精耕二十余年龙源技术：火电“先立”助力燃烧龙头迎来业绩拐点

　　深耕火电燃烧控制，打造行业技术标杆企业。龙源技术是火电燃烧控制领域老牌企业，以技术创新为轴，不断提高燃煤电站应用，拓展综合节能和环保领域，现已成为目前世界最大的电站节油点火技术服务及设备制造商。

　　公司于1998年成立于山东烟台，2010年深交所创业板上市，在火电行业深耕廿载，立足煤粉燃烧和电站节能环保技术领域，公司历经快速发展、多元发展、转型发展阶段，形成节油点火业务、低氮改造业务、综合改造业务、燃烧控制优化多元一体的发展格局，公司作为传统火电细分设备龙头公司，将深度受益于行业转折趋势，并有望在火电转型中发挥龙源力量。

　　高管行业背景扎实。公司管理团队都曾在发电公司、电力集团、电力科学研究院等单位担任要职，有多年电力节能环保领域的从业经验，技术知识积淀深厚，行业前沿洞察颇深，公司董事长杨怀亮曾任山华电聊城发电厂总工程师兼生产技术部主任，副董事长杨志奇历任国电菏泽发电厂副总工程师，独立董事车得福为西安交通大学能源系锅炉教研室副主任，优质人才背景为公司技术创新注入了强劲动力。

　　股权结构稳定清晰，股权激励提振骨干。公司实控人为国家能源投资集团，确保公司经营的稳健性。子公司分别涉及设备制造、新能源技术、风电场运营等领域，形成传统业务与新兴业务同频共振的良好发展态势。

　　公司于2020年起推行限制性股票激励计划，重点激励公司高管与核心业务骨干人员，形成利益和激励约束机制，有效激发关键岗位、核心人才干事积极性。

　　公司拥有若干支由多位电力节能环保行业专家及一批博士、硕士组成的研发团队，近5年来，公司研发团队不断扩大，人员数量稳步上升，人员结构不断优化，截至2022年6月，研发人员中硕士学历以上人才占比提升至18.17%；同时，公司积极开展专业技术序列“骨干层”专家评聘工作，探索共建校企人才培养平台，助推企业技术加速升级换代。

　　2017-2021年公司营收、归母净利润受火电投资影响，2020年以来，公司克服原材料价格上涨、煤价飙升导致火电经营困难以及疫情反复等不利影响，拓展节油业务，同时对接非电领域节能环保改造需求。

　　受益于火电基建加速及灵活性改造市场需求，公司在2022Q3度实现营业收入3.4亿元，同比增长59.4%，实现归母净利润0.71亿元，同比增长402.3%。公司四季度营收偏高主要和火电检修周期有关，四季度为集中确收季。

　　2022H1节油业务、省煤器产品、低氮燃烧业务的营收占比分别为35.1%、32.1%和10.3%，是现阶段公司营收的主要来源。环保和新能源板块中的工业尾气治理、清洁供暖业务的营收之和占比为11.2%，为公司提供了新的收入增长点。

　　受火电需求增量和新产品推出影响，公司综合毛利率稳步提升，2019-21年分别为16.6%/18.95%/19.13%，21年公司对业务板块重新划分，节油业务主要包括机组点火稳燃及火焰监测等业务，受益产品高市占率和新产品推出，毛利率稳定提升，2020-21年由20.04%提升为25.26%，低氮燃烧业务由于政策红利消退，毛利率将为低位稳定状态，工业尾气业务毛利率由6.79%提升至8.75%主要系政策推动下公司打开非电烟气治理市场，公司未来不断推出高价值产品，毛利率有望进一步增强。

　　得益于营收规模扩张和降本控费持续推进，公司近5年来三费比重持续下行，其中管理费用率降幅最为明显，从2017年的18.62%降至2021年的9.96%，销售费用率基本维稳。另一方面，公司高度重视研发体系建设，持续加大研发投入以稳固核心竞争力，2019-2021年的研发投入均维持在7%以上。

　　2022Q3存货周转天数为247天，同比下降24.38%，应收账款周转天数为256天，同比下降35.65%；公司克服下游煤电企业生产经营困难导致的还款风险，加大款项清收力度并取得积极成果。资产负债率19-21年升高主要系项目款尚未结算所致，2022年Q3公司资产负债率下降，公司营运能力提升。

　　2018-2021经营性现金流持续为正，彰显经营稳健性，2019年投资净现金流同比大幅下降，主要系公司用货币资金购买理财产品未到期所致，筹资净现金流量在近两年均为负值，系公司实施员工限制性股票激励计划、分配现金股利所致。

　　随着疫情全面好转，稳增长政策落地显效，叠加今年夏季高温天气影响，用电量稳定提升，2022年1-9月全社会用电量累计64,931亿千瓦时，同比增长4.0%，夏季高温期间8月用电量8520亿千瓦时，同比增长12%，2022年夏季多个省市已出现最高负荷，电力保供形势严峻。

　　以新能源汽车、电采暖为代表的电力产品在用户终端占比不断提升，用电负荷波动性将进一步增大，随着“煤改气”“煤改电”等清洁取暖改造规模扩大，增加了冬季电网负担，影响用电负荷。

　　在2010-2021年间，国内多个省市呈现用电负荷增速与用电量增速的剪刀差进一步扩大，我们认为未来用户侧与电网侧的交互越来越多，电动车充电站、轨道交通系统、楼宇变频通风系统等设施增多，均会持续对电网稳定性形成冲击。

　　中长期内，我国可以大规模应用的成熟发电技术主要包括燃煤、燃气、水电、核电、风电、光伏等6种技术，其中风电、光伏、水电、核电是可以继续扩大规模的清洁低碳的发电方式。

　　但该几种技术均无法满足系统对于灵活稳定的需要，我国用电需求有“日内双峰、夏冬双峰”的特点，而风光出力受光照、风力波动极大，而核电为保证安全运行，通常以及其稳定的出力带基荷运行，都无法去跟踪负荷的波动，因此系统对于灵活性的需求仍需火电、水电等常规电源支撑。

　　可再生能源全国分化不均。风能资源方面，2021年我国东北地区和东北部、华北北部、内蒙古中东部、新疆北部和东部、西北地区西北部、大部、华东东南部沿海等地高空70米高度（风力发电机常用安装高度）风能资源较好。

　　在太阳能资源方面，2021年国内地区性差异较大，总体水平面总辐照量西部地区大于中东部地区，北方较常年偏低、南方偏高。

　　根据中电联数据，2022年前三季度光伏利用率为98.2%。从各省数据来看，前三季度，弃光率最高达到19.5%，河北、陕西、山东、蒙西、甘肃、宁夏、新疆略低于全国平均利用率。

　　前三季度风电利用率为96.5%，从各省数据来看，前三季度，蒙东弃风率达到10.5%，河北、蒙西、蒙东、吉林、山西、甘肃、青海、宁夏、新疆均低于全国平均，整体来看风光发电量大省普遍发电量占比20%左右，且大部分地区消纳能力增长有限，因此面临的消纳问题更加严峻。

　　“十三五”期间煤电装机增速放缓导致近年部分地区用电紧张。“十三五”期间，受环保要求和产能过剩影响，国内煤电装机增速明显放缓，“十一五”到“十三五”我国煤电年均新增装机分别为63.7/48.0/36.0GW，21年中国提出严控煤电项目，企业与地方政府进一步收紧了新煤电项目的审批。2021年全国新增煤电28GW，为近15年来最低点。

　　21年底迎峰度冬期间，电煤供需阶段性失衡叠加天气原因影响新能源发电出力，造成电力供应缺口，部分省市“拉闸限电”，22年迎峰度夏期间，极端高温天气造成长江水位为历史底部，四川、重庆等地区出现严重用电缺口，多能互补重要性明显提升，火电“兜底”作用凸显。

　　二十大报告提出“立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤碳达峰行动”，我国资源禀赋为“富煤贫油少气”，当前我国能源结构仍然以煤炭消费为主，截至今年9月，全国火电装机13.2亿千瓦，占发电总装机容量的52.9%，但发电量贡献69.5%，煤电仍然为我国的主体电源，发挥能源电力安全“压舱石”作用。

　　在基础和配套设施方面，布局和建设跨省跨区输电通道，有效增加电力系统灵活性措施。同时推进煤电的灵活性改造，重点是发挥煤电的容量支撑作用，同时降低煤电的电量出力。

　　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。

　　根据国际环保组织绿色和平发布的报告，2021年中国新增核准煤电装机约18.55GW，同比减少57.66%。但2021年第四季度煤电核准开始加速，单季度核准超过11GW。2022年前8个月我国新增核准煤电装机26.62GW，已超过2021年全年核准量。

　　中电联10月披露《2022年1-9月份电力工业运行简况》数据，火电投资547亿元，去年同期火电投资金额为371亿元，同比增长47.5%，火电投资明显加快。

　　今年受极端天气影响，同时水电二三季度枯水，电力紧缺时间贫乏，火电发电量占比提升，火电保供作用凸显，预计“十四五”期间，煤电新增装机将会明显反弹。

　　随着可再生能源的规模增大，以及具有的波动性和反调峰特性，其并网消纳对电力系统灵活性和安全稳定运行的要求不断提高，根据目前节能发电调度政策，不同能源的调度顺序通常为：无调节能力的可再生能源→有调节能力的可再生能源→核电和燃气轮机→燃煤机组，但由于我国电源结构以火电为主，调度顺序高的灵活性能源占比较小，因此，对火电机组进行深度调峰改造，可以提供充分灵活调节能力保障可再生能源消纳和电网安全运行。

　　火电三改分为节能降耗改造、供热改造、灵活性改造。发改委文件《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》（发改运行〔2021〕1519号）中对灵活性改造进行阐述，旨在通过实施煤电机组改造升级，进一步降低煤电机组能耗，提升灵活调节能力和清洁高效水平。

　　节能降耗改造是为了让煤电机组“少吃煤、多发电”，对供电煤耗在300克标准煤/千瓦时以上的煤电机组，应加快创造条件实施节能改造，对无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。“十四五”期间改造规模不低于3.5亿千瓦。

　　距离《全国煤电机组改造升级实施方案》相差较大，中电联2020年火电机组能效水平对标报告，300MW亚临界燃煤机组全国平均供电煤耗为322.79克标准煤/千瓦时，600MW亚临界燃煤机组全国平均供电煤耗为314.19克标准煤/千瓦时，目前国内在役未改造超临界等级机组普遍锅炉效率略低，机组供电煤耗略高（到2025年，全国火电平均供电煤耗降至300克标准煤/千瓦时以下）。

　　供热改造是对具备条件的纯凝机组进行改造，主要替代采暖和供气小锅炉，为周边工业企业和居民用户提供热能；鼓励现有燃煤发电机组替代供热，积极关停采暖和工业供汽小锅炉，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造，在落实热负荷需求的前提下，“十四五”期间改造规模力争达到5000万千瓦。

　　灵活性改造是为提升火电机组深度调峰能力，消纳新能源，需求高时多发电，需求低时少发电。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。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。

　　调峰深度扩大火电企业发电成本主要在于投油和磨损（投油点火），火电机组深度调峰阶段能耗成本与自身煤耗成本、机组投油成本（投油点火）、机组损耗成本有关，还与环境成本等附加经济成本相关，调峰深度扩大，机组损耗成本、投油成本不断增加、但启停次数明显减少，启停成本降低，燃煤运行成本变化不大，因此总成本升高主要原因在于投油成本和磨损成本，因此根据新能源电力系统国家重点实验室测算，调峰深度分别为40%/50%/60%时，火电厂单位发电成本分别为0.236/0.251/0.275 元/kWh。

　　电力系统灵活性的调节方式主要有火电（灵活性改造）、抽水蓄能、燃气轮机、电化学储能等方式。抽水蓄能建设周期一般为6-8年，投资较高建设周期长，电化学储能成本较高，使用寿命较短（10-15年），燃气轮机发电灵活，但原料成本相对煤炭价格更高。经灵活性改造后的煤电机组最小出力能够降低至额定容量30%，并且适合中等时间尺度的灵活性。

　　根据部分改造案例，煤电机组改造建设成本在约0.2亿元/炉-1亿元/炉之间不等，按30-100万千瓦装机改出20%调峰容量进行测算，单位调峰容量对应的建设成为0.1-1.6元/W，低于电化学储能约4元/W的建设成本。按我国现存30万千瓦以上机组约2000台需进行改造计算，未来八年改造总市场规模约为400亿元-2000亿元。

　　发电厂的灵活性可以被描述为其调整并入电网的净功率、其整体运行负荷范围和从静止启动到稳定运行所需的时间的能力。

　　20%-40%：深度改造，包括稳燃，水动力稳定性，给水泵稳定性，汽轮机改造，机炉协调控制等。

　　火电灵活性改造三大灵活性指标：调峰幅度（最低出力）、爬坡速率及启停时间。国内火电灵活性改造的核心目标是充分响应电力系统的波动性变化，实现降低最小出力、快速启停、快速升降负荷三大目标，其中降低最小出力（增加调峰能力是目前最为广泛和主要的改造目标）。

　　从机组分类来看，火电机组类型主要包括热电联产机组及纯凝机组，热电联产机组“以热定电”方式限制机组出力，难以降低，严重限制调峰能力，在供热季节调峰困难，其改造关键为“热电解耦”改造。纯凝机组具有低负荷运行能力强，负荷调节灵活等优点。

　　锅炉侧重点解决燃烧稳定性、制粉系统稳定性、换热水动力稳定性、受热面高温腐蚀与疲劳损伤、空预器低温腐蚀及泄漏、脱硝运行安全等问题。

　　1)锅炉低负荷稳燃技术。为提高燃烧稳定性，通常采用的技术路径包括:低负荷精细化燃烧调整，主要针对燃烧器结构、磨投运方式、煤粉精度、一次风速、配风方式等内容。燃烧器、制粉系统优化改造，改造内容涉及燃烧器、磨煤机动态分离器、风粉在线监测装置等。其余还包括改善入炉煤质，储备调峰煤、掺烧生物质等。

　　2)宽负荷脱硝技术。当机组低负荷运行时，烟气温度往往偏低，带来催化剂活性降低、还原剂结晶、空预器腐蚀等问题。为了保证SCR脱硝系统宽负荷运行，主要技术路线类:通过改造锅炉热力系统或烟气系统，提高低负荷阶段SCR反应器入口温度;选用宽温催化剂，在常规V-W-TiO2催化剂基础上，通过添加其他元素改进催化剂性能，提高低温下催化剂活性。

　　1) 汽轮机通流设计与末级叶片性能优化技术。汽轮机在低负荷运行时，由于蒸汽流量减小，动叶片造成水蚀。同时蒸汽流量不足也将导致重热效应，转子、汽缸等部件由于叶片摩擦鼓风而被加热，受热不均将产生胀差。为改善汽轮机低负荷运行特性，通常采用的技术路径为强化末级叶片性能、优化通流设计参数、增加冷却方式控制等。

　　2）供热机组热电解耦技术。热电联产机组调峰能力还受到供热负荷的制约，采取的改造技术有: 切除低压缸供热，中压缸排汽绝大部分用于对外供热，仅保持少量的冷却蒸汽，使低压缸在高真空条件下“空转”运行。电热锅炉，在热源侧设置电热锅炉，实现热电解耦。储热罐，作为电网负荷较低时补充机组供热抽汽。其他技术包括吸收式热泵、电驱动热泵等技术实现热电解耦。

　　1）提高负荷响应速率协调优化控制技术。目前常用的提高负荷相应速率的技术有自动发电控制（automatic generation control，AGC）协调系统优化控制技术、过热和再热汽温优化控制技术、变负荷和智能滑压优化控制技术、供热抽汽辅助负荷调节技术、给水旁路调节与高加抽汽调节技术等。

　　2）水冷壁安全防护技术。实时监测水冷壁温度的变化以及汽包上下壁温及温差、汽包与水冷壁温差等参数及其变化。另外，核算管间偏差、核算水循环安全性、设置必要的壁温测点也具有重要的作用。

　　火电参与现货市场可以择时高价发电。现货市场价格信号波动幅度较大，跟踪山西电力现货市场2022年11月数据，日内最高电价可达1.2-1.5元/kWh，相应最低电价仅仅为0.3-0.5元/kWh，同月广东日前电价价差区间达0.9元/kWh，电价价差区间扩大有利于火电机组灵活性改造变现，在低电价时刻，灵活性较好的火电机组选择停机或迅速降低出力，避免低电价造成大额亏损，同时，在高电价时快速启动或提升出力，多发电提高利润。

　　辅助服务市场供给扩大，灵活性改造机组受益。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》。随后各地能监局或能监办也开始陆续出台区域或省级“两个细则”，火电机组可以通过提供辅助服务获得补偿，充分发挥灵活性改造机组的“灵活”价值，为灵活性改造提供新的着力点，全面提高系统调节能力和新能源消纳能力，推动双碳目标实现。

　　辅助服务市场分为基本调峰服务与有偿调峰服务，有偿调峰辅助服务则包括实施深度调峰、应急启停、跨省调峰，火电进行灵活性改造后根据调峰深度不同可分阶段获取调峰补偿。火电机组有偿调峰基准及报价区间由各地区市场自主决定，分地区实时深度调峰交易有偿基准及报价区间情况。交易多采用“阶梯式”价格机制，每15分钟为一周期进行报价统计。东北、新疆区域市场从是否为供热期、热电／纯凝机组方面定义了更详细的有偿基准。

　　容量市场增强火电灵活性改造意愿和收益。2022年9月，甘肃省出台《甘肃电力辅助服务市场运营暂行规则》，文件指出火电机组灵活性改造成本按容量进行竞价获取补偿收益，在市场初期，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。容量市场收益是火电机组获取电能量收益和辅助服务市场收益外的稳定收益，极大促进火电机组进行灵活性改造的意愿。

　　参与火电灵活性改造企业赋予新能源指标。目前河南、内蒙古、山东、贵州均已出台火电灵活性改造给予新能源指标方面激励，我们认为未来该模式有望向全国推广，将刺激火电企业开展火电灵活性改造，积极获取新能源指标。随着新能源渗透率的提高，未来“风、光、火”协同发展，已经成为大趋势。“十四五”九大清洁能源基地，均为“风光火一体化”、“风光水一体化”大基地。

　　煤粉为多项燃烧过程。电站锅炉中煤粉的燃烧属于多相燃烧，反应是在燃料固体表面进行的。多相燃烧为两个反应即氧向燃料表面的扩散和在表面上进行的燃烧化学，所以煤粉迅速完全燃烧必须满足相当高的炉内温度、供应充足的空气量、燃料与空气的良好扰动和混合、足够的炉内停留时间。

　　燃烧不稳定会造成熄火。锅炉在低负荷下运行时，火焰在炉内的充满程度会比高负荷时差，负荷降低到一定程度时，由于炉内温度下降，导致煤粉气流的着火距离增大，同时火焰对炉壁辐射损失相对增加，所以就容易出现燃烧的不稳定，甚至锅炉熄火。

　　燃烧过程不稳定不但将引起蒸汽参数发生波动，而且还将引起未燃烬可燃物在尾部受热面的沉积，以致给尾部烟道带来再燃烧的威胁。炉膛温度过低不但影响燃料的着火和正常燃烧，还容易造成炉膛熄火。炉膛温度过高、燃烧室内火焰充满程度差或火焰中心偏斜等，将引起水冷壁局部结渣，或由于热负荷分布不均匀而使水冷壁和过热器、再热器等受热面的热偏差增大，严重时甚至造成局部管壁超温或过热器爆管事故。

　　燃煤锅炉是燃煤发电系统的三大主要设备之一，负责将煤炭进行高效燃烧，并将释放的热量传递给汽水工质，从而向汽轮机供应规定数量和质量蒸汽的功能。当前大型燃煤锅炉（300 MW及以上容量）主要包括煤粉锅炉和循环流化床锅炉 2 种类型。其能源转化过程的效率是影响燃煤电站系统效率的关键。

　　两种锅炉岛燃料不同：循环流化床锅炉可以燃用比煤粉锅炉更宽广的固态燃料，且特别适宜燃用污泥、矸石、泥煤、秸秆、油页岩等低热值燃料。

　　两种锅炉岛污染物不同：由于燃烧温度低，循环流化床锅炉的二氧化硫、三氧化硫、NOx、粉尘、汞等重金属排放浓度低于煤粉锅炉，但循环流化床锅炉的NO原始排放高于煤粉锅炉。

　　等离子体点火装置是利用高压、高频触发起火，并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等离子体，该等离子体在专门设计的燃烧器中心燃烧筒中形成温度高于5000K且温度梯度极大的局部高温区，煤粉颗粒通过该等离子“火核”受到高温作用，并在10 ms内迅速释放出挥发物，使煤粉颗粒破裂粉碎，从而迅速燃烧。

　　反应是在气相中进行的，使混合物组分的粒级和成分发生变化，有助于加速煤粉的燃烧，减少点燃煤粉所需要的引燃能量。可以用很低的能量点燃部分煤粉，然后逐级放大将整个燃烧器的煤粉点燃，实现用等离子弧直接点火。

　　气化微油点火燃烧器首先利用压缩空气（蒸汽）的高速射流将燃油直接击碎，雾化成超细油滴进行燃烧，同时用燃烧产生的热量对燃料进行初期加热、扩容和后期加热，在极短的时间内完成油滴的蒸发气化，使油枪在正常燃烧过程中直接燃烧气体燃料，从而大大提高燃烧效率和火焰温度。

　　传统点火方式：大油枪点火，高耗油、高排放、启动费用高、电厂设置油库不安全，目前已逐渐改造为小油枪点火和微油点火装置。

　　公司第一、二大股东国电科技环保集团股份有限公司与雄亚（维尔京）有限公司实际控制人均为国家能源集团，国家能源集团子公司业务覆盖煤炭生产、火力发电、风力发电和煤制油煤化工。

　　集团鼓励公司实施科技示范项目，同时集团内中国神华、国电电力等火电建设改造需求为公司提供稳定盈利点，截至2022年H1公司向集团内销售商品、提供劳务的关联交易占同类交易金额比例为69.46%，公司关联交易定价遵循市场化原则，定价公允，我们认为公司的优势技术有望向集团火电机组推广。

　　公司为“山东省煤粉燃烧工程技术研究中心”，拥有“国家能源等离子体煤粉燃烧技术重点实验室”、“山东省煤粉燃烧技术工程实验室”等一系列高水平研发平台，公司拥有授权专利 341 项，其中国内发明专利 87 项，国外发明专利 20 项，国内实用新型专利 233 项，外观设计 1 项，组织制定了电力行业标准《等离子体点火系统设计与运行导则》，联合主导国际首个火焰检测器标准《火焰检测器技术规范》（IEC标准）。获得了电力工程施工总承包与火电设备安装专业承包资质（）、特种设备制造许可证（A级锅炉）等，通过了工业和信息化部组织的合同能源管理公司推荐评审，成为节能服务类型行业领先公司。

　　在拓展国内市场的同时，公司积极布局海外业务，2007年，公司成为国内节油点火技术首家出口企业，2010年国电龙源技术（美国）有限公司成立，2012年公司实施海外首个低氮燃烧项目。目前，公司的技术和产品已遍布中国及中国等地区，并在美国、韩国、印度、俄罗斯等国家建立了品牌影响力，各类产品应用于21个国家和地区。

　　公司在国际上与美国能源部研究院、美国smart-burn公司、俄罗斯远东电力研究院、澳大利亚能源公司等国外科研机构和专业公司有广泛技术交流，公司拥有国外发明专利20项，等离子无油点火技术出口到俄罗斯、韩国、印尼等国家，在国际电力设备领域建立起一定的知名度。低NOx燃烧技术成功出口应用到美国西星能源公司杰弗瑞电厂。

　　2021年公司顺利完成津巴布韦等离子体点火项目首台炉的出口及部分回款，积极采用线上推广加海外代理模式拓展业务拓宽海外市场。

　　节能板块包括节油业务及综合节能改造业务，其中节油业务包括机组点火稳燃及火焰监测等业务；综合节能改造业务包括省煤器、余热利用、煤种适应性改造、旁路烟道、锅炉综合改造等业务；环保板块包括低氮燃烧及工业尾气治理、软件及信息化等业务；公司新能源板块包括清洁供暖、混氨燃烧等新能源领域业务。目前，节油点火业务、低氮燃烧业务、综合改造业务、燃烧控制优化业务是公司的核心业务。

　　等离子点火及稳燃技术有节约高品位能源、低负荷稳燃性、安全性、环保性、经济性、适用性强等优点。传统电站锅炉启动、滑停、低负荷稳燃都要消耗大量燃油。

　　新建机组基建期间取消油库、输油设备及炉前油系统，降低工程造价和节省油库占地，存量机组通过改造实现无油点火，拆除油库、输油设备及炉前油系统，实现单一燃料运行，经济效益显著同时更加安全环保。

　　低负荷稳燃性能：对于长时间低负荷稳燃的调峰机组，投运一层等离子体燃烧器（或几个等离子体燃烧器）即可以保证稳燃效果。

　　经济性：启停和稳燃的运行成本仅为燃油点火方式运行成本10-20%，对于新建机组可以节约上千万初投资和试运行费用。减少油品运输和储存环节，减少建造费用，同时可实现脱硫系统与锅炉同步启动，避免价格高昂的SCR催化剂被油污玷污与烧结而失效。

　　适应性强：该技术制粉系统类型包括钢球磨储仓式、双进双出钢球磨直吹式、中速磨直吹式制粉系统，燃用煤种适用于燃煤、贫煤、褐煤；机组容量等级涵盖50MW~1000MW；燃烧方式包括切向燃烧直流燃烧器和墙式燃烧旋流燃烧器。基本涵盖了不同容量、不同炉型、不同燃烧方式和不同制粉方式的电站煤粉锅炉。

　　等离子体发生器不断更新换代，DLZ-HV-200已为。公司夯实研发技术，不断推出高效轻量化产品，“DLZ-80高效等离子体点火及稳燃技术”列入《2020年中央企业科技创新成果推荐目录》，最新一代DLZ-HV-200高效等离子体点火及稳燃技术在国家能源集团江西神华九江发电公司 2 号机组成功运行，并且登录央视新闻报道。

　　DLZ-80高效等离子体点火及稳燃技术是公司研发的新一代等离子体点火技术，具有阴、阳极寿命长，阴极寿命可达500h以上（相对DLZ-200寿命提升3倍），维护便捷（可依据条件直接替换旧产品），减重（等离子体发生器重量仅35kg，相对DLZ-200降低80%），节能高效，可靠性高，运行稳定等优点，可将点火源功率降低20-30%，不仅可满足市场对于等离子体点火技术升级的需求，也非常契合火电灵活性所需的稳燃系统低能耗、易维护的要求。

　　设备投运使用周期延长，等离子体系统整体使用要求提升，旧配套设备已出现故障率升高，检修维修困难等问题，不能继续满足客户安全运行需要，公司推出LYZKG-500系列电源应用三相桥式全控整流技术及专用等离子体电源控制技术，可应用于DLZ-80，DLZ-200，DLZ-300等产品，可提供全面的在线模拟量和开关量数据信息，对公司等离子发生器产品适应性更强，功率调节范围更宽。

　　应用公司等离子体点火技术产品的电站锅炉已有900余台，容量超过3.2亿千瓦，占国内火电装机总容量的1/3以上，市场占有率达到90%以上，使用该技术的机组平均发电油耗可降低90%以上，累计节约燃油上千万吨。

　　目前全国已建成无燃油电厂60座，其中已建成的辽宁国电康平电厂被国家发改委评定为等离子无燃油点火和助燃示范项目，该项目为国际上第一座采用等离子体点火及稳燃技术，并取消燃油系统的燃煤火电厂，该示范项目的整体技术达到国际领先水平。

　　公司节油业务与火电投资相关性强，当年火电投资与公司节油业务相关性系数为0.7853。次年火电投资与公司节油业务相关性系数为0.8468。火电新建及改造行业呈现高景气度，火电投资或有底部反转的趋势。根据历史趋势，公司业绩与火电投资呈现高度相关性，预计公司业绩或将随火电新建及改造量的提升而出现业绩反转。

　　公司具备锅炉综合改造能力，覆盖锅炉侧改造各个环节。公司具备旁路烟道改造、宽负荷脱硝、煤种改造及锅炉综合改造等技术，可为机组提供一厂一策的技术支持，满足客户个性化需求。

　　承担我国首个亚临界变煤种310g/kWh综合节能减排改造项目，公司在2015年7月和2016年6月完成了#1、#2机组锅炉的综合节能减排改造及超净排放项目，改造涉及范围包括制粉系统、燃烧系统、风烟系统、汽水系统等，最终两台机组达到超低排放指标和供电煤耗低于310g/kwh的指标（每台机组带约20t/h供热蒸汽），煤种由淮北刘桥矿混煤改造后使用神华混煤。

　　燃烧系统改造可实现低负荷稳燃。公司通过采用双尺度低NOx燃烧系统，微油点火燃烧器等改造，改造后可由淮北刘桥矿混煤实现100%神华混煤燃烧，且锅炉无严重结焦现象，金属壁温无超温现象，各负荷工况下NOx排放由320-360mg/Nm3降低到180 mg/Nm3；最低稳燃负荷＜40%BMCR；锅炉效率由94%提升到92.5%，降低煤耗4.5g/kWh。

　　制粉系统改造后可降低用电率，降低煤耗，制粉系统由中储式制粉系统改造为中速磨煤机正压直吹式制粉系统，对一次风机进行改造，拆除粉风机、粉煤仓、一次风封箱、粗细粉分离器、输粉机等设备，改造后制粉系统综合电耗大幅降低，综合厂用电率降低0.72%，降低煤耗2.3g/KWh，按机组年利用5000小时计算，年节约标煤3680t。

　　汽水系统及空气预热器改造可满足全负荷脱硝SCR投入需求，提升运行效率。根据全负荷脱硝需求，省煤器进行分级改造，在SCR出口烟道布置部分省煤器受热面，给给水管道进行改造，对空气预热器进行反转改造和密封改造。改造后满足全负荷脱硝SCR投入需求，320MW负荷下，SCR入口烟气温度380℃，下级省煤器烟温降低40℃，提高磨煤机出力，#1炉磨煤机出口温度比#2炉提高。

　　公司的低NOx燃烧技术能在保证锅炉效率的前提下，达到环保指标要求，同时具有提高锅炉稳燃性能、防止锅炉结渣等优点。目前应用该技术产品的电站锅炉已有670余台，市场占有率36%，处于行业领先地位。用户在利用该技术对锅炉的燃烧系统进行改造后，在锅炉运行安全性和经济性方面都得到了明显提高，仅直接经济效益，单台锅炉每年至少可节支700多万元。

　　降低NOx满足国家颁布的《火电厂大气污染物排放标准》，实现了环保效益与经济效益双赢。该技术还成功出口应用到美国西星能源公司杰弗瑞电厂。目前完成循化流化床（CFB）锅炉低氮和增容改造项目20余台，已全部实现氮氧化物的超低排放（NOx≤50mg/Nm3），其中，通过炉内低氮燃烧改造可以使炉膛出口NOx初始排放由570mg/Nm3降至130-150mg/Nm3，锅炉效率基本不变。

　　全负荷NOx超低排放技术。采用以炉内高效低氮燃烧为主，炉外SNCR脱硝为辅，通过优化炉内燃烧组织、合理物料循环控制、空气分级燃烧及烟气再循环相结合的方式实现超低排放，该技术可使炉膛出口烟气中NOx含量降至120~180mg/Nm3以下，结合尾部SNCR高效脱硝技术，实现NOx浓度小于50mg/Nm3的全负荷超低排放要求。

　　高效低氮燃烧技术主要有二次风系统改造技术、烟气再循环改造技术、旋风分离器提效技术、返料系统改造技术、炉膛布风板风帽改造技术。

　　专项优化改造技术主要有锅炉提出力改造技术、降床温及炉膛温差改造技术、布风均匀性改造技术、炉内喷钙改造技术等、煤质适应性改造技术、锅炉长周期运行技术、锅炉控制系统优化技术等。

　　燃煤电站锅炉低NOx/燃烧只能调风控制系统。Thinox2.0低氮燃烧智能调风控制系统通过采用先进建模、优化算法和控制逻辑等相关技术，构建了面向二次风、SOFA风的控制系统，实现锅炉煤质变化、负荷波动频繁等复杂工况下的智能调风、降低保持NOx低排放。

　　Thinox2.0低氮燃烧智能调风控制系统已成功应用于国电泉州电厂300MW亚临界机组。优化控制系统投运后，SCR入口NOx平均排放浓度降低14.1mg/Nm3,、飞灰含碳量下降0.4%、每年节约标煤1932吨，按每吨标煤价格700元计算，则可节约燃料费135.24万元，同时每年节省喷氨费用为9.2万元，项目直接经济总收益为145万元，一年即可收回成本。

　　AGC协调及汽温优化控制系统。AGoniC通过有机融合预测控制技术、神经网络学习技术及自适应控制技术，提出了现代火电机组AGC控制的方案，实现机组AGC控制、一次调频控制功能、协调控制等。根据机组实际能力，可达到2.0%/min或更高的AGC运行速率和更好的负荷控制精度0.3%，通过预测控制使燃料、给水等控制量的波动幅度减小60%以上，减少机组设备磨损、延长金属管材寿命、减少爆管等。

　　NH3是较好的能源载体和载氢低碳燃料，NH3与煤在锅炉中混合燃烧极具潜力。H2在常温下液化压力为70MPa，储存和运输难度大、成本高，短期内无法解决，与H2相比NH3体积能量密度高，常温下只需0.7~0.8MPa即可液化，方便储存和运输，也更加安全可靠。NH3作为可大规模利用的零碳燃料，如在燃煤锅炉中作为煤的替代燃料直接利用，可大幅降低我国燃煤机组CO2排放，以NH3替代部分燃煤，采用NH3与煤在锅炉中混合燃烧的方式，是现阶段降低燃煤机组CO2排放更现实的技术。

　　公司自主研发的燃煤锅炉混氨燃烧技术取得实质性突破，在40MW燃煤锅上炉实现掺氨比例达35%的工业验证并通过科学技术成果评审，在燃煤混氨领域的技术水平达到国际领先行列，未来有望充分受益碳中和方向。

　　1）节油业务：公司节油点火业务国内领先，该业务深度受益于火电新建及改造叠加周期。我们预计2022-2024年营收分别为2.69/6.39/12.6亿元，同比增长28%/137.7%/97%。

　　2）综合节能改造：公司锅炉侧综合改造业务可与三大锅炉厂直接竞争，深度受益于火电节能降碳改造和灵活性改造。我们预计22-24年营收分别为1.69/3.23/5.6亿元，同比增长780% /91.44% /73.25%。

　　3）低氮燃烧：公司低碳燃烧业务将继续受益于超低排放趋势。我们预计22-24年营收分别为0.7/0.84/1.01亿元，同比分别为-42.1% /20% /20%。

　　4）混氨业务：混氨燃烧业务系基于公司自主研发的燃煤锅炉混氨燃烧技术，旨在降低火电行业燃煤锅炉碳排放，将提供火电降碳的全新路径。我们预计22-24年营收分别为0.22/0.45/0.89亿元，同比增长50%/100%/100%。

　　5）清洁供暖业务：该业务系在地热资源丰富的地区，采用中深层地热能+梯级利用技术为当地居民住宅提供供热服务。我们预计22-24年营收分别为0.86/0.9/1.08亿元，同比年均增长20%/5%/20%。

　　6）工业尾气治理：环保趋严的趋势下，非电烟气治理市场仍将稳步增长。我们预计22-24年营收分别为0.76/0.8/0.96亿元，同比年均增长10% /5% /20%。

　　7）生物质：主要系探索燃煤电站掺烧生物质燃料发电，探索多元固废耦合燃煤站发电技术，预计22-24年营收分别为0.53/0.62/0.71亿元，同比年均增长0%/15%/15%。

　　绝对估值法：考虑到公司增长的前景，我们采取 DCF（FCFF）方法进行估值。无风险收益率采用十年期国债收益率；假设第二阶段2年，增长率50%；长期增长率0.2%。根据以上关键参数，DCF估值对应的目标价股价为11.93元。

　　PE估值法：我们选取受益于火电新建周期的东方电气、青达环保、盛德鑫泰、西子洁能为可比公司，可比公司2023年平均PE为20.2倍，考虑到公司不仅受益于火电新建周期，也受益于火电改造周期，同时公司受益业务占比高达70%，因此，我们给予公司2023年43倍PE，目标股价12元。

　　PEG估值法：在高业绩增速下，公司为火电周期高弹性龙头，PEG显著低于行业平均，我们给予2023年PEG目标值0.55，2023和2024年的CAGR为78.65%，即目标PE为43倍，对应2023年目标价格为12元。

　　DCF绝对估值法测得公司每股价值11.93元，鉴于公司业务集中在火电新周期的受益方向，综合绝对估值法和相对估值法，我们给予公司23年43倍PE，目标价12元。

　　火电新建规模受到国家政策、发电集团意愿以及财务能力等多方面因素的影响，其中一环发生问题即可影响最终落地规模。同时能源保障供应的手段除火电外还有核电等其他发电方式，火电尽管在经济性和安全性上占优，但仍非唯一选择。如果火电新建规模不及预期，则最终将影响公司业绩预测的假设，从而使得业绩最终不及预期。

　　火电改造受各个发电厂自身意愿影响强烈，电厂层面往往以经济性为第一目标，如果各项制度改革和政策激励进展缓慢，则电厂层面仍看不见改造带来的确定性收益，则会放缓改造脚步，这样对公司改造业务影响较大，使得业绩不及预期。

　　公司并非垄断供货，目前在等离子体燃烧器领域尚有雄安新动力、武汉天和等竞争对手。如果市场规模急剧扩张，则难免引起竞争对手加大市场开拓和竞争力度，尽管公司技术水平、过往业绩、工程经验等方面均处于领先地位，但可能受到产能产量的限制而丢失部分的市场份额，从而减少了预期的业绩。

　　公司关联交易方为国家能源投资集团有限责任公司及内部所属单位，21年公司向集团内销售商品、提供劳务的关联交易占同类交易金额比例为40.75%，截至2022年H1为69.46%，关联交易占比较高，存在定价不公允，回款不及时资金被占用风险。

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