火电灵活性改造专题报告：火电转型趋势渐明市场空间释放可期

火电灵活性改造专题报告：火电转型趋势渐明，市场空间释放可期一、新能源发电占比提高催生火电灵活性改造需求1.1风光装机快速增长带来消纳难题，火电灵活性改造需求提升“双碳”目标推动我国风光装机占比和电量占比快速上升，系统消纳新能源的难度逐渐加大。从装机容量看，我国风光装机量从2010年的2984万千瓦增长至2022年的75805万千瓦，年复合增长率达30.94%，同时，根据国务院《2030年前碳达峰行动方案》，到2030年风光发电总装机容量达到12亿千瓦以上，较2022年增幅达到58.31%。从发电量看，2022年我国风光发电量为11900亿千瓦时，占总发电量的13.69%。国家能源局印发《2023年能源工作指导意见》中提出，2023年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重达到15.3%。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年，可再生能源年发电量达到3.3万亿千瓦时左右，风电和太阳能发电量实现翻倍。我们预期高比例新能源接入将成为电力系统的发展趋势。风光发电具有随机性、波动性特点，伴随新能源接入电网比例提高，电力系统灵活性不足，消纳问题逐渐显现。2022年，蒙东、蒙西、甘肃、青海等新能源装机量较高的地区，弃风率均超过5%。同时，需要注意的是，2010-2022年间，风电装机量年复合增长率23.31%，光伏装机量年复合增速84.27%；相比之下，风电发电量年复合增速25.5%，光伏发电量年复合增速84.4%，发电量增速与装机量增速基本保持同步。未来伴随风光装机增长，新能源消纳问题将逐渐突出。新能源发电具有波动性、同质性及反调峰特性，需要灵活性资源配套来解决消纳问题。一方面，新能源发电受天气影响大，存在出力的不确定性；另一方面，新能源出力的同质性导致同一时间集中出力，加剧新能源竞争；此外，新能源出力与电网负荷波动具有相反的特征，风光发电存在日内尺度上的电力供需错配，风电出力主要集中在傍晚及夜间；而光伏出力主要集中在中午，但用电负荷高峰集中在8点-10点和18点-22点，存在日内时间错配。此外，由于居民和三产在夏季制冷和冬季供暖需求较高,而风电在用电高峰夏季出力相对较弱，光伏发电在冬季出力有所不足。因此，伴随新能源电量占比不断提高，电力系统需要灵活性资源平抑风光出力波动，提高新能源消纳能力。电力系统中灵活性资源主要分布在电源侧、中心需求侧、电网侧、储能。电源侧：主要包括可控的传统电源——煤电、气电、水电、核电，煤电机组可以发挥存量大的优势，进行小时级、跨日的出力调整。气电调节能力强、响应速度快、运行灵活，是现阶段较为可靠有效的灵活性电源，但高昂的燃料成本与气源供应不足制约气电发展。水电调节速度快，但受到来水条件影响；核电调峰能力强，但调峰调频会导致设备可靠性降低，安全裕度下降。需求侧：用户侧电力需求侧管理是电力系统灵活性的重要提供源。通过中断负荷和转移负荷来提供灵活性。我国需求响应正处于初步发展阶段，灵活性潜力较大，现阶段对于需求响应资源的挖掘主要集中在体量大、可控性强的大工业负荷。储能：储能用于发电侧可以进行调频，减少弃电，平滑波动的作用；在电网侧有削峰填谷的作用，在用户侧可以通过用电响应和峰谷电价差来降低用电成本。短时储能中应用比较广泛的是锂离子电池储能，可以实现精准控制，稳定输出，但持续性差且度电成本较高。抽水蓄能目前是应用较为广泛的灵活性资源，但选址要求高且建设周期长。电网侧：电力系统灵活性受到地理空间和输电容量的限制，发电和负荷存在地理错配，采用电网互联、扩大平衡区域范围的方式可以提供系统灵活性，但由于跨区输电依靠提前签订的送电协议运行，在短时间尺度的灵活调节能力较弱，因此适宜提供中长时间尺度灵活性。同时，也受到电力交易“省间壁垒”的限制。电源侧各类资源仍将在中长期发挥关键作用。传统电力系统中，灵活性资源以各类调节电源和抽水蓄能电站为主，伴随新型电力系统建设，灵活性资源的形式将日益多元。根据国网能源研究院预计，到2035年，源、网、荷、储四个环节灵活性资源比重为的61%∶12%∶10%∶17%。电源侧灵活性资源依然是重要发展方向。煤电灵活性改造为短期内较经济可行的调节方式。灵活性电源中，气电调峰能力强，启停速度快，理论上是最优的灵活性电源，但由于气源供应不足、燃料成本高，无法大规模发展。水电资源包括常规水电和抽水蓄能电站，通过水电调节启动灵活，且响应时间短，但建设周期长且受到地理位置限制。核电调峰调频可能增加安全性风险，且我国核电占比小，目前仅作为补充调峰资源。相较之下，煤电满足秒级和分钟级功率调整需求的能力一般，但可以发挥存量大的优势，参与适合小时级与日级调峰。我国灵活性调节能力先天不足，煤电或将发挥存量装机调峰潜力。根据北极星电力统计，我国发电装机以煤电为主，占总装机比重超过60%，抽蓄、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%。相比之下，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。基于我国特殊的资源禀赋结构，煤电灵活性空间挖潜较大。各省尤其是抽水蓄能电站较少的省份和热电联产机组居多的“三北”地区，均采用煤电机组作为灵活性调节的重要手段。综合考虑灵活性电源的技术经济性，煤电灵活性改造为优选。当前抽水蓄能电站和煤电灵活性改造更适合作为提供灵活性的主要资源。根据中国电力圆桌研究，在风光渗透率较低的情况下，抽蓄与新型储能的灵活性调节效果最好；在考虑投资成本增加与发电成本减少的综合影响下，提升10GW调节能力，煤电灵活性改造成本减少10亿元，气电调节成本最高，将增加46亿元。综合看，储能功率快速调整能力突出（新能源弃电率降低超3%），但当前技术水平下持续充放电能力不强且运行收益不佳；气电成本高，适宜做补充资源，可以因地制宜开发；抽蓄调节效果好且运行成本低，但建设周期长。存量煤电改造潜力大且投资成本低，有望成为提供电力系统灵活性的更为优质的资源。我国火电机组的深度调峰能力相比世界领先水平差距较大。根据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》显示，德国的供热机组最低运行负荷达到40%，纯凝机组最低运行负荷达到25%；丹麦火电机组基本以供热为主，供热期最低运行负荷可达15%～20%；我国热电机组多数是“以热供电”模式运行，为保证热负荷供应，供热期间的最低负荷一般在50%～70%，特别是“三北”地区“以热定电”的供热机组比重大，冬季调峰能力有限，因此我国火电机组灵活性提升潜力较大。1.2下游电价机制疏导不畅是灵活性改造推进不及预期的主要原因“十三五”期间灵活性改造进度不及预期，政策目标完成度不足50%。《电力发展“十三五”规划》要求在“十三五”期间完成共计2.2亿千瓦的煤电灵活性改造项目，新增调峰能力4600万千瓦。其中三北地区（东北、华北、西北）增加调峰能力4500万千瓦。截至2019年底，中国仅完成火电灵活性改造5775万千瓦（全部在三北地区），截至2021年底，累计实施灵活性改造超过1亿千瓦，完成规划目标的45%。政策约束性不强叠加改造成本回收困难导致企业自主改造动力不足。一方面，2.2亿千瓦的目标为鼓励性目标而非约束性目标，政策限制不强。另一方面，辅助服务市场补偿力度不足，改造成本没有较好回收。深度调峰除了会增加企业改造的固定成本，同时会增加排放，减少机组寿命，提高运营成本。根据袁家海在《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》中的结果显示，老旧煤电厂进行改造后累计年寿命消耗将从0.4%提高到了3.24%（增加8倍）。同时伴随负荷率的下降，机组的供电煤耗、CO2排放因子、污染物排放都有所升高。对于60万千瓦机组，35%负荷时比100%负荷时NOx升高超过100%。此外，还有机组发电量减少增加机会成本。三者叠加使得火电企业灵活性改造成本较高，经营压力增大，自主改造动力不足。辅助服务市场发展是影响灵活性改造节奏的关键因素。东北调峰辅助服务市场执行较早、补偿标准相对较高，火电灵活性改造工作推进较快，东北深度调峰报价高于华北和西北地区。东北地区调峰补偿机制一定程度上也推动煤电灵活性改造，截至2019年底，东北地区已改造完成3378万千瓦，占全国的59%，缓解了当地新能源消纳压力。“十四五”预期完成火电灵活性改造2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，灵活调节电源占比达到24%左右。根据国家发改委、国家能源局发布的各项政策，“十四五”期间，预计存量煤电机组灵活性改造完成2亿千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，新建及存量改造的纯凝工况调峰能力达到额定负荷的35%，供热期热电联产机组最小出力力争达到额定负荷的40%。二、火电灵活性改造技术多样，因厂施策2.1火电灵活性改造路径火电灵活性改造重点是提高火电深度调峰能力。火电灵活性改造一般指的提高火电运行灵活性，其改造目标是提高机组的深度调峰、快速爬坡和快速启停能力。提高深度调峰能力是改造重点，考察深度调峰的关键指标包括设备寿命、污染物的排放、运行效率。根据发电机组的不同，灵活性改造的侧重点也不同。对于纯凝机组，重点在于对锅炉、汽轮机等本体设备进行改造，同时也要进行配套的控制系统、脱硝系统、冷凝水系统等辅助设备的改造；而对于热电联产机组，更重要的是进行热电解耦。2.1.1纯凝机组纯凝机组深度调峰的难点在于低负荷稳燃和宽负荷脱硝。锅炉在低负荷下运行时，炉内火焰较小叠加温度较低，容易出现熄火情况；同时烟气温度较低带来催化剂活性降低、还原剂结晶、空预器腐蚀等问题。因此，纯凝机组的灵活性改造主要针对低负荷稳燃和宽负荷脱硝进行。1、低负荷稳燃低负荷稳燃改造的技术主要包括制粉系统改造和燃烧系统改造。具体包括：（1）磨煤机动态分离器：深度调峰时煤粉细度偏粗会造成煤粉不易着火和燃烧不稳，可将静态分离器换为调整性能更好的动静态组合式分离器。（2）等离子燃烧器：利用大功率电弧直接点然煤粉，无需燃油，但不适用于贫煤、无烟煤，但等离子阴极寿命较短。（3）富氧燃烧器：在富氧环境下确保煤粉较高着火率。同时可以延长炉膛换热时间，从而降低排烟热损失，提升锅炉炉效。该技术最低稳燃负荷可达25%，投资较少，但点火及稳燃所需燃油较多。2、宽负荷脱硝宽负荷脱硝改造的核心在于提高SCR入口烟气温度，主要围绕省煤器进行改造。具体包括：（1）分割省煤器：将原省煤器的部分管排移至SCR装置之后，通过减少SCR反应器前省煤器的吸热量，提高SCR入口烟温。（2）省煤器烟气旁路：在省煤器进口位置的烟道上开孔，低负荷时通过抽取烟气加热省煤器出口过来的烟气，使低负荷时SCR入口处烟气温度达到脱硝最低连续运行烟温以上。（3）省煤器水侧旁路：通过减少给水在省煤器受热面中的吸热量，以达到提高SCR烟气脱硝系统入口烟气温度目的。（4）亚临界锅炉省煤器

热水再循环：通过热水再循环提高给水温度，减少省煤器的冷端换热温差，使省煤器出口烟气温度提高。（5）抽汽加热给水：对于超临界、超超临界机组，在补气阀后选择合适的抽汽点。在机组低负荷情况下，通过调节门控制加热器入口压力，保证低负荷工况下给水温度。不同宽负荷脱硝技术特点不同，需根据实际需要进行选择。省煤器烟气旁路改造成本较低、工程量小，但是可能会影响脱硝流畅和锅炉效率。省煤器水侧旁路改造成本较低、工程量小，但是调温幅度有限，同时会影响锅炉效率。抽汽加热给水改造可降低机组热耗率，工期较短，但对运行控制要求相对较高。热水再循环改造对烟气提温幅度较大，并且可精确调节，但是工期长、初投资高。分割省煤器改造成本不影响锅炉经济性和运维工作量，但是成本高工期长，实施难度较大。实际改造过程中，可根据实际情况选择单个或多个组合进行改造。2.1.2热电联产机组热电联产机组深度调峰的关键在于实现“热电解耦”。由于热电联产机组在电力系统深度调峰时仍要保证供暖，出力难以下降，因此对热电联产机组灵活性改造的关键在于热电解耦。供热机组灵活性改造的技术路线主要分为两类：一是进行机组本体改造，包括（1）汽轮机旁路供热：将部分做功蒸汽转化为供热蒸汽，降低了汽轮发电机组的强迫出力水平，提高了汽轮机的供热能力，改造投资也较小，但由于将高品质热能用于供热，存在一定的热经济损失。（2）低压缸零出力供热技术：指在调峰期间，切除低压缸全部进汽用于供热，仅通入少量的冷却蒸汽，实现低压缸“零出力”运行，从而降低汽轮发电机组强迫出力水平，增加机组的调峰能力。具有切换灵活，汽轮机本体改造范围小，改造费用低，运行维护成本低的优势。（3）高背压改造：汽轮机高背压循环水供热，消除了冷源损失，能够大幅提高供热能力，降低煤耗，具有良好的热经济性。但该技术调峰能力有限，而且需要每年更换两次低压缸转子，投资成本较高，运行维护不便。二是新增热储能设备，主要有热水罐储能，电锅炉固体蓄热和电极锅炉等方案。具体包括：（1）电极锅炉供热技术：通过电极锅炉，使得电能以较高的转换效率转换成热能，可以直接降低热电厂出力，并增加供热能力，是一种有效的调峰技术，一般没有储热能力，此外由于涉及电热转化，能量利用的经济性较差。（2）电锅炉固体储热技术：指利用电锅炉将电能转化为高温固体的热能，在需要热能时，将储热体热能转化为热水、水蒸汽等多种用热形式。储热介质一般采用固体金属氧化物等耐高温材料，具有储热温度高，储能密度高，操作安全简便的优势，但投资成本高，经济性差。（3）热水罐储能技术：利用汽轮机抽汽，将热网回水加热至供热温度，存储在大型热水罐中。使机组在电负荷高的时候进行蓄热，电负荷低的时候供热。结论：改造后，汽轮机调峰能力和供热能力增加，在供热负荷不变的条件下，调峰能力较大的是低压缸零出力技术，汽轮机旁路技术调峰范围有一定限制。电极锅炉、电热固体储热和热水罐储热技术不涉及热电厂设备本体改造，对热电厂正常运行影响较小。电极锅炉调峰深度有限。电热固体储热具有较好的调峰灵活性，但投资成本高，运行成本高。热水储能使热电厂双向调峰能力，热经济性好，运行成本较低。电锅炉固体供热及电极锅炉深度调峰能力强，而热水罐蓄热推广条件较好。电锅炉固体供热及电极锅炉均有较好的调峰优势，但存在运行成本高的问题，在市场初期可能获得较高调峰收益；热水罐蓄热储能技术成熟，投资较少，既能深度调峰也可以顶峰负荷，获得大规模应用。抽汽熔盐储能技术先进，发展空间广阔。抽汽熔盐储能技术可以在电网需要深度调峰时，将锅炉富裕的蒸汽热量存储到储热系统内，从而实现锅炉和发电机组的解耦，使机组满足电网调峰需要，为新能源发电腾出空间；当电网需要顶高峰负荷时，可将调峰期间存储在储热系统的热量重新释放用于发电或供热，增加发电机组的顶尖峰能力。2023年7月，国内首个利用大规模抽汽蓄能熔盐储热实现机组深度调峰及顶峰项目——国家能源投资集团河北龙山电厂灵活性改造项目正式开工建设。火电机组进行高温熔盐储热改造，将提高其深度调峰能力，同时可以提供顶峰能力，有望伴随灵活性改造迎来发展机遇。热电联产机组改造为主，改造方式主要为热储能技术。2016年，国家能源局下达的两批火电机组灵活性改造的试点共计22个，其中仅有2个为纯凝机组改造，其余均为热电联产机组灵活性改造。一般来说，改造方案需要满足在安全可靠前提下实现改造成本最小化与调峰收益最大化。对于试点的改造路线，热储能技术占比达到63%，稳燃及脱硝改造有18%。2.2不同核心设备的竞争格局2.2.1燃烧器：等离子燃烧器是主要改造方向长周期看，等离子点火系统具有较强经济性。等离子点火系统和微油点火系统均有利于机组在低负荷状态下保证稳定燃烧，等离子点火技术可以实现电厂完全无燃油运行，节油率达到100%，但无法燃烧劣质煤且设备寿命短，维修量较大；微油点火技术对煤质适应能力强，改造相对简单且一次性投资少，具体方案选择需要综合煤质、投资等因素综合考量。单从经济性看等离子点火系统虽然初始投资成本较高，但运行成本低，30年生命周期内成本较微油点火系统低近900万元。新建机组多采用等离子体燃烧器，龙源技术是行业绝对龙头。根据龙源技术公告，目前应用节油技术的机组达1300多台，其中等离子体机组占比近70%。龙源技术是我国离子体点火设备的主要生产厂家，约占国内等离子体点火设备90%左右的市场份额，技术水平居世界领先地位。同时作为国家能源投资集团旗下上市公司，公司获得集团公司大量订单支持。2022年与国能集团交易产生销售额4.68亿元，占总销售额近64%。我们认为国能集团公司内部蕴藏较大改造需求，公司订单有望保持高景气趋势。2.2.2宽负荷脱硝技术：青达环保与上海电气是主要供应商宽负荷脱硝是所有机组进行灵活性改造的刚需。我国绝大部分机组均采用SCR脱硝工艺，系统催化剂最佳运行温度在300℃-420℃之间，但由于机组低负荷运行导致脱硝入口烟温不达标，如何提高脱硝系统入口温度是改造重点，主要通过对机组工艺流程改造实现，具体包括简单水旁路、热水再循环、负荷热水再循环技术等。青达环保及上海电气为宽负荷脱硝技术的主要供应商。由于宽负荷脱硝主要集中在锅炉改造上，因此传统做锅炉及做烟气治理的企业将有利于优先占领市场份额。当前可以从事宽负荷脱硝技术改造的企业主要有青达环保、上海电气、中国电建都江电力、华仁通电力等，从2021-2022年火电机组脱硝改造的招投标信息来看青达环保与上海电气占有主要市场份额。2.2.3煤粉预热锅炉：华光环能获得中科院独家技术授权中科院热物理研究所开发煤粉预热燃烧技术，运行效果较好。通常情况下，低负荷运行使燃料燃烧不充分导致NOx排放变高，煤粉预热技术可以将提高燃料的反应活性，实现充分燃烧，且无需投油助燃，宽度负荷调节能力尤其是最低负荷可至15-20%。同时NOx原始排放质量浓度随锅炉负荷的提高而逐渐升高，华光环能获得技术的独家授权，有望助力业绩增长。2023年1月，华光环能针对20-300MW机组的热电联产及发电煤粉锅炉，与中科院工程热物理研究所深度合作并获得灵活性低氮高效燃煤锅炉技术的独家技术授权，有助于实现锅炉宽负荷调节，NOx原始排放浓度减少60%以上。截止2023年6月，华光环能火电灵活性改造的煤粉预热示范项目已进入调试运行状态。2.2.4热储能：西子洁能参股灵活性改造龙头公司或将持续受益赫普能源与中如集团在热储能领域中竞争力较强。目前灵活性改造项目中热储能技术应用最为广泛，国家22个改造试点中有65%的电厂采用热水储能/电热储能，推广市场空间较大。行业中可以做热储能改造的公司较为分散，火电运营商或锅炉主机厂有灵活性改造基础，例如国家电投集团、哈汽辅机公司等均占有一定市场份额，而行业中较为领先的公司为两家民营企业，灵活性改造系统集成龙头赫普能源、水蓄热技术行业龙头中如集团。西子洁能参股赫普能源25.2%有望持续受益。赫普能源是国家高新技术企业、国家级“专精特新”小巨人企业，致力于新能源消纳和火电机组灵活性调峰储能改造解决方案，目前已经积累较多成功案例，现已成为全国火电厂调峰调频领域的龙头企业。截止至2023H，西子洁能持有赫普能源25.2%股权，有助于公司快速切入火电灵活性改造市场，成为业绩新增长极。三、辅助服务市场发展是火电灵活性改造的核心驱动力3.1辅助服务市场由计划到市场，火电灵活性改造动力有望增强我国辅助服务市场的发展先后经历了无偿提供、计划补偿与市场化探索三个阶段。2002年以前，没有单独的辅助服务补偿机制，而是将辅助服务与发电量捆绑结算；2006年引发“两个细则”，规定了辅助服务的有偿基准、考核以及补偿等机制，自此进入计划补偿阶段；2015年颁布的“9号文”提出以市场化原则建立辅助服务分担共享机制，完善并网发电企业辅助服务考核与补偿机制；2021年对“两个细则”进行修订，扩大辅助服务市场主体，丰富辅助服务品种，目前我国已经初步形成跨区、跨省的辅助服务体系。新版两个细则几个变化：由电源侧零和博弈转向费用逐步转移至用户侧和新能源发电机组；对辅助服务品种重新分类；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，逐步将非市场化电力用户纳入补偿费用分摊范围；明确补偿机制。固定补偿方式和市场化补偿方式相结合；调峰资源与新能源建设挂钩，灵活性改造需求有望进一步提高。2021年8月，国家发改委出台《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，鼓励新能源发电企业自建或购买调峰资源，市场化并网的新增风光项目的调峰配建比例超过20%的可优先并网。各地政府也将火电灵活性改造总量与新能源建设挂钩。湖北、新疆、内蒙古、河南等地，按企业火电灵活性改造新增调峰容量按1-2.5倍配套新能源建设指标。火电企业自主进行改造的意愿有望加强。3.2火电灵活性改造市场空间测算改造需求或将降临，小机组或将首先受益。大容量机组发电效率高，改造主要方向为节能提效；相较于大机组，小机组做灵活性改造经济性及可实施性更强。根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，存量煤电机组灵活性改造完成2亿千瓦，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦，其中重点对“三北”地区30万千瓦级和部分60万千级燃煤机组进行灵活性改造。假设远期改造需求为30万千瓦及60万千瓦机组，那么改造量约为7.6亿千瓦。灵活性改造总市场空间测算目前，煤电灵活性改造的技术路线根据改造机组和实现目的不同，可分为纯凝机组改造和热电机组改造。纯凝机组无供热需求，仅需针对锅炉本体进行改造；热电机组存在供热需求，需要在调节电力出力的同时保证供热，除锅炉本体需要改造外还需额外加装装置，实现“热电解耦”。锅炉本体改造即为燃烧、制粉系统改造和宽负荷脱硝改造，可使煤电机组负载率最低降至20%，总改造成本约为1000万~2000万元/台。热电机组改造可选择技术路线包括热水蓄热，固体电蓄热锅炉，以及电极式锅炉+热水蓄热等，改造效果和成本根据技术路线不同而有所差异。“十三五”期间，作为灵活性改造的试点机组容量多为30万千瓦~60万千瓦。2020年存量煤电机组30万千瓦和60万千瓦共计7.6亿千瓦。假设每台煤电机组平均额定功率为45万千瓦，《全国煤电机组改造升级实施方案》中提及“十四五”完成灵活性改造2亿千瓦为基本场景；以存量30万千瓦和60万千瓦煤电机组，改造80%，退役20%为理想场景，同时假设热电联产机组占比90%，热电机组改造平均新增调峰能力为20%。则煤电灵活性改造的市场投资空间为：本体改造覆盖全部煤电灵活性改造，则基本场景改造费用总额为44.4~88.8亿元（对应“十四五”市场空间），理想场景改造费用为135.1~270.22亿元（对应远期市场空间）。热电机组额外进行“热电解耦”改造，不同技术路线改造成本范围在879~1383元/kW（单位新增调峰能力改造成本），则基本场景改造费用总额为316.44-497.88亿元（对应“十四五”市场空间），理想场景改造费用为961.98-1513.56亿元（对应远期市场空间）。不同技术路线的改造空间燃烧器改造空间：根据龙源技术公告，等离子点火系统改造占比约为90%，预计基础场景假设下，“十四五”期间等离子燃烧器改造空间有27.6亿元，远期改造空间约有84亿元。宽负荷脱硝市场空间：假设三种主流方式改造比例分别为40%、40%、20%，基础场景假设下，“十四五”期间宽负荷脱硝改造投资约有10-14亿元，理想场景下，宽负荷脱硝改造成本约有32-40亿元，年均投入4-5亿元。储热技术市场空间：假设两种主流方式改造比例分别为50%、50%，待改造机组中有90%为热电联产机组，新增调峰能力20%，在基础场景假设下，十四五期间储热技术改造投资约有150-180亿元，理想场景下，储热技术改造成本约有600-700亿元。3.3灵活性改造经济性测算灵活性改造经济性主要看调峰补偿收入增加是否可以弥补灵活改造成本与供电煤耗上升成本。深度调峰下，成本增加主要来自设备改造增加的一次性固定成本，以及低负荷燃烧状态下，由于燃烧效率降低带来的煤耗和油耗增加成本。此外还有部分由于发电量降低带来的收益损失；收入增加主要来自调峰补偿，目前大部分省份对调峰深度不同实施阶梯式的补偿。基本参数假设：改造容量为600MW的超临界湿冷机组，假设改造前利用小时数为4980小时，供电煤耗为311.67g/kwh，上网电价假设燃煤标杆电价适当上浮至0.43元/kwh；机组平均负荷率为69%，最小出力为50%；改造参数假设：假设改造后机组最小出力降到40%，灵活性改造成本为625元/kW。机组低负荷运行会导致度电煤耗非线性上升，机组伴随调峰深度越深，度电煤耗增长越快（假设40%出力情况下煤耗为343g/kwh）；辅助服务市场参数假设：机组出力50%以上是基本调峰，50%以下有偿调峰。对于补偿价格，以西北地区为例，最小出力在40%-50%时，补偿标准为0-0.3元/kWh，本文测算假设补偿价格为0.2元/kWh，机组最小出力时长为3小时。平均负荷率为68%（一天中100%负荷8小时，60%负荷6小时，50%负荷7小时，40%负荷3小时）。经过灵活性改造后，度电利润可增长0.006元至0.026元/kwh。年税前利润为5243.84万元。年税前超额利润达到1013.67万元。成本端看，单位供电煤耗增加，但由于发电量减少使得总煤耗下降，新增油耗成本187.5万元，平均煤耗上涨2.76g/kwh，度电成本较改造之前增长0.005元/kwh。收入端看，发电量减少导致供电收入大幅下降，但同时获得补偿收益，度电收入相较改造之前提高0.01元/kw。调峰时长越长，机组改造后的税前利润越多。调峰补偿标准越高，机组改造后的税前利润越多，改造经济性越强；当补偿标准≥0.31元/kWh时，每天调峰一小时就具有超额收益；当每日调峰三小时的情况下，补偿标准≥0.2元/kWh改造即有超额收益；当最低负荷40%时、调峰补偿≥0.11元/kWh，最低负荷30%、调峰补偿≥0.21元/kWh时，火电灵活性改造具有经济性。全国大部分地区的调峰补偿费用范围区间较大，存在实施的经济性。根据对主要地区调峰补偿标准进行统计，我们发现东北和新疆地区要考虑供热期补偿标准，东北地区补偿标准全国领先；多数地区按负荷率采取阶梯补偿方式，南方区域设定固定补偿标准；大部分地区出力在小于40%时，补偿标准大于0.2元/kWh，即具有灵活性改造的经济性。四、公司梳理华光环能：“火改”+“制氢”业务有望成为业绩增长新动能锅炉业务起家，能源+环保产业链共同发展。公司成立于1958年，前身为无锡锅炉厂，2017年吸收合并国联环保，提升环保领域竞争力，2021年收购中设国联58.25%股权，拓展光伏电站领域业务。截止2023H，公司第一大股东国联发展（集团）有限公司直接持股72.23%，实际控制人为无锡市国资委。目前公司垃圾焚烧锅炉市占率第一、燃机余热锅炉市占率前三，热电联产在无锡地区市占率超过70%，同时积极推进碱性电解槽及煤粉预热锅炉商业化进程，未来有望给公司业绩贡献新增长点。公司多领域协同发展，业绩保持稳中有进。公司多元化发展助力营收稳健增长，归母净利润由2018年4.19亿元上涨至2022年7.29亿元，年复合增长率达到14.85%，其中2022年由于投资收益减少，净利润同比有所下降，但截止2022H已经同比回正，我们认为伴随热电联产业务成本压力减小，利润有望进一步释放。公司各业务发展较为均衡，地方热电运营业务为公司主要营收和毛利来源。公司业务可以分为装备、工程服务、运营三个板块，其中分别在能源和环保两个领域开展业务。从2022年经营成果看，公司装备制造板块（环保及节能高效发电设备）贡献毛利25%，垃圾焚烧锅炉供应量大幅减少，余热锅炉市场份额较为稳定，每年保持稳定增速，同时受到海外订单拉动，超低排放节能锅炉供应增加；工程方面，2022年环保工程及电站工程营收占比约39%，毛利占比28%。垃圾焚烧发电等业务较为稳定，光伏电站业务发展势头较好；运营方面，热电联产运营为公司主要利润来源，毛利占比约32%。整体看，公司近五年ROE保持9%左右水平，销售毛利率持续提高。能源工程及运营业务或将成为公司业绩增长引擎。从能源运营看，公司在无锡地区热电联产市占率超过70%。同时积极控制成本，与山能、中煤签订长协煤，保障煤炭稳定供应，并与主管部门积极沟通，根据气价联动调整蒸汽价格。2023年3月公司提出收购协鑫能源下属5家热电公司部分股权，拟控股项目总计装机规模426MW，拟参股项目总计装机规模为300MW，合计年供热量约440万吨，年发电量约21.56亿千瓦时。截止5月31日，公司已经完成相关公司股权转让的工商变更登记手续。新收购热电资产有望在下半年增厚公司业绩。此外，光伏电站EPC业务不断拓展。2023年5月新签署两项光伏发电项目EPC项目，合计订单金额10.67亿元。公司获得中科院热物理研究所“煤粉预热燃烧技术”独家技术授权，该技术独具优势，静待规模化推广。煤粉预热燃烧技术是中科院热物理研究所开发的变革性煤粉清洁高效燃烧技术。首先该技术燃适应性强，不仅可以燃用煤粉，还可高效燃烧半焦、兰炭末、气化残渣等难燃粉状燃料；第二，负荷调节灵活。目前，基于60t/h煤粉预热燃烧锅炉，可实现10%~20%负荷的稳定运行。第三，实现超低氮燃烧，降低NOX排放，燃煤锅炉NOx排放要求低于100mg/m3，使用该技术后原始NOx排放小于50mg/m3，直接减少脱硝催化剂使用。对于热电联产机组，既可以满足调峰需求，又可以在热需求降低时压低供热出力。公司已经获得中科院的独家技术授权，目前技术已经进入试点运行阶段，调试成功后有望实现快速放量。大标方电解槽产品正式下线，有望成为业绩增长的强劲动力。2022年10月，华光环能与大连理工大学合作，成功研制开发了一套产氢量30Nm3/h碱性电解水制氢中试示范工程设备。此后，利用自主开发设备，公司成功研发产氢量1500Nm3/h的碱性电解槽，实现产氢压力3.2MPa，填补国内千方级高压电解槽空白，达到国标一级能效标准；2023年4月11日，公司1500Nm3/h碱性电解槽产品正式下线，标志着公司迈入了规模化电解水制氢的新赛道，并具备随时批量化生产交付能力。目前，公司已经形成了年产1GW电解水制氢设备制造能力。西子洁能：熔盐储能技术拓展业绩成长空间公司是中国余热锅炉行业的领军企业。公司成立于1955年，主要从事余热锅炉、清洁环保能源发电装备等产品生产及EPC服务，为客户提供节能环保设备和能源利用整体解决方案。公司是我国规模最大、品种最全的生产企业。至2022年底已生产节能环保余热锅炉3000多台（套），产品全部投运后，年可节约标煤6600万吨以上，减排二氧化碳1.6亿吨，占全国碳排放总量的1%。余热锅炉是核心业务，解决方案业务成为公司重要业绩贡献点。2022年公司归母净利2亿元，同比下降51.5%，主要由于营业成本同比上涨约20%。公司正在积极的从单一的设备提供商向节能环保发电设备集成供应商和余热利用整体解决方案供应商转变。2022年解决方案的余热锅炉业务毛利占比达到39%，余热锅炉毛利占比达到29%。其他业务方面，清洁环保能源装备业务、备品备件业务毛利占比分别达到9%、14%。全方位布局新能源，开拓第二成长曲线，积极从余热利用的领导者向清洁能源的制造者转变。公司积极布局熔岩储能市场，熔盐储能具备规模较高、储能时间长的特点，主要应用在光热发电、清洁供热等环节。公司在光热领域的研究已经超过十年，参与全球第三座商业化运营的青海德令哈50MW塔式熔盐光热电站建设。此外，公司通过参股火电调峰调频龙头企业赫普能源，来推动公司熔盐储能技术发展及灵活性应用。截止2023H，西子洁能已经持有赫普能源25.2%股权。此外，公司收购电极锅炉自造龙头兰捷能源51%股权，与公司锅炉的领先优势形成互补，有望充分受益火电灵活性改造。青达环保：全负荷脱硝业务或将成为业绩主要增长点公司深耕节能环保行业，以火电环保业务起家。青达环保于2006年成立，于2021年上市。截至2023H，公司实际控制人王勇持股比例为17.29%。公司致力于节能环保设备的研发，为客户提供炉渣节能环保处理系统、烟气节能环保处理系统、清洁能源消纳系统以及脱硫废水零排放处理系统解决方案。公司业绩稳中向好，全负荷脱硝业务增长迅速。公司营收由2018年5.87亿上涨至2022年7.67亿，年复合增长率为6.75%。2019年公司业绩略有下滑，主要是受烟气余热回收业务快速下滑的影响，之后得益于炉渣处理业务和全负荷脱硝业务的稳健增长，公司业绩稳步上升，2021年烟气余热回收业务同比回正。从2018-2022年，公司的全负荷脱硝业务迅速增长，年复合增长率达到60.54%。公司各项业务稳定增长，毛利率和净利率稳步上升。受烟气余热回收业务下降的影响，2018年公司的毛利率和净利率较低。2018-2022年，营收占比超过50%的炉渣处理业务稳步增长，从2018年的3.15亿增长到2022年的4.05亿。2022年，全负荷脱硝业务占比22.53%，同比增长36.8%，贡献了34.41%的增长量。烟气余热回收业务占比16.08%，同比为16.33%。2022年，公司新增脱硫废水零排放业务收入0.14亿元。受益于主营业务的增长和新业务贡献利润，公司的毛利率稳步上升，2022年达到33.78%，净利率基本稳定在9%左右，2023H略有下滑。炉渣处理和烟气余热回收具有技术优势，火电企业的新增装机和存量市场的更新换代或将成为新一轮增长点。从存量市场来看，自2014年国家发布政