火電靈活性改造專題研究：火電轉型正當時，靈活性改造迎機遇

1.“雙碳”戰略提高新能源占比，大規模并網造成消納難題
1.1.新能源裝機快速增長，風光發電量持續走高
新能源發電裝機占比快速增高，高比例新能源并網成必然趨勢。隨著 “雙碳”戰略目標的推進，電力系統處于高速清潔化變革的關鍵階段， 風電、太陽能等可再生能源迎來了高速發展，使得以火電為主的傳統電 源系統正向以風電、光伏發電等為主的清潔電源系統轉變。受技術更新、 成本降低及政策影響，2015 年以來中國可再生能源發電進入高速增長通 道。根據 Wind 數據，截至 2021 年末，風電、光伏裝機容量占比分別達 到 13.82%、12.90%，而火電裝機容量占比已由 2009 年的 74.49%下降 至 54.56%，呈現逐年下降的趨勢。2022 年前 8 月累計新增發電裝機中， 太陽能發電和風電合計占比高達 63.28%，可再生能源裝機占比維持高 位。2021 年 9 月 22 日發布的《中共中央國務院關于完整準確全面貫徹 新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》報告中提出，到 2030 年， 風電、太陽能發電總裝機容量達到 12 億千瓦以上。截至 2021 年末， 我國電源總裝機容量約為 23.77 億千瓦，由此可見，高比例新能源將 成為未來我國電力系統的必然發展趨勢和重要特征。
2022 年風光發電量占比有望超 12%。根據 Wind 數據，截至 2022 年 8 月，風光裝機累計達 6.94 億千瓦，占全部電源裝機的 28.18%。隨著裝 機量的快速增長，風光發電量同樣大幅增長，2022 年前 8 月風光發電量 累計達 5908.90 億千瓦時，占全國發電量 10.56%，同比增長 1.55pct。 據國家能源局發布的《2022 年能源工作指導意見》預估，今年全國風光 發電量占全國用電量比重有望超 12%。
1.2.風光特性帶來消納難題，電力系統亟需加速轉型
風光間歇性波動性特征，新能源裝機帶來消納難題。相比于傳統化石 能源，風電和光伏具有間歇性、波動性及對天氣依賴性較大的特征， 對電網安全穩定運行有危害性，目前無技術可解決?！笆濉逼陂g 我國新能源消納水平較好，然而隨著新能源高速新能源發展，消納問 題也隨之凸顯，“十四五”期間，國內新能源將繼續保持年均約 1 億 千瓦的高速發展勢頭，是“十三五”計劃的 1.4 倍。風電具有反調峰 特性，如風電在 21 時至次日 5 時出力處于相對高位，而此時用電負 荷卻是一天中的最低位。當新能源發電量占比達到一定程度，電源和 負荷的曲線差異將對電網的安全性和穩定性造成沖擊，或導致大量棄 風棄光現象。我國新能源消納基礎薄弱，新能源并網同時引發電源側 和電網側難題，可以導致在負荷高峰期的容量充足性不足、系統靈活 性不足等問題。據丹麥能源署測算，對于一個風電裝機容量超過 5GW 的電力系統來說，1m/s 的風速變化可能造成超過 500MW 的發電裝 機變化。因此，如果電力系統不夠靈活，這種巨大的發電量變化就可 能導致棄風、電網擁塞和不平衡。
新場景下電力系統發生了明顯變化，平衡電力供需難度加大。新場景具 有新能源種類豐富、可再生能源接入占比較高和系統不確定性較大等典型特征。舊場景下的原始負荷曲線較為平穩，其靈活性調節能力可以完 全支撐電力系統的靈活性需求，而在新場景下，電力系統主要發生了以 下四點變化：1）與原始負荷曲線相比，新場景下凈負荷曲線的峰谷差和 波動性都大幅提升；2）隨著可再生能源接入比例的提升，電力系統的靈 活性需求大幅度增加；3）可再生能源替代了傳統電源，常規靈活性資源 的容量因此而大幅度降低；4）傳統的電力供需平衡方式不再能實現對凈 負荷的全時段包絡，部分時段電力系統開始出現靈活性資源供不應求的 現象。
1.3.丹麥經驗值得參考，電力市場是靈活性的關鍵驅動力
丹麥可再生能源發電占比超 50%，電力安全依舊保持極高水平。過去 20 余年，丹麥的可再生能源發電占比由 12%提升至 50%，一舉成為電 力系統中可再生能源所占比重最高的國家。同時，過去 10 年間丹麥的 電力供應安全性平均值為 99.996%，能夠在可再生能源占比如此之高的 情況下保持電力供應安全，丹麥成功轉型的經驗值得參考。在電力系統 從基于熱電廠轉變為大幅依賴可再生能源發電的過程中會遇到很多挑戰 和障礙，其中的核心難題就是靈活性需求的不斷增長，如何能夠以合理 的成本，在維持高供電安全性的同時應對發電量的不確定性和可變性， 是我國建立新型電力系統過程中必須要解決的難題。
縱觀過去 20 年的發展，整體可以分為四個階段：
（1）2000-2009，可再生能源發電占比 12%-20%：電力系統中可再生 能源比例尚且不高，通過現有熱電廠靈活性運營以及與鄰近國家的聯網 線路就可以滿足靈活性需求。自 2005 年起，熱電聯產廠從提供基礎負 荷轉變為成為關鍵的靈活性來源。在電力市場方面，熱電聯產廠的收入 從依賴傳統的三段式電價制度轉變為參與能形成每小時電價的電力市場 推動了其運營靈活性的發展。
（2）2010-2015，可再生能源發電占比 22%-44%：隨著可再生能源發 電占比快速提升，對靈活性措施的投資也大幅提升。此時熱電聯產廠必須進行深度的靈活性改造以適應當前的需求。在電力市場方面，在原有 的與鄰國聯網線路的基礎上，推動了歐洲統一的日前市場建立，提供了 接入更廣泛的平衡區域以及更便宜的靈活性來源的途徑。
（3）2016-2020，可再生能源發電占比超 50%：此時電力系統中可再 生能源發電占主導地位，僅僅依靠熱電聯產廠和聯網線路已無法滿足靈 活性需求，此時依靠聚合商機制推動了需求側靈活性的釋放，讓消費者 從被動消費轉變為主動消費，電力系統靈活性資源由電源側側向用戶側 過渡。在電力市場方面，啟動的歐洲跨境日內市場，改善了可再生能源 自行平衡日內發電量偏差的能力，因為大量的買方和賣方推動了競爭， 提高了市場流動性，推動了整個歐洲范圍內日內交易的效率提升。
（4）2020-2030，可再生能源發電占比計劃達 100%：整體上朝著提高 終端能源消費部門耦合和推動需求側靈活性發展的方向轉移，手段包括 采用新技術、創新性地使用現有技術、數字化和數據驅動的經營模式等。 預計電力市場交易依然會是靈活性的主要驅動力，而市場設計將不斷演 進，從而推動靈活性水平的提升，并最終于 2030 年之前，實現丹麥電 力系統的 100%可再生能源化。
隨著風光發電占比不斷提升，靈活性資源由電源側向用戶側轉移。丹麥 和歐洲整體上都通過市場調度運行推動靈活性措施的發展的，方式就是 通過經濟激勵反映市場的需求，讓市場通過價格信號展示需求，進而引 導電力運營商優先部署成本最低的措施。在可再生能源占比不高的階段， 依托于成本優勢，靈活熱電廠是最重要的靈活性來源，除此之外發展完 善的聯網線路在這個階段同樣發揮了重要作用。隨著可再生能源比重的繼續提高，電力系統對靈活性的需求也隨之增長，此時需要引入更加先 進的預測和調度系統，以應對更加頻繁的靈活性需求。隨著傳統的熱電 聯產廠逐步淘汰，必須通過電氣化等手段擁有其他的靈活性來源。此時 僅憑電力供應端預計無法提供足夠的靈活性，還須進一步推動電力、供 熱、交通和天然氣系統之間的部門耦合。最后當可再生能源比重超 50% 后，靈活性資源的重心向需求側偏移，以中大型公司和聚合商為主的電 力消費者將廣泛積極參與。
2.電力系統靈活性需求提升，火電或將率先發揮作用
2.1.電力系統調節需求豐富，調節方向及時間尺度是重要指標
新型電力系統對靈活性要求明顯增加。通常來說，電能不易于大規模、 長時間儲存，因此無論是以化石能源為主的傳統電力系統還是新能源占 比逐漸提高的新型電力系統，電力供需平衡都是電力系統的核心。我國 火電機組為電源的主力機組，其相對來說較為穩定可控，并方便協調規 劃，因此電力系統中對靈活性需求較弱。新能源的波動性、不確定性以 及需求側用電特性的顯著變化都加大了保障電力平衡的難度，對電力供 需調節速率及調節幅度的要求明顯增加，體現為各類資源需要更為靈活地調節發電出力或用電需求以滿足供需平衡。
電力系統調節需兼顧向上與向下調節場景。根據電力供給與需求的關系 可分為兩個應用場景，分別對應電源側和用戶側在動態平衡中的調整方 向。若供給向上靈活性和需求向下靈活性總和不足，系統電力安全和電 能質量難以保障，嚴重時會導致失負荷情況，影響社會生產生活。若供 給向下靈活性和需求向上靈活性總和不足，會導致棄風、棄光或棄水等 資源浪費情況，損害電力系統發電經濟性，一定程度上限制新能源發展 的積極性。
電力系統調節可分為短、中、長三種時間尺度。按照系統供需起始狀態 所跨的時間尺度和調節持續時間不同，將靈活性需求劃分為短時間尺度、 中時間尺度和長時間尺度三種類型。系統靈活性在時間尺度上與電力系 統安全性和容量充裕度存在耦合關系，短時間尺度的靈活性包含電力系 統抗瞬時擾動保障電力質量的能力，長時間尺度靈活性中的向上長時間 尺度靈活性體現電力系統滿足容量充裕度的能力。從短時的秒級至長時 間尺度的跨季節乃至年度靈活性具有連續性，短、中、長時間尺度靈活 性不是割裂存在的，更長時間尺度的靈活性部分隱含了更短時間尺度的 靈活性。
不同時間尺度靈活性對應不同需求。高比例風光發電的隨機波動性影響 下，電力系統短時功率波動的頻度和幅度都更為復雜且劇烈，短時間尺 度靈活性能夠更好地調整供需功率波動，保證系統頻率穩定，發揮功率 價值。風光發電的反調峰特性使得風光發電電量消納難題突出，中時間 尺度靈活性主要解決小時級的有功功率平衡問題，其中供給（需求）向 下（上）靈活性通過跨小時的持續作用能夠促進風光消納，提高電力系 統發電經濟性，發揮功率和能量雙重價值。新能源發電占比不斷提高， 但其對于傳統穩定電源主要是電量替代作用，缺少容量替代效益，使 得負荷高峰時段容量充裕性短缺問題凸顯。而長時間尺度靈活性，尤 其是供給向上和需求向下長時間尺度靈活性，是經濟地滿足電力跨月、 跨季節乃至跨年供應安全的有效手段，主要體現容量價值。
2.2.電力系統各環節均可提供靈活性，電源側率先參與具備成本優勢
電力系統中靈活性資源：電源側、電網側、用戶側、儲能。電源側靈活 性資源包括可控的傳統電源水電、核電、火電和相對可控可調度的可再 生能源（光熱、生物質、地熱等）等，其中火電又分為燃氣、燃油和燃 煤機組。傳統的可控電源裝機容量大、輸出穩定，但同時調節能力較弱、 啟動時間較長，其靈活性調節能力有限。電網是輸送電力的載體，也是 實現電力系統靈活性的關鍵，目前主要可以通過靈活交流輸電系統、互 聯互濟以及微電網等技術和方式來提供靈活性調節。用戶側電力需求管 理是電力系統靈活性的重要提供源，通過采取措施引導用戶優化用電方 式，不僅可以平抑用電負荷的波動性、減小負荷的峰谷差、提高電網利 用效率，還能夠通過調動負荷側的響應資源來滿足系統靈活性需求，保 障系統的安全可靠運行促進更多可再生能源的消納。需求側靈活性資源 包括負荷需求響應、電動汽車和虛擬電廠等。儲能技術作為一種新型技 術，在負荷低谷時存儲電量，在高峰時釋放電量。儲能通過對電能供需 時間上的平移提供靈活性，實現削峰填谷、平衡供需，提高系統穩定性。 儲能技術與可再生能源結合利用時，可以平抑可再生能源發電的間歇性 和波動性，促進可再生能源的消納。
電源側各類資源仍將長期發揮關鍵作用。在電源側，氣電和水電是優質 的靈活調節電源，我國煤電擁有存量裝機容量高、靈活性挖潛空間大的 天然優勢，結合調峰補償機制的完善今后勢必會成為重要的靈活性資源。 電網側靈活性資源更多的承擔統籌送受端調峰安排，制定更加靈活的電 網運行方式，有利于實現跨省、跨區共享調峰與備用資源。在負荷側， 可大力發展需求響應，設計合理的激勵資金保障機制，優化峰谷電價和 尖峰電價機制，結合現貨市場建設探索實時電價，優化電力市場的供需 平衡。儲能側也是優質的靈活性資源，然而目前主要面臨著投資成本過 高的不足，其盈利模式有待持續探索。據《源網荷儲協調發展下我國電 力系統靈活性資源展望》基于我國電力發展展望預估，從全國整體來看， 源、網、荷、儲四個環節靈活性資源比重將由當前的以電源調節為主逐 步演變為 2035 年的 61%∶12%∶10%∶17%，電源側各類資源仍將長 期發揮關鍵作用。
2.3.我國資源稟賦下煤電必將成為重要靈活性資源，設備改造空間較大
我國資源稟賦特性決定了煤電必將成為提升電力系統靈活性的重要手 段。我國電力系統中靈活調節電源配比較低，與可再生能源裝機世界第 一的現狀不匹配，煤電機組靈活性改造仍有較大空間?？煽貍鹘y電源裝 機容量大、輸出穩定，但同時調節能力較弱、啟動時間較長，其靈活性 調節能力有限。在主要的靈活性電源中，傳統煤電由于其調控幅度小、 機組爬坡速率低不適合直接參與深度調峰，但基于我國“富煤缺油少氣” 的資源稟賦決定了燃煤機組的主導地位，因此各省尤其是抽水蓄能電站 較少的省份和熱電聯產機組居多的“三北”地區，均采用燃煤機組和熱 電聯產機組調峰作為提升電力系統靈活性的必要手段。
煤電機組實現深度調峰必須經過相應的靈活性改造。一般煤電機組最小 出力為額定出力的 70%，燃氣電廠最小出力為額定出力的 50%。系統的 調峰是調頻之外的向上與向下的出力變化（15 分鐘到小時級），以保持 系統的實時平衡。而深度調峰就是受電網負荷峰谷差較大影響而導致各 發電廠降出力、發電機組超過基本調峰范圍進行調峰的一種運行方式。 深度調峰的負荷范圍通常低于電廠鍋爐的最低穩燃負荷。通過熱電解耦、 低壓穩燃等技術改造，煤電機組的最小穩定出力可以降至 20%-30%的 額定容量，電力系統的向下調節能力有所提升。
我國煤電機組改造空間較大。靈活性改造后煤電機組能夠顯著提高運行 靈活性，即適應出力大幅波動、快速響應各類變化的能力。目前，國內 煤電靈活性改造的核心目標是降低最小出力、快速啟停、快速升降負荷 等，其中降低最小出力即增加調峰能力，是目前最為廣泛和主要的改造 目標。煤電機組的最小穩定出力在通過熱電解耦、低壓穩燃等技術改造 后，在純凝工況下可以降至 20%-30%的額定容量，供熱工況下也能降 至 50%左右，有效避免通過增加啟停次數的方式消納新能源，能顯著減 少排放、降低成本。未改造前的煤電機組爬坡速率一般為 1-2%額定容 量/分鐘，經過改造后部分新機組的爬坡速度可達到3-6%額定容量/分鐘。 煤電機組的熱態啟動一般為 3-5 小時，通過技術改造目前國際最先進燃 煤機組的熱態啟動時間可短至 1.5-2.5 小時左右，而冷態啟動需要 10 小 時。新能源滲透率較低的階段，系統短時調頻需求靠抽蓄、氣電和優質 煤電能夠滿足，而數小時級的調節能力是電力系統所亟需的，故而從技 術上看，當前煤電靈活性改造是我國電力系統調節能力提升的關鍵手段 和最主要的調節能力增量來源。
“三北”地區熱電聯產機組改造需求強。我國集中供暖需求與全社會用 電量需求增長呈正比關系，隨著城鎮發展而上升，其中北方地區城市集 中供熱占比 80%。目前北方供熱以燃煤為主，地位穩定，城鎮熱電聯產 面積占總供暖面積 45%，其中鍋爐占比 32%。全國供熱面積保持增長， 熱力供應總量增速稍緩，據《2021 年中國城市建設狀況公報》數據顯示， 截至 2021 年末，我國集中供熱面積 106.03 億平方米，同比增長 7.30%； 熱力供應總量 2020 年超過 40 億吉焦，2021 年達到 42.88 億吉焦，同 比增長 4.58%。熱電廠在蒸汽集中供熱和熱水供熱方面的供熱能力和總 量中均有絕對優勢，未來燃煤鍋爐將會逐步淘汰，熱電聯產供熱占比將 穩定增長。冬季在保證供熱的基礎上，熱電機組調峰能力往往僅為發電 裝機容量的 10%左右，因此熱需求很大程度上限制著常規機組電出力的 調節能力，要提升這部分機組的運行靈活性，必須通過靈活性改造在滿 足熱需求基礎上實現熱電解耦。
3.火電靈活性改造旨在降低最小負荷率和提升爬坡速率
3.1.火力發電廠包含多個分系統，燃燒系統是改造的核心
火力發電廠的主要設備系統包括：燃料供給系統、給水系統、蒸汽系統、 冷卻系統、電氣系統及其他輔助處理設備?；鹆Πl電一般是指利用石油、 煤炭和天然氣等燃料燃燒時產生的熱能來加熱水，使水變成高溫、高壓 水蒸氣，然后再由水蒸氣推動發電機來發電的方式的總稱。以煤、石油 或天然氣作為燃料的發電廠統稱為火電廠?；鹆Πl電系統主要由燃燒系 統、汽水系統、電氣系統、控制系統等組成。前二者產生高溫高壓蒸汽； 電氣系統實現由熱能、機械能到電能的轉變；控制系統保證各系統安全、 合理、經濟運行。
燃燒系統由輸煤、磨煤、燃燒、風煙、灰渣等各部分構成。目前，國內 新建成的電廠主要配套 300MW 及以上的機組，采用強制循環或自然循 環汽包爐，蒸發量為 1000t/h。鍋爐四壁均勻分布噴燃器，向爐膛內噴 入煤粉，使其以螺旋方式向上燃燒。鍋爐頂端裝有儲水和蒸汽汽包，內 部有一套汽水分離設備，爐膛內高溫火焰將水加熱成汽水混合物，再由 爐外下降管降壓。風煙裝臵通過送風機將冷風加熱分兩部分方式進入爐 膛，再經引風機將爐膛內產生高溫煙氣沿煙道送入煙囪排出。
3.2.降低最小穩定出力和提升爬坡速率是關鍵目標
靈活性改造目標：運行靈活性主要是指深度調峰能力、快速爬坡能力和 快速啟停能力，其中深度調峰能力是指火電機組具有較大的變負荷范圍， 對于熱電機組是指通過熱電解耦減少高峰熱負荷時機組出力的能力。提 高火電靈活性主要是指增加火電機組的出力變化范圍，響應負荷變化或 調度指令的能力，多數情況下是指增加火電機組在低負荷時的穩定、清 潔、高效運行能力。常見的火電機組可分為純凝機組和熱電聯產機組， 二者工作原理不同改造的方式也不同。
純凝機組靈活性改造：純凝機組具有低負荷運行能力強，負荷調節靈活 的優勢。純凝工況靈活性提升技術路線主要包括深度調峰和快速響應。 其中深度調峰包括四方面的改造路徑：鍋爐側、汽機側、環保側和控制 側。鍋爐側主要包含穩燃技術、制粉系統改造和風機改造等部分；汽機 側包含滑壓曲線優化、末級葉片安全校核、閥門升級改造、壽命檢測和 評估等部分；環保側主要實現寬負荷脫硝；控制側包括 AGC 協調系統 優化、過熱和再熱汽溫優化、鍋爐燃燒優化控制?？焖夙憫髌澚?調節外還包括凝結水節流調節、給水旁路調節。為進一步提升純凝機組 的靈活性就需要解決制煤、鍋爐、汽機、輔機、控制、排放系統的低負 荷運行適應性問題。重點需要關注低負荷運行下的排放和機組壽命問題。
快速啟停/爬坡改造路徑：改善純凝機組爬坡率、快速響應負荷變化，具 體改造路徑包括：燃燒煤種預處理、優化制供粉系統、新型材料減薄壁 厚、和優化運行操作流程等方式。目前通常采用凝結水截流技術優化汽 輪機凝氣汽出口閥門或者提高燃料熱值的辦法，其中燃料熱值越高，機 組爬坡能力越強，但經濟性較差，采用快速改變凝結水至除氧器調整門 開度來改變凝結水流量，可使整個機組效率提高，經濟性明顯提高。
熱電聯產機組靈活性改造：對于熱電聯產機組來說，“以熱定電”方式導 致機組出力難以降低，特別是在棄風棄光嚴重的三北地區熱需求大，熱 電機組占比高，供熱季調峰十分困難。改變供熱地區電力發展現狀的關 鍵在于對機組進行熱電解耦改造，而熱電解耦改造主要包括：儲熱水罐/ 熔鹽罐、電極鍋爐/固體電儲熱鍋爐、切除低壓缸、高背壓改造、汽輪機 旁路供熱、余熱供熱等技術路線。
4.輔助服務市場加速建設，火電靈活性運行具備經濟性
4.1.輔助服務調節電力供需，火電參與深度調峰獲得補償
輔助服務實現調節電力供需偏差。電力供需的平衡調節同樣需要完善的 電力市場交易機制，合理的市場交易機制可以讓市場通過價格傳遞靈活 性價值信號，引導系統中已有的靈活性釋放或激勵靈活資源投資建設。 在計劃體制下，“源隨荷動”的思路以及“三公調度”方式使得電源發電 計劃人為確定且不易更改，這也使得我國的電力系統機制較為僵化，尤 其是在風光發電份額快速提升的當下，電力市場機制需要改革，一方面 激活電力系統的靈活性，另一方面可對電力供需進行優化調度進而提高 買賣雙方的經濟性。隨著新能源滲透率提高和負荷需求復雜多變，電力 供需預測無法完全準確，實時運行中的偏差需要輔助服務市場中的資源 平衡，例如提供調峰、二次調頻、爬坡、穩定切機、穩定切負荷等輔助 服務。
電力市場建設不斷推進，火電深度調峰發揮重要作用。我國的電力市場 建設穩中有進，輔助服務市場建設方面，在過去電力現貨市場尚未建立 的背景下，部分區域市場為增強電力系統靈活性，減小峰谷負荷差，推 出了調峰輔助服務產品。當電力系統出現供需不平衡時，火電機組在接 受電網調度指令后開始調峰，減小出力提供深度調峰服務，當出力水平 低于深度調峰基準線后，可以獲得調峰補償。東北、華北、華東和西北等輔助服務市場均包含調峰產品，其中深度調峰輔助服務有效的激勵了 燃煤熱電聯產機組靈活運行。以東北區域為例，2016 年東北區域將火電 深度調峰（即火電出力調節到額定出力 50%以下）定義為“有償調峰服 務”，2017 年東北地區在裝機僅增長 2%的基礎上，新能源發電量增長 了 22%，體現了當時深度調峰輔助服務市場機制釋放了中時間尺度靈活 性，有效促進新能源電量的消納。2018 年，東北區域常態新挖掘火電調 峰潛力 400 萬千瓦以上，全網風電受益電量共計 179 億千瓦時，緩解了 東北電力系統低谷調峰困難局面，保障了電力系統安全穩定經濟運行。
4.2.我國輔助服務市場高速發展，深度調峰依舊為稀缺資源
我國輔助服務市場以調峰、調頻和備用為主。據國家能源局綜合司通報 2019 年上半年電力輔助服務有關情況顯示，全國除西藏外 31 個?。▍^、 市、地區）參與電力輔助服務補償的發電企業共 4566 家，裝機容量共 13.70 億千瓦，補償費用共 130.31 億元，占上網電費總額的 1.47%。從 電力輔助服務補償總費用來看，補償費用最高的三個區域依次為南方、 東北和西北區域，西北區域電力輔助服務補償費用占上網電費總額比重 最高，為 3.27%，華中區域占比最低，為 0.36%。從電力輔助服務補償 費用的結構上看，調峰補償費用總額 50.09 億元，占總補償費用的 38.44%；調頻（西北區域調頻為 AGC 加一次調頻，其他區域調頻為 AGC） 補償費用總額 27.01 億元，占總補償費用的 20.73%；備用補償費用總 額 47.41 億元，占比 36.38%。
輔助服務中調峰市場份額大，火電機組發揮重要作用。從分項電力輔助 服務補償費用來看，調峰、調頻和備用補償費用占總補償費用的 90%以 上。其中，東北區域調峰補償力度最大，西北區域調頻補償力度最大，南方區域備用補償力度最大?？傮w來看，南方區域整體電力輔助服務補 償力度最大?；痣妳⑴c輔助服務獲得的補償最高，2019H1 達 120.62 億 元，遠高于其他類型電源。補償費用主要來自發電機組分攤費用，合計 114.29 億元，占比為 87.71%，個別省份的外來電也參與了輔助服務費 用的分攤。隨著各地區輔助服務交易制度逐步細化，未來將有越來越多 的用戶側也將參與分攤，共同助力電力交易市場有序發展。
深度調峰仍為稀缺資源，率先完成改造的火電機組有望獲益更多。合理 的交易政策可以促進靈活性資源的釋放，隨著各區域能監局、地方能監 辦陸續推出電力輔助服務市場運營細則，火電機組參與調峰可根據出力 情況得到不同的標準的補償。調峰檔位的細化以及深度調峰補償標準的 提高均刺激火電機組進行靈活性改造，以增強調峰能力。補償是市場調 節的重要手段，當前深度調峰資源仍較為稀缺，因此可以看到各地區都 給予了較高的補償水平，因此越早完成靈活性改造的基礎有望受益更多， 待大部分機組完成靈活性改造后或市場上靈活性資源豐富后，調峰機組 的補償價格也會趨于平穩。
4.3.火電靈活性改造試點項目加速推進，“十四五”規劃改造 2 億千瓦
火電靈活性改造試點項目陸續完成，熱儲能改造較多。2016 年，國家 能源局下發了兩批次煤電靈活性改造試點項目清單，共計 22 個，總規 模為 1699 萬千瓦，其中 15 個項目位于東北三省，其余分布在內蒙古、 甘肅、廣西和河北。22 個火電項目中有 2 個涉及純凝機組改造，其余均 為供熱機組靈活性改造。在這 22 個火電廠靈活性改造試點項目中，采 用最多的是熱儲能技術，占比達到其中采用單罐熱水儲能技術的電廠有 7 個，采用電熱固體儲熱和電極鍋爐項目的電廠有 6 個，采用低壓缸零 出力技改的電廠有 2 個，采用汽輪機低壓缸高背壓改造的電廠有 1 個， 涉及制煤和穩燃脫硝系統改造的電廠有 4 個。截至 2020 年 10 月，22 個項目中的 8 個火電項目已經改造完成。
存量機組應改盡改，“十四五”規劃改造 2 億千瓦?！笆濉逼陂g，由 于缺乏有效的刺激政策以及靈活的市場機制，改造進度大幅低于預期。 據《國家電網 2021 年服務新能源發展報告》統計數據，“十三五”期間 國家電網經營區內累計完成火電機組改造 1.62 億千瓦，其中“三北”地 區完成火電機組容量改造 8241 萬千瓦，增加調節能力 1501 萬千瓦。國 家發展改革委和國家能源局于 2021 年 10 月 29 日共同發布《全國煤電 機組改造升級實施方案》，針對靈活性改造制造，存量煤電機組靈活性改 造應改盡改，“十四五”期間完成 2 億千瓦，增加系統調節能力 3000-4000萬千瓦，以促進清潔能源消納?！笆奈濉逼陂g，實現煤電機組靈活制造 規模 1.5 億千瓦。推動具備條件的純凝機組開展熱電聯產改造，優化已 投產熱電聯產機組運行，繼續實施煤電機組靈活性制造和靈活性改造， 綜合考慮技術可行性、經濟性和運行安全性，現役機組靈活性改造后， 最小發電出力達到 30%左右額定負荷。
新版兩個細則頒布，補償費用分擔將向用戶側轉移。2021 年 12 月發布 修訂版《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》（簡稱新 版“兩個細則”）提出輔助服務費用按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰 承擔”原則確定補償方式和分攤機制，按照“補償成本、合理收益”的 原則確定補償力度，補償費用由發電企業、市場化電力用戶等所有并網 主體共同分攤。
4.4.火電靈活性改造成本較低，靈活性改造運行已具有經濟效益
電力系統靈活性的成本構成。電力系統靈活性的成本可分為顯性成本和 隱性成本，顯性成本包括前期投資建設成本和靈活運行帶來的成本增量 等，隱性成本則包括常規機組提供靈活性后產生的設備加速損耗或壽命 加速縮減。成本構成分為四個部分：資源投資建設或改造的固定資產投 入、靈活性資源在運行時提供靈活性導致的可變成本增量、參與靈活運 行相對于正常發電運行的設備額外損耗、放棄發電而選擇提供靈活性調 節能力造成的發電收益損失機會成本。
改造火電提供靈活性具有明顯的成本優勢。煤電靈活性改造的重點是降 低最小穩定出力，由于機組間改造投資差異明顯，不同機組特征、改造 目標、燃料特性等條件都將帶來改造投資的巨大差別，根據《電力系統 靈活性提升：技術路徑、經濟性與政策建議》報告估算，30 萬千瓦和 60 萬千瓦純凝汽機組最小穩定出力由 50%降至 30%的單位千瓦改造成 本在125 元/千瓦左右，按單位千瓦靈活性調節容量折算為 625元/千瓦； 對于 30~60 萬千瓦的大型熱電廠，熱電解耦需配臵 2 萬~7 萬立方米的 儲熱罐，投資成本一般為 4000~8000 萬元，按熱電解耦后機組供熱工況 下最小出力由 80%降為 50%折算，提升供給向下靈活性空間的改造成本 為 444 元/千瓦。低負載運行狀態下，機組供電煤耗和污染物排放明顯增 加，由此生產相同電量產生的額外燃料成本和排放成本應計入煤電靈活 性成本。根據《煤電機組改造應注意什么》報告研究顯示，超超臨界機 組負荷從 50%下調到 40%額定負荷運行，供電煤耗將增加約 14 克/千瓦 時，從 40%降低到 30%額定負荷運行，供電煤耗將增加 20 克/千瓦時左右。氣電則受限于燃料成本占比較高，疊加初始建設成本較高，相對來 說經濟性不及火電改造。儲能側抽水蓄能投資成本遠高于電源側的靈活 性資源，并且建設周期長。電化學儲能同樣面臨著投資建設成本高、壽 命較短、存在退役處臵成本等弊端，其經濟性相對來說也不及火電改造。
煤電機組靈活性改造后深度調峰運行經濟性測算：
（1）基本參數：選取 300MW 的煤電機組，假設未改造時最低穩定負荷 率為 50%；根據中電聯數據，假設年利用小時數與 2021 年全國平均水 平一致為 4586 小時；根據國家能源局統計數據，假設煤電機組煤耗與 2021 年全國平均水平一致為 0.3025kg/kWh；煤價取秦皇島港下水煤 （5500 千卡）中長期交易價格上限 0.77 元/kg；上網電價按平均燃煤標 桿 0.37 元/kWh 上浮 20%取 0.45 元/kWh。
（2）改造參數：根據《電力系統靈活性提升：技術路徑、經濟性與政 策建議》報告調峰容量改造造價取中樞值 0.65 元/W；擬改造最低負荷 率為 30%；每日深度調峰時長為 1h；假設機組負荷率由 50%下降至 30% 煤耗增加為中樞值34g/kWh，即負荷率每降低1%，煤耗增加1.7g/kWh； 調峰補償標準假設負荷率 50%~30%區間均為 0.4 元/kWh；根據《中國 煤電成本分析與風險評估》研究表明，我國煤電機組平均服役年限約為 12 年，按照設計壽命 30 年，假設完成改造后折舊年限為 20 年。此外， 假設改造使用自有資金進行，忽略機組負荷率高時產生的分攤費用。
（3）煤電靈活運行經濟性：基于以上基本參數和改造假設，對于 300MW 的煤電機組來說，改造需要的總投資為 3900 萬元，參與調峰每年補償 收入為 775.22 萬元，因調峰引起的發電量減少的收入為 974.67 萬元。 由于機組負荷率下降煤耗減少價值 504.50 萬元，參與深度調峰增加的煤 耗價值 85.06 萬元，因此調峰期間總煤耗減少價值 419.44 萬元。折舊為 195 萬元，最終計算得到稅前利潤增加 25.00 萬元。在當前的假設下， 調峰補償標準達 0.4 元/kWh 時，火電靈活性運行具有經濟性。
敏感性測算：對火電靈活性改造參與深度調峰運行的稅前利潤變動受補 償標準、每日參與調峰時間、改造最低負荷、煤價、改造單價和折舊年 限等因素的影響進行敏感性分析。
償標準：補償標準是影響參與調峰盈利與否的最直接因素，通過對比 不同補償標準可以看出，在上網電費在 0.45 元/kWh 的假設下，調峰補 償標準 0.25 元/kWh 時，參與調峰不具備經濟性，出現了隨調峰時長增 加凈利潤持續惡化的情況。當補償標準在 0.3 元/kWh 及以上時，隨著參 與調峰的時長增加均存在盈利的可能，當補償標準達 0.4 元/kWh 時，每 天參與調峰 1 小時即可實現正收益。詳細計算結果表明，補償標準 0.29 元/kWh 時為靈活性運行的盈虧平衡點。
西北、東北、南網地區補貼力度較大，有望率先激活靈活性改造市場。 通過對比各地區補貼正?？梢钥闯?，風光并網進展較快的甘肅、青海、 寧夏、陜西地區深度調峰補償報價上限較高，參與調峰獲得收益的機會越大。此外東北地區受供熱需求影響，供暖季低于 40%負荷率的報價上 限達 1 元/kWh，具有較好的經濟性。南網地區補償標準普遍較高，除廣 西省外補償上限均超過 0.9 元/kWh，高額補償或將大幅提升運營商的靈 活性改造意愿，引導煤電機組加速轉型。
調峰時長：調峰時長直接影響調峰補償和煤耗，對稅前利潤有較大的影 響。調峰時間的增長可以使調峰補償明顯增加，同時由于補償期間減少 煤耗，也使得燃料成本大幅減少，共同推動盈利水平大幅提升。當補貼 標準超過盈虧平衡點后，煤電機組越多參與深度調峰，其盈利水平越高。
改造最低負荷：改造最低負荷直接影響改造成本、發電煤耗和補償，為 了方便對比，假設改造的單位成本不受負荷率的影響，依舊為 0.65/W， 同時假設調峰補償各負荷率下保持一致?？梢钥闯銎椒€運行的最低負荷 越低以及補償標準越高，其靈活性運行的經濟性越好。當機組可以實現 20%時，補償標準略高于 0.35 元/W 時即可實現盈虧平衡，而實際情況 下，負荷率越低時，其對應的階梯補貼更高，因此具有深度調峰能力的 機組經濟性非常優異。
煤價：煤價直接影響機組運行的成本，對稅前利潤有較大影響。從測算 模型可以看出，煤價的增加會大幅提升機組在深度調峰時負荷率降低帶 來的燃料成本的節省，因此也使得在煤價維持高位的狀態下參與調峰的經濟性凸顯。當煤價在 770 元/噸的基礎上浮 20%時，即使補貼電價為 0.35 元/kWh，年稅前利潤也為正。對于中小型規模的煤電運營商來說， 若煤價成本較高，可考慮更多參與深度調峰服務以獲得超額收益。
調峰容量改造造價：調峰容量改造造價直接影響投資成本進而影響折舊， 對稅前利潤有一定的影響。在當前的測算結果中，當調峰補償標準為 0.4 元/kWh 時，在最高改造造價 0.75 元/W 時可接近實現盈利，而若補償標 準降為 0.35 元/kWh，則需改造造價低于 0.45 元/W 時方可接近盈利。
折舊年限：折舊年限影響每年分攤費用進而影響稅前利潤。折舊年限越 長，平均每年的折舊費用越少，稅前利潤水平越高。在當前的測算結果 中，對于折舊年限為 10 年的煤電機組，需要平均調峰補償為 0.5 元/kWh 時方可實現正收益。因此對于運營商來說，投運年限較少的機組進行靈 活性改造收益更高。
5.投資分析
5.1.華光環能：煤粉預熱燃燒技術降低煤電機組負荷率
鍋爐制造業務起家，能源與環保并行發展。公司前身無錫鍋爐廠，自 1958 年成立以來深耕鍋爐的設計與制造領域，先后開發了煤粉燃燒、流化床 燃燒、爐排燃燒等具備多種燃燒方式并適應不同煤種的燃煤鍋爐。2017 年公司向國聯集團發行股份吸收合并國聯環保，開啟環保主線。2021 年，公司控股收購了中設國聯無錫新能源發展有限公司 58.25%的股權， 拓展進入光伏發電運營領域，優化調整了自身能源結構，鞏固自身行業 地位。據 2022 年半年報披露，公司目前擁有 37 個成熟光伏運營項目， 裝機容量 277.45MW，在運營及在建的燃機裝機量為 594MW。公司熱 電運營項目較為優質，現金流水平較好，助力公司不斷完善業務細分板 塊，實現能源與環保多層級業務全覆蓋。
煤粉預熱燃燒技術進入中試階段，五大優勢完美適煤電配靈活性改造。 公司與中科院合作研發，基本完成了煤粉預熱燃燒的關鍵技術和中試研 究。煤粉預熱技術通過使用小型流態化裝臵作為燃料預熱裝臵，將燃料 的預熱和燃燒分開，燃料先在預熱燃燒器中加熱，再進爐膛燃燒。具備 如下優勢：（1）可以通過燃料自身熱量維持預熱溫度，無需外界熱量的 加入。（2）預熱至著火點以上再進入爐膛，著火容易，可燃燒多種燃料。 （3）預熱將燃料改性，通過預熱燃燒器實現粉狀燃料改性，效率高，磨 損少。形成含有煤氣和高活性半焦的高溫氣固混合燃料后再進入爐膛懸 浮燃燒，提高反應活性，提高燃盡率。（4）強缺氧氣氛預熱，實現源頭 和多級脫氮，成功實現“煤氮定向轉化+深度分級燃燒”技術路線，降 低 NOx 排放。（5）可以在 15~115%負荷范圍內連續穩定運行，無需投 油助燃。
兼顧寬負荷率和低 NOx 排放，同時大幅降低環保開支經濟性較好。煤 粉預熱燃燒技術可以降低鍋爐負荷率水平，提升火電機組的靈活性。相 比于其他改造路線，煤粉預熱技術可以實現較為深度的改造，一方面可 以將機組最低負荷率降低至 15%左右，使機組可以在超低負荷率下穩定 運行；另一方面“煤氮定向轉化+深度分級燃燒”技術可以大幅減少 NOx 的排放，據全俄熱能研究所的研究表明，在實驗平臺上煤粉預熱溫度在 815℃時，NOx 生成量會下降 80%。因此煤粉燃燒預熱技術可以大幅減 少脫硝環節氨水和 SCR 催化劑的使用，因此可以同時減少煤電機組環 保支出，無論是否參與調峰，其經濟性都更好。并且改造不涉及鍋爐本 體，因此改造周期短安全性高，改造機組可快速投產參與深度調峰，獲得高額收益。
公司營收增長穩定，歸母凈利潤受原材料上漲疊加疫情影響增長放緩。 公司聚焦環保+能源領域，主營業務包括環保設備、地方熱電運營服務、 市政環保工程及服務、節能高效發電設備、電站工程及服務和環保運營 服務六項。2022 年上半年，公司的營業總收入為 41.75 億元，同比增速 為 10.57%。受上游原材料漲價以及疫情散發帶來的影響，公司的盈利 水平增速放緩，歸屬母公司股東的凈利潤為 3.98 億元，同比持平。
毛利率穩步提升，管理費用率大幅下降。2022 年上半年，銷售毛利率為 19.94%，較上年小幅度增加，延續了穩步上升的趨勢。凈利率為 11.04%， 較 2021 年末增長了 0.75%。公司的期間費用以管理費用為主，管理費 用率、財務費用率、銷售費用率分別為 5.49%、1.34%、0.72%，其中， 管理費用率較 2021 年末大幅下降，銷售費用率小幅下降，財務費用率 小幅上升。
鍋爐制造行業二梯隊前列，進行靈活性改造具備客戶優勢。公司為中大 型電站鍋爐制造企業，在鍋爐制造領域處于國內第二梯隊前列。據公司 公告，在熱電運營領域，公司為無錫地區龍頭，占無錫市區熱電聯產供 熱市場的 70%左右。同時，公司擁有國內供熱距離最長的多熱源、大規 模蒸汽集中供熱系統，實現了燃煤燃氣聯合供應、跨區域供熱的格局。 公司業務不斷向省外、國外拓展，根據公告發布的合同公告，近年來先 后向惠州、陜西等地提供余熱鍋爐產品，除此之外，還通過與中國電力 顧問集團公司向越南提供余熱鍋爐設備。公司與一梯隊大廠錯位競爭， 深度覆蓋 30 萬千瓦以下機組，與客戶維持良好的關系，為靈活性改造 提供先發客戶優勢。
5.2.青達環保：全負荷脫硝和蓄熱器共同助力靈活性提升
火電節能環保裝備龍頭，全負荷脫硝系統保障低負荷率工況排放達標。 青達環保 2006 年成立于山東青島，致力于節能降耗、環保減排設備的 設計、制造和銷售，主營業務包括：1）爐渣節能環保處理；2）煙氣節 能環保處理；3）清潔能源消納；4）脫硫廢水環保處理。其中全負荷脫 硝系統實現了燃煤電廠超低排放的環保要求且解決了鍋爐低負荷運行時 煙溫不達標問題。
全負荷脫銷技術助力火電深度調峰。常規 SCR 脫銷工藝的煙氣溫度在 300~420℃之間，不能達到深度調峰的要求。針對鍋爐低負荷調峰運行 啟動時 SCR 入口煙溫低的情況，公司全負荷脫硝系統通過鍋爐省煤器 水側調節技術，減少鍋爐省煤器內工質從煙氣側的吸熱量，從而提高 SCR 裝臵進口煙氣溫度，保證鍋爐在全負荷區間脫硝煙溫在 300℃及以 上，滿足低負荷及深度調峰時脫硝系統正常運行的要求，降低污染物排 放，緩解空預器堵塞問題，確保鍋爐長期的高負荷能力。與市場上的寬 負荷脫銷改造技術對比，公司的脫銷技術可以做到 0%負荷，完全滿足 低負荷及深度調峰時脫硝系統運行要求。
布局三種技術路線方案，全面輔助優化全負荷脫硝。公司針對全負荷脫 銷系統，有三種技術方案：給水旁路、熱水再循環和復合熱水再循環， 分別可達到 10~20℃、30~50℃、30~50℃的最佳加熱溫度。市場的主流 寬脫銷技術路線主要是省煤器外部煙氣旁路技術和省煤器給水旁路技術。 公司水旁路技術為核心技術，分為亞臨界機組和超臨界/超超臨界機組， 公司水側調節技術方案與其他技術方案相比：1）占用空間和現場施工量 較??；2）改造工期短、投資費用不高、后期維護較少；3）系統簡單、 可動態調節 SCR 入口煙溫；4）當鍋爐在高負荷下 SCR 入口煙溫滿足 要求時，可關閉此系統，維持鍋爐的整體效率不變。負荷熱水再循環技 術屬于水旁路和熱水再循環分案結合的改進措施，對于不帶啟動爐水泵 的超臨界或超超臨界機組，從分離器出口引出的熱水再循環系統可充當 鍋爐啟動系統用。
公司營收和歸母凈利潤呈持續增長態勢。2022 年上半年，公司的營業總 收入、營業利潤分別為2.14億元、0.12億元，同比增速為23.67%、45.72%。 歸屬母公司股東的凈利潤為 0.06 億元，同比增速為 70.41%。
毛利率水平較高，期間費用率有所增長。2022 年上半年，公司的毛利率、凈利率分別為 35.24%、4.65%，毛利率較 2021 年末有較大幅度增長， 而凈利率水平受原材料漲價及疫情影響出現較大幅度下降。公司期間費 用率較 2021 年末均有所上升，銷售費用率、管理費用率、財務費用率 分別為 10.28%、11.68%、2.34%。
提前布局精準卡位，全負荷脫硝業務高速發展。公司在火電靈活性改造 領域布局清晰，產品主要包括全負荷脫硝系統（環保側）和清潔能源消 納系統（調峰側）兩大類。全負荷脫硝業務受益火電靈活性改造東風， 營收爆發性增長，毛利率保持較高水平。2018-2021 年公司全負荷脫硝 系統業務營收由 0.3 億元迅速增至 1.3 億元，整體業務呈現爆發態勢， 由于全負荷脫硝改造技術壁壘較高，隨著十四五火電靈活性改造需求的 爆發，該業務有望持續快速增長，毛利率水平較高盈利能力較好。
5.3.西子潔能：余熱鍋爐優勢明顯，熔鹽儲能同步受益
余熱鍋爐龍頭，三大產業布局逐步完善。公司成立于 1955 年，2022 年 正式由杭鍋集團更名為西子潔能。主要從事余熱鍋爐、清潔環保能源發 電裝備等產品的咨詢、研發、生產、銷售、安裝及工程總承包業務，為 客戶提供節能環保設備和能源利用整體解決方案，是國內規模最大、品 質最全的余熱鍋爐研發基地，具有重要的行業地位。通過不斷布局完善， 目前公司已經形成了新能源、新裝備、新服務三大產業布局，涵蓋環保 節能和能源利用領域核心業務。從產品結構來看，解決方案業務營收貢 獻持續擴大，由 2020 年營收占比 18.02%大幅提升至 2022H1 營收占比 的 40.16%；其他業務方面，余熱鍋爐、清潔環保能源裝備、備件及服 務業務營收占比分別為 34.66%、12.88%、12.29%。
公司營業收入持續增長，成本增長導致利潤下降。隨著公司銷售業務擴 大，營業收入呈現高速增長態勢。2022H1，營業收入達 35.11 億元，同 比增長 25.85%。原材料漲價導致營業成本大幅增長 38.02%，超過營業 收入漲幅，歸母凈利潤為 0.98 億元，同比下降 61.43%。
鍋爐業務營收上升，熔鹽儲能或將受益靈活性改造。2022H1，公司余熱鍋爐營業收入 11.92 億元，同比上升 24.69%，充分發揮公司在余熱 鍋爐生產中的領先地位優勢。據 2022 半年報披露，公司受讓了赫普能 源環境科技股份有限公司 14%股權，未來將共同深入參與火電靈活性調 峰儲能改造多種解決方案。另根據公司公告，2022 年 9 月 16 日，公司 受讓深圳市恒鑫匯誠股權投資中心（有限合伙）持有的赫普能源 1.2% 股權。本次交易完成后，公司將持有 15.2%股權，進一步推動火電靈活 性調峰儲能改造多種解決方案。公司主營業務將受益靈活性改造需求提 升，依托技術優勢有望逐步打開市場。
5.4.東方電氣：行業龍頭火電業務強勢反彈，抽水蓄能不斷突破
全球最大的能源裝備制造企業集團之一，受益火電投資提速和抽蓄建設。 公司是我國煤電三大主機廠之一，同時也是兩大抽水蓄能水輪機供應商 之一，經過多年的發展，形成了“六電并舉、六業協同”的完整產業格 局。公司積極拓展海外市場，積極參與共建“一帶一路”，為全球 80 多 個國家和地區提供成套設備和工程承包業務，主要市場涵蓋東南亞、南 亞、中亞、中東、歐洲、非洲、南美等地區，出口能源裝備規模超過 8000 萬千瓦，從 1994 年起連續入選 ENR 全球 250 家最大國際工程承包商之 列。
營收及歸母凈利潤呈現同步穩增態勢，盈利能力穩定提升。2018-2021年公司營業收入從 308 億元增長至 478 億元，實現了高速增長，2022H1 公司實現營業收入 279.1 億元，同比增長 22.8%，主要受益于公司火電、 工程承包、國際貿易、風電等板塊營收規模顯著提升。2018-2021 年公 司從 11.3 億元增長至 22.9 億元，其中 2020 年實現了較高的增速， 2022H1 公司實現歸母凈利潤 17.7 億元，同比增加 31.6%，盈利能力保 持較高水平。
業務結構愈發均衡，火電業務逆勢增長。公司經過重組后轉型能源裝備 制造商及服務供應商，營收結構愈發多樣，業績來源更加穩定。公司緊 跟行業發展趨勢，快速切入可再生能源裝備業務，公司因此也保證了營 收和凈利潤的高水平增速。傳統業務清潔高效能源裝備占比雖自 2020 年起便大幅下降，但公司的行業地位穩固，今年以來隨著火電投資加速， 公司火電業務率先受益。根據公司公告，2022H1 公司火電業務營收達 62 億元，同比增長 30.4%。
靈活性改造或繼續打開市場空間，抽蓄長期來看有望實現突破。公司擁 有完整的能源裝備研制體系，火電產品 100 萬千瓦等級機組、大型循環 流化床鍋爐等多方面處于行業領先地位；水電產品總體水平位居國內前 列，貫流式、混流式等水電技術達到國際領先水平，抽水蓄能機組研制達到世界一流水平，13 兆瓦等級海上風電機組處于亞洲領先水平。據機 械工業發電設備中心披露數據，2019-2021 年電站鍋爐產量分別為 5341、 4556、5505 萬千瓦，水電機組 1050、1770、2018 萬千瓦，對應計算 得到公司電站鍋爐市占率分別為 28.18%、36.01%、40.00%，水輪發電 機組 16.33%、31.66%、59.26%。市占率穩步提升，在能源保供和調峰 需求的刺激下，公司電站鍋爐業務將持續受益。此外，抽水蓄能機組建 設也持續加快，公司市占率較高，長期來看有望充分受益。
（報告出品方/作者：中泰證券，汪磊、陳若西）
（本文僅供參考，不代表我們的任何投資建議。如需使用相關信息，請參閱報告原文。）