顺势而为+主业协同+技术赋能，开拓“绿氢+火改”打开成长新空间。
全球发展氢能已成共识，政策加码推动绿氢行业发展。氢气可作为全球降低二氧化碳 排放、实现碳中和的重要能源载体，目前已经广泛应用于化工、电子、冶金、能源、 航空航天以及交通等诸多领域。COP28 最新草案第 39 条（d）款指出“加快零排放和 低排放技术，包括碳捕获、利用和储存以及低碳氢的生产等，以便加强在能源系统中 替代碳排放有增无减的化石燃料的努力。”正式加入了氢能相关内容，全球发展氢能 已成共识。从海外看，欧盟“REPowerEU” 规划出台，计划至 2030 年绿氢产能达到 2000 万吨；从国内看，根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035 年）》，到 2025 年可再生能源制氢产能将达到 10-20 万吨/年。
绿氢项目高增带动制氢设备需求，电解槽作为核心设备将率先受益。绿氢的产能规划 集中在风光氢储一体化大基地项目，项目的业主运营方大多为央国企，采购绿氢相关 设备时大多优先旗下子公司或者合作方。在绿氢产能高增背景下，设备端率先受益， 其中制氢设备价值量高，是核心受益设备。据不完全统计，目前共有 67.3 万吨绿氢 项目已开工，108.02 万 Nm3 /h、779 套电解槽将陆续迎来招标，当前落地项目仅 10.4 万吨。
绿氢产业园建设以央国企为主，碱性电解槽为主要技术路线。国内氢能产业链的打造 主要以央国企牵头，负责绿氢项目的运营。在电解槽技术路线方面，以碱性电解槽为 主，PEM 电解槽更多作为碱性电解槽的辅助配套，采用碱性电解槽更多是基于低购置 成本以及相对成熟的技术的考虑。
公司依托传统设备制造优势，主攻碱性水电解槽制氢技术、装备及系统集成。公司起 家锅炉设备制造，在该领域拥有 60 余年的经验和技术积累，依托设备制造优势，采 用压力容器标准实施设计电解槽，极大缩短了制造周期。且现有的装备制造场地、吊 装设备等资源可为电解槽生产提供便利，有效推动公司新旧业务协同化发展。
基于自主研发与产学研一体化，打造电解水制氢设备规模化生产能力的坚实基础。
公司与大连理工大学合作成立零碳工程技术研究中心进行电解水制氢、碳捕捉技术 等示范项目的开发。2022 年 10 月，公司产氢量 30Nm3 /h 碱性电解水制氢设备通过中 试验证，并在此基础上，采用具有自主知识产权的双极板和电极催化剂，利用自主开 发的智能、参数化设计系统，成功研发产氢量 1500Nm3 /h 的碱性电解槽，实现产氢压 力 3.2MPa，填补国内千方级高压电解槽空白，预计单位能耗≤4.2 kWh/Nm3H2，达到 国标一级能效标准，有望借助产品性能优势抢占电解槽市场。
大标方电解槽产品正式下线，有望成为未来业务增量亮点。2023 年 4 月 11 日，公司 1500Nm3/h 碱性电解槽产品正式下线，标志着公司迈入了规模化电解水制氢的新赛道， 并具备随时批量化生产交付能力。目前，公司已经形成了年产 1GW 电解水制氢设备制 造能力，具备 500Nm3/h 以下、500-1000Nm3/h、1000-2000Nm3/h 多系列碱性电解水 制氢系统制造技术，产品可适用于储能、动力、冶炼、化工、交通、玻璃、食品、医 药、电子等多个场景。
背靠央国企有望率先放量，公司项目竞争力提升。公司已与中国能建氢能公司签署合作协议。2023 年 12 月，中国能建“2023 年制氢设 备集中采购”项目中标候选人结果公布，包括阳光氢能、天津大陆、派瑞氢能在内的 14 家企业入围，公司成功入选碱性电解槽供应商名单，对短期电解槽订单形成了一 定保障，且有望提高后续获取项目的竞争力。2024 年 7 月，公司成功中标了中能建 松原氢能产业园项目制氢设备，正式开启规模化销售。
中国能建于 2021 年成立中能建氢能源发展有限公司，在国内共备案和开展共 14 个 项目，规划绿氢产能达 37 万吨/年；海外拓展方面，先后于 2023 年 3 月和 4 月宣布 将在埃及和摩洛哥建设绿氢生产工厂（埃及项目建成后年产氢规模约 14 万吨，摩洛 哥项目建成后年产氢规模约 32 万吨）。公司与中能建建立合作关系后，有望跟随中能 建氢能项目出海，拓展公司海外业务布局。
新能源装机快速增长，而新能源出力具有随机性、波动性和逆负荷性，消纳难题使电 力系统灵活性亟待提升。
2021 年 9 月 22 日发布的《中共中央国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳 达峰碳中和工作的意见》报告中提出，到 2030 年，风电、太阳能发电总装机容量达 到 12 亿千瓦以上。根据 iFinD 数据，2023 年新增风光发电装机容量达 2.92 亿千瓦， 占新增发电装机容量的 79%；截至 2023 年 12 月，风光发电装机容量累计达 10.51 亿 千瓦，占全部电源装机的 36%，高比例新能源电力系统建设稳步推进。
新能源的出力特征对电力系统灵活性提出更高要求。一方面，新能源出力功率具备随 机性、波动性，其出力较大程度取决于风力大小、光照强度等不可控的自然条件因素， 难以进行预测和干预，使电源侧整体出力控制难度将增加；另一方面，新能源出力具 有逆负荷性，其中风电出力集中于傍晚和夜间（18pm-6am）、光伏出力集中于中午（10am-15pm），与通常用电负荷的早晚高峰 8am-10am、18pm-22pm 匹配度较低，导致 了电力供需间存在时间错配问题。当前可再生能源发电的消纳能力提升速度滞后于可 再生能源装机容量的增速，据中国电力网，2023 年我国弃风、弃光量超过 300 亿千瓦 时，对应价值超过 100 亿元，电力系统灵活性亟待提升。
富煤缺油少气的资源禀赋特性叠加成本优势，使得火电灵活性改造成为电力系统转 型的不二选择。
当前电源侧为电力系统中提供灵活性的主体，而相比于气电（响应速度快但受气价高 和资源紧张等因素制约）、水电（投资额高、建设周期长、且受地理位置和季节性因 素制约）等多项资源，我国“富煤缺油少气”的资源禀赋决定了燃煤机组的主导地位， 在水电资源匮乏的省份和热电联产机组居多的“三北”地区，均更多采用燃煤机组和 热电联产机组调峰提升电力系统灵活性。 此外，根据《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》测算，常规煤电 灵活性改造投资成本 600-700 元/kW，燃煤热电联产灵活性改造投资成本只需要 300- 500 元/kW，远低于其他电源侧灵活性调节方式改造成本。综上，以火电为主的电源 结构叠加成本优势使得火电灵活性改造成为当前最优选择。
利好政策刺激，“十四五”规划改造 2 亿千瓦带来可观市场空间。2021 年 10 月国家 发改委的《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”期间预计完成 2 亿千瓦，增加系统调节能力 3000-4000 万千瓦， 新建机组全部实现灵活性制造”。当前各地火电灵活性改造试点项目正在稳步推进， 2023 年新疆煤电机组灵活性改造完成验收 38 台、装机规模 1642.5 万千瓦，江西省 完成首批共计 11 台火电机组灵活性改造，改造节奏较“十三五”期间明显加快。
在政策目标指引规划的基础上，火电调峰收益机制持续完善在煤电企业端赋予火电 灵活性改造的内在驱动力。
“十三五”期间电力市场中缺乏合理且可持续的回报机制，使得为电力系统提供灵活 性的企业反而难以获得与建设、运行成本相匹配的收益，成为当时火电灵活性改造进 度不及预期的重要原因。
随着电力市场持续发展，当前火电机组收益模式逐渐由传统的电量服务转变为“电量 服务+容量服务+辅助服务”的模式，完善了灵活性煤电机组的收益机制，为刺激煤电 灵活性改造的进程提供了重要内驱力： 2021 年 8 月新版“两个细则”明确了辅助服务补偿机制的重要作用，同期《关于鼓 励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》将调峰资源与新 能源建设相关联，进一步刺激了企业调峰能力的提升意愿。随着我国电力现货市场加 速推进，未来调峰市场将逐步与电力现货市场融合，电力现货市场在市场机制上能引 导火电机组在合适的时段降低出力，如在系统负荷高峰的高电价时段多发电、获得较 高的平均电价，从而根据市场价格获得相应报酬来弥补其因调峰而产生的额外成本， 使得调节能力强的机组将进一步体现出经济性优势。 此外，2023 年 11 月煤电容量电价机制正式确立且同时设立了容量电费考核制度（若 煤电机组无法按照调度指令提供所申报的最大出力，将按照发生次数扣减容量电费 甚至取消其获取容量电费的资格），在弥补火电灵活性改造之后利用小时数下行带来 的经济性下降的基础上，进一步凸显了灵活性调节能力提升带来的市场收益机会。
公司火改技术获中国科学院工程热物理研究所技术授权背书。2023 年 1 月 12 日，公 司与中国科学院工程热物理研究所签订了《技术开发合同书》，共同开发“灵活性低 氮高效燃煤锅炉技术”和“灵活性低氮高效燃煤锅炉技术产品”，此次灵活性低氮高 效燃煤锅炉技术签约主要针对 20-300MW(130-1000t/h(不含 1000t/h))机组的热电联 产及发电煤粉锅炉且公司获得独家授权。该技术可以使得火电机组在超低负荷场景 下保持较好的性能，目前基于 60t/h 煤粉预热燃烧锅炉可实现 10%-20%负荷的稳定运 行；此项技术已率先应用于公司自有惠联电厂单台 170t/h 高温高压煤粉炉的改造示 范，通过改造实现锅炉宽负荷调节，将 NOx 原始排放浓度减少 60%以上，结合污泥的 掺烧实现了锅炉深度灵活调峰。
传统锅炉业务协同赋能，现存客户资源保障为火电灵活性改造提供先发优势。 结合自身的优势技术和下游客户积累情况，公司火电灵活性改造主要拓展对象为中 小容量热电联产机组，该类机组在实现发电的同时将蒸汽用于下游供热，而下游的居 民和工业客户的用热、用电需求主要集中在生产活动密集的白天，因此机组需在夜晚 期间降低自身的负荷率，对机组在负荷波动、低负荷下的运营效率提出了较高要求。 从中长期看，公司累计销售锅炉数量超过 5000 台，锅炉客户资源积累深厚，且客户 在负荷调节、低氮排放、高效燃烧等方面具备潜在需求，因而公司可利用先进“煤粉 预热技术”为电厂提供有效的改造服务，推动传统锅炉与火电灵活性改造业务协同发 展，订单放量可期。经测算，公司布局的中小型热电联产机组火电灵活性改造市场的 规模 23 年约为 164 亿元，26 年有望达到 200 亿元，仍有 22%的增量拓展空间。
从短期看，公司火电灵活性改造的技术及产品已在自有惠联电厂进行试验，2023 年 公司为攻克送粉等问题已完成送粉系统改造。目前公司火电灵活性改造产品已经进入调试运行状态，且公司已与山西、山东、辽宁等地的意向客户开展深入沟通，2024 年起有望实现业务的商业化落地。
