余热锅炉行业分析报告文案.docx

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余热锅炉行业分析报告文案

余热锅炉行业分析报告

杭锅股份

一、余热锅炉领域绝对龙头3

二、天然气气源放量，电站进入建设景气周期6

1、天然气电站建设三大触发因素6

（1）调峰减排压力提升气电需求6

（2）气源放量解决资源瓶颈8

（3）不看成本看盈利，天然气电厂具备优势11

2、电站建设井喷，有望带动余热锅炉年均26亿需求13

3、公司天然气发电余热锅炉行业领先14

三、钢铁余热看微利时代下的降本需求17

四、水泥余热空间有限19

五、总包方式趋于灵活，发挥余地大21

一、余热锅炉领域绝对龙头

余热锅炉绝对龙头，产品覆盖领域广泛。

公司是国规模最大、品种最全的余热锅炉研究、开发和制造基地。

目前公司的余热锅炉产品已有20余个系列100多个品种，广泛应用于我国的钢铁、建材、电力、有色金属、焦化、化工等行业。

公司主要产品除余热锅炉之外，还包括工业锅炉、电站锅炉、核电容器和电站辅机等。

2010年公司以蒸吨计算的余热锅炉市场占有率为30.19%，遥遥领先其余企业，行业地位稳固。

锅炉行业景气度低，节能减排概念支撑公司盈利指标稳定。

公司营业收入基本保持稳定增长，2011年，同比增长19.89%，一季度收入的高速增长主要源自钢铁贸易业务规模的迅速扩大。

利润方面，继连续两年的高速增长之后，2011年公司净利润略降1.75%，仍好于行业大趋势，应是受益于节能减排投资。

利润率方面，随着材料成本的上升以及钢铁贸易规模的扩大，公司毛利率与净利率出现下滑，随着钢铁贸易规模持续扩，趋势仍将延续。

二、天然气气源放量，电站进入建设景气周期

1、天然气电站建设三大触发因素

（1）调峰减排压力提升气电需求

当前调峰形势严峻。

从地方电网调峰形势来看，当前形势愈加严峻。

以电网为例，到2010年，年最高负荷已达2500万千瓦左右，而最大日峰谷差已达1013万千瓦，最大日峰谷差占最高负荷比在40%左右，专家预测这种比例在2015年仍将保持。

这意味着在相当长一段时间，供电高峰的夏季，电网要提供峰谷差在40%左右的最高负荷，调峰难度较大。

经过“十一五”期间的上大压小，原来可以两班制运行从而参与调峰的的老火电机组基本淘汰进一步增加了调峰难度，由于本地没有水电，新的调峰要依靠中型火电机组的低功率运行、增加快速启停的燃机装机以及控制外电输入等手段。

从的外电输入来看，无论是向上线还是在建的皖电东送特高压，送电方均为大水电或大火电机组，不可能作为调峰使用，只能依靠本地中型火电机组作为中间负荷调节，辅以燃机调节尖峰负荷。

这将燃气电站建设摆在非常重要的位置。

电网调峰严峻是普遍现象，气电作为优秀调峰电源需求巨大。

我国全国水电装机占比为22.36%，在富水区域通过常规水电弃水以及抽蓄完成调峰是常规手段。

厂网分离以来，各电厂更注重自身盈利，一味要求水电站弃水调峰并不经济，尤其是在丰水期被迫的弃水调峰更不可取。

从具备弃水调峰能力的华中电网、南方电网、以及华东电网的等区域看，出于经济性、水利功能以及各种实际情况考虑单纯依靠弃水进行调峰也无法完全满足，如南方电网因大量水电主要是西电东送入，在夏季这些电要作为省的基荷使用，因此在用电高峰的夏季省也不具备足够的弃水调峰能力，而需要通过新建抽蓄以及燃机进行调峰。

综上，调峰形势严峻是大部分地区电网特别是高负荷高峰谷差的电网的普遍现象，建设抽蓄以及燃气电站进行调峰是迫切需求，由于抽蓄电站有选址局限性，建设一批燃气电站满足这些地区的电网调峰需十分迫切的。

减排压力大，气电代替火电。

对于气电的清洁性，我们不再过多阐述，从数据上看，50万千瓦化石燃料电厂进行比较，天然气电站在主要污染物SO2、NOx和TSP（总悬浮颗粒物）、以及减排重点CO2上的排放指标远低于燃煤电站。

在节能减排压力之下，上气电也是一种较优的选择。

（2）气源放量解决资源瓶颈

历史显示，我国气电与气源供给协调发展。

尽管拥有调峰、减排等多重对气电的需求，但气电的发展呈现阶段式特征，与我国天然气供给增长的有很大关系。

从近十年的我国天然气产量看，我国天然气产量增速较快的时段出现在2004-2008年这段时间，也就是西气东输一期投产的时间段，而我国气电市场第一次井喷也出现在这段时间。

2002年底，国家计委对首批燃气电站8个专案19套9F级燃气轮机机组进行捆绑招标，是第一次气电市场井喷的标志性事件，而首台9F级燃机家港华兴电力1号机组在2005年6月成功并网以及之后的一系列燃气电站的并网，也正是在2004年10月西气东输一期干线全线投产后不久。

以史为鉴，2011年以来的气电井喷与近年来我国解决海外气源，开始天然气进口有较大关系。

我国从2006年开始进口LNG（液化天然气），增长快速，而自2010年起，随着西气东输二线的逐渐贯通，我国开始通过管道自土库曼斯坦进口天然气。

2006-2011年我国天然气进口量复合增长率达到98.6%，远超同期国天然气产量增速。

到2011年，我国天然气进口量已占到国总供给的23.1%，成为我国天然气供应不可或缺的一部分。

我们预计凭借西气东输二线的支线持续建设、海外LNG供应不断落实、中缅天然气管道开建以及极具希望的中俄天然气管道项目，我国天然气进口量将在整个“十二五”期间保持快速增长，有望在2015年占国总供给比例达到40%左右。

消费量显示气源放量后气电占比在不断提升，空间仍巨大。

从我国天然气消费组成上看，2004年以来，电力耗气占比不断提升，显示受制于气源供给的气电需求正在加速释放。

从世界围发电量组成上看，2009年中国的天然气发电在整个电力供应中占比仅为1.54%，远落后于全球的21.40%。

2010年中国这一数据为1.84%，占比有提升趋势，即使考虑到我国能源结构煤电一家独大的局面，气电未来的空间仍较大。

（3）不看成本看盈利，天然气电厂具备优势

短期成本无优势，但综合效益突出。

由于天然气价格长期处于上升态势，使气电机组燃料成本长期高于煤电机组，我们对9F级机组上网电价进行了关于年运行小时数和气价的敏感性分析，以10%投资回报率计算，在运行达到预期的3500小时、气价4元/m3的情况下，含税上网电价要达到1.074元/KWH的水平，而从2010年的各省市平均上网电价看，平均上网电价最高的也仅在0.5元/KWH左右，显然若同样竞价上网，气电的竞争力远弱于煤电。

我们认为两方面原因是气电在表观成本劣势下仍能生存并发展的原因：

一是“照付不议”合同的存在。

以珠江电厂所述LNG电站为例，其长期享受早期签订的澳大利亚LNG合约气，价格约在1.6元/m3，远低于现货气的水平，使其可以承受0.5元/KWH左右的上网电价，仍然可以盈利。

二是气电所具备的综合社会效益，气电在减排、改善一次能源结构以及调峰调频等方面的优势，使其发挥的综合社会效益不能仅以成本论。

补贴削弱成本劣势，保障长期盈利。

气电必须要发展，而在天然气价格越来越高的情况下，越早建电站确立合约价，则越能在未来取得盈利，因为随着气价的上调，上网电价长期看也必然是上升的。

目前各地均存在对于气电的各种形式补贴，根据电监会2011年底发布的《风电安全监管报告》，明确指出将制定调峰调频电源的电价补贴政策，我们认为对于天然气的补贴将长期存在，但形式可能有多种，包括附加环保电价、建立调峰电价机制、补贴上网电价、补贴气价等，这些补贴形式将削弱天然气的成本劣势，并保证天然气电厂的长期盈利。

在目前煤电普遍亏损或微利的情况下，投资天然气电厂既符合社会效益需要，又具备短期盈利能力，同时还可抢占当前相对低价的气源，这是从盈利角度对当前天然气建设井喷的解释，也可认为是在电力领域，国家层面通过价格调控趋向整体社会效益最大化。

2、电站建设井喷，有望带动余热锅炉年均26亿需求

气电建设井喷将带动天然气余热锅炉放量。

前面利用较大篇幅赘述了气电井喷发展的促发因素与必然性，而这一井喷态势将在“十二五”期间得到延续，并带动天然气余热锅炉设备市场的大量需求。

据称，即将发布的电力工业十二五规划中，提到2015年我国气电总装机规模将达到6000万千瓦；而截止2011年底，我国气电装机已达3265万千瓦，刨除2011年已进行招标的16台9F级余热锅炉（每台对应一套39万千瓦联合循环机组），尚未招标的气电设备订单约在2111万千瓦左右。

考虑到2年的电站建设期，2012-2014年中期，年均需求约在22台，考虑到天然气余热锅炉1-1.2亿元左右的单价水平，年均余热锅炉市场容量应在22-26亿元上下。

3、公司天然气发电余热锅炉行业领先

公司是我国余热锅炉绝对龙头，天然气余热锅炉历史业绩绝对领先。

公司余热锅炉产品多样化，在全行业产量产值均排名首位，以2010年统计数据计，公司余热锅炉按产量（蒸吨）计算的市场占有率达到30.19%。

从天然气余热锅炉历史业绩看，9E级机组上，公司从80年代至90年代初自主开发9E级燃机余热锅炉，1997年公司与荷兰NEM公司合作，为镇海联合发电制造了2套9E燃机余热锅炉取得成功。

截至2008年8月，公司已制造9E级燃机余热锅炉70套，产品出口印度、印度尼西亚、马来西亚、阿塞拜疆等地，国市场占有率达88.9％。

目前主流的9F级机组上，公司已拥有成熟的设计、制造经验。

2002年底，国家计委对首批8个专案19套9F级余热锅炉捆绑式招标，公司一举获得其中6个项目16套中标，完全展示了公司在此领域的强势地位。

截至2008年8月，公司已销售28套，国市场占有率达50.9%。

在2011年市场招标当中，公司中标全部16台9F机组余热锅炉中的11台，占有率达到68.7%，优势地位仍然突出。

2012竞争有恶化迹象，市场重演2003年格局。

2012年以来，天然气余热锅炉市场中标价格下滑严重。

市场呈现与2002-2003年基本相同的情况，当时首轮招标中，公司19台拿了16台，市场占有率84.2%，之后招标中价格下跌，公司第二轮招标只拿到2台。

随着低价中标企业出现亏损，此后价格再回升，公司重新进入，市场占有率再提升。

我们预计本轮情况有可能复制当时走势，公司在明年有望看到天然气余热锅炉订单的回升。

此外，2012年以来部分项目采用了动力岛打捆招标的方式，使得公司被排除在竞争之外，比较有代表性的是中海油上半年对嘉明电厂三期项目3台39万千瓦和电力一期项目2台39万千瓦的动力岛设备进行打捆招标，电气最终中标，总价达到38.7亿元。

公司面对新情况由于没有9F级燃机合作伙伴，暂时还无应对办法。

这种现象目前还是个别情况，我们将继续关注市场招标形式未来的走势，而从长远来看，公司技术优势明显，可配套三大主要技术路线的9F级锅炉，且产能配置与余热锅炉需求契合，我们看好公司长期可保持50%左右的市场占有率，短期业绩会受到2011年高订单的提振，长期看，在竞标回归理性后，预计可保持30%左右的增长。

三、钢铁余热看微利时代下的降本需求

我国钢铁余热利用率仍有大幅提升空间。

发达国家普遍的钢铁行业余热利用率在90%，其中最高的日本新日铁能达到92%，而国的利用率仍较低，仅为25.8%，宝钢等大型企业在30%-50%的水平，提升空间仍较大。

从余热品质的利用率上看，目前高温余热回收率可达44.4%，中温余热达30.2%，低温余热回收率在1%以下，在各品质阶层，特别是中低温余热回收方面潜力更大。

当前提升利用率的难度主要在中低温余热利用技术上，从公司目前产品性能上看，目前最低可利用的燃烧值在500kcal/m3，通常焦炉煤气燃烧值4000kcal/m3，转炉煤气2000kcal/m3，高炉煤气800cal/m3。

也就是说，公司产品至少用作中温余热的高炉煤气回收是没有问题的，且作为余热锅炉领域的国龙头，公司仍有进一步拓展需求的空间。

当前企业盈利状态有利于推广余热装置。

从企业投资的角度看，若钢铁公司盈利能力极强，为避免停产带来的盈利损失，停产改造加装余热利用装置的意愿不会强；而若钢铁公司处于极度亏损状态，进行改造对其盈利能力不会有帮助，也没有意愿投资余热装置。

2009年以来，从营收排名前十的钢铁上市公司看，净利率出现普遍持续下滑，以2012年一季度情况看，十家公司中有6家处于净利率-3%至3%区间的微利或微亏状态。

我们认为在这种情况之下，企业投资进行余热装置加装改造的意愿会更强，因为余热利用是企业有效的降本手段，在盈亏平衡点上，余热利用可能就是企业扭亏或保证不亏的关键所在。

锅炉行业不景气，公司重新杀回钢铁市场。

公司正在重新重视钢铁市场，干熄焦余热锅炉方面，公司作为国首家开发该种类锅炉的单位，重新开始竞争该市场，上半年实现订单10余台。

高炉煤气余热锅炉方面，公司在130、200、440吨等高吨位锅炉的基础上，开始下探至75吨等小型锅炉，尽量多承接订单。

吹氧转炉余热锅炉方面，公司产品在可靠性上具有绝对优势，在转炉高温的情况下，公司产品可以使用8-10年，远高于部分仅能使用2-3年的产品，尽管价格更高，但从综合效益看，具备相当竞争力。

我们预计公司钢铁余热锅炉领域可保持一个持续微增的状态。

四、水泥余热空间有限

降本是主要需求，但配置率高，空间有限。

目前水泥行业与钢铁同样处于微利时代，对于配置余热系统的干法水泥窑可以使每吨水泥电价成本节省24元，配置余热系统降低成本已是共识，这也造成当前配置率较高，近5年新增的干法水泥产能预计余热锅炉配置率在90%以上。

从水泥余热目前的需求端看，主要来自三部分。

一是新建，在东部地区限制水泥生产线建设的情况下，主要新建水泥窑的需求均来自西北、西南地区，2011年新增新兴干法产能回落，约为2.05亿吨左右，我们预计未来年新增产能将继续回落，未来三年年均新增产能预计在1.5亿吨左右。

二是改造，自水泥余热回收流行以来，2008-2011年新增新型干法产能占累计产能比例约57.5%，假设这部分产能95%配置了余热系统，剩余产能中目前85%配置了余热系统，则剩余改造空间大概在当前产能的10.9%左右，即1.5亿吨产能左右。

三是海外拓展，海外一些地区，如东南亚基本没有做余热回收的，公司在逐渐进入，希望能有所突破。

由此看来，不考虑海外需求，2012-2014年市场总需求约在6亿吨产能左右。

年水泥余热锅炉需求理论上约8.7亿元。

以5000t/d水泥生产线为测算基准，2012-2014年，年均加装余热系统的生产线条数约在87条左右，对应年锅炉需求174台，按照水泥窑余热锅炉500万元的单价测算，年市场规模应在8.7亿元左右，从台数上看，这一结果较2009-2010年水泥余热锅炉产量的259、297台呈现明显萎缩。

从公司在水泥行业的情况看，至2008年8月，公司水泥窑余热锅炉产品销售达600余台/套，市场占有率70％以上。

我们预计目前公司市场占有率仍能维持50%左右，未来三年水泥余热锅炉年均贡献收入4.3亿元。

五、总包方式趋于灵活，发挥余地大

两类总包，方式灵活。

公司开展总包业务包括EPC和EMC两类，其中EPC由子公司西子联合工程公司负责，EMC由公司焕新节能负责。

从收入上看，目前EPC的总包收入是公司总包业务的绝对主体，但随着EMC的引入，公司总包趋于灵活。

从公司的EMC实施看，在预付款比例，工程分包，运行期分成等方面均具备较大的弹性，为加快资金流动，公司也会鼓励客户提早回购运营期项目，从而使公司有承接更多项目的可能。

从目前看，EMC项目增多短期的弊病是公司回款周期加长，且EMC包给西子联合工程公司的工程部分业务，在计入收入时抵消掉了，使公司总包收入账面增长不快。

而从长期看，EMC模式增加了公司执行总包的灵活性，除了传统的EPC收入中的工程收入和设备收入之外，还增加了运营期收入以及项目整体转让时的溢价收益。

三个EMC项目，两项顺利，暂停。

公司当前有三个EMC项目，截止2012年6月底，宣钢项目已全部转固，开始分享合同能源收益；鑫海项目根据目前项目进度也将于年转固开始贡献收益。

金旌项目据公司披露由于客户擅自拆除硅铁炉设备，导致合同无常履行，目前进度暂停，在进行司法程序。

从规模上看，我们认为保持当前三个EMC项目对公司来讲是合适的，自从上市以来，公司资产负债率不断提升，至2012年中报已经64.52%，为上市以来最高值，而公司现金流情况也不容乐观，上半年经营活动现金流净额为-6.19亿元，为可追溯的历史最差水平。

在这种情况下，我们认为公司EMC业务应优先解决金旌项目的问题，获取应得的赔偿，此外在收取另两个项目的合同能源收益的同时，可以考虑寻求在合适价位提前出售项目赢得回款。

EMC项目预计年增厚业绩0.04元左右。

我们粗略估算两个转固项目可在2012年为公司带来5000万左右的收入，由于余热发电机组本身无燃料成本，而燃料成本在普通燃煤机组上网电价构成中可占到65%左右，因此项目的实际利润率是很高的。

我们假设以两项目年均发电均可在5000小时，公司的项目分成比例为60%，则两项目预计每年可贡献净利润1600万元以上，对应年增厚每股收益0.04元左右。