环保及公用事业行业周报（2022年第36期）：火电投资加大背景下的行情扩散梳理

一周市场回顾。本周沪深300指数上涨1.74%，环保指数上涨1.73%，周相对收益率-0.01%，电力及公用事业指数上涨4.64%，周相对收益率2.90%。在31个申万一级行业中分别排名第20和第4。科学服务周上涨0.82%。 小专题研究：火电行情发散潜在受益板块梳理。今年夏季，极端高温天气频发致使我国部分地区电网负荷激增，严重地区如四川甚至重现了拉闸限电的局面。尽管我们在2022年8月22日发布的报告《对比去年，今年限电有何不同？》中已剖析过去年（缺煤）与今年限电（高温干旱）原因不尽相同，但市场对于电力保供和能源安全问题的关注再度提升，再叠加近期火电电源基本建设投资完成额增长迅猛，火电及其相关板块热度高增。在本周的小专题中，我们将火电产业链分为原材料、设备、工程和运营四个板块，详细梳理因火电行情发散潜在受益的板块。 行业要闻。国家能源局：鼓励企业采用智能电网等先进技术，提高电力系统接纳光伏发电能力。国家能源局发布《光伏电站开发建设管理办法（二次征求意见稿）》，《办法》指出，省级能源主管部门负责做好本省可再生能源发展规划与国家可再生能源、电力等发展规划和重大布局的衔接。电网企业应根据国家确定的光伏电站开发建设总体目标和重大布局、各地区光伏电站发展规划和年度开发建设方案，统筹开展光伏电站配套电网建设和改造，鼓励采用智能电网等先进技术，提高电力系统接纳光伏发电的能力。 异动点评。本周A股环保行业股票多数上涨，申万一级行业中97家环保公司有60家上涨，34家下跌，3家横盘。涨幅前三名是中国天楹（14.24%）、创元科技（12.01%）、清新环境（11.76%）。中国天楹9月8日发布公告称，与通辽市人民政府、中国投资协会围绕通辽千万千瓦级风光储氢氨一体化零碳产业园建设达成战略合作，并共同签署《战略合作框架协议》。将在“十四五”期间共同打造通辽千万千瓦级风光储氢氨一体化零碳产业园，其中风力发电6GW、光伏发电4GW，重力储能2GWH，绿氢5万吨/年，绿氨30万吨/年，总投资600亿元。同时，共同打造零碳产业装备制造中心，重点打造重力储能、绿氢、绿氨、生物质北方零碳装备制造业中心，总投资100亿元。 投资策略。环保行业：1、业绩高增，估值低位：龙头公司业绩增速基本在20-30%区间，对应22年估值10-15倍之间；2、商业模式改善，运营指标持续向好：板块摆脱纯工程依赖，稳增运营属性显现，收益率、现金流指标持续改善向好； 3、政策催化提升估值修复预期：一季度环保政策密集，碳中和带来板块关注度持续升温，估值修复可期。推荐瀚蓝环境、高能环境、首创环保，建议关注山高环能、伟明环保、洪城环境、光大环境、绿色动力、百川畅银。 电力：1、火电业绩修复在即，22Q3有望迎来光伏组件价格拐点，绿电发展景气向上，同时CCER增厚新能源运营收益。推荐三峡能源、华能国际、太阳能，建议关注福能股份、新天绿能等。2、核电装机成长空间打开，叠加电价上浮增强业绩弹性，推荐核电基本盘稳步推进，新能源造就第二增长曲线的中国核电，建议关注中国广核；3、降低单位GDP能耗，大力发展合同能源管理，预计2030年市场空间1.5万亿，建议关注南网能源、涪陵电力；4、电网建设方面建议关注特变电工、国电南瑞、平高电气、许继电气等。 科学服务业：1、当前国内科学服务市场超两千亿，并随科研投入加大呈持续高增态势。2、目前外资企业控制90%以上份额，国产替代空间巨大。3、随着国内经济技术发展，目前涌现出一批国产科学服务企业。我们认为，未来伴随产品研发能力以及本土化服务能力的不断提升，大型本土服务机构的综合竞争力将持续增强，国产替代路径清晰并进入高速发展轨道。推荐泰坦科技、莱伯泰科、阿拉丁、聚光科技，建议关注皖仪科技、禾信仪器。 风险提示：疫情影响；环保政策不及预期；市场竞争加剧；用电量增速不及预期；电价下调；天然气终端售价下调。 一、本周核心观点及小专题研究 （一）小专题研究：火电投资加大背景下的行情扩散梳理 今年夏季，极端高温天气频发致使我国部分地区电网负荷激增，严重地区如四川甚至重现了拉闸限电的局面。尽管我们在2022年8月22日发布的报告《对比去年，今年限电有何不同？》中已剖析过去年（缺煤）与今年限电（高温干旱）原因不尽相同，但市场对于电力保供和能源安全问题的关注再度提升，再叠加近期火电电源基本建设投资完成额增长迅猛，火电及其相关板块热度高增。在本周的小专题中，我们将火电产业链分为原材料、设备、工程和运营四个板块，详细梳理因火电行情发散潜在受益的板块。 图表1 2021年以来火电电源基本建设投资完成额情况（左轴：亿元；右轴：%） 图表2火电行情发散潜在受益标的梳理 除原料、设备、工程和运营四大传统环节外，现存火电机组改造亦会贡献明显增量。在2021年11月发布的《全国煤电机组改造升级实施方案》中明确提出要做好火电机组节煤降耗、供热和灵活性改造，本周专题中我们选取灵活性改造进行着重分析： 双碳背景下，火电逐步转变为电量和电力调节型的功能性电源。加速传统火电行业的转型升级，推动清洁能源成为未来能源主体，是构建高比例可再生能源的新型电力系统的必由之路。10月29日，国家发改委、国家能源局印发《全国煤电机组改造升级实施方案》，指出要加快现役煤电机组节能升级和灵活性改造，新建机组全部实现灵活性制造，存量机组应改尽改。火电作为过去电力供应的基荷能源正转变其功能定位，承担更多新型电力系统中的调峰工作，逐渐扮演起“托底保供”的角色。 1、背景：火电灵活性是电力系统灵活性的核心组成部分 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，主要指标包括调峰幅度、爬坡速率及启停时间等，具体要求包括：可实现机组最低负荷运行、输出功率灵活可变等。目前，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，即增加调峰能力是目前最为广泛和主要的改造目标。灵活性改造涉及电厂内部多个子系统的变化，可能需对机组设备的本体进行改造，也可能新建其他辅助设备。对于纯凝机组，改造主要针对燃料供应和锅炉部分，包括富氧燃烧、等离子稳燃技术和煤粉分离器改造等技术；对于供热机组，改造则针对热电解耦的问题，改造技术包括两类：一类是汽轮机本体改造，包括高背压技术、光轴改造技术和低压缸零出力技术，另一类是增加电锅炉、储热罐等热电解耦设备，增加热电机组的调峰能力。 图表3火电灵活性改造示意图 2、发展：火电灵活性改造进程加快 1）国际来看：火电灵活性运行机制不断成熟 从国际来看，丹麦是欧洲火电灵活性改造的主要国家，90年代初，随着电力市场化改革的推进和现货市场的逐步建立，火电机组盈利模式发生根本转变。丹麦加入北欧电力市场，电力交易价格开始明显变化。为适应交易市场内价格的波动性变化，提升自身灵活性已成必然选择。此时，由于价格波动也相对平滑，灵活性改造的主要工作集中于运行与管理的优化，资产性投入相对较少，通过细化监控，主要从管理和运行上找潜力。燃煤机组从基荷机组逐步向负荷跟随机组转变。 进入20世纪，由于可再生能源的大量并网，交易市场内的价格波动日益频繁，波动幅度也不断增加，负成交价格也不断发生。为此，火电机组不得不加大在灵活性改造中的投入，其核心是进一步挖掘各设备灵活性潜力和优化机组控制，对于热电联产机组，多种蓄热装置逐步投入使用，以实现供热和发电收益的最大化。 2010年之后，灵活性的价值逐步被认可，火电机组的变工况研究逐渐深入。多样化的灵活性提升手段纷纷被采用。其中针对热电联产机组，蓄热装置称为基本配置，利用蓄热装置及供热系统储热特性，实现热电联产运行方式的改善和灵活性提升，电锅炉、热泵等电热、制冷方式也被逐渐应用。 图表4欧洲火电灵活性改造历史的进程 国际上，各类灵活性改造技术不存在明显的技术瓶颈。丹麦和德国是欧洲最先对火电机组进行灵活性改造的国家，从上个世纪90年代起，多样化的提升机组灵活性的改造手段逐渐被采用，且经过多年发展已经走向成熟。目前在丹麦、德国的硬煤火电机组最小技术出力可达25%～30%，褐煤机组最小技术出力可达40%～50%，爬坡速率分别能达到4%/min～6%/min和2.5%/min～4%/min。 图表5欧洲火电灵活性改造的深入历程 2）国内来看：改造技术成熟，试点机组已达到国际先进水平 从国内来看，为了充分挖掘火电机组调峰潜力，提高系统可再生能源消纳能力，国家能源局于2016年下发《关于火电灵活性改造试点项目通知》，安排“三北”地区21个试点项目。通过灵活性改造，使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%～50%额定容量，纯凝机组增加15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%～35%额定容量，部分具备改造条件的电厂预期达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%～25%。同年发布的《电力发展“十三五”规划》和《能源发展“十三五”规划》报告中均对灵活性改造提出了相关要求和明确目标，并对参与调峰的机组进行补偿。 国内部分试点机组改造后已经达到国际先进水平。根据中电联发布的《煤电机组灵活性运行政策研究》数据显示，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%。目前经过灵活性改造的试点纯凝机组最小技术出力可低至30%～35%额定容量，部分机组最低可至20%～25%，达到国际先进水平。热电联产机组灵活性改造手段较为丰富，主要通过改进热水蓄热调峰技术，固体电蓄热锅炉调峰技术，电极锅炉调峰技术等，改造后在供热期运行时通过热电解耦力争实现单日6h最小发电出力达到40%额定负荷的调峰能力，目前试点机组在灵活性改造后最小技术出力可达到40%～50%额定容量，且能够达到环保要求。 图表6东北地区部分试点机组改造情况 火电机组改造后单位千瓦调峰容量成本低于其他消纳手段。火电机组改造的不变成本包括对汽轮机、锅炉等主机设备的改造以及对控制系统、脱硝系统、冷凝水系统等辅助设备的改造。由于不同机组的特征、技术要求和改造目标等存在差异，导致热电机组和纯凝机组的改造范围也存在一定差异，同一机组的改造也存在多种可能的方案，机组改造成本以“一厂一策”的方式进行单独测算。而改造完成后的目的是进行深度调峰，可变成本部分包括因调峰增加的燃料成本、用电费用、机组维护费用以及长时间深度调峰和出力水平大幅度变动带来的机组寿命减少。深度调峰导致机组频繁启动及大范围负荷变动，承受大幅度的温度变化，带来关键零部件疲劳损伤，在这种工况下，机组寿命损耗、燃料损耗同步增多，直接影响机组运行的安全性和经济性。此外，参与深度调峰的机组所损失的正常条件下的发电收益也应当计入可变机会成本之中。根据中电联统计，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，低于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段。 3、展望：收入端底层逻辑显现，催化灵活性改造广阔市场 1）过去调峰补偿政策缺位导致灵活性改造进度低于预期 调峰辅助服务对火电灵活性改造影响最大。2014年，为激励电源端协助电网调峰，东北率先启动调峰辅助服务市场，2016年以来，东北、福建、山西、新疆、山东、甘肃、西北(宁夏)、南方(广东)8个电力辅助服务市场相继获批，并逐步开始建设。目前，国内火电灵活性改造的核心经济驱动力在于调峰辅助服务费用。各地调峰服务标准差异明显，导致改造积极性也各异。 调峰利益分配机制不合理，难以保障盈利性。今年国家电网发布的《服务新能源发展报告2021》显示，“十三五”期间，累计完成火电机组改造1.62亿千瓦，仅完成“十三五”规划的74%。在收入端，由于我国电力现货市场建设尚不完善，火电灵活性改造的收益包括机组减少的调峰分摊费用和调峰补偿费用两部分。未来推进火电灵活性改造的突破口在于理顺收入端的各主体参与调峰利益分配机制。过去电力辅助服务费用均由发电侧承担，火电难以弥补机组低负荷运行的各类费用上升，火电厂灵活性改造动力不