（报告出品方/作者：西南证券，池天惠）1 新能源出力不足，火电保供价值凸显1.1 风光发电占比较低，电力供应仍然偏紧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。
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。
21 年全国电力供应总缺口达 3975 亿千瓦时，我国电力需求未来预计保持刚性增长势 态。
21 年全国合计 14 个省市电力盈余 7841 亿千瓦时，合计 16 个省市电力缺口 11815 亿 千瓦时，全国电力总缺口 3975 亿千瓦时。
从地域来看，新疆、宁夏、甘肃等西北地区电力 盈余量较大；上海、广东、山东等东南那沿海地区电力缺口较大，风光出力不足，将进一 步凸显火电等传统电源保供地位。
而我国全社会用电量保持稳定增长势态，21 年我国全社 会用电量 8.3 万亿千瓦时，同比增长 10%，净增 8000 亿千瓦时，显著高于“十二五”和 “十三五”期间年均增量水平，根据电规总院分布的《未来三年电力供需形势分析》，预 计 22-24 年分别实现 8.7/9.2/9.6 亿千瓦时用电水平。
1.2 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%。
火电相比核电及水电，具有建设周期短、建设成本低等优势。
对于火电，我国煤炭资 源丰富，火电机组建设周期短，建设成本低，且发电效率较高（35-40%），稳定性较强， 作为我国主力电源，将继续保障电力供应。
对于核电，建设周期较长，建设成本较高，且 铀矿资源较为短缺，核电选址空间有限，放射性大，装机量较低，无法充当电力供应主力。
对于水电，建设周期很长，建设成本也很高，水资源丰富但来水不稳定，无法供应稳定电 力。
综合考虑，火电是保障电力供应最佳电源选择。
全国电力供应短缺显现明显，各地出台保障政策以火电支撑为主。
21 年 8 月受南方地 区来水偏枯和煤炭价格高企影响，火电机组顶峰能力不足，南方区域 4 省（区）、蒙西实 施有序用电措施。
21 年 9 月后全国临时检修机组容量增加，有序用电范围进一步扩大，个 别地区出现了拉闸限电情况。
为此，国家迅速出台一系列政策措施，加快煤炭产能释放， 促使煤炭价格高位回落，火电承担起保障电力供应主要责任。
政策支撑使得电力保供能力 逐步增强，火电发电量增加将有效缓解全国电力供需紧张压力。
电力保障要求强化火电地位，火电装机有所提速。
“十二五”煤电年均新增 49GW， “十三五”年均新增 36GW，从 2011 年-2020 年，煤电关注度逐渐降低，新增装机量也呈 现降低势态。
但近两年电力需求加大，多地电力供需缺口大，国家出台多项电力供应保障 政策，火电“压舱石”作用凸显。
自 21Q4 以来火电单季度核准装机规模显著增长，22 年 1-8 月火电核准装机 40.8GW，而 21Q1-Q3 火电核准装机仅为 3.03GW。
预计“十四五” 期间，煤电新增装机将有所提速，22-24 年合计新增装机 140GW，年平均装机达 46.7GW。
火电投资建设有所提速，未来 3 年有望带动产业链投资额约 4000 亿元。
“十三五”期 间火电年均投资 833 亿元，相较“十二五”有所下滑，2020 年投资额为 568 亿元，2021 年火电投资额有所提速达 707 亿元，同比增速 24.5%；22 年 1-7 月火电投资额达 405 亿元， 同比增长 70.2%。
按照 20 年平均单位造价测算，未来 3 年火电投资额可达 4580 亿元。
根据电规总院发 布的《火电工程限额设计参考造价指标》显示，20 年我国 2*660MW 机组的新建/扩建造价 分别为 3636/3119 元/kw，2*1000MW 机组的新建/扩建造价分别为 3309/3022 元/kw，两类 型机组投资额合计 216 亿元。
根据上述单位造价取平均值为 3271.5 元/kw，根据电规总院 《未来三年电力供需形势分析》显示，2022/2023/2024 年火电装机规模预计为 40/50/50GW， 由此测算出未来 3 年火电投资额分别为 1309/1636/1636 亿元，合计 4580 亿元。
按照 21-22 年投资额平均增速测算，未来 3 年火电投资额近 4000 亿元。
根据中电联 数据显示，21 年火电投资额 707 亿元，同比增速 24.5%，22 年 1-7 月火电投资额 405 亿 元，同比增速 70.2%。
2022 年有关火电灵活性改造的政策频出，火电核准和装机增速，火 电灵活性改造作为火电盈利转向的主要方向，预计未来 3 年火电投资额也将保持较高增速。
21 年和 22 年火电投资额同比增速平均水平为 47.4%，保守估计未来 3 年火电投资增速为 35%，以 2021 年火电投资额 707 亿元为基础，算出 2022/2023/2024 年火电投资额分别为 955/1289/1740 亿元，合计投资额 3983 亿元。
设备购置费用为火电投资的主要部分，其中主机设备费用占比 59%。
根据电规总院 2020 年发布的《火电工程限额设计参考造价指标》，以 2*1000MW 机组为例，机组的费用 结构包括建筑工程费用、设备购置费用、安装工程费用、其他费用，其中设备购置费用在 机组总投资额中占比 42.2%，是最主要的部分。
机组设备费用支出包括锅炉、汽轮机、汽 轮发电机、其他，其中主机设备占比过半为 59%。
2 火电灵活性改造推动消纳，调峰服务市场潜力巨大2.1 新能源消纳问题凸显，火电灵活性改造成重要手段我国风光装机发电量双增，促风光消纳重要性日渐提升。
21 年我国风光装机量占比达 27%，发电量占比达 12%，根据国家发改委能源研究所发布的《中国 2050 高比例可再生 能源发展情景暨路径研究》，预计 2050 年我国风光装机量将增至 72%，风光发电量将提 升至 64%，随着风光发电效率提升，发电量增长，风光电力消纳问题有待解决。
“十三五”期间弃风弃光情况得到改善，弃风弃光率均降至 4%以下。
根据国家能源局 数据，“十二五”期间我国弃风率整体较高，到“十三五”期间弃风率显著走低，2015- 2021 年弃风率由 15.4%降至 3.1%，同期弃光率由 12.0%降至 2.0%，主要得益于抽水蓄能、 火电灵活性改造等电力系统灵活性调节方式发力，促使风光消纳能力逐年提升。
西北地区弃风弃光现象最为严重，解决西北地区风光消纳问题是重中之重。
根据国家 能源局数据显示，2021 年我国青海、蒙西、新建、河北、甘肃五地弃风率分别为 10.7%、 8.9%、7.3%、4.6%、4.1%，均高于全国平均水平；西藏、青海两地弃光率分贝为 19.8%、 13.8%，显著高于全国平均水平。
根据全国新能源消纳监测预警中心数据显示，22Q2 有 3 个省区弃风率高于 10%，分别为甘肃（11.4%）、蒙西（11.6%）、蒙东（13.5%）；有 2 个省区弃光率高于 10%，分别为青海（13.7%）、西藏（16.6%）。
从地域分布看，上述 弃风、弃光率高的地区集中于西北部。
我国弃风弃光率要进一步降低，促进西北地区风光 电力消纳是重中之重。
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。
火电灵活性改造投资成本低、性价比高，将在灵活性电源中扮演重要角色。
根据《广 东“十三五”电源调峰联合运行策略优化》，火电灵活性改造后进行深度调峰的度电成本 为 0.05 元/kwh，显著低于抽水蓄能电站/燃气轮机/新型储能电站 0.06/ 0.48 / 0.75 元/kwh 的度电成本。
此外，根据《高比例可再生能源电力系统关键技术及发展挑战》，火电灵活 性改造技术成本为 60-180 元/kw，远低于其他灵活性调节方式的技术成本。
火电灵活性改 造成本优势显著，是重要的灵活性电源之一。
不断出台支持性政策，十四五期间计划完成火电灵活性改造 2 亿千瓦时。
2016 年 6-7 月，为全面提升电力系统调峰能力和促进新能源电力消纳，确定了丹东电厂等 22 个项目为 提升火电灵活性改造试点项目，主要集中于“三北”地区。
2018 年 3 月，在《关于提升电 力系统调节能力的指导意见》中，明确“十三五”期间完成 2.2 亿千瓦火电机组灵活性改造， 提升电力系统调节能力 4600 万千瓦，并要求最小技术出力达到 30%-40%容量水平。
2021 年 11 月，在《关于开展全国煤电机改造升级的通知》中，明确“十四五”期间完成煤电机 组灵活性改造 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦；2022 年 3 月，在《“十四 五”现代能源体系规划》中，提及到 2050 年，灵活性电源占比达到 24%左右，将为火电 灵活性改造预留较大增长空间。
2.2 火电调峰补偿有所推进，灵活性改造积极性提升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：1）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；2）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；3）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。
火电灵活性改造三大灵活性指标：最小出力、启停时间、爬坡速度，最核心目标是降 低最小出力（发电厂在稳定运行条件下可以提供的最小净功率），即增加深度调峰能力。
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 稳定燃烧以及脱销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。
“十三五”我国火电灵活性改造不达标，未来火电灵活性改造任务任重道远。
《电力 发展“十三五”规划（2016-2020 年）》明确提出，“十三五”期间，我国“三北地区” 火电灵活性改造容量约 2.15 亿千瓦，其中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。
改造完成后，预计提升调峰能力 4500 万千瓦。
其他地区纯凝机组改造 容量约 450 万千瓦，预计提升调峰能力 100 万千瓦。
2021 年国家电网发布的《国家电网有 限公司服务新能源发展报告》中表示，“十三五”期间，“三北地区”完成火电灵活性改 造容量为 8241 万千瓦，增加调峰能力 1501 万千瓦。
火电灵活性改造完成率为 38.3%，提 升调峰能力完成率为 33.4%，均不达标。
我国火电机组调峰能力不足，灵活电源装机占比小，未来均有较大提升空间。
根据 20 年中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，目前我国在运煤电机组一般最小出力 为 50～60%，冬季供热期仅能低至 75～85%。
国内试点示范项目经灵活性改造后，最小技 术出力可低至 30%～35%，热电联产机组最小技术出力达到 40%～50%。
相比于丹麦 15%-20%的最小出力以及德国 25%-30%的最小出力水平，我国火电机组调峰能力仍有较 大提升空间。
我国灵活调节电源比重低，火电灵活性改造、抽水蓄能、燃气发电等灵活调 节电源装机占比不到 6%，距离我国 24%左右灵活性电源装机占比目标，提升空间大。
其 中“三北”地区新能源富集，风/光装机为 72%/61%，但灵活调节电源不足 3%，而美国、 西班牙、德国的灵活电源占比分别高达 49%、34%、18%。
我国调峰补偿费占比最大，南北区域调峰补偿/报价均呈梯级特征。
调峰服务是火电灵 活性改造最主要的目标，也是我国电力辅助服务市场重要组成之一。
根据国家能源局发布 的《2019 年上半年电力辅助服务有关情况的通报》，2019H1 我国电力辅助服务补偿费用 为 130 亿元，其中调峰补偿费用 50 亿元，占比为 38%。
从地域补偿费用结构看，2019 H1 东北地区以调峰补偿费用为核心，在五类电力辅助服务补偿费用中占比高达 98%。
东北 地区电力调峰补偿费用占全国电力调峰补偿费用的 54%，调峰市场潜力与发展主要看东北 地区。
目前已有“南方区域调峰梯级补偿标准”和“东北地区有偿调峰梯级报价标准”， 根据三档调峰深度，分别对应三档具体调峰补偿/报价。
火电灵活性改造收益模式有望转为：电量服务收益+辅助服务收益+容量服务收益。
截 至 2021 年底，我国新能源装机占比为 26.7%，发电量占比 11.8%。
在双碳目标和能源结构 转型驱动下，未来新能源装机规模将不断增长，新能源电力大规模并网将带来较大调峰需 求，火电机组的收益模式也将由单一的电量服务收益转向电量+辅助服务+容量相结合的收 益模式。
调峰容量补偿标准逐步明确，利好火电灵活性改造发展进程。
2022 年 9 月 20 日，甘 肃能源监管办发布《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则 》（征求意见稿），文件内容 表示，调峰容量市场交易是针对火电机组灵活性改造成本和电网侧储能的投建设资成本， 按调节能力（容量）进行竞价获取补偿的交易。
在调峰容量市场建设初期，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，补偿标准分为非供热季补偿标准 和供热季补偿标准。
纯凝机组全年按照非供热季补偿上限执行，火电企业最大补偿范围不 超过能源监管核定的调峰能力。
调峰容量补偿标准的完善，对火电灵活性改造发展进程推 进具有重要意义。
按照增加调峰容量计算，中性情境下火电灵活性改造市场规模有望实现约 350 亿元。
2021 年国家能源局等发布《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，促进清洁能源消纳。
根据 2020 年中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》，煤 电灵活性改造单位千瓦调峰容量成本约在 500 元～1500 元之间。
以系统调节能力 3000 万 千瓦、3500 万千瓦、4000 万千瓦分别表示未来调峰发展的悲观、中性、乐观三种情景。
根 据调峰深度不同，火电机组灵活性改造成本也有较大差异，对单位调峰容量成本取下限 500 元/kW，中限 1000 元/kwh，上限 1500 元/kwh，分别计算对应市场规模。
悲观情景下 规模可达 150-450 亿元；中性情景下规模可达 175-525 亿元；乐观情景下规模可达 200- 600 亿元。
考虑火电改造难以达到 4000 万千瓦目标上限，以及未来机组改造成本下降，选 取中性情境下市场规模规模平均值为预计，则火电灵活性改造市场规模有望实现约 350 亿 元。
按照灵活性改造容量 2 亿千瓦进行测算，预计未来火电灵活性改造投资规模可达 120- 360 亿元。
两种测算方式下，火电灵活性改造未来市场规模均超过百亿，发展潜力大。
3 相关企业分析3.1 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%。
3.2 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
