（报告出品方/作者：西南证券，池天惠）

三大改造的内容（三大改造的内容和意义）

1.1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。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的问题。

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。

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。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，发电具有随机性、间歇性、波动性等特点。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。

风光资源分布不均，局部地区缺电现象频现。我国风光资源多分布于内蒙古、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。

未来3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《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3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，电力保供局势依然紧张。

21年全国电力供应总缺口达3975亿千瓦时，我国电力需求未来预计保持刚性增长势态。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。

1.2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。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%。

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。

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。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。

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。

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4000亿元。“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%。

按照20年平均单位造价测算，未来3年火电投资额可达4580亿元。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。

按照21-22年投资额平均增速测算，未来3年火电投资额近4000亿元。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。

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%。

2.1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。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4%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2.0%，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。

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、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。

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。

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/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。

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。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”期间完成煤电机组灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦；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。

2.2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：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（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。

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；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/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。

“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。

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50～60%，冬季供热期仅能低至75～85%。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达49%、34%、18%。

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，2019H1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。

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+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。

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。

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。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。

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

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。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。

2022H1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。

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：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：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。

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，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。

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%，2022H1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%。

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

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。

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。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31.6%，盈利能力大幅提升。

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。

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，13MW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。

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。

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

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。

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。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%，主要因原材料涨价影响，成本增长幅度大于收入增长幅度。

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。

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。

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。

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

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。

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。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。

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。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。

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。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。

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。

3.5华光环能：“能源+环保”双领域布局，综合服务能力突出

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。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。

2022H1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。

“能源+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：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：市政环保工程及服务营收同比增长4.9%至8.9亿元；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。

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。

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长动能。

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精选报告来源：【未来智库】。