火电灵活性改造稀缺标的，开辟第二增长曲线

投资要点 推荐逻辑：1）2022] 年1-7月实现火电投资额405亿元，同比增长70%，2021Q4以来火电装机核准进度加快，风电、光伏发展带动调峰需求增加，预计十四五火电灵活性改造市场规模在60-180亿元；2）公司传统炉渣和烟气处理业务保持平稳，并布局火电灵活性改造，全负荷脱硝业务高速发展，整机销售量不断提升，带动公司2022-2024年归母净利润复合增速达46.1%；3）公司加大研发投入，并打入五大集团等大型发电企业的供应链，形成技术与渠道优势。 调峰需求叠加政策支持，十四五期间火电灵活性改造市场规模约60-180亿元。 火电保供地位提升，2022年1-7月火电投资完成额405亿元，同比增长70%，2021Q4以来核准进度同样明显加快。新能源发电大规模并网将对电网的稳定运行产生较大冲击，系统调峰需求增加。目前我国火电机组调峰能力较差，有着较大提升空间，伴随政策出台支持电力市场化交易与辅助服务市场发展，火电灵活性改造市场机制逐步完善，预计十四五期间市场规模在60-180亿元之间。 经营业绩高增，传统炉渣和烟气处理业务保持平稳。2022H1实现营收2.1亿元，同比增加24%，归母净利润638万元，同比增加70%。公司传统炉渣和烟气处理业务保持平稳，其中炉渣节能环保业务2018-2021年营收CAGR为4.7%，烟气余热回收业务2021年营收止跌回升至1.1亿元，同比增长21%。2021年公司应收账款周转天数加速21天至233天，资产负债率降至45.5%。 公司布局火电灵活性改造领域，技术及渠道铸就护城河。公司积极布局火电灵活性改造，2018-2021年全负荷脱硝业务CAGR高达69%，整机销售由4台增至15台，毛利占比由13%增至22%，成为公司第二大业务板块。近年来公司加大研发投入，同期研发/营收占比提升至7.8%，知识产权积累至198个，公司已形成较高技术壁垒。同时公司已打入五大集团等大型发电企业的供应链，营收占比合计45%，形成渠道优势。 盈利预测：预计公司2022-2024年归母净利润分别为0.9亿元、1.3亿元、1.7亿元，EPS分别为0.89元、1.39元、1.84元，未来三年归母净利润将保持46.1%的复合增长率。 风险提示：原材料价格上涨，灵活性改造需求不及预期，项目建设不及预期。 指标/年度 1火电灵活性改造稀缺标的，业绩有望持续高增 1.1深耕节能环保行业，管理团队经验丰富 青达环保深耕节能环保行业，形成四大产品体系。公司成立于2006年，初期主营业务为湿式炉渣节能环保处理系统的设计、制造及销售，随着市场开拓、业务范围的扩大，公司与西安交通大学合作，研发低温烟气余热回收产品，并于2011年实现销售；2013年公司在炉渣处理系统技术方向进一步发展，自主研发的麟斗式干渣机投入运营；2018年公司布局全负荷脱硝和清洁能源消纳业务，成为公司新业务增长点；2019年，公司自主研发的捞渣机模锻链实现销售。目前公司形成了较为完整的节能、环保产业布局，致力于节能降耗、环保减排设备的设计、制造和销售，为电力、热力、化工、冶金、垃圾处理等领域的客户提供炉渣节能环保处理系统、烟气节能环保处理系统、清洁能源消纳系统和脱硫废水环保处理系统解决方案。 图1：青达环保发展历程 公司股权结构稳定，设立员工持股平台调动员工积极性。截至2022年8月25日，公司实际控制人王勇及一致行动人直接及间接持有公司股份30.4%，股权结构稳定，其中青岛顺合融达为公司员工持股平台，持有公司2.4%股份。公司第二大股东为上市公司冰轮环境，持股比例为12.7%，冰轮环境以冷热同步发展、积极拓展节能环保产业为发展战略，有望与公司业务发挥协同效应。 图2：公司股权结构（截至2022年8月25日） 管理层经验丰富，从事节能环保领域多年。公司董事长王勇自1997年起从事设备销售及生产经营，对行业有敏锐的判断，具有市场的把控能力，对公司管理经验丰富。公司管理团队成员多来自阿尔斯通四洲电力设备有限公司，均为技术、研发、销售、管理等方面的资深人士，有着多年节能环保领域从业经验。 表1：管理层从业情况 1.2财务稳健负债下降，业务拓展推动业绩高增 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6.7亿元下降至6.3亿元，主要因为火电企业超低排放及节能改造基本完成，改造需求减少导致低温烟气余热深度回收系统收入减少，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0.3亿元增长至0.6亿元，年复合增长率为12.9%，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。 图3：公司2022年上半年营业收入2.1亿元（+23.7%） 图4：公司2022年上半年归母净利润638万元（+70.4%） 全负荷脱硝业务发展迅速，火电灵活性改造有望成为公司第二增长极。从产品结构来看，炉渣及烟气节能环保业务贡献公司大部分营收，2022年上半年，公司除渣系统实现营收1.0亿元，占总营收47.4%；烟气节能环保业务中，低温烟气余热深度回收系统实现营收0.4亿元，占比较为稳定为18.8%，受益火电灵活性改造，全负荷脱硝业务实现快速发展，从2017年占比0.9%提升至2021年20.0%，2022年上半年占比进一步提升，实现营收0.6亿元，占比达到29.9%，已成为公司第二大业务板块。 图5：2017-2021年公司产品收入结构 图6：2022H1公司产品收入结构 区域布局上，华东和华北区域营收占比合计超7成。2021年营收中，华东/华北/西北/西南区域营收分别为2.1/2.7/0.7/0.5亿元，营收占比分别为31%/41%/10%/7%，西南、东北和其他区域则占比较低，华东和华北区域营收占比合计达72%。 业务模式主要包括EPC、EP和配件销售三类，其中EP业务占比近6成。公司业务模式主要包括EPC（工程承包业务）、EP（产品设计制造业务）和配件销售三类，2018-2020年EP业务营收占比由54%提升至59%，营收达3.3亿元，成为业务核心，公司更多根据订单客户具体工况和参数条件进行设计、制造及采购原材料，产品直接销售给预订客户；EPC业务营收占比则从30%降至19%，营收达1.1亿元；配件销售业务营收占比由16%增至21%，营收达1.2亿元；此外还有小部分的低温工程及BOT业务。 图7：2021年公司华东和华北地区营收占比达72% 图8：2018-2020年公司EP业务持续提升至59% 毛利率及净利率水平提升，研发占比增加扩大公司技术优势。公司综合毛利率由2017年的21.3%增长至2021年的31.9%，一方面是因为毛利率水平较高的全负荷脱硝业务规模的持续扩大，另一方面近年来低温烟气余热深度回收系统及炉渣业务毛利率有所提升，受益于毛利率提升公司盈利能力增强，2021年净利率水平增至10.1%。2022年上半年公司毛利率为35.2%，净利率为4.6%，相较2021年同期分别增长5.2和0.4个百分点。2021年公司期间费用率为20.5%，略有增长，一方面由于公司业务规模扩张导致管理费用率增加，另一方面公司加大研发投入，研发费用率持续增加，从2017年的3.3%提升至2021年的5.0%，公司核心竞争力有望进一步加强。 图9：2022H1公司毛利率为35.2% 图10：公司研发费用率大幅提升 应收账款回款优化，资产负债率显著下降。2021年底公司应收账款达4.5亿元，应收账款周转天数加速21天至233天，回款情况进一步优化。公司2021年资产负债率为45.5%，较2020年有明显改善，2022H1末公司资产负债率为47.1%，主要以短期借款及应付账款为主，分别为2.6、2.0亿元，占负债端比例分别为38.6%、29.2%。近年来公司投资活动现金流减少，筹资活动现金流持续增加，2021年公司投资活动现金流量净额为-1.7亿元，减少1.6亿元，筹资活动现金流量净额为2.3亿元，增加1.6亿元，主要因为公司于2021年7月上市，募集资金净额2亿元，用于底渣处理系统产品生产线技术改造项目、蓄热器产品生产线建设项目并补充流动资金。 图11：2021年应收账款周转天数加速21天至233天 图12：2022H1公司资产负债率为47.1% 图13：2022H1短期借款、应付账款占负债比例为38.6%、29.2% 图14：2021年公司投资活动现金流量净额为-1.7亿元 2新型电力系统持续推进，火电灵活性改造空间广阔 能源保供需求下，火电投资增速迎来拐点，核准装机规模提升。由于近两年“限电”事件的出现，火电作为重要的基荷电源，保供地位提升。2021年全国火电投资完成额提升至672亿元，同比增长21.5%，2022年增长趋势更加明显，1-7月累计实现火电投资完成额405亿元，同比增长70.2%。根据绿色和平数据，2021Q4以来火电核准进度同样明显加快，2021Q4与2022Q1分别达11GW与8.6GW，分别同比增长36.3%与103.1%。 图15：火电投资额迎来拐点 图16：火电核准装机量于2021Q4开始提升 “双碳”目标下我国风光装机量快速提升，带动调峰需求增加。2021年10月国务院发布《2030年前碳达峰行动方案》，提出到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上，我国新能源产业进入高速发展期。截至2022年7月，全国发电装机容量24.5亿千瓦，同比增长8.0%。其中，风电3.4亿千瓦，同比增长17.2%，太阳能发电3.4亿千瓦，同比增长26.7%，二者合计占总装机容量的28%。风电、光伏严重依赖于光照强度、风力强度等自然特性，具有间歇性和波动性的特征，发电稳定性较差，新能源发电大规模并网将对电网的稳定运行产生较大冲击，系统调峰能力不足成为影响我国可再生能源消纳的主要问题 。 图17：我国风光装机量快速提升（截至2022年7月） 图18：光伏发电存在出力与负荷不匹配的问题 火电灵活性改造是调峰的重要方式，与各类调节手段相比，火电调峰经济性凸显。火电灵活性通常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，目前仍是电力系统调节能力提升的关键手段。抽水蓄能受选址要求限制，发展空间有限，储能技术现阶段受制于经济性、安全性，尚无法大规模进行商业化应用。与各类调节手段相比，火电灵活性改造成本优势明显，据广东电网规划研究中心的数据，煤电灵活性改造单位发电成本约0.05元/度，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。 图19：热储能在火电厂灵活性改造中的应用 我国火电机组调峰能力不足，仍有较大提升空间。早期灵活性改造主要由欧洲一些可再生能源并网比例较高的国家推动，其中又以丹麦为代表，电力市场化带来的价格波动是其发展的主要推动力。目前我国火电机组调峰能力较差，根据《火电机组灵活性改造形势及技术应用》，目前纯凝机组、热电机组调峰深度分别为50%和20%，而丹麦、西班牙等国家火电机组调峰能力可高达80%，我国火电机组调峰能力仍有较大提升空间。 图20：火电调峰经济性凸显（元/度） 图21：我国火电机组调峰深度不足 政策支持电力市场化交易与辅助服务市场发展，火电灵活性改造市场机制逐步完善。 2022年1月，国务院印发《要素市场化配置综合改革试点总体方案》提出，支持试点地区完善电力市场化交易机制，开展电力现货交易试点，完善电力辅助服务市场。2021年12月国家能源局发布《并网主体并网运行管理规定》和《电力系统辅助服务管理办法》，各区域随之加大了对火电机组灵活性改造的政策支持和价格补贴。从机制上来说，调峰等辅助服务成本应逐步向用户端传导，电力市场化交易有利于峰谷电价的拉大，使得火电灵活性改造等调峰商业模式更加