双碳战略下，以风光为代表的新能源发电占比快速提升，新能源大规模并网带来消纳问题日趋突出。
在此形势下，增大调峰能力迫在眉睫。
目前，实施调峰的电源包括煤电、气电、水电、核电、抽水蓄能、电化学储能等。
相比之下，抽水蓄能受建设条件限制，电化学储能前期投入资本高，天然气价格易受国际市场影响。
而煤电机组具备灵活性改造效果好、性价比高、周期短的特点。
因此，火电灵活性改造是“十四五”期间推动新能源消纳最重要手段之一。
以下我们就重点讨论火电灵活性改造这种手段，从火电灵活性改造内涵、驱动因素、市场价值、产业现状、产业链及关联企业、产业未来发展等方面，分析关于火电灵活性改造的缘起、现状和产业发展走向。
01火电灵活性改造概况1、相关概念根据《绿色和平：中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》，电力系统灵活性是指：为了保持电力供需动态平衡，电力系统经济地调用各类灵活性资源以应对电源、电网及负荷不确定性的能力。
其中，火电灵活性通常是指火电机组的运行灵活性，即适应出力大幅波动、快速响应各类变化的能力，主要指标包括调峰幅度、爬坡速率、启停时间。
为解决可再生能源的消纳问题，实现电力系统的快速响应，火电灵活性改造的核心目标是降低最小出力、快速升降负荷、减少启停时间。
2、不同发展阶段盘点试点阶段：为探索适合我国火电灵活性改造的技术路线，国家能源局于2016年6月选择了16个项目开展灵活性改造试点推广（抽凝机组14个+纯凝机组2个），7月又新增了6个抽凝机组作为第二批试点项目。
两批试点共涉及22个项目，总容量约1700万千瓦，主要分布在辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古、甘肃、广西、河北等七个省份。
推广阶段：国家发改委和能源局在《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》中提出：“全面推动煤电机组灵活性改造……‘十三五’期间，三北地区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；其它地区纯凝机组改造约450万千瓦（合计约2.2亿千瓦）；改造完成后，增加调峰能力4600万千瓦，其中‘三北’地区增加4500万千瓦。
”然而，实际推进进度大幅低于预期，截至2019年底完成灵活性改造容量仅5775万千瓦，进度约1/4。
火电灵活性改造进度缓慢的主要原因在于缺乏合理和持久的市场回报机制，使得为电力系统提供灵活性的企业难以获得与建设、运行成本相匹配的收益。
未来展望：2021年10月国家发改委和能源局发布《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”。
预计“十四五”期间火电灵活性改造执行进度有望大幅超过“十三五”期间，主要源于：“十三五”期间电网系统通过自身机制的优化，包括推进跨区域省间富余可再生能源电力的日前现货交易等大幅提升了可再生能源的消纳能力，降低弃风弃光率。
但随着双碳目标的推进，可再生能源装机和发电量预计仍会大幅提升，仅靠电网系统内部的优化很难实现可再生能源的快速消纳，储能建设和火电灵活性改造的迫切程度提升。
在激励机制上，调峰辅助服务市场的完善，将火电灵活性改造与储能容量和可再生能源装机挂钩政策预计将提升火电企业进行灵活性改造的积极性。
公众号《 投研锋向 》3、技术分类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：第一阶段调峰深度在50%-60%的阶段，主要通过对机组运行进行管理控制来实现；第二阶段调峰深度在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；第三阶段调峰深度在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。
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硝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。
02驱动因素分析1、电网端：新能源消纳推动灵活性改造新能源消纳问题愈发严重亟需加强调峰资源建设。
由于资源禀赋问题，消纳问题自我国提出双碳目标便是制约我国新能源发展的重要因素。
我国一次能源典型特征便是“多煤少气”，而天然气发电由于快速响应能力和0~100%调峰能力，是最适合新能源发电的传统电源之一。
在世界主要国家中，德国、英国、意大利的新能源电量占比已达到了较高水准，而这三个国家无一例外都具有较高的天然气发电比例。
而从装机结构来看，我国灵活性电源装机（天然气发电和抽水蓄能）占比很低，导致我国在新能源发电量占比仍很低的情况下，面临较为突出的新能源消纳问题。
从全国新能源消纳监测预警中心公布的数据来看，今年前9个月我国风电、光伏消纳率96.5%和98.2%，整体处于较为理想状态，但分省区来看则情况不容乐观。
其中风电有6个省区消纳率低于95%，分别为新疆、吉林、青海、甘肃、蒙西、蒙东，其中蒙西已低于90%。
光伏整体情况较好，仅青海、西藏低于95%（且均低于90%）。
但新疆、青海、甘肃、内蒙古均为我国未来新能源大基地的主力地区，新能源消纳问题不容乐观。
事实上我国很早就意识到了这一问题并进行政策支持，鼓励充分发挥各项电源调节优势来促进新能源消纳，其中最适应我国国情、潜力最大的方向即为抽水蓄能、煤电灵活性改造和新型储能。
其中抽水蓄能自2021年4月发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》后实行“两部制”电价，容量电价部分保证抽水蓄能项目6.5%的资本金内部收益率。
良好、顺畅的价格机制有效提升了抽水蓄能建设积极性。
但毕竟抽水蓄能建设周期长达5~8年，短期内难以发挥较大作用，因此煤电灵活性改造便成为了更为重要的补充。
2、政策端：政策推动灵活性改造，“两个细则”对灵活性改造愈发友好我国存量煤电机组近12亿千瓦，但煤电平均调峰能力仅50%左右。
贵州《关于推动煤电新能源一体化发展的工作措施（征求意见稿）》指出：对开展灵活性改造的，按灵活性改造新增调峰容量的2倍配置新能源建设指标。
如果能将全国煤电机组调峰能力增加10%，就能新增2.4亿千瓦的新能源消纳能力，而目前煤电灵活性改造成本约500—1500元/kW，目前抽水蓄能和电化学储能的建造成本约6000元/kW和4000元/kW，即使考虑每kW储能具备的调峰能力是煤电灵活性改造的2倍，煤电灵活性改造成本依然具备优势，考虑到煤电利用小时数更高，实际度电成本优势更加突出，煤电在未来相当一段时间内仍然是我国的主体电源，因此不论新建灵活煤电还是对存量机组进行灵活性改造，都具有性价比优势。
2021年8月国家发改委发布《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》，文中明确将开展灵活性改造的煤电纳入调峰能力范畴，且超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。
此后国家和地方层面都出具政策引导煤电参与调峰。
3、地方上：提高火电深度调峰补偿，改进收益机制政策鼓励固然重要，但关键在于收益机制。
事实上，我国并非从双碳目标提出后才开始实施大规模灵活性改造，《电力十三五规划》中计划十三五末热电联产机组和常规煤电灵活性改造规模分别达到1.33亿千瓦和8600万千瓦，但根据中电联数据，截至2019年仅完成5775万千瓦，不及规划目标的27%。
主要原因是深度调峰辅助服务补偿标准偏低，已完成的改造项目收益不及预期，影响了系统调节能力的进一步释放。
今年以来各地新出台的“两个细则”均对火电深度调峰补偿进行了不同程度的提高。
以广东省为例，2022版“两个细则”相比于2020版，深度调峰补偿均有了不同程度提高，40%以下深度调峰补偿标准提高了至少6倍以上。
此外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。
各地新版两个细则均将市场化用户纳入到辅助服务分摊范围内，具体到调峰辅助服务来看：南方区域和华北区域将调峰补偿费用一分为二，发电侧和用户侧各承担固定比例的费用，发电侧不提供调峰服务的机组按电量分摊，用户侧按用电量分摊；甘肃省则将不提供调峰服务的机组以及用户放到一起，统一按照发电量或用电量分摊；华东区域有偿调峰则完全由电力用户承担。
03市场价值分析1、新能源出力不足，需要常规能源弥补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。
公众号《 投研锋向 》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。
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%。
3、火电灵活性改造市场价值凸显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。
04产业现状分析1、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，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。
2、火电投资超预期，灵改持续高景气根据wind数据，2022年前三季度，德邦公用事业细分领域火电板块（共27家上市公司）实现收入8,865.05亿元，同比增长22%；归母净利润合计67.39亿元，同比下降19%。
2022年前三季度火电板块毛利率和净利率分别为5.16%和-0.93%，分别同比降低1.34pct、0.12pct。
火电投资超预期，未来有望持续。
2022年7月-8月，气候异常带来电力需求快速增长，“缺电”现象也重新引发人们对火电重要性的思考。
在发电领域，水电、风电、光伏发电量的大小分别受来水量、风量、阳光分布的影响，极不稳定，而火电作为电力的基础电源，未来或仍将长期承担能源保供的责任。
从火电投资完成额来看，中电联数据显示，2022年前三季度火电投资完成额为547亿元，同比增长47.5%，火电投资增长趋势明显。
从火电核准装机容量来看，核准进度明显加快。
国际能源网数据显示，2022Q1获核准的煤电装机容量为8.63GW，同比增长103.11%，煤电核准审批速度明显加快。
煤电与新能源联营政策获推广，火电灵改持续高景气。
伴随着新能源装机规模的快速提升，局部地区新能源消纳形势依然严峻，从成本来看，采用煤电深度调峰的单位发电成本仅为0.05元/度，具有显著的经济性。
从政策驱动来看，内蒙古、甘肃、贵州纷纷出台政策，要求灵活性改造新增调峰容量可配置新能源建设指标，为火电企业开展灵活性改造带来发展契机。
05商业模式及收益率分析1、我国火电机组收益模式或逐渐由电量服务转变为电量+容量+辅助服务等模式火电灵活性改造本质上是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程，核心是收益模式的变化。
随着新能源高比例并网，我国火电机组收益模式或逐渐由电量服务转变为电量服务+容量服务+辅助服务等模式。
2、商业模式变革后，我国灵活性煤电机组或可实现可观收益我国新型电力体系正持续完善，对辅助服务等收益机制尚处于完善中，现货市场试点地区正从2020年的8个省市逐步扩大至当前的14个省市。
收益机制的不完善阻碍了火电机组进行灵活性改造。
我们认为，随着我国电力市场化建设的推进，灵活性火电机组收益机制逐渐明确，火电机组进行灵活性改造或能取得可观的收益。
根据Prognos等联合发布的《火力发电厂的灵活性》，德国灵活性煤电机组在现货市场中均能取得10%以上的净利率。
2021年我国风光发电量占比11.7%，煤机利用小时数4586h，短期内火电作为重要的基荷能源，利用小时数或难进入下行通道。
随着新能源发电渗透率的提升，火电利用小时数逐渐下降，并逐渐从电源主体转变为灵活性主体。
公众号《 投研锋向 》参考以上德国煤电机组利用小时数变化，我们测算了我国煤电机组在深度调峰（现有电价体系，运行灵活）和启停调峰（现货市场，运行灵活）两种运行模式下的收益，两种模式下的煤电机组均能实现正向收益。
06产业链分析1、火电产业链概览随着成本端煤炭价格的市场化，一旦煤炭价格暴涨，电价端受管制严重，会使火电行业发生大幅亏损，火电行业成为典型的逆周期性行业。
火力发电企业的上游主要为煤炭、石油、天然气等原材料行业以及发电设备行业，下游产业主要是电网公司、消费者等流通及应用环节。
上游煤炭受宏观影响具有强烈的周期性，受经济波动影响严重，由此造成了火电成本端的不稳定性。
火电产业链主要分为设备端、工程建设端（EPC）及运营端三大环节。
2、设备端设备端主要可分为主机设备（包括锅炉、汽轮机及发电机）和辅机设备（包括烟气治理设备、水处理设备等）。
其中，提高燃煤机组深度调峰能力主要包括：提高锅炉侧锅炉低负荷稳燃能力；实现汽轮机侧机组供热工况热电解耦；以及提高机组主辅机及其环保装置在低负荷下的设备适应性。
主要解决方案是改造锅炉热力系统或烟气系统或选用宽温催化剂。
火电投资复苏背景下设备端有望优先受益。
主机厂商主要包括东方电气、哈尔滨电气、上海电气等；辅机设备厂商主要有青达环保、力源科技、雪迪龙、清新环境、龙净环保和争光股份等。
3、工程建设端火电工程建设端，国内呈现双寡头局面。
中国能建与中国电建两家央企合计占据90%以上份额。
其余少部分市场由省属国有电力施工企业参与建设。
根据中国能建发布的《践行碳达峰、碳中和“30·60”战略目标行动方案（白皮书）》，公司在火电建设领域代表着世界最高水平，从市占率来看火电设计环节市占率在80%以上，建设环节市占率约58%。
由于火电项目一般投资较大，技术难度较高，投资业主也较为集中，另一方面中国电建和中国能建直接承接了原计划经济体制下电力建设与设计的最核心资产，技术实力领先，也拥有央企的资金和规模优势，因此其他企业难以与这两家央企竞争，行业竞争格局预计很难发生变化。
4、运营端火电运营端包括国内“五大四小”发电集团、省属发电平台等。
五大发电集团包括国电投集团、国家能源集团、大唐集团、华能集团和华电集团。
四小发电企业包括国投电力、国华电力、中广核和华润电力。
地方发电企业包括申能股份、京能电力、内蒙华电、浙能电力、华银电力、赣能股份、皖能电力、长源电力、豫能控股、通宝能源和鲁能等。
07相关企业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%。
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
