首次覆盖报告：电力辅助服务市场催生的灵活性改造龙头

首次覆盖，给予“增持”评级。我们预测公司2021、2022、2023年净利润分别为0.53、0.83、1.10亿元，对应EPS为0.56、0.88、1.17元。公司为实力突出的电力行业节能环保设备龙头，在火电灵活性改造领域早有充分储备；双碳目标驱动下，火电灵活性改造调峰势在必行；随着电力辅助服务市场化加速，火电灵活性改造市场将爆发，公司将受益于行业趋势快速成长，综合两种估值方法，给予公司目标价39.60元，52%向上空间。 青达环保：火电灵活性改造龙头。1）公司为电力、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。2）火电灵活性改造业务为公司未来重要战略方向和业绩主要增长点。 新能源电源装机规模快速提升叠加电力辅助服务市场化改革，倒逼火电灵活性改造需求加速释放。1）可再生能源装机规模快速提升，对于火电配合电网完成调频调峰的能力提出更高要求，火电实施大比例灵活性改造较为确定。2）电力辅助服务市场化快速推进，配合电网调频调峰的经济性开始凸显，灵活性改造积极性大幅提升。2021年11月发改委提出“十四五”火电灵活性改造2亿千瓦目标，增加调节能力3000-4000万千瓦，我们测算“十四五”期间火电灵活性改造市场空间约60-180亿元，若是考虑存量机组一半进行改造，则市场空间预计将达195-581亿元。3）公司掌握核心技术，在火电灵活性改造领域早有技术储备，目前拥有全负荷脱硝系统及清洁能源消纳系统产品，将受益于行业需求爆发而快速成长。 传统炉渣和烟气业务稳健：公司在火电炉渣处理领域市占率13%，技术处于行业领先水平，炉渣及烟气节能环保处理系统业务将保持稳健发展。 风险提示：行业政策推进低于预期、原材料价格波动等。 1.青达环保：火电灵活性改造龙头 1.1.快速发展的电力行业节能环保设备龙头 快速发展的电力行业节能环保设备龙头。1）青达环保成立于2006年，2021年科创板上市。公司成立之初主营产品为湿式炉渣节能环保处理系统，2011年实现销售低温烟气余热深度回收系统产品，2018年进入全负荷脱硝领域和清洁能源消纳领域。2）目前公司为电力、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。3）火电灵活性改造业务为公司未来重要战略方向和业绩主要增长点。 图1：公司提供全方位节能环保解决方案（以火电厂为例） 表1：公司主要产品 表1：公司主要产品 2017-2020年，公司收入结构调整，利润稳健增长。1）2017-2020年公司收入和利润复合增速分别为-6%、+12%。2）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、脱硫废水环保处理系统为公司主要产品，2020年收入占比分别为62%、31%、0.5%、3%。 图2：收入下滑，利润增长较稳健 1.2.火电灵活性改造业务为未来新增长点 公司收入结构逐步转移，火电灵活性改造业务为未来主要增长点。 首先，烟气节能环保处理系统包括低温烟气余热深度回收系统、全负荷脱硝系统以及细颗粒物去除系统，其中： 全负荷脱硝系统作为火电灵活性改造业务的重要方面，主要通过锅炉省煤器水侧调节技术，减少锅炉省煤器对烟气的吸热量，从而保证SCR装置进口烟气处于正常工作温度，实现火力发电机组灵活性调峰、锅炉低负荷脱硝的目的，全负荷脱硝业务作为公司重点发展的新业务之一，2020年收入0.6亿，快速增长； 细颗粒物去除系统主要是利用脱硫塔出口烟气降温过程中产生的热泳力和蒸汽压梯度力将细颗粒物与水蒸汽凝结脱除、脱除有色烟羽和白色烟羽，实现环保排放目的，该业务发展同样较稳健； 低温烟气余热深度回收系统由于火电企业超低排放、节能改造基本完成，未来不作为公司的主要发展方向。 其次，全负荷脱硝系统和清洁能源消纳系统等产品的利润贡献逐步增加，随着未来火电灵活性改造市场需求逐步释放，将成为公司新的主要利润增长点。 最后，炉渣节能环保处理系统为公司主要传统业务之一，该板块运营较稳健，包括干式和湿式炉渣处理系统业务。 图3：营收构成：2020年炉渣处理系统占比62% 图4：毛利占比：2020年炉渣处理系统占比63% 2017-2020年公司毛利率稳中有升。1）其中毛利占比最大的炉渣节能环保处理系统毛利率稳健提升，烟气系统毛利率基本稳定，清洁能源消纳系统毛利率波动较大，主要是受疫情影响。2）从业务模式来看，公司业务分为EP、EPC和配件销售，2020年三者收入占比分别为59%、19%、21%；总体来看近年来高毛利配件产品收入增幅较大，带动公司综合毛利率明显提升。 图5：毛利率（%）：2017-2020年公司毛利率稳中有升 1.3.员工持股激励到位的民企 王勇、冰轮环境技术股份有限公司、刘衍卉分别持有公司17.29%、14.70%、5.71%股份为公司前三大股东。王勇为公司控股股东和实际控制人。青岛顺合融达持有公司2.36%股份为公司的员工持股平台。 表2：前十大股东情况 2.新能源装机快速提升及电力辅助服务市场化加速， 倒逼火电灵活性改造市场提速 2.1.火电灵活性改造势在必行 可再生能源快速发展对于消纳能力提出高要求。双碳目标驱动下，我国能源结构转型步伐加快，可再生能源爆发式发展。截至2021年11月底，全国发电装机容量约23.2亿千瓦，其中风电装机容量约3.0亿千瓦，太阳能发电装机容量约2.9亿千瓦。新能源发电出力的随机性、波动性和间歇性对于大规模并网提出挑战，对于电网调峰和消纳能力提出高要求。 目前我国灵活调节电源比重低。根据中电联，我国发电装机以煤电为主，抽水蓄能、燃气发电等灵活调节电源装机占比不到6%，“三北”地区新能源富集，风电、太阳能发电装机分别占全国的72%、61%，但灵活调节电源不足3%，调节能力先天不足。比较而言，欧美等国灵活电源比重较高，西班牙、德国、美国占比分别为34%、18%、49%。 火电灵活性改造调峰势在必行。1）对比各类灵活调节电源，抽水蓄能电站受站址资源和建设工期限制；气电受气源气价约束，发展规模有限； 现阶段储能技术受制于经济性、安全性，尚不具备大规模商业化应用条件。2）而火电灵活性改造成本优势明显，根据中电联，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）为提高可再生能源的消纳能力，承担全国70%以上发电量的火电机组承担电网调峰任务势在必行。 2.2.电力辅助服务市场化加速，火电灵活性改造市场将爆发 电力辅助服务市场化快速推进。1）2016年6月，国家能源局发布了《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。2 2016）11年月，东北能源监管局连续出台《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》、《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》，通过建立电力辅助服务市场及分担共享市场机制，深度挖掘火电机组调峰潜力，促进风电、核电等清洁能源消纳。3） 目前山西、福建、山东、新疆、宁夏、广东、甘肃、四川等多个省份也相继出台了电力辅助服务政策，通过电价补偿机制，鼓励火电企业加快灵活性改造，参与深度调峰。4）2020年5月，国家能源局发布《关于建立健全清洁能源消纳产销机制的指导意见（征求意见稿）》，提出构建以消纳能源为核心的清洁能源发展机制；加快形成有利于清洁能源消纳的电力市场机制。5）2021年7月，国家发改委出台《进一步完善分时电价机制的通知》，进一步完善目录分时电价机制，更好引导用户削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳。 “十四五”火电灵活性改造百亿市场需求加速释放。 改造规模方面：2021年11月，国家发改委发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出进一步提升煤电机组清洁高效灵活性水平，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。 投资强度方面：火电机组间改造投资差异明显，不同机组特征、改造目标、燃料特性等条件都将带来改造投资的巨大差别，一般来说，在不包括储能设备的情况下，改造投资通常在30-90元/kw，最小出力可降至20%-40%（《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》）。 根据以上数据测算市场空间：“十四五”期间火电灵活性改造市场空间约60-180亿元，根据《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，现役机组灵活性改造应改尽改，若是考虑所有12.9亿千瓦的存量机组，则灵活性改造的市场空间预计将达195-581亿元。改造完成后，还将创造超千亿/年电力辅助服务运维市场。未来整个市场空间将超过随着电力辅助服务、清洁能源消纳等相关政策的逐步推广，更多的火电企业参与灵活性改造及深度调峰可预期。 图6：火电灵活性改造规模分析框架：火电灵活性改造潜在市场空间大 2.3.主要技术为低负荷稳燃+热电解耦+设备适应性 火电灵活性改造当前主要目标是增加调频调峰能力。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。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（《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》）。 图7：未来火电机组出力曲线 目前我国火电机组调峰能力与国际先进水平相比差距较大。目前我国火电机组调峰能力在纯凝工况下普遍只有40%-50%额定容量，在供热工况下更是低至30%左右，这与德国、丹麦等欧洲国家火电机组70%以上的调峰能力差距较大。 图8：德国丹麦火电灵活性高 提高燃煤机组深度调峰能力主要包括三方面：1）提高锅炉侧锅炉低负荷稳燃能力；2）实现汽轮机侧机组供热工况热电解耦；3）提高机组主辅机及其环保装置在低负荷下的设备适应性。 锅炉侧：1）锅炉侧灵活性改造须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。2）锅炉侧技术主要包括锅炉低负荷稳燃技术，以及宽负荷脱硝技术：①锅炉低负荷稳燃技术主要是为了解决锅炉在低负荷状态下燃烧不稳定的问题，主要通过低负荷精细化燃烧调整、燃烧器及制粉系统优化改造、改善入炉煤质等方式。②宽负荷脱硝技术：国内主流的选择性催化还原脱硝法所用催化剂要求烟气温度稳定在280-420℃范围内，而机组低负荷运行时烟气温度往往偏低，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。 汽轮机侧：重点关注汽轮机设备适应性以及供热机组以热定电等问题。1）汽轮机通流设计与末级叶片性能优化技术，通常采用强化末级叶片性能、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，热电联产机组随着抽汽供热量的增加，调峰能力将逐渐被压缩，切除低压缸供热、增加电热锅炉等技术可用于实现热电解耦。 控制与监测：1）提高负荷响应速率协调优化控制技术，目前常用技术为自动发电控制(AGC)协调系统优化控制技术、过热和再热汽温优化控制技术等。2）水冷壁安全防护技术，主要技术包括实时监测水冷壁温度的变化等。 2.4.公司掌握核心技术，将受益于行业需求高增长 公司在火电灵活性改造领域早有布局，目前拥有全负荷脱硝系统及清洁能源消纳系统产品。 全负荷脱硝系统：1）大部分燃煤发电机组使用选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术以实现燃煤电厂超低排放，SCR系统高效催化剂最佳运行烟温一般要求在280℃-420℃之间，而在深度调峰时或锅炉启动过程中，脱硝入口烟温达不到催化剂投运最低温度要求，导致脱硝效率下降，排放不达标。2）公司的全负荷脱硝系统主要通过锅炉省煤器水侧调节技术，减少锅炉省煤器对烟气的吸热量，从而保证SCR装置进口烟气处于正常工作温度，实现火力发