坡等无功平衡服务即电压控制服务，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提供与调用➢辅助服务的调用应遵循“按需调度”的原则；➢电力调度交易机构根据发电机组特性和电网情况，合理安排发电机组承担辅助服务未开展市场化交易的电力辅助服务品种，统筹考虑并网主体的特性和贡献等实际情况，研究明确提供主体；已开展市场化交易的电力辅助服务品种，根据市场出清结果确定提供主体。计量考核考核所得用于辅助服务补偿➢固定补偿方式按“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度；➢市场化补偿形成机制应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。补偿方式与费用来源➢按照专门记帐、收支平衡、适当补偿的原则，建立辅助服务补偿机制；➢补偿费用主要来源于辅助服务的考核费用，不足（富余）部分按统一标准由并网发电厂分摊逐步建立电力用户参与的电力辅助服务分担共享机制。电力用户可通过独立或委托代理两种方式参与电力辅助服务，其费用分摊可采取直接承担或经发电企业间接承担两种方式。跨省跨区电力辅助服务机制无跨省跨区送电配套电源机组均应纳入电力辅助服务管理资料来源：国家能源局，长江证券研究所表2：各类电力辅助服务品种及补偿机制电力辅助服务分类具体品种补偿方式固定补偿参考因素有功平衡服务一次调频义务提供、固定补偿、市场化方式（集中竞价、公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）电网转动惯量需求和单体惯量大小二次调频常规机组：维持电网频率稳定过程中实际贡献量；其他并网主体：改造成本和维持电网频率稳定过程中实际贡献量调峰社会平均容量成本、提供有偿辅助服务的投资成本和由于提供电力辅助服务而减少的有功发电量损失备用转动惯量爬坡无功平衡服务自动电压控制义务提供、固定补偿、市场化方式（公开招标/挂牌/拍卖、双边协商）按低于电网投资新建无功补偿装置和运行维护的成本的原则调相事故应急及恢复服务稳定切机稳控投资成本、错失参与其他市场的机会成本和机组启动成本稳定切负荷用户损失负荷成本黑启动投资成本、维护费用、黑启动期间运行费用以及每年用于黑启动测试和人员培训费用资料来源：国家能源局，长江证券研究所各地区结合实际情况执行具体的有偿调峰基准值、有偿调峰价格档位和报价区间。➢深度调峰档位：最少的为新疆、青海、宁夏、东北，均为2档；湖北和湖南省设定5档；甘肃省设定9档。多以5%或10%为一个区间。➢报价区间：东北针对供热期间的热电机组在负荷率40%-50%时的价格区间为0~0.4元/kwh，在40%以下时价格区间为0.4-1.0元/kwh，新疆在这两种情况下的请阅读最后评级说明和重要声明7/12行业研究专题报告价格区间分别为0-0.22元/kwh和0.22-0.7元/kwh。湖北设定5档区间，负荷越低，报价上限越高，负荷率低于30%时价格上限可达0.6元/kwh等。➢机组类型：在具备供暖条件的地区，也根据纯发电机组和热电联产机组设定不同的有偿调峰基准值。表3：全国各电网系统深度调峰基准值和补偿价格区间地区时间政策名称有偿调峰基准值深度调峰档位档位区间报价区间/上限（元/kWh）新疆2020.1《新疆电力辅助服务市场运营规则》非供热期供热期2非供热期供热期纯凝50%纯凝45%纯凝40%-50%纯凝40%-45%0-0.22热电45%热电50%热电40%-45%热电40%-50%≤40%≤40%0.22-0.7湖北2020.6《湖北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》50%545%-50%0.240%-45%0.335%-40%0.430%-35%0.5＜30%0.6东北2020.9《东北电力辅助服务市场运营规则》非供热期供热期2非供热期供热期纯凝50%纯凝48%纯凝40%-50%纯凝40%-48%0-0.4热电48%热电50%热电40%-48%热电40%-50%≤40%≤40%0.4-1.0湖南2020.12《湖南省电力辅助服务市场交易规则》（征求意见稿）50%545%-50%0.1-0.240%-45%0.1-0.2535%-40%0.1-0.3530%-35%0.1-0.45＜30%0.1-0.55青海2020.12《青海省电力辅助服务市场运营规则》50%240%-50%0-0.3≤400.3-0.7宁夏2021.5《宁夏电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》50%240%-50%0-0.3≤40%0.3-0.7山东2021.9《山东电力辅助服务市场运营规则（试行）》（修订）70%350%-70%0-0.130%-50%0-0.6<30%0-0.8川渝2021.11《川渝一体化电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》///下限0.12福建2022.4《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）》（修订）60%655%-60%0-0.150%-55%0-0.245%-50%0-0.440%-45%0-0.535%-40%0-0.620%-35%0-1.0南方2022.6《南方区域电力辅助服务管理实施细则》50%340%-50%30%-40%<30%广东：0.099/0.792/1.188广西：0.050/0.396/0.594云南：0.083/0.662/0.994贵州：0.081/0.648/0.972请阅读最后评级说明和重要声明8/12行业研究专题报告海南：0.074/0.595/0.893甘肃2022.9《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则》（征求意见稿）50%9非供热期供热期40%-50%0.010.3035%-40%0.200.5030%-35%0.350.7025%-30%0.601.2020%-25%0.801.6015%-20%1.002.0010%-15%1.202.405%-10%1.503.000%-5%1.803.60资料来源：各地政府官网，长江证券研究所（注：湖北、南方电网和甘肃省的价格是补偿标准上限。）案例剖析：东北电力市场的运行机制与效果以东北电力辅助服务市场实时深度调峰为例来看市场规则。交易产品为火电企业深度调峰贡献的发电量额度，交易卖方为进行实时深度调峰的火电企业，交易买方为风电、光伏、核电和出力未减到有偿调峰基准的火电厂。针对纯凝机组和热电机组、供热期和非供热期，设定不同的深度调峰基准线。有偿调峰补偿价格设定2档，第一档报价为0~0.4元/kwh，第二档报价为0.4~1.0元/kwh。参与深度调峰的火电企业依据其有偿调峰电量和补偿出清价格来获取收益，而风电场、光伏电站等根据其修正后的发电量比例进行调峰补偿费用的分摊。图2：东北电力辅助服务市场实时深度调峰运行规则资料来源：《东北电力辅助服务市场运营规则》（2020年版），长江证券研究所我们参考东北电力辅助服务市场的早期案例来看运行效果。2014年《东北电力调峰辅助市场监管办法（试行）》出台，东北电网建设并运行了中国第一家电力调峰辅助服务市交易卖方交易买方实时深度调峰可中断负荷调峰电储能调峰火电停机备用调峰火电应急启停调峰跨省调峰交易产品实时深度调峰火电企业风电光伏核电出力未减到有偿调峰基准的火电厂0~0.4元/kwh火电厂有偿调峰基准及阶梯补偿电价50%供热期非供热期纯凝机组纯凝机组基本调峰深度调峰48%40%0.4~1元/kwh0~0.4元/kwh0.4~1元/kwh热电机组0~0.4元/kwh0.4~1元/kwh0~0.4元/kwh0.4~1元/kwh热电机组档内市场出清价格是指单位统计周期内同一档内实际调用到的最后一台调峰机组的报价单位统计周期是交易量计算的基本时间单位，以15分钟为一个周期进行统计风电场分摊方法：参与分摊的风电场按照修正后发电量比例进行分摊。风电场调峰分摊金额＝[风电场修正后发电量/（省区内参与分摊的所有火电厂总修正后发电量＋省区内参与分摊的所有风电场总修正后发电量＋省区内参与分摊的所有光伏电站总修正后发电量＋省区内核电厂总修正后发电量）]×调峰补偿总金额注：修正后发电量是根据风光发电实际小时数与保障性利用小时数的差距、火电机组实际负荷率等调整负荷率日内调用时由电力调度机构按照电网运行实际需要根据日前竞价结果由低到高依次调用请阅读最后评级说明和重要声明9/12行业研究专题报告场，2017年进一步升级为电力辅助服务市场，规则虽有调整，但实际效果可供参考，根据《东北电力调峰辅助服务市场的发展之路》（张弘鹏等）统计，在2014年10月至2018年5月底的时间段内：➢东北电力辅助服务市场合计补偿费用44.74亿元，有偿调峰辅助服务平均价格0.506元，实际最高和最低出清价格分别为1元和0.2元；➢全网风电因辅助服务市场而增发电量326.13亿千瓦时（基本相当于沈阳市一年的供电量），其中2018年1-5月东北全网弃风电量17.75亿千瓦时，同比下降63.1%；弃风率5.75%，同比下降11.17pct；我们测算风电场每年平均增发小时数约275小时（2018年东北风电全年利用小时数约2155小时）。共有257座风电场参与市场，平均支出金额688万元，最高支出金额0.97亿元；风电为此支付费用合计17.69亿元，折合风电为每度电增发电量支付成本0.054元。➢全网火电中共用96座火电厂参与调峰辅助服务市场交易：共50座火电厂盈利，平均盈利金额0.63亿元，最高盈利金额4亿元；共46座火电厂净支出，平均净支出金额0.20亿元，最高净支出金额0.63亿元。表4：东北电网风电发电量变化风电发电量（亿千瓦时）弃风电量（亿千瓦时）弃风率2018M1-5290.917.755.75%2017M1-5236.548.1616.92%同比变化23.0%-63.1%-11.16pct资料来源：《东北电力调峰辅助服务市场的发展之路》（张弘鹏等），长江证券研究所投资建议：转型成长、疫后修复、检测服务2022年国内疫情反复，财政支出力度减弱，海外地缘政治冲突导致部分原材料价格上涨明显，环保板块业绩承压，2022Q1-3环保板块实现扣非归母净利润162.1亿元，同比降16.2%，今年的特殊环境并不能反应环保板块的真实经营水平。习总书记在“二十大”报告中要求大力推进生态文明建设，坚持绿水青山就是金山银山的理念，深入推进环境污染防治，积极稳妥推进碳达峰碳中和，协同推进降碳、减污、扩绿、增长，环保行业需求仍存。当前时点，我们认为可着重布局以下投资线索：（1）转型成长：重点推荐ST龙净、冰轮环境。ST龙净定位“环保+新能源”双轮驱动，大气业务具备技术领先性，在手订单超200亿元；紫金矿业入主龙净，目前已有2个储能项目和风光运营项目落地；华泰保险问题正在解决，存投资收益及财务费用节省预期；中长期成长空间大，重点推荐。冰轮环境拥有制冷压缩设备领域全国领先技术和全系列产品体系，预计十四五冷链物流基础设备建设加速，前瞻布局氢能和碳捕集装备，低估值高成长标的。此外，重点关注灵活性改造及火电环保设备龙头企业、布局高冰镍项目的伟明环保，以及盐湖提锂相关标的。（2）疫后修复：重点推荐高能环境，关注奥福环保。高能环境重点布局危废资源化板块，储备产能充足，管理卓越，2022年因疫情限制、限电限产和项目建设等因素业绩表现不及预期，但目前公司重庆耀辉、甘肃金昌、靖远宏达等新建项目均已正式投运，年底新增投运江西危废项目，奠定2023年业绩成长基础；当前业绩虽处左侧，PE（2023E）仅13.5x，胜率高。奥福环保为国内蜂窝陶瓷载体龙头企业，经济增速放缓、疫情散发请阅读最后评级说明和重要声明10/12行业研究专题报告和国五库存车等因素影响行业需求，成本端受制于燃气和原材料价格上涨，关注2023年经济修复和成本下降预期下的业绩弹性。（3）检测服务：推荐军工检测龙头、华测检测、谱尼测试。我们统计14家样本检测服务公司前三季度营收合计约155亿元，同比增17.5%；归母净利润合计约21.3亿元，同比增10.1%。检测服务行业具备较强的抗周期性，稳定性高，在今年整体外部环境影响较大的背景下仍然兑现较高的增长殊为不易。在检测服务公司选股上我们秉持两条线索：①综合化布局：综合性的检测服务机构更加契合行业的特征，在长维度的成长性和稳定性方面具备更领先的优势，重点推荐华测检测、谱尼测试；②卡位高景气赛道：军工检测、汽车检测、半导体检测等市场规模大，具备较高竞争壁垒，细分龙头可兑现高业绩增速。表5：重点环保及检测公司盈利预测与估值公司简称总市值（亿元）归母净利润（百万元）PEPB(MRQ)2021A2022E2023E2024E2021A2022E2023E2024E20220930ST龙净1668608661,0441,35019.319.115.912.31.78冰轮环境9130141052565930.222.217.313.81.71伟明环保3471,5351,7742,7683,85522.619.512.59.04.69高能环境1627268271,1971,58122.319.613.510.21.87奥福环保2266910917433.0250.019.912.51.70洪城环境788209791,1061,2359.58.07.16.31.25谱尼测试10522031538653753.133.330.421.83.05华测检测3577469111,1281,38847.839.231.725.77.14广电计量10818223037851959.046.828.420.73.42资料来源：Wind，长江证券研究所（注：股价截止日期2022年11月18日。）本周推荐组合长江环保团队上周推荐组合为ST龙净（30%）、谱尼测试（30%）、冰轮环境（20%）、洪城环境（20%），组合收益率-0.33%，跑输沪深300指数0.67pct，跑输长江证券环保指数0.24pct；2020年初至今组合累计收益率84.67%，跑赢沪深300指数90.15pct，跑赢长江证券环保指数89.14pct。本周推荐为：ST龙净（30%）、谱尼测试（30%）、冰轮环境（20%）、洪城环境（20%）。组合累计收益率如下图：请阅读最后评级说明和重要声明11/12行业研究专题报告图3：长江环保推荐组合累计收益率走势资料来源：Wind，长江证券研究所84.67%-40%-20%0%20%40%60%80%100%120%140%2020-012020-032020-042020-062020-082020-102020-122021-022021-042021-062021-082021-102021-122022-022022-042022-062022-082022-10长江环保组合累计收益率走势长江环保组合沪深300环保指数（长江）请阅读最后评级说明和重要声明12/12行业研究专题报告投资评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。办公地址[Table_Contact]上海武汉Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/（200122）Add/武汉市江汉区淮海路88号长江证券大厦37楼P.C/（430015）北京深圳Add/西城区金融街33号通泰大厦15层P.C/（100032）Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/（518048）分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：本公司）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。PoweredbyTCPDF(www.tcpdf.org)