摘要：近期限售股解禁风险:公司于 7/18 日解禁了限售股 3918.86 万股，按 7/18 日收盘价计算，合计解禁市值为 6.45 亿元，存在限售

（报告出品方/分析师：国金证券许隽逸）

1、深耕火电节能环保，乘灵活性改造东风

公司于2006年成立，深耕电力行业火电节能环保设备的研发、制造与销售。

成立之初，主营业务为湿式炉渣节能环保处理系统。

为进一步开拓市场、扩大业务范围，顺应国家对电厂进行超低排放、节能减排改造等政策趋势，推出干式除渣设备，并与西安交大团队合作研发了低温烟气余热深度回收系统产品。

2018年，公司成功进入全负荷脱硝领域和清洁能源消纳领域，成为公司新的业务增长点。目前，公司已形成了较为完整的节能、环保产业布局。

政策驱动下，火电节能减排工作于“十三五”期间集中开展，当前传统业务增速放缓。

近十年来，国家针对火电企业节能减排的政策力度逐渐加大，“十三五”期间明确新建煤电机组煤耗标准低于 300 克标准煤/千瓦时、要求实现超低排放，对应公司 18/19 年包括炉渣处理、低温余热回收、细颗粒物去除产品在内的传统业务营收占比 80%以上。

近两年，由于新建煤电机组进度放缓，加上降煤耗、余热回收能够为电厂带来显著的经济效益，火电企业改造积极性较高，历经多年的大规模集中建设，节能改造已基本完成，市场需求减少。21 年传统业务营收增速仅 2.5%。往后看，新需求或由火电新一轮投资扩张以及非电行业节能减排要求贡献。

另一方面，新型电力系统转型催生“火电灵活性改造”需求，相关设备业务快速扩张。

“十三五”期间火电灵活性改造试点便已开展，但由于改造本质是牺牲电厂发电的机会成本，来服务系统的调节需求，尤其是服务绿电消纳需求，因此电厂改造积极性并不高。

当前，在绿电快速上量对灵活性调节资源提出刚性需求的大背景下，调峰辅助服务、容量电价等收益保障政策的陆续出台，灵活性改造需求释放。对应公司全负荷脱硝业务快速发展。

公司迎发展机遇，业绩增速扩大。

由于公司近三年主营业务构成有所转变，传统业务占比连年下降，而单台价值量更大、毛利率水平更高的全负荷脱硝业务发展迅速，拉动营收、利润增长。

1~3Q22 公司实现营收 3.5 亿元，同比+22.1%；实现归母净利润 1266 万元，同比+5.8%；扣非归母净利润 894 万元，同比+292.1%。去年同期非经常性损益较高，主因计入损益的政府补助达 1177 万元，且以一次性奖励金为主，今年大幅减少。

产品结构转变，促毛利率提升。

19~21 年全负荷脱硝业务毛利率分别为 48.6%/34.3%/35.9%，相比传统业务平均约 32%的毛利率水平高出约 3~4pct。随着高毛利业务占比的提升，综合毛利率存在上升空间。费用端具有季节性特征，近两年销售费率与管理费率趋于稳定。

2、火电灵活性改造获政策支持，设备端受益

2.1 改造需求明确，宽负荷脱硝重要性突出

“十四五”新能源装机或将超规划预期，带来灵活性资源配套需求。《“十四五”可再生能源发展规划》提出“十四五”期间，风电和太阳能发电量实现翻倍。

假设年利用小时数维持不变，则与2020年装机水平相比，“十四五”期间新增风、光装机合计 534.9GW；从现有 28 省份发布的“十四五”新能源装机目标来看，合计值已达 728.6GW。新能源装机可能存在超预期，在短期不放松弃风弃光率 5%的目标下，会进一步刺激与之配套的灵活性调节资源需求，以满足消纳目标。

火电灵活性改造可使火电成为重要的灵活性调节资源。

其三大核心目标包括降低最小出力、快速启停、快速升降负荷；其中降低最小出力，即向下调峰的能力是目前最主要的考核指标。

优势：相比储能设施具有较短的改造周期、较小的投资成本、较大的调节容量。

（1）通常火电灵活性改造可利用春秋季的大修期间完成，耗时随深调要求的不同，平均约为 30~50 天（分别对应深调比例 30%至 20%），而电化学储能/抽水蓄能建设周期分别需要 3~6 个月/8~10 年；

（2）根据 “十三五”火电灵活性改造项目投资情况，纯凝机组改造单位投资约 45 元/KW；供热机组按技术路线不同差异较大、约 22~180 元/KW，投资成本低于抽蓄电站；

（3）单台 600/1000MW 的火电机组，假设深调比例 30%，则相对满负荷状态可多出 180/300MW 的容量空间，不及抽蓄电站，但相较电化学储能电站具有显著优势。

劣势：改造后低负荷运行带来低温脱硝新要求、同时煤耗提升带来运行成本上升。

（1）国内大部分火电厂采用选择性催化还原脱硝技术（SCR），运行温度为 310～420 ℃，在锅炉切至低负荷运行时省煤器后烟温基本低于脱硝反应温度，此时 SCR 催化剂无法运行。

（2）研究表明在负荷率调至 60%以下后，汽轮机组绝对内效率变化曲线变得陡峭，煤耗率迅速升高。负荷率深调至 20%，单位煤耗量将增加 24.3%。

由此，宽负荷脱硝改造是纯凝机组改造的重要一环，属于辅机系统改造。

针对纯凝机组，主要改造措施包括锅炉本体水动力、壁温等性能核算，燃烧系统改造、宽负荷脱硝改造、控制系统优化等。宽负荷脱硝改造的价值量占比约 30%。

针对供热机组需考虑热电解耦，路径更多样。

供热机组的调峰能力提升主要针对采暖期如何实现热电解耦运行，主要可选的技术路线是低压缸零出力方案和以热水蓄热为代表的储能方案。

前者投资低、广泛适用于大部分热电机组，但仅能实现部分热电解耦，改造周期2～3个月；储能技术灵活性最好，当储能设备足够大时，可实现完全热电解耦，适用于对热电解耦程度较高的热电机组，但投资成本回收期较长，改造周期 3～6 个月。

2.2 容量补偿+优配新能源指标，刺激改造积极性

“十三五”改造不及规划预期。《电力发展“十三五”规划》中指出“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约 1.33 亿 kW，纯凝机组改造约 8200 万kW；其他地方纯凝改造约 450 万 kW。而国家电网数据显示“十三五”期间“三北”地区实际完成量 8241 万千瓦，改造进度滞后于规划预期。

“十三五”改造积极性不高主因改造和参与调节带来的增量成本疏导路径不明确。

过去除东北地区外，大部分地区配套调峰辅助服务补偿政策起步较晚，煤电机组灵活性改造将增加初始投资、运行费用（煤耗提升所致）等经济成本，近年来煤电企业持续亏损，缺乏合理补偿机制。

具体来看，缺乏对辅助服务提供主体间性能差异的体现（调节深度指标）和标准化的电力辅助服务产品体系，且尚未建立用户侧参与的辅助服务分担共享机制。投资回报不确定性较高。

当前补偿机制日趋合理：

一方面，容量补偿机制用于覆盖灵活性改造的固定成本，不与实际调节电量挂钩，考察机组的可调节潜力；另一方面，通过向辅助服务受益方收取费用用于覆盖由深度调峰带来的增量变动成本（如煤耗增加产生的增量燃料成本等），并反映合理的调峰收益。

进一步地，在此基础上引入市场机制，在灵活性调节资源缺乏的初级阶段使灵活性改造的价值得到充分体现，而在灵活性调节资源与新能源发展进度趋于平衡后鼓励竞价。

以甘肃省于 9 月出台的《甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则（征求意见稿）》（下文简称“《规则》”）为例，提出建设本省容量市场的方案：调度机构以月度频率，考虑新能源装机/负荷预测/外送电预测后，发布调峰容量需求，由灵活调节资源通过竞价方式获得。该方案突破发电侧零和，实现调峰成本向用户传导，同时将调节深度指标纳入补偿依据。

具体来看：

分摊费用主要由电量占比决定，分配过程不存在先后顺序。《规则》明确了市场化电力用户与火电、新能源、水电这三类电源主体同时需按照电量占比来分摊调峰容量市场的月度补偿总费用（电源主体电量需进行修正，储能无需参与分摊），修正系数主要考虑对省内售电或外送电的溢价：若享受相对溢价，则修正后的分摊电量将高于实际电量。

从 21 年情况来看，甘肃省年发电量约 1724.6 亿千瓦时，本省用电量约 1495 亿元，其余部分外送，考虑市场化用电占比后预计费用分摊的计算基数为 2500~2700 亿千瓦时。

市场初期暂设用户侧月度辅助服务市场分摊电费上限为 0.01 元/KWh，超出部分不再进行分摊，多出费用不向电源主体转嫁，由调节主体承担。

容量补偿测算：以供热季 150 天、非供热季 215 天为标准，我们预计一台额定容量 60 万千瓦、实际出力可降至 30%的机组，在承担 50%义务内调节后，在 1/2/3 档分别有 60MW/30MW/30MW 容量可享受补贴，对应全年合计可享受补偿收益约 1178 万元，对应年单位补偿收益约 1963 万元/GW。

假设取纯凝和供热机组改造成本平均值 100 元/KW，对应 5~7 年可通过容量补偿覆盖改造成本（测算基于按标准上限获得补偿的假设）。

配置新能源开发指标，对存量火电规模庞大、转型目标明确的电力央国企改造积极性刺激强。当前内蒙、河南、贵州已针对火电灵活性改造对应配置新能源开发指标出台了具体政策。

总体来看，配置标准是根据机组承担 50%义务内调节后，能够新增深调容量的 1~2 倍进行新能源配置。优质新能源项目具有稀缺性，从尽早锁定新能源项目的开发权角度来看，电力央国企的改造积极性也较强。

河南出台《通知》中显示：五大发电集团合计通过灵活性改造可配置新能源开发指标量占总量约 58%。

“十四五”灵活性改造总投资及全负荷脱硝市场空间预测：

结论：“十四五”期间灵活性改造总投资预计达 133.7~307.2 亿元，对应全负荷脱硝产品市场约为 30~98.6 亿元，中值假设下价值量占比近 30%。

假设：

（1）基于《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》中提出的“十四五”期间完成 2 亿千瓦的火电灵活性改造目标作为中值，考虑各省容量电价政策力度不一、容量市场推进后实际竞价结果低于补贴标准上限，引发实际改造规模不及预期，设置1.8 亿千瓦的低值；考虑“十三五”实际完成量较低，投资延后带来实际改造超预期，设置2.3 亿千瓦的高值。

（2）参考“十三五”期间机组改造的平均单位成本：低值为 74.3 元/KW、中值为 102 元/KW、高值为 133.6 元/KW。

（3）假设平均单台容量介于大机组 600MW 与小机组 350MW（供热机组为主）之间。

（4）参考公司全负荷脱硝产品的平均价格，中值为 1250 万元/台

2.3 公司布局优势路线，“五大集团”客户可协同

灵活性改造涉及辅机系统改造常见 3 类方案，水旁路方案具有相对优势。辅机系统改造目的是使得进入 SCR 反应器的烟气温度达到要求，常用方案包括分级省煤器、烟气旁路改造及水旁路改造。

分级省煤器存在高低负荷匹配性较差，无法满足全负荷脱硝的要求；烟气旁路存在烟气温度场分布差、烟气挡板可靠度低等缺点，且不利于深度调峰；水侧旁路相比而言是对燃烧系统的影响最小的方案。

公司竞争优势 1：布局较优技术路线。

相比于烟气旁路改造，水旁路改造技术更适用深度调峰。由于当前对调峰深度的要求逐步提高，对应水旁路技术路径的应用占比也有所提升。

公司采用水旁路技术路线，并在简单水旁路方案基础上开发出了热水再循环方案与复合热水再循环方案（前者已落地应用、后者已完成研发）。方案升级的目的在于解决水旁路提温有限的缺陷，更好地满足深度调峰的需要。

五大发电集团将是绿电开发主力军，灵活性改造意愿高。

“十四五”期间新增风光装机合计将达 311GW，对应前文所述“十四五”期间各省合计装机规划 728.6GW，占比在 42.7%。当前除华电新能源业务集中在华新单一平台外，其余几家上市平台均有新能源开发目标。

当前，各地新能源项目大多提出配置灵活性调节资源的硬性要求，作为项目过批的重要前提。考虑到灵活性调节资源需与电站建设运行进度保持一致，因此当前在强配 10%~15% （2 小时）电化学储能 LCOE 仍较高的背景下，考虑进行灵活性改造可配备新能源开发指标，火电转型大型央国企参与意愿度较高。

公司竞争优势 2：已打入五大集团设备供应链，客户可协同。

作为国内节能环保系统设备领先企业之一，公司已先后打入五大发电集团及中国能建等火电建设主力央企的设备供应链。

从公司招股说明书披露的前五大客户营收占比来看，对五大发电集团之首国家能源集团的销售收入占比于 2020 年已达 22.1%，来自五大发电集团及中国能建的收入合计占 50%；21 年前五大客户收入占比 44.4%。

此外，核心客户也包括华润电力、地方性发电国企浙能集团等，覆盖核心优质客群，且客户结构较为稳固。

公司全负荷脱硝产品销量提升较快、空间仍大。

2021 年为“十四五”规划开局之年，灵活性调节资源建设与新能源建设同步开展，灵活性改造相关设备需求进入放量阶段，公司 19/20/21 年实现产品销量分别为 5/7/15 台，21 年销量同比翻倍。

经上文测算可得“十四五”期间合计改造需求约有 500 台，公司作为行业龙头，增长潜力仍较大。

3、火电扩建，传统业务增长不容忽视

3.1 火电扩建规模或超预期，公司自研产品受益

经历集中升级改造，电力行业供电煤耗控制目标已基本完成。

电力行业是煤炭消耗的主要行业之一，是国家节能减排工作重点管控行业。“十一五”“十二五”“十三五”期间，电力行业按照国家的要求和部署，深入实施煤电节能减排升级改造，火电供电煤耗持续下降。

2020 年全国 6000 千瓦及以上火电厂供电煤耗为 305.5 克标准煤/千瓦时，比 2015 年下降 9.9 克/ 千瓦时，比 2005 年下降 64.5 克/千瓦时。

根据生态环境部数据，至 1H22 我国已有近 10.3 亿千瓦煤电机组实现超低排放，占煤电总装机容量的 93%，改造完成度已较高。

传统业务增量将源自新增装机，“十四五”煤电新增装机或超 2 亿千瓦规划预期。

由于电能不能大量存储，电能供需应保持实时平衡，不平衡将引致电力系统失稳、崩溃，乃至大停电。火电与核电作为相对稳定的保障电源，其合计装机规模应与尖峰负荷基本匹配。7M22 尖峰负荷约 12.5 亿千瓦，若剔除限电影响应接近 13 亿千瓦。

以 5%用电增速测算，至 25 年尖峰负荷将达 15 亿千瓦。根据核电装机规划，预计 25 年在运机组容量达 0.7 亿千瓦，则火电理论需求量为 14.3 亿千瓦，对应煤电增量装机需求在 2.8 亿千瓦（存量煤机约 11 亿千瓦）。“十四五”规划 2025 年煤电新增装机 1.5~2 亿千瓦，或存在超预期空间（可理解为装机时间表前移）。

火电投资回暖验证火电需求回暖。

2002-2005 年火电行业供应偏紧，随着核准、投产量的迅速提升，到“十二五”期间已逐步过渡至供需基本平衡。

2016 年以来由于机组大批量投产，火电产能过剩导致火电利用小时数逐年下降，《关于促进我国煤电有序发展的通知》中提出严控煤电新增规模，叫停多个煤电项目，“十三五”期间火电投资额连年下滑。

能源“保供+调峰” 双重需求催生下，21 年起火电投资开始上行，今年前三季度继续同比高增，1~3Q22 全国火电投资完成额 547 亿元，同比增长 47%。

新增火电或选择效果更优的干式除渣方案。

固体燃料在锅炉等燃烧设备的炉膛中燃烧后，从炉底排渣口排出炉渣。

炉渣为有害固废且积存会提高煤耗，因此需通过节能环保设备去除。

常见方案有干式和湿式两类，国内老机组使用湿式方案较多，该方案成熟度较高但缺陷明显，排出废水仍需进一步处理，环境负担重；干式方案成本相对较高，但从各项指标看技术优势较大，存量机组设备的替换及未来新增机组选择干式方案意愿更强。

公司竞争优势 3：传统业务具备产品优势。

干式除渣路线：自研鳞斗式干渣机。从与湿式方案的比较可知，干式方案由于有冷却空气进入，会影响运行。公司自研产品采用了“穿透换热技术”、“量化控风技术”、“分级冷却排渣系统技术”等多项自研的核心技术，弥补了传统技术换热效率低的缺陷，显著提高了锅炉热效率。

湿式除渣路线：自研捞渣机模锻链技术实现对进口圆环链替代。

目前在用捞渣机的链条基本都采用圆环链，采用圆钢编制而成，两相邻链环为点状接触，承受负荷时接触点压强高，导致磨损较快。

公司自主研发的模锻链技术较好解决了圆环链的问题，两相邻链环为圆弧面接触，大大增加了受力点的接触面积，减小了单位面积的压力，使用寿命显著提高。同时价格显著低于进口产品。

研发费率处同行业领先水平。传统业务方面同样从事锅炉灰渣、尾气处理及节能设备的可比公司较多，上市公司中主要包括龙源技术、雪浪环境、菲达环保等。

从历史数据可见公司研发投入占营收比重在 18~21 年分别为 3.7%/4.6%/4.1%/3.4%/5%，处于可比公司中的较领先水平。

3.2 横向拓展非电领域及脱硫废水处理新业务

公司积极拓展非电领域市场。从公司招股书披露来看，18~20 年公司非电行业营收分别达 1.2/1.3/1.1 亿元，占比 20%/25%/20%。

（1）从市场空间看：据大气治理领域可比公司龙净环保年报披露，钢铁、水泥、平板玻璃、陶瓷、非电燃煤锅炉等主要非电行业的大气治理市场空间之和经测算约 2000~3000 亿元，市场空间广阔。

（2）从技术要求看：非电领域涉及行业众多，烟气特性比较复杂，故对烟气综合治理技术有着相比电力行业更高的要求，特别是在低温脱硝领域，有着较高的技术门槛。

公司凭借传统业务中的技术积累，自主研发了风水联合淬钢渣及移动气流床余热锅炉技术，已于冶金行业钢厂钢渣处理中应用。

钢铁行业超低排放改造获政策关注，预计推动较快。

从我国煤炭消费构成看，钢铁行业是仅次于电力及供热行业的第二大煤炭消费领域，21 年占比约 17%。

生态环境部等五部委于 2019 年联合印发了《关于推进实施钢铁行业超低排放的意见》，提出推动现有钢铁企业超低排放改造，到 2020 年底前，重点区域钢铁企业超低排放改造取得明显进展，力争 60%左右产能完成改造；到 2025 年底前，重点区域钢铁企业超低排放改造基本完成，全国力争 80%以上产能完成改造。

2020 年起公司拓展脱硫废水处理新业务。

脱硫废水呈弱酸性，悬浮物含量高，含有大量的氯离子及钙镁等金属离子，同时脱硫废水中含有镉、汞、铬、铅、镍等微量的重金属离子，是火电厂最难处理的末端高盐废水。

针对国内愈益严格的环保政策，公司采取自主研发的技术路线，助力脱硫废水环保处理，于 20 年完成了华电集团旗下子公司项目，并确认营收 1528 万元。预计该业务未来也将受益于火电新增装机规模的扩大，贡献稳定的业绩增量。

4、盈利预测与估值

4.1 盈利预测

传统业务：传统业务主要包含干式/湿式除渣系统和低温烟气余热深度回收系统这三类，预计 2022~2024 年合计营业收入分别为 4.9/6.4/7.3 亿元，同比+5.7%/30.1%/14.0%。

分产品预测结果：干式除渣系统预计 2022~2024 年营业收入分别为 2.2/3.2/3.9 亿元，同比+9.8%/42.2%/21.9%；湿式除渣系统 2022~2024 年营业收入分别为 1.6/1.8/1.9 亿元，同比+1.8%/12.1%/7.2%；低温烟气余热深度回收系统 2022~2024 年营业收入分别为 1.1/1.4/1.5 亿元，同比 +3.7%/32.1%/5.3%。

预测依据：如前文所述，随着火电保供与调节双重作用得到重新重视，火电投资升温，1~3Q22 全国火电投资完成额 547 亿元，同比增长 47%；当前煤机存量约 11 亿千瓦，根据未来用电负荷预测倒推得“十四五”期间有望新增煤电装机 2.8 亿千瓦。

而 21 年/1~10M22 火电实际增量分别有 0.46/0.27 亿千瓦，对应未来三年煤机每年增量约 0.7 亿千瓦以上，增量可观。

公司作为环保设备端龙头企业，除渣系统及低温烟气余热深度回收系统这类传统业务有望随着火电建设指标的逐步下放而受益。

从除渣系统结构上看，价值量更大的干式除渣系统是行业趋势，而其中鳞斗式干渣机属于公司自研产品、产品具备竞争优势。

23 年增速显著加快主因各地新建火电任务大多于 22 年年内下发，在经历火电投资低谷以后 23 年迎来高峰（公司该产品营收增速预计接近于行业增速）；而随着基数扩大，至 24 年后增量依旧、增速或将有所放缓。

全负荷脱硝业务、清洁能源消纳系统：预计全负荷脱硝业务 2022~2024 年营业收入分别为 1.9/3.3/5.5 亿元，同比+52.9%/71.9%/68%；清洁能源消纳系统业务 2022~2024 年营业收入分别为 300/350/400 万元，同比 N.A./+15%/+15%。

全负荷脱硝业务：如前文所述，在火电灵活性改造后的固定成本补偿（容量补偿机制）及运行过程产生的增量成本补偿、合理收益补偿（调峰辅助服务补偿机制）机制逐步完善后，加上参与灵活性改造给予优先配置新能源开发指标的刺激，我们预计转型压力较大的五大发电集团改造意愿较强，“十四五”期间合计 2 亿千瓦的改造规划可以完成，对应改造机组数量约 500 台。其中，水旁路改造更能符合当前深度调峰需求，未来应用占比有望提升；

公司作为水旁路改造技术路径的龙头企业，21 年参与改造 15 台，预计 22~24 年分别改造 16/25/40 台，将充分受益于行业需求的释放。

价格方面，随着调峰深度的要求提高，预计 22~24 年改造单价分别为 1200/1320/1386 万元/台，呈逐年提升的趋势（20/21 年该产品营收增速均接近 100%，目前基数仍低，预计高增速能够维持）。

清洁能源消纳系统业务：公司该业务在售产品主要为用于蓄热的电极锅炉，当前可用于热电联产机组的灵活性改造中。考虑到目前在改机组中改造成本更低的纯凝机组占比较大，对蓄热产品需求尚未释放，因此该业务维持平稳增长。

其他业务：其他业务包括细颗粒物去除、非电行业除渣业务以及脱硫废水处理业务等。预计其他业务 2022~2024 年营业收入分别为 0.43/0.47/0.52 亿元，同比+22.3%/10%/10%。

非电行业除渣及脱硫废水处理均为公司新拓展业务，若业务拓展顺利，有望成为公司业绩新增长点。

毛利率预测：预计 2022~2024 年公司实现总营收分别为 7.3/10.2/13.4 亿元，综合毛利率为 33.2%/33.5%/34.0%，对应毛利润 2.4/3.4/4.6 亿元。

毛利率稳步提升主因业务结构变化，毛利率水平更高的全负荷脱硝业务 21 年营收占比为20%，预计 22~24 年分别升至 26.2%/32.2%/41.3%；同时，随着调峰深度的要求提高，预计 22~24 年全负荷脱硝改造单价逐年提升，对应该业务毛利率维持 37.4%（19~21年分别为48.6%/34.3%/35.9%）。

费用率预测：公司 2019~2021 年销售费用率分别为 7.4%/6.5%/6.9%；管理费用率分别为5.40%/6.3%/6.8%。

我们认为公司费用率提升主因全负荷脱硝、脱硫废水处理、非电领域新业务的开拓，预计22~24 年销售费用率分别为 7.5%/7%/7%、管理费用率分别为 7.2%/6.7%/6.7%。

22 年费用率略高一方面由于公司年内新增子公司创合新材料，初期费用率水平仍高；另一方面考虑今年或为火电扩建及改造起量的关键年份，公司业务拓展力度加大。

盈利预测结果：基于上述对公司营收、毛利率、费用率的预测结果，得出预计2022~2024年公司实现归母净利润 0.7/1.2/1.6 亿元，分别同比+29.7%/61.3%/33.9%。

4.2 总结及估值

给予公司 23 年 PE 28 倍，给予目标价 34.6 元。预计 22~24 年公司实现归母净利润分别为 0.7/1.2/1.6 亿元。在可比公司选取上综合考虑业务范围和体量规模，选取火电扩建及灵活性改造相关标的东方电气、上海电气、西子洁能、龙源技术、力源科技。

可比公司 23 年 PE 一致预期均值为 22 倍，考虑到公司传统业务产品采用自研的核心技术、全负荷脱硝业务产品布局更具优势的水旁路改造路线，市场认可度高，可享受一定的估值溢价。因此给予公司 23 年 PE 28 倍估值。

基于此，给予公司目标价 34.59 元。