2023年青达环保研究报告 公司深耕节能环保行业，火电灵活性改造业务发展迅速

一、公司深耕节能环保行业，火电灵活性改造业务发展迅 速

1.1 深耕节能环保行业，火电灵活性改造为公司未来重要发展方向

深耕节能环保行业，火电灵活性改造为公司未来重要发展方向。公司自成立以来，始终以 服务国家生态环境可持续发展战略为宗旨，致力于节能降耗、环保减排设备的设计、制造 和销售。目前，公司的技术、产品已覆盖包括炉渣、灰尘、烟气、细颗粒物、NOX、SOX、 脱硫废水等污染物的防治及锅炉炉渣和烟气余热回收，同时涉足电厂灵活性改造以及清洁 能源消纳领域。 公司主要产品为炉渣节能环保处理系统、脱硫废水环保处理系统及零配件、烟气节能环保 处理系统、清洁能源消纳系统设备。其中炉渣节能环保处理系统、脱硫废水环保处理系统、 烟气节能环保处理系统中的低温烟气余热深度回收系统和细颗粒物去除系统可以被分为 传统的降低煤耗、提升设备效率与减少废物排放的节能环保业务，烟气节能环保处理系统 中的全负荷脱硝系统与清洁能源消纳系统设备业务可以被分为火电灵活性改造业务。

1.2 多年深耕节能环保行业，2021年挂牌上市

多年深耕节能环保行业，2021 年挂牌上市。青达环保成立于 2006 年，经过多年深耕节能 环保行业，公司已于 2021 年 7 月 16 日在上交所上市。技术水平方面，目前青达环保已 经通过“质量、职业健康安全、环境管理体系、两化融合体系、知识产权体系”认证，取 得“A 级锅炉部件与 B 级锅炉制造、ASME、压力容器制造、环境工程设计、电力工程施 工总承包”等资质。环保设备销量也逐年提升，2021 年，公司干式除渣系统整机销售 41 台，湿式除渣系统整机销售 57 台，低温烟气余热深度回收系统销售 28 台，全负荷脱硝工 程整机 15 台。

1.3 股权结构稳定，与冰轮环境相互合作支持

公司董事长王勇为青达环保第一大股东，同时为公司实际控制人，直接持有了公司 17.29% 的股份，王勇与一致行动人为董事刘衍卉、张连海等人共同持有了公司超过 30%的股份。 二股东为冰轮环境，冰轮环境主要从事低温冷冻设备、节能制热设备的生产，广泛应用于 能源等公用设施行业，有望与青达环保在业务上长期合作，在技术等方面相互支持，打造 双赢、可持续发展的战略合作伙伴关系。

1.4 品牌知名度高，与五大发电集团已建立良好合作关系

公司目前销售网络已覆盖全国，与五大发电集团已建立良好业务关系。优质的客户资源和 较高的品牌知名度公司的节能环保系统设备主要应用于火力发电和热力行业，客户资源优 质，与客户保持良好的商业关系和较高的品牌知名度，对公司产品的销售有着积极的作用。 其对于供应商的选择标准非常严苛，必须要获得特定的资质目前国内的主要大型电力企业 基本都是央企和国企，并拥有不俗的业绩实力。公司自成立以来，通过积极的市场开拓， 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，在行业内拥 有了一定的知名度，获得了一定的品牌价值，为公司业务发展提供有力支持。优质的客户 资源和较高的品牌知名度是公司良好发展的重要保障，使公司能够在未来的市场竞争中占 得先机。

二、公司业绩表现良好，整体毛利持续上升

2.1 公司业绩同比持续提升，产品结构不断优化

公司业绩增速较快。2018-2022Q1-Q3，公司营业收入分别为 5.87/5.29/5.58/6.28/3.46 亿 元，同比-11.90%/-9.84%/+5.36%/+12.62%/+22.12%，近年来营业收入增速逐年提升。 随着火电企业超低排放、节能改造基本完成，改造需求减少，2019 年青达环保的烟气节 能环保处理系统营收遭遇断崖式下滑，降幅达 58.25%；烟气系统营收不佳也间接拖累了 青达环保整体的营收，同比下降 9.91%。2018-2022Q1-Q3 公司归母净利润分别为 0.55/0.46/0.48/0.56/0.13 亿元，2022Q1-Q3 公司归母净利润同比+5.82%。2021 年以来， 在经济持续快速发展的背景下，电力行业发展向好，节能环保行业也越来越受重视。同时， 清洁能源同样发展迅速，我国正面临能源结构转型升级。受益于国家提出的节煤降耗改造、 灵活性改造和清洁能源消纳目标，公司火电灵活性改造业务有望随之受益。

全负荷脱硝工程营收占比上升。根据公司 2022 年半年报，经过业务结构转型后，公司目 前的主要收入来源于干式除渣系统、湿式除渣系统、全负荷脱硝工程、低温烟气余热深度 回 收 系 统 ， 其 他 业 务 营 收 占 比 较 小 。 2022H1 ， 四 项 业 务 营 收 分 别 为 54.94/46.45/63.86/40.31 百万元，同比+3.80%/-21.82%/+17.83%/+1101.93%，占营收比 重分别为
25.69%/21.72%/29.86%/18.85%。近年来，受益于清洁能源发电及清洁能源消 纳高速发展，火电灵活性改造业务维持高景气度，带动公司全负荷脱硝工程营收占比不断 上升，从 2018 年的 4.4%上升至 2022H1 的 29.86%，公司不断优化产业结构，推动业务 转型，预计该业务营收占比未来将持续提升。

2.2 毛利稳定攀升，研发投入持续增加

公司盈利能力较强，毛利率持续提升。2018-2022Q1-Q3 公司整体毛利率持续上升，分别 为
29.60%/31.23%/31.42%/31.89%/34.34%。分业务看，全负荷脱硝工程毛利率处于领 先水平，维持在 35%以上，随公司业务逐步向火电灵活性改造转型，全负荷脱硝工程营收 占比将进一步提高，有望实现量利齐升。

三费相对稳定，研发投入不断加大。2022Q1-Q3 公司销售费用率、管理费用率（包含研 发费用）和财务费用率分别为 10.07%/18.69%/2.46%，同比-0.59pct/+1.01pct/-0.79pct。 为保证公司科研能力的持续提升，稳固核心竞争力，公司近四年研发投入持续增加，研发 费用率从 2017 年 3.66%增至 2022 年 Q1-Q3 的 7.49%，公司有望巩固传统节能环保业务 的技术优势，同时进一步提升火电灵活性改造业务技术，以储备技术应对市场空间的增大。

2.3 公司营运能力稳定，净营业周期控制良好

公司营运能力稳定。2021 年存货周转率为 1.23 次，固定资产周转率为 8.25 次，固定资 产周转率较为稳定，存货周转率近几年逐渐下降。存货周转率下降受公司产品结构变动及 在手订单规模变动的影响，部分订单期末尚未完成交付，致使期末在产品余额较高。另一 方面，公司也在加速应收账款周转，存货周转也维持稳定水平，2022Q1-Q3 应收账款周 转天数、应付账款周转天数、存货周转天数分别为 312.54 天/264.06 天/556.93 天，同比 -38.16/+2.40/+33.88 天。

2.4 公司资产负债率低，现金流表现良好

公司作为火电灵活性改造龙头，资产负债率和短期偿债能力均优于行业平均水平。从 2018 年到 2021 年，公司资产负债率持续下降，2022Q1-Q3 资产负债率为 50.47%，低于多家 火电行业竞争对手的资产负债率。短期偿债能力方面，2022Q1-Q3 流动比率与速动比率 分别为 1.73/1.13，与可比公司相比同样占有优势。

公司现金流状况良好。近 3 年公司经营活动现金净流量增速持续上升，2022 年 Q1-Q3 经 营活动现金净流量为-0.05 亿元，同比+95.6%，2022 年有望转负为正。

三、火电灵活性改造需求提升，公司具备显著技术优势

3.1 新能源消纳能力亟需提升，火电灵活性改造优势明显

3.1.1 可再生能源高速发展，电力调峰需求旺盛

全球可再生能源高速发展。近年来，全球范围内清洁能源发展被各国放在了重要位置。海 外方面，例如欧洲提出了 REPowerEU Plan 等提升可再生能源利用率的计划，国内方面， 《“十四五”可再生能源发展规划》等利好可再生能源行业的政策也不断被提出。2022 年， 我国风电新增装机达 50GW，光伏新增装机达 87GW，预计到 2025 年，我国风电与光伏 新增装机将达 110/155GW，可再生能源将保持高速发展的态势。

风光电出力情况与用电负荷存在不匹配。与传统火力发电不同的是，风力和光伏发电具有 受自然环境影响的特点，与传统发电相比存在波动性。例如对光伏电站来说不同季节日间 辐照量、温度和湿度不同，光伏电站在夏季日出力时间最长，从 06:00 到 22:00，共计 16h； 在冬季日出力时间最短，从 09:00 到 19:00，共计 10h，天气的不同也会对发电造成影响。 风力发电出力在夜晚较高，在午后呈现低谷期，秋季风电出力明显大于其他季节。而用电 负荷虽然通常在下午为高峰期，但夜间同样保持着较高的负荷，总的来说风光电厂出力与 用电负荷易出现不匹配的情况。

新能源利用率已得到提升，西北部调峰能力仍不足。“十三五”期间我国出台多项政策提 高能源消纳水平，弃风弃光率有所改善，新能源消纳情况持续好转，新能源利用率得到显 著提升。根据全国新能源消纳监测预警中心发布的数据，在 2022 年 1-7 月间，部分地区 的弃风、弃光问题已经得到解决，但目前全国仍有 23 个省份存在弃风或弃光问题，西北 地区弃光、弃风现象还较为明显，部分西北省份弃风率大幅上升。其中蒙东 2022 年 1-7 月弃风率达 10.9%，同比+8.1pct，甘肃弃风率达 8.6%，同比+4.5pct，主要原因是当地电 站调峰能力不足，消纳能力需要进一步提升。

与海外国家相比，我国灵活性改造尚处于起步阶段。根据中电联数据，我国煤电灵活性改 造、抽水蓄能、气电等灵活性调节资源占比仅为 6%，目前仍低于西班牙、德国、美国等 欧美发达国家。因此，对比欧美国家，国内灵活性资源占比仍有待提升。

3.1.2 火力发电为我国主要电力来源，火电深度调峰性价比优势明显

煤电调峰在性价比上具备绝对优势。目前火电发电仍然是我国最主要的电力来源，截至 2022 年 7 月，火电装机容量占比仍有 46.81%。相比水电弃水、风电弃风、电化学电池等 调峰方式，对火电机组进行灵活性改造在成本上、改造速度上和成效上更优。根据《储能 的度电成本和里程成本分析》以及《广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，煤电 深度调峰在成本上有较为明显的优势，煤电深度调峰单位发电成本仅为 0.05 元/度，而抽 水蓄能、铅蓄电池、磷酸铁锂电池调峰方式等单位发电成本分别达 0.23/0.72/0.72 元/度。

火电灵活性通常指通过降低最小负荷、提升爬坡速率和缩短启停时间。使火电机组充分、 及时响应电力系统的波动性变化，最终提高电力系统整体灵活性，主要指标包括调峰幅度、 爬坡速率及启停时间等。燃气机组的灵活性优于煤电机组，但天然气价格高于煤炭，经济 性弱于煤电，所以现在的灵活性改造主要是针对煤电机组进行，针对机组的调节能力、稳 定性和耐用性，涉及烟气化学处理系统、锅炉、汽轮机系统、燃料供应系统、储热系统等 多个环节。

3.1.3 水旁路灵活性改造深度调峰能力优于烟气旁路，技术门槛较高

火电灵活性改造目前主要面临两点问题。其一是国内大部分火电厂采用选择性催化还原脱 硝技术（SCR），在深度调峰时，火电机组省煤器后烟温会低于脱硝反应所需的温度 （310-420℃），导致 SCR 催化剂无法正常运行，无法降低污染物排放，同时会造成空预 器堵塞问题；其二是火深度调峰时，低负荷运行将提升机组的热耗率、煤耗率，从而使得 火电厂成本增加。目前来看，火电灵活性改造中的水旁路改造和国家各项助力政策为这两 点问题提供了解决办法。

水旁路灵活性改造在深度调峰能力方面优于烟气旁路灵活性改造。火电灵活性改造存在三 个主要技术路线——省煤器分级、烟气旁路以及水旁路，目前以烟气旁路优化和水旁路优 化为主，主要原理是改造省煤器，分别通过水侧和烟侧调节烟气温度。烟气旁路优化和水 旁路优化除了技术方面的区别外，应用方面的最大区别在于调峰负荷幅度的区别。烟气旁 路优化有一定的局限性——能够使烟温的升高幅度较低且负荷性适应差，主要适用于 30% 以上调节幅度，如果要深度调峰至 30%或以下，烟气旁路的调节挡板会容易卡死，并且会 出现积灰或者烟气流畅不均匀等问题。而水旁路改造可通过改造给水管道、热水再循环、 复合热水再循环等方式使出烟温分别提升 20/30/50℃，使 SCR 催化剂能够正常反应。

青达环保全负荷脱硝水侧灵活性改造市占率达到较高水平。目前，因调峰要求的不断提升， 全负荷脱硝业务水旁侧改造占比正在逐步增加。目前最主要的供应商为青达环保，市占率 达到了较高水平，其他同行业公司主要为上海电气。综合来说，由于全负荷脱硝水旁路优 化技术门槛较高，短期内没有较为强烈的市场竞争趋势。

3.2 火电逐渐成为辅助调峰能源，火电站经济性亟待提升

直接影响火电电站经济性最关键的因素是火电电站的发电小时数，能不能满足电站设计的 发电小时数将会直接影响电站的收益。一般来说火电电站设计发电小时数一年在 8000 小 时左右，目前受到新能源等各类发电方式快速发展的影响，火电站作为调峰的辅助手段发 电小时数下降明显，降到了 4700 小时左右。根据我们对《火力发电厂经济性分析》等相 关文献的整理，70%-100%发电利用率可被看做是火电厂经济运行区间，火电厂具备较好 的盈利性；50%是火电厂稳燃区间，发电小时数在 4000 小时左右处于盈亏平衡点附近； 30%是锅炉点火的重要数值，发电小时数仅为 2400 小时，较难进行盈利。如何在满足国 家 30%调峰要求减少发电小时数的情况下获取经济性一直是火电站考虑的重点。参考海外 国家在经过火电灵活性改造普及后的数值，预计我国火电站利用率在经过火电灵活性改造 后将降到年发电 3000 小时。

3.3 容量电价、绑定新能源、电力现货市场推进火电灵活性改造

火电灵活性改造核心为经济性，各项政策提出已带来解决方案。“十三五”期间火电灵活 性改造进度不及预期的核心原因在于火电灵活性改造未能给企业带来超额受益，反而增加 了企业用于火电灵活性改造的成本。而“十四五”期间出台的各项政策已在各方面都提出 了相应的解决方案，火电灵活性改造收益增加助力完成“十四五”期间灵活性改造目标完 成。

容量电价-填补建设电厂及进行火电灵活性改造带来的固定成本

容量市场是一种激励机制，使机组能够获得能量市场和辅助服务市场以外的稳定收入，从 而进一步刺激机组的建设，实现发电系统容量的充裕性与灵活性。2022 年 3 月，山东发 改委发布《关于电力现货市场容量补偿电价有关事项的通知》，山东的容量补偿电价应该 具体的收取方式是从用户侧每度电多收取 0.0991 元（含税），具体收取方法是：【发电能 源充足时段：基准价 99.1 元/兆瓦时*谷系数 K1（K1 取值 0-50%）；发电紧张时段，容量 补偿电价为：基准价 99.1 元/兆瓦时*峰系数 K2（K2 取值 100%-160%）】。

容量市场对于火电灵活性改造的影响有两点。（1）火电机组容量可参与容量电价补偿。（2） 《山东省风电、光伏发电项目并网保障指导意见》提出火电完成灵活性改造之后，以新增 调节能力的 10%*8 小时折算储能容量，也就是说火电灵活性改造的新增的调节能力也能够获得容量电价补偿。2022 年 8 月山东发改委等发布《关于促进山东省新型储能示范项 目健康发展的若干措施》指出关于容量补偿，补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度 可用容量补偿标准的 2 倍执行，根据储能调控的反映速度不同，储能容量补偿可被分为 2 元/kW·月、3 元/kW·月、4 元/kW·月，而之后则可达到 4 元/kW·月、6 元/kW·月、 8 元/kW·月。 各项政策叠加，灵活性改造能给电厂带来额外收益、获取容量电价，从而提高火电灵活性 改造的整体回报率情况，刺激电厂进行改造。

容量补偿-填补深度调峰带来的可变成本

2022 年 9 月，甘肃省发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》，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，该政策将进一步利好深度调 峰。以 1GW 火电机组为例，其 50%的调峰部分为 500MW。以极端情况维持 0%的深度调峰， 供热季为 5 个月计算，一年可获容量补偿 4.59 亿元。容量补偿能很好地填补深度调峰所带来 的煤耗提升，在成本方面支持火电站进行灵活调峰。

电力现货市场-为火电灵活性改造带来盈利空间

电力现货市场正在建立中。自 2019 年开始，全国各省市电力现货市场开始运行，由于电 力现货市场自由交易的性质，价格能及时反应市场供需状况，峰谷价差拉大。灵活性改造 火电、储能等项目可以选择在风光出力不足而用电负荷高的时间段报价，通过获取超额电 价实现经济性。

绑定新能源建设-增加电厂进行火电灵活性改造的积极性

内蒙、山东、河南、山西、贵州等地还提出了将火电灵活性改造与新能源项目开发打捆的 形式共同开展。基本方式为火电企业可以以通过灵活性改造新增的调峰能力为基准乘以一 定倍数，获得当地新能源项目开发指标。山西省能源局印发《山西省支持新能源产业发展 2022 年工作方案》，其中提出安排 100 万千瓦左右风电光伏发电规模用于支持积极推进煤 电灵活性改造。根据《方案》，参与火电灵活性改造有望成为风光电站的建设许可之一，风光电站开发的高需求将同步刺激火电灵活性改造需求，未来全国各地有望效仿将火电灵 活性改造与新能源电站开发挂钩。

3.4 “十四五”期间火电灵活性改造市场空间CAGR达51%

全负荷脱硝机组市场空间增速高，CAGR 达 51.4%。2021 年 10 月 29 日，国家发展改革 委、国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出在对存量煤电机组 灵活性改造，“十四五”期间完成 2 亿千瓦目标，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦， 促进清洁能源消纳。预计“十四五”期间存量火电机组将改造 200GW，预计 21-25 年全 负荷脱硝市场改造量将分别为
20.0/20.0/37.5/51.5/71.0GW，以单 GW 火电机组 21-25 年 分别需要对应 0.25/0.28/0.31/0.34/0.37 亿元价值量的全负荷脱硝机组计算，预计 5 年间 市场空间分别为 5.0/5.6/11.6/17.5/26.3 亿元，CAGR 达 51.40%。

3.5 多维度覆盖火电灵活性改造，全负荷脱硝技术领跑行业

公司已实现对火电灵活性改造锅炉侧和汽轮机侧的产品技术覆盖。火电灵活性改造在技术 层面主要可以划分为锅炉侧、汽轮机侧和控制与监测三点，公司目前已经对锅炉侧和汽轮 机侧的灵活改造技术进行了覆盖。

3.5.1 锅炉侧：全负荷脱硝

锅炉侧灵活性改造主要目的为解决燃烧的稳定性、制粉系统的稳定性、脱硝运行安全、空 预器低温腐蚀及泄露等安全问题。公司的全负荷脱硝系统是锅炉侧灵活性改造应用的主要 技术之一。

全负荷脱硝系统通过水侧调节确保锅炉长期的高负荷能力。为实现燃煤电厂超低排放的环 保要求，大部分燃煤发电机组都使用 SCR（选择性催化还原法）烟气脱硝技术。但 SCR 技术存在机组锅炉低负荷运行、脱硝入口烟温不达标的问题，当烟温低于催化剂最佳运行 温度时会导致氨分子逃逸率增大，而逃逸的氨分子与 SO3 和 H2O 发生化学反应生成硫 酸铵或硫酸氢铵并附着在催化剂表面，经过一系列反应，将引起后续引风机等设备出力增 加的后果，严重时会造成机组停运事故。公司研发的全负荷脱硝系统就是针对锅炉低负荷 运行时烟温不达标问题而研发的，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 装置进口烟气温度，保证锅炉在全负荷区间脱硝烟温 能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。目前公司的全负荷脱硝系统技术主要包括：（1）简单 水旁路技术（2）热水再循环技术。 公司持续投入研发新技术，目前公司已开始研发的全负荷脱硝系统技术包括宽负荷脱硝省 煤器复合热水再循环装备研发、复合热水再循环系统中两个特殊阀门的研发。经过进一步 研发，公司全负荷脱硝系统技术将继续保持行业领跑水平。

火电灵活性改造需求激增，推动全负荷脱硝业务量利齐升。公司全负荷脱硝工程整机销量 由 2018 年的 4 台增至 2021 年的 15 台，单台价格由 2018 年 646.32 万元提升至 2021 年 的 836.92 万元。2021 年公司全负荷脱销业务营收为 1.26 亿元，同比增长 95%，2017-2021 年 4 年 CAGR 高达 117%。“十四五”期间火电灵活性改造需求迎来拐点，公司具有较强 的技术优势和质控优势，预计该业务营收未来将持续保持高速增长。毛利率方面，近年来 全负荷脱硝系统业务毛利率保持在 35%以上的较高毛利率，随着改业务占比持续上升，公 司业绩表现有望实现量利齐升。

3.5.2 汽轮机侧：电极锅炉、蓄热器

清洁能源消纳系统可将电能转为热能储存，实现灵活性调峰。汽轮机侧灵活性改造重点为解决汽轮机设备适应性以及供热机组以热定电等问题，公司的清洁能源消纳系统可被用来 解决此类问题。清洁能源消纳系统包括电极锅炉系统和蓄热器系统，二者既可单独使用， 又可联合配置使用，将电能转换成热能存储和供给，以实现火力发电机组灵活性调峰、清 洁供热、清洁能源消纳等用途，从而减少弃风弃光率、解决热电联供用户热需求与电需求 不平衡、促进供电负荷稳定等目标。

电极锅炉是电极锅炉系统的核心设备，是一种利用水的高电阻特性，采用三相电极直接在 锅炉内设定电导率的炉水中放电发热，使得电能以接近 100%的转换效率转换成热能，产 生热水或蒸汽的装置。同时 2018 年 3 月，公司与丹麦一诺（Inopower A/S）签订《框 架合作协议》，Inopower A/S 授权公司使用以销售和使用电极锅炉、电极、控制系统的设 计为基础的知识产权并提供技术支持。公司负责客户开发、电极锅炉配套系统的生产以及 电极锅炉的安装。

蓄热器是利用水的蓄热能力蓄存热能的一种装置。其工作原理是基于不同温度下水密度的 差异进行蓄热和放热。当进入的热源产热量大于用户用热量时蓄热器蓄热，当热源产热量 小于用户用热量时蓄热器放热。蓄热器通过解决热能供需在时间和空间上的矛盾，来实现 削峰填谷、蓄存热能的作用，以满足火力发电机组灵活性调峰、清洁能源消纳及清洁供热 的节能环保需求。

四、火电建设加速，传统环保业务有望受益

4.1 社会电力供应偏紧，火电站基建加速

社会电力供应偏紧，多省份出现用电缺口。根据电规总院发布的《未来三年电力供需形势 分析》，未来三年我国全社会用电量预计年均增速在 5%左右，而近几年，受“能耗双控”、 降水偏少以及煤价高位、电煤紧缺等因素影响，多省份出现供电紧张局面，企业被迫错峰 限电。2021 年度，共有 16 个省区市的电力出现缺口，其中广东、浙江、山东和江苏的电 力缺口在千亿度以上。

火电建设填补用电缺口，装机量及投资完成额稳步上升。近年来，光伏、风电等新能源发 电快速发展，但是新能源尚不具备提供与煤电相当的电力保障能力，火力发电由于其稳定 性强的优势在保供、调峰等方面都承担了较为重要的角色。2018 年至今，全国火电装机量占全国发电装机总量保持在 50%以上，增长稳定。2020 年以来，投资额也有回升趋势， 2022 年 1-7 月火电投资完成额达到 405 亿元，同比+70.20%。

各项火电站环保政策陆续提出，火电站节能环保需求提升。煤炭作为火力发电厂的主要燃 料，在我国资源使用中仍然占有主导地位，但由于火电属于高污染、高排放行业，为实现 “双碳”目标，努力实现火电工业的可持续发展具有十分重要的意义。以火电厂大气污染 物排放为例，我国目前执行的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011) 是自 1991 年首次修订后的第三次修订稿，自 2012 年 1 月 1 日起实施，该标准首次增加了汞及其化 合物的排放限值，使火电企业不得不使用烟气环保处理系统。此外，近些年来生态环境部 针对火电行业颁布了多项政策与指南，提升了对火电厂排放物的环保要求，详细规定了废 气、废水、固体废物等多种污染物的排放标准，新建火电站与存量火电站环保要求再不断 提升。

4.2 深耕传统环保节能业务，各项技术行业内领先

公司多年对技术进行不断研发和创新，目前技术已达行业领先水平。公司始终将技术创新 和新产品开发作为公司发展战略的核心，拥有国家企业技术中心，通过多年持续不懈的科 技创新，公司已经在节能环保系统设备的多个环节实现技术突破，掌握了一系列拥有自主 知识产权的核心技术和关键工艺。 公司传统节能环保业务覆盖炉渣节能环保系统和烟气节能环保处理系统，从多个维度对电 站产生的废物进行处理。截至 2022H1，公司低温烟气余热深度回收系统共有发明专利 5 项，实用新型专利 11 项，公司的产品技术仍具有较为明显的技术优势；炉渣节能环保处 理系统共有发明专利 14 项，实用新型专利 45 项，其中鳞斗式干渣机属公司首创并独家 生产，符合炉渣处理系统未来的发展趋势，捞渣机模锻链是圆环链之外的全新技术路线， 有望打破进口圆环链在湿式炉渣处理系统输送链条的垄断地位，突破链条的卡脖子问题。

4.2.1 炉渣节能环保处理系统营收预计稳定增长

炉渣节能环保处理系统主要是对固体燃料在锅炉等燃烧设备的炉膛中燃烧后从炉底排渣 口排出的灰渣，进行处理。炉渣同时含有 20 多种对环境和人体健康有害的重金属、化合 物、放射性物质，同时排出时温度极高，具有余热利用价值，公司通过行业内领先的技术 良好的利用了炉渣的余热并进行了废物处理。依对炉渣处理方式的不同，炉渣节能环保处 理系统分为干式炉渣处理系统和湿式炉渣处理系统。 未来火电厂选择干式炉渣处理较多，有利于公司增厚利润。干式炉渣处理系统与湿式炉渣 处理系统的共同点是都具备冷却收集处理，减少有害物质的排放的功效。不同点在于干式 炉渣处理系统可实现炉渣余热回收利用，提高锅炉热效率，具有节能减排的功能。干式炉渣处理系统成本稍高，湿式炉渣处理系统结构简单可靠，工况适用范围广。公司鳞斗式干 渣机设计技术方案、模锻链刮板捞渣机环保除渣系统设计方案等都先后被评为国际先进技 术，多项技术以及产品都处在行业内领先水平。

随火电建设提振，渣机市场空间增大。假设 22-25 年我国火电装机容量分别为 40/41/50/69GW，以单台火电机组 400MW 计算，共有 100/103/125/173 台火电机组装机。 因干渣机在性能上优于湿渣机，我们认为随着环保等要求的提升干渣机市占率有望提升， 至 2025 年干渣机占比预计将达 75%，湿渣机占比将达 25%，对应 25 年除渣机市场空间 达 12.5 亿元。

4.2.2 低温烟气余热深度回收系统、细颗粒物去除系统

低温烟气余热深度回收系统和细颗粒物去除系统同样具备较强的技术优势。公司研发生产 的低温烟气余热深度回收系统和细颗粒物去除系统，有助于减少锅炉排放的烟气中含有大 量粉尘、SOX、NOX 等有害物质的排放，同时对排放的高温烟气进行余热回收利用，实 现节能减排效果。公司在烟气节能环保处理系统方面同样具备国际领先水平的技术，低温 腐蚀可控的烟气深度冷却技术及应用、湿法脱硫白色烟羽及废水减量化协同治理技术方案 等技术先后被评为国际领先技术。

低温烟气回收系统市场空间随火电建设同步增加。假设 22-25 年我国火电装机容量分别为 40/41/50/69GW，以单台火电机组 400MW 计算，共有 100/103/125/173 台火电机组装机。 假设 2025 年低温省煤器单台价值量为 1500 万元，则低温省煤器市场空间可达 25.88 亿 元。

五、盈利预测

全负荷脱硝工程：近年来风光等新能源行业发展迅速，受风光发电负荷存在不匹配问题的 影响，调峰需求持续增加。火电作为我国主要电力供应来源，对其机组进行火电灵活性改 造是最具备性价比的调峰方式。公司的全负荷脱硝能满足 0-100%的调峰需求，预计未来 发展迅速。预计 22-24 年公司全负荷脱硝工程业务收入分别为 2.01/4.63/8.33 亿元，同比 +60.35%/130.00%/80.00%，毛利率为 37.00%/38.00%/39.00%。

炉渣节能环保处理系统：炉渣节能环保处理系统是对炉底排渣口排出的灰渣进行处理的系 统。其中干式处理在减少有害物质的排放的同时，实现炉渣余热回收利用，提高了锅炉热 效率；湿式处理的结构简单，工况适用范围更加广泛。随火电站建设速度提振，炉渣节能 环保处理业务营收有望保持稳定增长。预计 22-24 年公司炉渣节能环保处理系统营业收入 分 别 为 3.77/3.97/4.21 亿 元 ， 同 比 +4.25%/5.28%/5.90% ， 毛 利 率 分 别 为 31.97%/31.50%/31.00%。

低温烟气余热深度回收系统：低温烟气余热深度回收系统主要是通过低温省煤器采用冷却 工质对烟气进行深度冷却并吸收余热进行热能转换。烟气深度冷却器具有节能降耗与增效 减排的双重效果，受环保要求影响，预计该项业务业绩随火电装机平稳增长。预计 22-24 年公司低温烟气余热深度回收系统营业收入分别为 1.32/1.58/1.86 亿元，毛利率分别为 25.33%/25.00%/24.00%。 预 计 公 司 22-24 年 公 司 营 业 收 入 分 别 为 7.59/10.91/15.35 亿 元 ， 同 比 +20.89%/43.71%/40.68%，毛利率分别为 32.22%/33.08%/34.25%。

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