（报告出品方/作者：中泰证券，汪磊、陈若西）
1.1.新能源装机快速增长，风光发电量持续走高
新能源发电装机占比快速增高，高比例新能源并网成必然趋势。随着“双碳”战略目标的推进，电力系统处于高速清洁化变革的关键阶段，风电、太阳能等可再生能源迎来了高速发展，使得以火电为主的传统电源系统正向以风电、光伏发电等为主的清洁电源系统转变。受技术更新、成本降低及政策影响，2015年以来中国可再生能源发电进入高速增长通道。根据Wind数据，截至2021年末，风电、光伏装机容量占比分别达到13.82%、12.90%，而火电装机容量占比已由2009年的74.49%下降至54.56%，呈现逐年下降的趋势。2022年前8月累计新增发电装机中，太阳能发电和风电合计占比高达63.28%，可再生能源装机占比维持高位。2021年9月22日发布的《中共中央国务院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》报告中提出，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上。截至2021年末，我国电源总装机容量约为23.77亿千瓦，由此可见，高比例新能源将成为未来我国电力系统的必然发展趋势和重要特征。
2022年风光发电量占比有望超12%。根据Wind数据，截至2022年8月，风光装机累计达6.94亿千瓦，占全部电源装机的28.18%。随着装机量的快速增长，风光发电量同样大幅增长，2022年前8月风光发电量累计达5908.90亿千瓦时，占全国发电量10.56%，同比增长1.55pct。据国家能源局发布的《2022年能源工作指导意见》预估，今年全国风光发电量占全国用电量比重有望超12%。
1.2.风光特性带来消纳难题，电力系统亟需加速转型
资源分布不均造成消纳难题，部分地区弃风弃光持续恶化。我国西部风能太阳能资源丰富，区域电力系统中风光新能源装机容量和发电量均居国内首位，而西部地区电力需求增速不及新增装机带来的电力供应，造成了供需不平衡愈发严重。根据全国新能源消纳监测预警中心发布《2022年8月全国新能源并网消纳情况》，内蒙古地区弃风最为严重，蒙东地区和蒙西地区8月风电利用率分别为94.9%和99.1%，1-8月风电利用率分别为89.7%和90.7%；西藏弃光最为严重，8月光伏利用率为89.3%，1-8月光伏利用率为81.7%。根据前瞻产业研究院数据，截至2021年，内蒙古弃风电量和弃风率分别为50.6亿千瓦时和8.9%，同比增长1.2pct。根据全国新能源消纳检测预警中心数据，2021年，西藏地区弃光电量和弃光率分别为4.3亿千瓦时和19.8%，同比下降5.6pct。根据华经产业研究院数据，截至2021年，中国风电弃风率3.1%，同比微增。
风光间歇性波动性特征，新能源装机带来消纳难题。相比于传统化石能源，风电和光伏具有间歇性、波动性及对天气依赖性较大的特征，对电网安全稳定运行有危害性，目前无技术可解决。“十三五”期间我国新能源消纳水平较好，然而随着新能源高速新能源发展，消纳问题也随之凸显，“十四五”期间，国内新能源将继续保持年均约1亿千瓦的高速发展势头，是“十三五”计划的1.4倍。风电具有反调峰特性，如风电在21时至次日5时出力处于相对高位，而此时用电负荷却是一天中的最低位。当新能源发电量占比达到一定程度，电源和负荷的曲线差异将对电网的安全性和稳定性造成冲击，或导致大量弃风弃光现象。我国新能源消纳基础薄弱，新能源并网同时引发电源侧和电网侧难题，可以导致在负荷高峰期的容量充足性不足、系统灵活性不足等问题。据丹麦能源署测算，对于一个风电装机容量超过5GW的电力系统来说，1m/s的风速变化可能造成超过500MW的发电装机变化。因此，如果电力系统不够灵活，这种巨大的发电量变化就可能导致弃风、电网拥塞和不平衡。
新场景下电力系统发生了明显变化，平衡电力供需难度加大。新场景具有新能源种类丰富、可再生能源接入占比较高和系统不确定性较大等典型特征。旧场景下的原始负荷曲线较为平稳，其灵活性调节能力可以完全支撑电力系统的灵活性需求，而在新场景下，电力系统主要发生了以下四点变化：1）与原始负荷曲线相比，新场景下净负荷曲线的峰谷差和波动性都大幅提升；2）随着可再生能源接入比例的提升，电力系统的灵活性需求大幅度增加；3）可再生能源替代了传统电源，常规灵活性资源的容量因此而大幅度降低；4）传统的电力供需平衡方式不再能实现对净负荷的全时段包络，部分时段电力系统开始出现灵活性资源供不应求的现象。
1.3.丹麦经验值得参考，电力市场是灵活性的关键驱动力
丹麦可再生能源发电占比超50%，电力安全依旧保持极高水平。过去20余年，丹麦的可再生能源发电占比由12%提升至50%，一举成为电力系统中可再生能源所占比重最高的国家。同时，过去10年间丹麦的电力供应安全性平均值为99.996%，能够在可再生能源占比如此之高的情况下保持电力供应安全，丹麦成功转型的经验值得参考。在电力系统从基于热电厂转变为大幅依赖可再生能源发电的过程中会遇到很多挑战和障碍，其中的核心难题就是灵活性需求的不断增长，如何能够以合理的成本，在维持高供电安全性的同时应对发电量的不确定性和可变性，是我国建立新型电力系统过程中必须要解决的难题。
纵观过去20年的发展，整体可以分为四个阶段：
（3）2016-2020，可再生能源发电占比超50%：此时电力系统中可再生能源发电占主导地位，仅仅依靠热电联产厂和联网线路已无法满足灵活性需求，此时依靠聚合商机制推动了需求侧灵活性的释放，让消费者从被动消费转变为主动消费，电力系统灵活性资源由电源侧侧向用户侧过渡。在电力市场方面，启动的欧洲跨境日内市场，改善了可再生能源自行平衡日内发电量偏差的能力，因为大量的买方和卖方推动了竞争，提高了市场流动性，推动了整个欧洲范围内日内交易的效率提升。
（4）2020-2030，可再生能源发电占比计划达100%：整体上朝着提高终端能源消费部门耦合和推动需求侧灵活性发展的方向转移，手段包括采用新技术、创新性地使用现有技术、数字化和数据驱动的经营模式等。预计电力市场交易依然会是灵活性的主要驱动力，而市场设计将不断演进，从而推动灵活性水平的提升，并最终于2030年之前，实现丹麦电力系统的100%可再生能源化。
电力系统调节需兼顾向上与向下调节场景。根据电力供给与需求的关系可分为两个应用场景，分别对应电源侧和用户侧在动态平衡中的调整方向。若供给向上灵活性和需求向下灵活性总和不足，系统电力安全和电能质量难以保障，严重时会导致失负荷情况，影响社会生产生活。若供给向下灵活性和需求向上灵活性总和不足，会导致弃风、弃光或弃水等资源浪费情况，损害电力系统发电经济性，一定程度上限制新能源发展的积极性。
2.2.电力系统各环节均可提供灵活性，电源侧率先参与具备成本优势
电源侧各类资源仍将长期发挥关键作用。在电源侧，气电和水电是优质的灵活调节电源，我国煤电拥有存量装机容量高、灵活性挖潜空间大的天然优势，结合调峰补偿机制的完善今后势必会成为重要的灵活性资源。电网侧灵活性资源更多的承担统筹送受端调峰安排，制定更加灵活的电网运行方式，有利于实现跨省、跨区共享调峰与备用资源。在负荷侧，可大力发展需求响应，设计合理的激励资金保障机制，优化峰谷电价和尖峰电价机制，结合现货市场建设探索实时电价，优化电力市场的供需平衡。储能侧也是优质的灵活性资源，然而目前主要面临着投资成本过高的不足，其盈利模式有待持续探索。据《源网荷储协调发展下我国电力系统灵活性资源展望》基于我国电力发展展望预估，从全国整体来看，源、网、荷、储四个环节灵活性资源比重将由当前的以电源调节为主逐步演变为2035年的61%∶12%∶10%∶17%，电源侧各类资源仍将长期发挥关键作用。
2.3.我国资源禀赋下煤电必将成为重要灵活性资源，设备改造空间较大
煤电机组实现深度调峰必须经过相应的灵活性改造。一般煤电机组最小出力为额定出力的70%，燃气电厂最小出力为额定出力的50%。系统的调峰是调频之外的向上与向下的出力变化（15分钟到小时级），以保持系统的实时平衡。而深度调峰就是受电网负荷峰谷差较大影响而导致各发电厂降出力、发电机组超过基本调峰范围进行调峰的一种运行方式。深度调峰的负荷范围通常低于电厂锅炉的最低稳燃负荷。通过热电解耦、低压稳燃等技术改造，煤电机组的最小稳定出力可以降至20%-30%的额定容量，电力系统的向下调节能力有所提升。
“三北”地区热电联产机组改造需求强。我国集中供暖需求与全社会用电量需求增长呈正比关系，随着城镇发展而上升，其中北方地区城市集中供热占比80%。目前北方供热以燃煤为主，地位稳定，城镇热电联产面积占总供暖面积45%，其中锅炉占比32%。全国供热面积保持增长，热力供应总量增速稍缓，据《2021年中国城市建设状况公报》数据显示，截至2021年末，我国集中供热面积106.03亿平方米，同比增长7.30%；热力供应总量2020年超过40亿吉焦，2021年达到42.88亿吉焦，同比增长4.58%。热电厂在蒸汽集中供热和热水供热方面的供热能力和总量中均有绝对优势，未来燃煤锅炉将会逐步淘汰，热电联产供热占比将稳定增长。冬季在保证供热的基础上，热电机组调峰能力往往仅为发电装机容量的10%左右，因此热需求很大程度上限制着常规机组电出力的调节能力，要提升这部分机组的运行灵活性，必须通过灵活性改造在满足热需求基础上实现热电解耦。
3.1.火力发电厂包含多个分系统，燃烧系统是改造的核心
火力发电厂的主要设备系统包括：燃料供给系统、给水系统、蒸汽系统、冷却系统、电气系统及其他辅助处理设备。火力发电一般是指利用石油、煤炭和天然气等燃料燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机来发电的方式的总称。以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂。火力发电系统主要由燃烧系统、汽水系统、电气系统、控制系统等组成。前二者产生高温高压蒸汽；电气系统实现由热能、机械能到电能的转变；控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。
燃烧系统由输煤、磨煤、燃烧、风烟、灰渣等各部分构成。目前，国内新建成的电厂主要配套300MW及以上的机组，采用强制循环或自然循环汽包炉，蒸发量为1000t/h。锅炉四壁均匀分布喷燃器，向炉膛内喷入煤粉，使其以螺旋方式向上燃烧。锅炉顶端装有储水和蒸汽汽包，内部有一套汽水分离设备，炉膛内高温火焰将水加热成汽水混合物，再由炉外下降管降压。风烟装臵通过送风机将冷风加热分两部分方式进入炉膛，再经引风机将炉膛内产生高温烟气沿烟道送入烟囱排出。
3.2.降低最小稳定出力和提升爬坡速率是关键目标
灵活性改造目标：运行灵活性主要是指深度调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力，其中深度调峰能力是指火电机组具有较大的变负荷范围，对于热电机组是指通过热电解耦减少高峰热负荷时机组出力的能力。提高火电灵活性主要是指增加火电机组的出力变化范围，响应负荷变化或调度指令的能力，多数情况下是指增加火电机组在低负荷时的稳定、清洁、高效运行能力。常见的火电机组可分为纯凝机组和热电联产机组，二者工作原理不同改造的方式也不同。
快速启停/爬坡改造路径：改善纯凝机组爬坡率、快速响应负荷变化，具体改造路径包括：燃烧煤种预处理、优化制供粉系统、新型材料减薄壁厚、和优化运行操作流程等方式。目前通常采用凝结水截流技术优化汽轮机凝气汽出口阀门或者提高燃料热值的办法，其中燃料热值越高，机组爬坡能力越强，但经济性较差，采用快速改变凝结水至除氧器调整门开度来改变凝结水流量，可使整个机组效率提高，经济性明显提高。
热电联产机组灵活性改造：对于热电联产机组来说，“以热定电”方式导致机组出力难以降低，特别是在弃风弃光严重的三北地区热需求大，热电机组占比高，供热季调峰十分困难。改变供热地区电力发展现状的关键在于对机组进行热电解耦改造，而热电解耦改造主要包括：储热水罐/熔盐罐、电极锅炉/固体电储热锅炉、切除低压缸、高背压改造、汽轮机旁路供热、余热供热等技术路线。
4.1.辅助服务调节电力供需，火电参与深度调峰获得补偿
辅助服务实现调节电力供需偏差。电力供需的平衡调节同样需要完善的电力市场交易机制，合理的市场交易机制可以让市场通过价格传递灵活性价值信号，引导系统中已有的灵活性释放或激励灵活资源投资建设。在计划体制下，“源随荷动”的思路以及“三公调度”方式使得电源发电计划人为确定且不易更改，这也使得我国的电力系统机制较为僵化，尤其是在风光发电份额快速提升的当下，电力市场机制需要改革，一方面激活电力系统的灵活性，另一方面可对电力供需进行优化调度进而提高买卖双方的经济性。随着新能源渗透率提高和负荷需求复杂多变，电力供需预测无法完全准确，实时运行中的偏差需要辅助服务市场中的资源平衡，例如提供调峰、二次调频、爬坡、稳定切机、稳定切负荷等辅助服务。
4.2.我国辅助服务市场高速发展，深度调峰依旧为稀缺资源
我国辅助服务市场以调峰、调频和备用为主。据国家能源局综合司通报2019年上半年电力辅助服务有关情况显示，全国除西藏外31个省（区、市、地区）参与电力辅助服务补偿的发电企业共4566家，装机容量共13.70亿千瓦，补偿费用共130.31亿元，占上网电费总额的1.47%。从电力辅助服务补偿总费用来看，补偿费用最高的三个区域依次为南方、东北和西北区域，西北区域电力辅助服务补偿费用占上网电费总额比重最高，为3.27%，华中区域占比最低，为0.36%。从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额50.09亿元，占总补偿费用的38.44%；调频（西北区域调频为AGC加一次调频，其他区域调频为AGC）补偿费用总额27.01亿元，占总补偿费用的20.73%；备用补偿费用总额47.41亿元，占比36.38%。
辅助服务中调峰市场份额大，火电机组发挥重要作用。从分项电力辅助服务补偿费用来看，调峰、调频和备用补偿费用占总补偿费用的90%以上。其中，东北区域调峰补偿力度最大，西北区域调频补偿力度最大，南方区域备用补偿力度最大。总体来看，南方区域整体电力辅助服务补偿力度最大。火电参与辅助服务获得的补偿最高，2019H1达120.62亿元，远高于其他类型电源。补偿费用主要来自发电机组分摊费用，合计114.29亿元，占比为87.71%，个别省份的外来电也参与了辅助服务费用的分摊。随着各地区辅助服务交易制度逐步细化，未来将有越来越多的用户侧也将参与分摊，共同助力电力交易市场有序发展。
深度调峰仍为稀缺资源，率先完成改造的火电机组有望获益更多。合理的交易政策可以促进灵活性资源的释放，随着各区域能监局、地方能监办陆续推出电力辅助服务市场运营细则，火电机组参与调峰可根据出力情况得到不同的标准的补偿。调峰档位的细化以及深度调峰补偿标准的提高均刺激火电机组进行灵活性改造，以增强调峰能力。补偿是市场调节的重要手段，当前深度调峰资源仍较为稀缺，因此可以看到各地区都给予了较高的补偿水平，因此越早完成灵活性改造的基础有望受益更多，待大部分机组完成灵活性改造后或市场上灵活性资源丰富后，调峰机组的补偿价格也会趋于平稳。
4.3.火电灵活性改造试点项目加速推进，“十四五”规划改造2亿千瓦
火电灵活性改造试点项目陆续完成，热储能改造较多。2016年，国家能源局下发了两批次煤电灵活性改造试点项目清单，共计22个，总规模为1699万千瓦，其中15个项目位于东北三省，其余分布在内蒙古、甘肃、广西和河北。22个火电项目中有2个涉及纯凝机组改造，其余均为供热机组灵活性改造。在这22个火电厂灵活性改造试点项目中，采用最多的是热储能技术，占比达到其中采用单罐热水储能技术的电厂有7个，采用电热固体储热和电极锅炉项目的电厂有6个，采用低压缸零出力技改的电厂有2个，采用汽轮机低压缸高背压改造的电厂有1个，涉及制煤和稳燃脱硝系统改造的电厂有4个。截至2020年10月，22个项目中的8个火电项目已经改造完成。
存量机组应改尽改，“十四五”规划改造2亿千瓦。“十三五”期间，由于缺乏有效的刺激政策以及灵活的市场机制，改造进度大幅低于预期。据《国家电网2021年服务新能源发展报告》统计数据，“十三五”期间国家电网经营区内累计完成火电机组改造1.62亿千瓦，其中“三北”地区完成火电机组容量改造8241万千瓦，增加调节能力1501万千瓦。国家发展改革委和国家能源局于2021年10月29日共同发布《全国煤电机组改造升级实施方案》，针对灵活性改造制造，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，以促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。推动具备条件的纯凝机组开展热电联产改造，优化已投产热电联产机组运行，继续实施煤电机组灵活性制造和灵活性改造，综合考虑技术可行性、经济性和运行安全性，现役机组灵活性改造后，最小发电出力达到30%左右额定负荷。
新版两个细则颁布，补偿费用分担将向用户侧转移。2021年12月发布修订版《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》（简称新版“两个细则”）提出辅助服务费用按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”原则确定补偿方式和分摊机制，按照“补偿成本、合理收益”的原则确定补偿力度，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。
4.4.火电灵活性改造成本较低，灵活性改造运行已具有经济效益
电力系统灵活性的成本构成。电力系统灵活性的成本可分为显性成本和隐性成本，显性成本包括前期投资建设成本和灵活运行带来的成本增量等，隐性成本则包括常规机组提供灵活性后产生的设备加速损耗或寿命加速缩减。成本构成分为四个部分：资源投资建设或改造的固定资产投入、灵活性资源在运行时提供灵活性导致的可变成本增量、参与灵活运行相对于正常发电运行的设备额外损耗、放弃发电而选择提供灵活性调节能力造成的发电收益损失机会成本。
煤电机组灵活性改造后深度调峰运行经济性测算：
（1）基本参数：选取300MW的煤电机组，假设未改造时最低稳定负荷率为50%；根据中电联数据，假设年利用小时数与2021年全国平均水平一致为4586小时；根据国家能源局统计数据，假设煤电机组煤耗与2021年全国平均水平一致为0.3025kg/kWh；煤价取秦皇岛港下水煤（5500千卡）中长期交易价格上限0.77元/kg；上网电价按平均燃煤标杆0.37元/kWh上浮20%取0.45元/kWh。
（2）改造参数：根据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》报告调峰容量改造造价取中枢值0.65元/W；拟改造最低负荷率为30%；每日深度调峰时长为1h；假设机组负荷率由50%下降至30%煤耗增加为中枢值34g/kWh，即负荷率每降低1%，煤耗增加1.7g/kWh；调峰补偿标准假设负荷率50%~30%区间均为0.4元/kWh；根据《中国煤电成本分析与风险评估》研究表明，我国煤电机组平均服役年限约为12年，按照设计寿命30年，假设完成改造后折旧年限为20年。此外，假设改造使用自有资金进行，忽略机组负荷率高时产生的分摊费用。
（3）煤电灵活运行经济性：基于以上基本参数和改造假设，对于300MW的煤电机组来说，改造需要的总投资为3900万元，参与调峰每年补偿收入为775.22万元，因调峰引起的发电量减少的收入为974.67万元。由于机组负荷率下降煤耗减少价值504.50万元，参与深度调峰增加的煤耗价值85.06万元，因此调峰期间总煤耗减少价值419.44万元。折旧为195万元，最终计算得到税前利润增加25.00万元。在当前的假设下，调峰补偿标准达0.4元/kWh时，火电灵活性运行具有经济性。
偿标准：补偿标准是影响参与调峰盈利与否的最直接因素，通过对比不同补偿标准可以看出，在上网电费在0.45元/kWh的假设下，调峰补偿标准0.25元/kWh时，参与调峰不具备经济性，出现了随调峰时长增加净利润持续恶化的情况。当补偿标准在0.3元/kWh及以上时，随着参与调峰的时长增加均存在盈利的可能，当补偿标准达0.4元/kWh时，每天参与调峰1小时即可实现正收益。详细计算结果表明，补偿标准0.29元/kWh时为灵活性运行的盈亏平衡点。
西北、东北、南网地区补贴力度较大，有望率先激活灵活性改造市场。通过对比各地区补贴正常可以看出，风光并网进展较快的甘肃、青海、宁夏、陕西地区深度调峰补偿报价上限较高，参与调峰获得收益的机会越大。此外东北地区受供热需求影响，供暖季低于40%负荷率的报价上限达1元/kWh，具有较好的经济性。南网地区补偿标准普遍较高，除广西省外补偿上限均超过0.9元/kWh，高额补偿或将大幅提升运营商的灵活性改造意愿，引导煤电机组加速转型。
改造最低负荷：改造最低负荷直接影响改造成本、发电煤耗和补偿，为了方便对比，假设改造的单位成本不受负荷率的影响，依旧为0.65/W，同时假设调峰补偿各负荷率下保持一致。可以看出平稳运行的最低负荷越低以及补偿标准越高，其灵活性运行的经济性越好。当机组可以实现20%时，补偿标准略高于0.35元/W时即可实现盈亏平衡，而实际情况下，负荷率越低时，其对应的阶梯补贴更高，因此具有深度调峰能力的机组经济性非常优异。
煤价：煤价直接影响机组运行的成本，对税前利润有较大影响。从测算模型可以看出，煤价的增加会大幅提升机组在深度调峰时负荷率降低带来的燃料成本的节省，因此也使得在煤价维持高位的状态下参与调峰的经济性凸显。当煤价在770元/吨的基础上浮20%时，即使补贴电价为0.35元/kWh，年税前利润也为正。对于中小型规模的煤电运营商来说，若煤价成本较高，可考虑更多参与深度调峰服务以获得超额收益。
调峰容量改造造价：调峰容量改造造价直接影响投资成本进而影响折旧，对税前利润有一定的影响。在当前的测算结果中，当调峰补偿标准为0.4元/kWh时，在最高改造造价0.75元/W时可接近实现盈利，而若补偿标准降为0.35元/kWh，则需改造造价低于0.45元/W时方可接近盈利。
折旧年限：折旧年限影响每年分摊费用进而影响税前利润。折旧年限越长，平均每年的折旧费用越少，税前利润水平越高。在当前的测算结果中，对于折旧年限为10年的煤电机组，需要平均调峰补偿为0.5元/kWh时方可实现正收益。因此对于运营商来说，投运年限较少的机组进行灵活性改造收益更高。
5.1.华光环能：煤粉预热燃烧技术降低煤电机组负荷率
锅炉制造业务起家，能源与环保并行发展。公司前身无锡锅炉厂，自1958年成立以来深耕锅炉的设计与制造领域，先后开发了煤粉燃烧、流化床燃烧、炉排燃烧等具备多种燃烧方式并适应不同煤种的燃煤锅炉。2017年公司向国联集团发行股份吸收合并国联环保，开启环保主线。2021年，公司控股收购了中设国联无锡新能源发展有限公司58.25%的股权，拓展进入光伏发电运营领域，优化调整了自身能源结构，巩固自身行业地位。据2022年半年报披露，公司目前拥有37个成熟光伏运营项目，装机容量277.45MW，在运营及在建的燃机装机量为594MW。公司热电运营项目较为优质，现金流水平较好，助力公司不断完善业务细分板块，实现能源与环保多层级业务全覆盖。
煤粉预热燃烧技术进入中试阶段，五大优势完美适煤电配灵活性改造。公司与中科院合作研发，基本完成了煤粉预热燃烧的关键技术和中试研究。煤粉预热技术通过使用小型流态化装臵作为燃料预热装臵，将燃料的预热和燃烧分开，燃料先在预热燃烧器中加热，再进炉膛燃烧。具备如下优势：（1）可以通过燃料自身热量维持预热温度，无需外界热量的加入。（2）预热至着火点以上再进入炉膛，着火容易，可燃烧多种燃料。（3）预热将燃料改性，通过预热燃烧器实现粉状燃料改性，效率高，磨损少。形成含有煤气和高活性半焦的高温气固混合燃料后再进入炉膛悬浮燃烧，提高反应活性，提高燃尽率。（4）强缺氧气氛预热，实现源头和多级脱氮，成功实现“煤氮定向转化+深度分级燃烧”技术路线，降低NOx排放。（5）可以在15~115%负荷范围内连续稳定运行，无需投油助燃。
兼顾宽负荷率和低NOx排放，同时大幅降低环保开支经济性较好。煤粉预热燃烧技术可以降低锅炉负荷率水平，提升火电机组的灵活性。相比于其他改造路线，煤粉预热技术可以实现较为深度的改造，一方面可以将机组最低负荷率降低至15%左右，使机组可以在超低负荷率下稳定运行；另一方面“煤氮定向转化+深度分级燃烧”技术可以大幅减少NOx的排放，据全俄热能研究所的研究表明，在实验平台上煤粉预热温度在815℃时，NOx生成量会下降80%。因此煤粉燃烧预热技术可以大幅减少脱硝环节氨水和SCR催化剂的使用，因此可以同时减少煤电机组环保支出，无论是否参与调峰，其经济性都更好。并且改造不涉及锅炉本体，因此改造周期短安全性高，改造机组可快速投产参与深度调峰，获得高额收益。
公司营收增长稳定，归母净利润受原材料上涨叠加疫情影响增长放缓。公司聚焦环保+能源领域，主营业务包括环保设备、地方热电运营服务、市政环保工程及服务、节能高效发电设备、电站工程及服务和环保运营服务六项。2022年上半年，公司的营业总收入为41.75亿元，同比增速为10.57%。受上游原材料涨价以及疫情散发带来的影响，公司的盈利水平增速放缓，归属母公司股东的净利润为3.98亿元，同比持平。
毛利率稳步提升，管理费用率大幅下降。2022年上半年，销售毛利率为19.94%，较上年小幅度增加，延续了稳步上升的趋势。净利率为11.04%，较2021年末增长了0.75%。公司的期间费用以管理费用为主，管理费用率、财务费用率、销售费用率分别为5.49%、1.34%、0.72%，其中，管理费用率较2021年末大幅下降，销售费用率小幅下降，财务费用率小幅上升。
锅炉制造行业二梯队前列，进行灵活性改造具备客户优势。公司为中大型电站锅炉制造企业，在锅炉制造领域处于国内第二梯队前列。据公司公告，在热电运营领域，公司为无锡地区龙头，占无锡市区热电联产供热市场的70%左右。同时，公司拥有国内供热距离最长的多热源、大规模蒸汽集中供热系统，实现了燃煤燃气联合供应、跨区域供热的格局。公司业务不断向省外、国外拓展，根据公告发布的合同公告，近年来先后向惠州、陕西等地提供余热锅炉产品，除此之外，还通过与中国电力顾问集团公司向越南提供余热锅炉设备。公司与一梯队大厂错位竞争，深度覆盖30万千瓦以下机组，与客户维持良好的关系，为灵活性改造提供先发客户优势。
5.2.青达环保：全负荷脱硝和蓄热器共同助力灵活性提升
火电节能环保装备龙头，全负荷脱硝系统保障低负荷率工况排放达标。青达环保2006年成立于山东青岛，致力于节能降耗、环保减排设备的设计、制造和销售，主营业务包括：1）炉渣节能环保处理；2）烟气节能环保处理；3）清洁能源消纳；4）脱硫废水环保处理。其中全负荷脱硝系统实现了燃煤电厂超低排放的环保要求且解决了锅炉低负荷运行时烟温不达标问题。
全负荷脱销技术助力火电深度调峰。常规SCR脱销工艺的烟气温度在300~420℃之间，不能达到深度调峰的要求。针对锅炉低负荷调峰运行启动时SCR入口烟温低的情况，公司全负荷脱硝系统通过锅炉省煤器水侧调节技术，减少锅炉省煤器内工质从烟气侧的吸热量，从而提高SCR装臵进口烟气温度，保证锅炉在全负荷区间脱硝烟温在300℃及以上，满足低负荷及深度调峰时脱硝系统正常运行的要求，降低污染物排放，缓解空预器堵塞问题，确保锅炉长期的高负荷能力。与市场上的宽负荷脱销改造技术对比，公司的脱销技术可以做到0%负荷，完全满足低负荷及深度调峰时脱硝系统运行要求。
布局三种技术路线方案，全面辅助优化全负荷脱硝。公司针对全负荷脱销系统，有三种技术方案：给水旁路、热水再循环和复合热水再循环，分别可达到10~20℃、30~50℃、30~50℃的最佳加热温度。市场的主流宽脱销技术路线主要是省煤器外部烟气旁路技术和省煤器给水旁路技术。公司水旁路技术为核心技术，分为亚临界机组和超临界/超超临界机组，公司水侧调节技术方案与其他技术方案相比：1）占用空间和现场施工量较小；2）改造工期短、投资费用不高、后期维护较少；3）系统简单、可动态调节SCR入口烟温；4）当锅炉在高负荷下SCR入口烟温满足要求时，可关闭此系统，维持锅炉的整体效率不变。负荷热水再循环技术属于水旁路和热水再循环分案结合的改进措施，对于不带启动炉水泵的超临界或超超临界机组，从分离器出口引出的热水再循环系统可充当锅炉启动系统用。
公司营收和归母净利润呈持续增长态势。2022年上半年，公司的营业总收入、营业利润分别为2.14亿元、0.12亿元，同比增速为23.67%、45.72%。归属母公司股东的净利润为0.06亿元，同比增速为70.41%。
毛利率水平较高，期间费用率有所增长。2022年上半年，公司的毛利率、净利率分别为35.24%、4.65%，毛利率较2021年末有较大幅度增长，而净利率水平受原材料涨价及疫情影响出现较大幅度下降。公司期间费用率较2021年末均有所上升，销售费用率、管理费用率、财务费用率分别为10.28%、11.68%、2.34%。
提前布局精准卡位，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，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，毛利率水平较高盈利能力较好。
5.3.西子洁能：余热锅炉优势明显，熔盐储能同步受益
余热锅炉龙头，三大产业布局逐步完善。公司成立于1955年，2022年正式由杭锅集团更名为西子洁能。主要从事余热锅炉、清洁环保能源发电装备等产品的咨询、研发、生产、销售、安装及工程总承包业务，为客户提供节能环保设备和能源利用整体解决方案，是国内规模最大、品质最全的余热锅炉研发基地，具有重要的行业地位。通过不断布局完善，目前公司已经形成了新能源、新装备、新服务三大产业布局，涵盖环保节能和能源利用领域核心业务。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18.02%大幅提升至2022H1营收占比的40.16%；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34.66%、12.88%、12.29%。
公司营业收入持续增长，成本增长导致利润下降。随着公司销售业务扩大，营业收入呈现高速增长态势。2022H1，营业收入达35.11亿元，同比增长25.85%。原材料涨价导致营业成本大幅增长38.02%，超过营业收入涨幅，归母净利润为0.98亿元，同比下降61.43%。
锅炉业务营收上升，熔盐储能或将受益灵活性改造。2022H1，公司余热锅炉营业收入11.92亿元，同比上升24.69%，充分发挥公司在余热锅炉生产中的领先地位优势。据2022半年报披露，公司受让了赫普能源环境科技股份有限公司14%股权，未来将共同深入参与火电灵活性调峰储能改造多种解决方案。另根据公司公告，2022年9月16日，公司受让深圳市恒鑫汇诚股权投资中心（有限合伙）持有的赫普能源1.2%股权。本次交易完成后，公司将持有15.2%股权，进一步推动火电灵活性调峰储能改造多种解决方案。公司主营业务将受益灵活性改造需求提升，依托技术优势有望逐步打开市场。
5.4.东方电气：行业龙头火电业务强势反弹，抽水蓄能不断突破
全球最大的能源装备制造企业集团之一，受益火电投资提速和抽蓄建设。公司是我国煤电三大主机厂之一，同时也是两大抽水蓄能水轮机供应商之一，经过多年的发展，形成了“六电并举、六业协同”的完整产业格局。公司积极拓展海外市场，积极参与共建“一带一路”，为全球80多个国家和地区提供成套设备和工程承包业务，主要市场涵盖东南亚、南亚、中亚、中东、欧洲、非洲、南美等地区，出口能源装备规模超过8000万千瓦，从1994年起连续入选ENR全球250家最大国际工程承包商之列。
营收及归母净利润呈现同步稳增态势，盈利能力稳定提升。2018-2021年公司营业收入从308亿元增长至478亿元，实现了高速增长，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。2018-2021年公司从11.3亿元增长至22.9亿元，其中2020年实现了较高的增速，2022H1公司实现归母净利润17.7亿元，同比增加31.6%，盈利能力保持较高水平。
灵活性改造或继续打开市场空间，抽蓄长期来看有望实现突破。公司拥有完整的能源装备研制体系，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；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，13兆瓦等级海上风电机组处于亚洲领先水平。据机械工业发电设备中心披露数据，2019-2021年电站锅炉产量分别为5341、4556、5505万千瓦，水电机组1050、1770、2018万千瓦，对应计算得到公司电站锅炉市占率分别为28.18%、36.01%、40.00%，水轮发电机组16.33%、31.66%、59.26%。市占率稳步提升，在能源保供和调峰需求的刺激下，公司电站锅炉业务将持续受益。此外，抽水蓄能机组建设也持续加快，公司市占率较高，长期来看有望充分受益。