1.1 从传统余热锅炉龙头，到清洁能源装备综合供应商

国内清洁能源装备龙头，业务从余热锅炉拓展至核电和熔盐储能领域。公司从70年代开始研发余热锅炉，已有近50余年的产品经验，产品覆盖了GE、西门子、三菱、安萨尔多等全球头部燃机供应商的各类主力发电机型，燃机余热锅炉国内份额超50%。1998年，公司进入核电常规岛装备制造领域，是中广核集团、中核集团的合格供应商，并拥有民用核安全二、三级设备制造许可证，已为全国多座核电站提供186台常规岛压力容器和换热器，以及435台核2、3级压力容器和储罐。2010年，公司进入光热太阳能发电领域，现已成功参与17个光热发电示范项目的供货与建设，其中参建的青海德令哈50MW光热项目是中国首座、全球第三座商业化投运的塔式熔盐光热储能电站。

公司主要业务包括余热锅炉、清洁环保能源装备、解决方案、备件及服务等四大板块。1）余热锅炉主要包括燃机余热锅炉、干熄焦余热锅炉等产品，客户包括五大电力、钢铁、建材、水泥等高耗能行业企业。2）清洁环保能源装备包括垃圾焚烧锅炉、熔盐吸热器、换热器、储罐及核电设备等，主要用于垃圾废物处理厂、石化厂、核电站和光热项目等新能源领域。3）解决方案主要包括换热器及压力容器为核心设备的EP/EPC/PC等综合解决方案项目。4）备件主要包括过热器、省煤器等部件，服务包括技术服务、项目改造工程、维修维保等业务。

余热锅炉是公司传统主业，2020-2024年收入占比基本保持在30%-40%。2024和1H25公司余热锅炉业务收入有所下滑，主要系一方面，虽然燃机海外市场从2024年底开始需求爆发，但燃机主机厂例如GEV等拥有自己的余热锅炉工厂，在燃机行业需求上行的初期，其自身产能基本可以满足自身需求，但是展望2026年，随着燃机行业需求持续上行，海外余热锅炉逐步供不应求，预计将会有更多订单外溢到国内厂商。另一方面，我国“十四五”期间，燃机招标主要集中在前三年，2024和2025年国内市场增速有所放缓。但未来随着我国能源结构转型加速，燃机有望在调峰和清洁能源协同中发挥较大作用，“十五五”期间我国燃机招标有望进一步提升。公司作为国内燃机余热锅炉龙头，有望把握机遇，实现余热锅炉业务收入的持续提升。

毛利率方面，公司从2024年开始加大余热锅炉海外市场的开拓力度，不断优化余热锅炉业务订单质量，余热锅炉毛利率实现了逐步提升，1H25已提升到29.68%。

1.2 订单结构优化 营运资金管理强化，现金流和盈利能力改善

收入长期稳健增长，利润端2025年持续高增。2015-2024年，公司收入从26.2亿元提升至64.37亿元，CAGR为10.5%，长期稳健增长。其中2024年由于国内余热锅炉市场增速放缓，公司收入同比-20.33%，但是公司大力拓展海外市场，不断优化订单结构，全年毛利率为18.47%，较2023年提升2.01pcts。1-3Q25公司实现收入43.33亿元，同比-11.20%，实现扣非后归母净利润1.50亿元，同比-11.15%，主要系25Q3公司部分出口海外的已生产完工锅炉设备延迟至25Q4发运。根据2025年业绩预告，公司2025年加强销售订单质量管控，全年毛利率较上年继续提高，公司预计2025年实现扣非后归母净利润2.2-2.8亿元，同比提升53.3%-95.11%，在2024年大幅提升的基础上保持高增。

外销业务毛利率相对更高，公司近年来加速拓展海外市场。根据公司2024年报，随着东南亚、南亚、非洲等地区的发展中国家工业化进程加快，公司余热锅炉业务大力拓展“一带一路”沿线市场。同时，公司不断创新海外市场的服务与运营模式，逐步从单一设备出口转向“设备 工程 运维”一体化服务，提供EPC、BOT等解决方案模式。例如，2024年，公司成功签署尼日利亚 12台 9E燃机余热锅炉项目，创下了公司海外最大单一订单记录；新能源市场，签订首个海外光伏EPC——泰国屋顶光伏总包项目。公司外销业务毛利率整体高于内销，外销占比提升有望带动公司盈利能力提升。

期间费用率维持稳定，营运资金管理强化，现金流与利润同步改善。期间费用率方面，公司销售、管理和研发费用率近年来相对稳定。2025年，公司加强在手订单预收款项催收及转销项目应收款管理，1-3Q25实现经营性现金流净额3.48亿元，同比 130%。根据公司25年业绩预告，2025年公司加强应收账款及存货管理，营运资金占用总额有所下降，2025年经营活动现金净流入明显提升，计提的预期信用损失及资产减值损失较上年同期减少，1-3Q25公司资产减值损失和信用减值损失为-0.30/-0.11亿元，较1-3Q24的-0.35/-0.90亿元显著下滑，带动25年公司扣非后归母净利润大幅增加。

1.3 董事长增持彰显未来发展信心，员工持股计划提升员工工作积极性

公司控股股东为西子电梯集团和金润（香港），实控人为前任董事长王水福先生。截至2024年底，公司第一大股东西子电梯集团持股39.01%，第二大股东金润（香港）持股21.89%，实控人王水福先生通过西子电梯集团持有公司39.01%的股份，通过金润（香港）有限公司持有公司 21.89%的股份，直接持有公司 1.51%股份，直接或间接持股62.41%。根据2025年9月24日公告，由于可转债转股，控股股东西子电梯集团、实控人王水福先生及其一致行动人金润（香港）合计持股比例被动稀释至55.18%。本次变动不改变控股股东和实控人地位，股权结构保持稳定。 

2025年新董事长接棒 增持公司股份，彰显对公司未来发展信心。2025年4月24日，王水福先生辞去董事长职务，同时增补王水福先生之子王克飞先生为公司董事。2025年5月17日，董事会选举董事王克飞先生正式担任董事长。2025年9月30日，公司发布《关于公司董事长增持股份计划的公告》，截至2025年9月30日，王克飞先生共计增持公司股份290万股，占公司总股本的0.3469%，增持金额为4956.39万元，本次增持计划实施完毕。董事长增持，彰显了对公司未来持续发展的信心。

公司实施员工持股计划，充分调动员工工作积极性。2023年4月29日，公司发布2023年员工持股计划（草案）公告，本次员工持股计划的授予对象包括公司部分董事、监事、高级管理人员8人，公司中层干部及优秀骨干员工不超过192人，合计不超过200人。本员工持股计划的股票购买价格为8.55元/股，即公告前120个交易日公司股票交易均价的50%。业绩考核目标分别A、B两档，业绩考核期为2023-2026年，以2022年为基期，按照A档考核要求，2023-2026年的净利润增长率分别不低于25%/56%/95%/144%，即2023-2026年净利润分别不低于2.55/3.18/3.98/4.98亿元。本次员工持股计划有助于公司完善长效激励机制，充分调动核心员工的积极性。

2.1 余热锅炉是燃气-蒸汽联合循环系统中的核心设备之一

锅炉是利用燃料或其他能源的热能，把水加热成为热水或蒸汽的机械设备。锅炉中产生的热水或蒸汽可直接为生产和生活提供所需要的热能，也可通过蒸汽动力装置转换为机械能，或再通过发电机将机械能转换为电能。

余热锅炉是一种利用工业生产过程中产生的余热、废热（如高温烟气、工艺流体、化学反应热等）作为热源，无需额外消耗燃料或仅消耗少量辅助燃料，即可产生蒸汽或热水的热能回收设备。其核心功能是实现能源的梯级利用，降低工业系统的能耗与碳排放，是工业领域节能减排的关键装备之一，广泛应用于电力、钢铁、有色金属、焦化、建材、化工等行业。

燃机余热锅炉，是燃气-蒸汽联合循环发电系统的重要设备。燃气-蒸汽联合循环由燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机、发电机及其辅助系统组成，具有发电效率高、建设周期短、操作运行方便、调峰能力强、有利于改善电网结构等优点，对电力供应具有重大意义。燃机余热锅炉是燃气-蒸汽联合循环发电机组的重要组成部分，其工作原理是通过回收燃气轮机排出的烟气余热，用以产生蒸汽，进而用于驱动蒸汽轮机发电、或供热及其他工业用汽。该设备能够将联合循环电站的整体热效率从简单循环的约30%–40%大幅提升至60%以上，实现能源的高效、清洁与梯级利用。根据《燃气轮机与汽轮机联合循环发电系统成本效益分析》，联合循环发电系统的全生命周期成本中，初始投资约占成本的55%-65%。初始投资包括燃气轮机（占40%-50%）、汽轮机 (25%-30%)、余热锅炉(15%-20%)等核心设备采购与安装成本。

2.2 燃气轮机行业景气度上行，配套余热锅炉需求同步提升

2.2.1 海外：AIDC催化燃气轮机景气度上行，燃机主机厂订单高增

AIDC加剧全球电力消耗，催化燃气轮机需求上行。根据高德纳，目前全球数据中心数量高速增长，导致电力需求高增，2023-27年全球AI服务器用电量将从195太瓦时提升到500太瓦时。燃气轮机发电是美国主要发电方式，2016-2024年，美国天然气发电量占全国总发电量的比例从34%提升到45%。展望未来，我们认为，燃气轮机发电凭借项目建设速度快、发电稳定、启动速度快，成本低等优势，未来有望成为AI数据中心领域供电的重要方案，看好燃气轮机长期需求上行。

根据国金证券研究所电子行业组在《AI的尽头是电力——策略联合行业研究报告》中的测算，2025-2028年美国数据中心算力芯片功耗预计从7.1GW提升到89.1GW，考虑到冷却系统等耗电，算力芯片约占整个数据中心功耗的80%，美国数据中心总功耗约从8.9GW提升到111.3GW。我们考虑到燃气轮机发电成本低、发电稳定、启动速度快等优势，未来在AIDC领域的渗透率有望持续提升，我们假设2025-2028年美国AIDC领域燃机发电占比将逐步从46%提升到52%左右，则美国AIDC对应燃机需求为4.1GW-57.9GW，26-28年增速分别为219%/135%/88%。

根据Gas Turbine World和三菱重工预测，2019-2023年全球燃气轮机销量从39.98GW提升到44.1GW，CAGR为2.49%，预计2024-2026年全球燃机年均销量为60GW，较23年的44.1GW提升36%，增长加速。

全球燃机行业格局集中，头部主机厂订单高增，在手订单覆盖年限超过4年。目前全球燃机主要为GEV、三菱、西门子能源等公司垄断，2023年三家公司全球份额合计达81.64%。以GEV为例，24年燃机新签订单20.2GW，同比 113%，2025年订单同比 47.5%，保持高增。在手订单方面，GEV在2025年末的电力业务的在手订单943.87亿美元，按照电力业务2025年收入计算，在手订单覆盖年限已达4.8年。西门子能源25财年末，燃气服务板块在手订单540亿欧元，按照2025财年收入122亿欧元计算，当前订单可见度已达4.4年。

燃机主机厂规划扩产，有望带动上游零部件环节需求上行。2024年开始，GEV、西门子能源、三菱重工等全球头部燃机厂商均提出燃气轮机的扩产计划，例如GEV在 25年12月9日提出：26年中期将产能提升到20GW，28年提升到24GW。西门子能源在25年11月20日提出，24年产能17GW，计划25-27年提升到22GW，28-30年提升到30GW以上。三菱重工25年9月1日三菱重工宣布，计划未来两年内将燃机产能提升一倍。当前全球头部主机厂纷纷提出或者上修扩产目标，有望带动配套余热锅炉需求上行。

2.2.2 国内：“十五五”期间燃机装机稳步推进，配套余热锅炉需求有望长期提升

近年来，我国对燃气轮机发电方式保持鼓励发展态度。虽然目前气电在我国电力结构中仍处补充地位，但双碳目标下，其清洁低碳、快速调峰的优势凸显。近年来，我国政策多次提出推动天然气与多能源融合，鼓励因地制宜建设天然气调峰电站。未来，随着燃气轮机国产化持续突破，“十五五”期间气电有望将迎来新机遇。“十四五”期间，我国规划燃气发电装机目标为50GW。根据中国节能协会预测，“十五五”期间，我国每年新增气电装机预计15GW-20GW，在“十四五”基础上实现进一步提升。

截至2024年，中国发电装机33.5亿千瓦，其中燃气发电装机1.4亿千瓦，燃气发电装机占比仅4%，而全球占比达22%，未来提升空间较大。根据中国节能协会预测，到“十五五”末，2030年我国燃气发电总装机有望达2.5亿千瓦，2024-2030年CAGR为10.2%。气电装机的持续提升有望带动我国燃机余热锅炉需求的长期提升。

2.3 格局：燃机余热锅炉格局集中，欧美企业主导全球市场

全球燃机余热锅炉格局集中，供给方包括GEV等头部燃气轮机整机厂，以及NE、VOGT、John Cockerill、西子洁能等第三方供应商两类。在燃机主机厂中，GEV既是燃机整机龙头，也是余热锅炉等配套设备龙头，2015年收购了韩国斗山的余热锅炉业务，截至2025年，已累计出售了1300台余热锅炉。第三方供应商中，NE是全球第一大HRSG供应商，也是北美市场最大的HRSG供应商，全球份额在20%以上。此外，全球头部第三方供应商还包括美国VOGT、比利时John Cockerill、韩国BHI等。国内企业包括西子洁能、华光环能、海陆重工等，其中西子洁能国内份额50%以上。从区域上看，根据智信中科，北美是全球最大的余热锅炉市场，市场份额约25%。之后是中国和欧洲市场，二者合计占比约45%。

NE

NOOTER/ERIKSEN（简称NE）是全球第一大HRSG供应商、北美第一大HRSG供应商，发展历史悠久。根据NE官网，NE成立于1987年，1992年为英国Medway项目提供首个余热锅炉，2010年在美国市场提供首个H级余热锅炉，目前在全球范围已经累计交付超过1000台NE余热锅炉，输出功率从2MW-300MW不等。除了燃气轮机余热锅炉，NE还能提供多种其他类型锅炉，包括太阳能接收器、燃烧锅炉、生物质锅炉等。

GEV

GEV是全球燃气轮机和余热锅炉龙头，于2024年4月2日从通用电气GE分拆而来，是全球前三大燃气轮机主机厂。GEV自1970年代起开始生产余热锅炉，在2015年收购了韩国斗山余热锅炉，目前已成为全球燃机余热锅炉龙头。韩国是GEV燃机业务深耕的市场之一，GEV在韩国的燃气轮机拥有超过14GW的发电能力，安装基数超过78台。GEV自1976年进入韩国市场，2015年在韩国长原市进行大规模制造厂投资，收购了斗山的HRSG（余热锅炉）业务。目前，GEV有两个余热锅炉制造工厂，分别在在韩国昌原和越南栋克。截至2025年，GEV已经在全球累计出售了7000多台燃气轮机和1300台余热锅炉。

VOGT POWER

Vogt Power International是全球领先的余热锅炉（热回收蒸汽发生器HRSG）设计和制造商。由亨利·沃格特于1880年创立，1902年进入锅炉业务，1962年生产出第一台HRSG，目前产品已经出口到40多个国家，累计发货量超600多台。产品功率范围覆盖25MW-550MW或更高范围内的燃气轮机。除了余热锅炉整机制造，VOGT还提供现场安装、改造，以及风箱、分流器、管道、阀门等零部件更换和备件等服务。

巴威B&W

美国巴威公司（Babcock & Wilcox）创立于 1867 年，是全球领先的为电力和工业市场提供能源和环保技术与服务的公司，包括三大业务板块：1）热力业务：提供蒸汽发电设备（包括余热锅炉），售后零件，为发电、石油和天然气以及工业部门的工厂提供建筑、维护和现场服务。2）可再生能源业务：用于高效和环境可持续发电和供热的高成本效益技术，包括垃圾发电、太阳能建筑和安装、生物质能和纸浆和造纸工业的黑液系统。3）环境技术业务：一流的排放控制和环境技术解决方案，适用于世界各地的公用事业、废物转化为能源、生物质、炭黑和工业蒸汽生成应用。其中，热力业务是第一大业务板块，1-3Q25，B&W公司实现收入，4.49亿元，其中热力业务3.46亿元，占比77%。

2.4 公司是国内燃机余热锅炉龙头，未来收入有望加速提升

公司是国内燃机余热锅炉龙头，国内份额超50%。公司从70年代开始研发燃机余热锅炉，2000年公司成功开发出国内首批匹配GE公司9E型燃机余热锅炉。2002年，公司与美国NE(全球第一大HRSG供应商)签订燃机余热锅炉技术转让协议，成为美国NE公司全球最大的技术转让方。2016年，公司开发出大型9H级燃机余热锅炉，产品型号实现覆盖6B、6FA、9E、9F、9H全系列产品。截至目前，公司已累计供货燃机余热锅炉超450台套，产品覆盖了GE、西门子、三菱、安萨尔多、阿尔斯通等国际主要燃机供应商的各类各级机型（机组发电功率涵盖8-850MW），国内市场占有率稳居50%以上。

海外市场需求上行，看好公司后续出口订单持续提升。根据公司官微，公司近年来发力海外市场，HRSG远销东南亚、南美洲、非洲、中东等“一带一路”沿线国家及地区。近年来，公司斩获了批量的海外项目订单，海外订单占比超20%。标志性项目包括巴基斯坦必凯9H级HRSG（当时全球容量最大的联合循环电厂项目）、尼日利亚12台9E燃机余热锅炉项目（全球最大的天然气自备电站订单）等。未来，公司规划加快全球布局，全力推动燃机余热锅炉全球化及北美市场的订单机会落地，看好公司海外订单持续提升。2025年公司新签余热锅炉订单19.67亿元，同比 16.81%；年末在手订单21.83亿元，同比 22.41%，订单加速提升。

与同行业公司相比，公司收入规模领先，盈利能力提升显著。2023年以来，公司逐步调整接单策略，更加重视订单质量，1H25虽然收入短期同比-52.66%，但是收入规模依然行业领先，依然是目前国内规模最大、品种最全的余热锅炉制造基地。在盈利能力方面，随着公司大力拓展海外市场，订单结构不断优化，公司余热锅炉毛利率从2023年的15.24%提升到1H25的29.68%，增幅行业领先。 

3.1 光热发电：我国光热发电行业高景气，公司光热发电设备订单有望持续提升

3.1.1 什么是光热发电？

太阳把辐射能以电磁波的形式投射到宇宙空间，其中，约49%能够到达地球表面，成为人类可以利用的太阳能资源。太阳能发电是利用太阳能的重要方式，技术上分为光伏发电和光热发电。

光伏发电是根据光生伏特效应原理，利用太阳能电池将太阳能直接转化为电能。

光热发电则是首先利用反射镜，将分散的太阳光（光能）反射聚焦到集热器上，转化为高温热能；热能通过熔盐等传热储热介质被送入绝热储热罐内“储存”；当电网需要电能时，再通过热电循环系统将热能转化为电能。

光热发电与火力发电的原理基本相同，后端技术设备基本一样，不同的是前者利用太阳能收集热量，后者则是利用燃烧煤等化石能源获取热量。

光热发电和光伏发电最关键的差别是：光热发电具有大规模、低成本和高安全长时储能电站功能，兼具调峰电源和储能双重功能。“储能”让光热发电具备了弥补风电、光伏间歇性短板的核心能力，在阴雨天、夜间依然能通过储能系统持续发电。不过，随着我国新能源产业的规模化推进，光热发电与光伏发电正各展所长、互为补充，合力推动我国能源绿色低碳转型。

光热电站一般由集热系统、储热换热系统和热-功-电转换系统三部分组成。根据聚光形式不同，光热发电技术主要分为塔式聚光、线性菲涅尔式聚光、槽式聚光、碟式聚光等类型。光热发电系统可采用不同的传热流体作为吸热介质，商业化应用最多的主要有熔盐和导热油。以熔盐作为传热流体的塔式技术和线性菲涅尔技术，以及以导热油作为传热流体的槽式技术是当前商业化应用较多的太阳能热发电技术。

我国光热发电项目主要以塔式电站为主，海外以槽式为主。根据《2025中国太阳能热发电行业蓝皮书》，2025年我国光热发电累计装机容量中，塔式占比70.82%，槽式仅约占10.93%，与国外装机比例相差较大，主要原因是导热油槽式产生的主蒸汽温度为380℃左右，而熔盐塔式主蒸汽温度为550℃，塔式的热电转换效率高。此外，我国2016年以来运行的塔式电站的熔盐吸热器可靠性较高，因此我国大多数新投资电站选择了热电效率高的塔式聚光技术路线。

熔盐塔式光热发电系统主要由定日镜、吸热塔、吸热器、高低温熔盐储罐、蒸汽发生器和汽轮发电机组等组成。其基本运行流程是：以吸热塔为中心分布的定日镜，通过跟踪太阳，将太阳直射辐射反射汇聚到吸热塔顶部的吸热器上；熔盐在冷盐泵驱动下，流经吸热器吸收热量，被加热的熔盐流入高温熔盐罐中储存；需要发电时，储存的高温熔盐与水在蒸汽发生器换热后产生高温高压蒸汽，驱动汽轮发电机组发电。蒸汽发生器放热后的熔盐送至低温熔盐罐存储，再循环至塔顶的吸热器吸收热量，循环往复。在熔盐塔式技术中，储热单元将太阳能集热与发电部分解耦，熔盐既是传热流体也是储热介质。

3.1.2 中国光热发电全球竞争力强，2025年总装机规模翻倍增长

中国光热发电技术领先，全球竞争力强。为推动我国光热发电技术产业化发展，国家能源局2016年启动首批20个光热发电示范项目，装机规模总量达134.9万千瓦，开启了我国光热发电的商业化进程。经过多年发展，我国已成功掌握塔式、槽式、菲涅尔式等主流光热发电技术，技术装备国产化率超过95%，关键材料与核心设备实现自主可控，已建成全球领先的光热发电产业链。塔式技术方面，我国实现设备制造与运维的全链条自主化，运行可靠性位居世界领先水平；槽式技术领域，我国以导热油为介质的系统运行水平与国际相当；在菲涅尔式技术领域，我国首创的熔盐介质技术经十余年攻关，已有成熟应用。

我国对光热发电的重视程度较高，近年来鼓励发展政策频出。基于光热电站自带储能的特性，可与光伏、风电组合，提升国内可再生能源的并网比例。近年来，我国多次推出鼓励光热发电技术发展的政策。2025 年12月，国家发展改革委《关于促进光热发电规模化发展的若干意见》明确提出：光热发电是实现新能源安全可靠替代传统能源的有效手段，是加快构建新型电力系统的有效支撑。

根据太阳能光热产业技术创新战略联盟，2025年，我国新增并网光热电站9座、总装机容量900MW。截至2025年底，我国光热发电机组累计装机容量达到1738.2MW（共27座），较2024年增长107%。2025年全球累计装机容量达到8800.2MW，同比增长11.4%，得益于2025年中国累计装机规模的翻倍增长，全球总装机规模也实现加速提升。

我国目前在建、待建及规划的光热发电项目较多，未来装机规模有望持续高增。根据太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，截至2025年末，我国处于实质性建设阶段的光热发电项目约25个，总装机容量3000MW。我国待建及规划的太阳能热发电项目数量约31个、总装机容量约4050MW。按照国际能源署预测，中国光热发电市场到2030年将达到29GW装机，到2040年翻至88GW装机，到2050年将达到118GW装机。

3.1.3 公司：国内光热发电行业先行者，深度合作可胜技术，看好未来订单持续提升

公司是国内光热发电行业先行者，参建全球首座商业化达产电站。公司从2010年开始进军光热领域，是我国最早从事光热发电研发与推广应用的单位之一。公司在光热领域具有丰富的储换热系统设计和设备制造能力，在光热电站的建设过程主要提供吸热、换热、储热系统核心设备。公司先后与浙大、中控合作投资建设了青海德令哈10MW和50MW熔盐塔式光热电站，目前已成功参与17个光热发电示范项目的供货与建设，有较强的市场和技术先发优势。其中参建的青海德令哈50MW光热项目是中国首座、全球第三座商业化投运的塔式熔盐光热储能电站。该熔盐塔式光热示范电站于2017年3月开工建设，2018年12月并网发电。2022年发电量达1.464亿kWh，成为全球首个达产的塔式熔盐储能光热电站。

深度合作光热解决方案商可胜技术，未来光热订单有望持续提升。公司是我国光热发电行业的早期开拓者，在中国2021至2024年实质性开工的塔式光热项目中，公司为其中11座电站提供了最关键的聚光集热系统，在项目总设计容量和项目数量上的市场份额分别高达57.9%和55.0%，占据领先地位。可胜技术是全球领先的塔式光热发电和熔盐储能解决方案提供商，公司与可胜技术，业务上围绕光热和储能技术展开深度合作，是可胜技术在光热发电项目中的关键设备供应商，为其提供核心的熔盐吸热器和换热器系统，共同打造光热领域示范项目；股权上，公司持有可胜技术3.25%的股权。公司与可胜技术在光热领域有较强的业务协同。凭借过往的深度合作经验，在未来我国光热装机持续提升背景下，公司光热发电设备订单有望持续提升。

3.2 用户侧储能：公司积极拓展熔盐储能在零碳园区、AIDC等场景应用

用户侧储能，是指将储能系统安装在用电方一侧，而非发电厂或电网公司侧，可以帮助用户节约电费（降本）和提升供电可靠性（保电）：1）降本：利用电网的峰谷电价差，用户在低谷时充电，在高峰时放电供自己使用，从而节省电费；2）保电：在电网停电或故障时，储能可以无缝切换作为应急电源，保障关键负荷不断电，尤其是对于生产线精密设备、数据中心、医院等场景。

工商业储能作为用户侧储能的典型应用未来有望迎来发展机遇。电价价差是决定用户侧储能经济性的重要因素，我国多地峰谷分时电价差拉大，服务用户灵活高效用能，广东、浙江等省工商业用户储能迅速发展。此外，我国鼓励工商业用户侧建设绿电直连项目，促进新能源就近就地消纳，有条件的地区率先建成一批零碳园区，有计划、分步骤推进各类园区低碳化零碳化改造，助力园区和企业减碳增效。

公司在用户侧储能领域具备丰富的建设经验。公司从2010年开始就致力于熔盐储热-蒸汽发生系统等关键热力设备的研究，在下游多个能源利用场景拥有丰富的应用和建设经验。公司已建成国内首个零碳工厂-西子航空零碳工厂、浙江省最大的用户侧熔盐储能项目——绍兴绿电熔盐储能项目，在各类园区低碳化零碳化改造中贡献“西子方案”。以西子航空零碳工厂为例，工厂综合采用了光伏、熔盐储能、电化学储能以及氢燃料电池等多种清洁能源发电。在熔盐储能方面，工厂将低谷电储存在高温熔盐中，再通过蒸汽发生器产生蒸汽满足企业全天用能需求，年供蒸汽超过10000t。 

公司积极拓展熔盐储能在AIDC领域应用，2026年已经与清微智能签署战略合作协议。公司熔盐储能技术在AIDC场景拥有独特的适配性：一方面能实现电力的“移峰填谷”，有效平抑电网负荷波动，保障AIDC供电的稳定性与经济性；另一方面，其储热特性可与液冷等先进散热技术深度结合，为高密度算力集群提供高效、精准的温控解决方案，达成“电-热-算”一体化协同。

2026年1月16日，公司与北京清微智能科技有限公司签署战略合作协议。双方将围绕AIDC建设，推动算力和能源建设等全方位合作，共同开启“能源 算力”新纪元。此次双方的合作，核心在于实现“能源 算力”的协同创新，将技术互补性转化为切实的产业竞争力。根据协议，双方将充分发挥各自优势，协同开展合作和项目推进：

共同推动绿色智算中心与储能设施的一体化建设。清微智能将提供基于可重构计算技术的高能效算力集群解决方案，西子洁能则量身定制以熔盐储能为核心的零碳供能方案，该方案可利用绿电储能，降低智算中心碳排放与用电成本。

合作开展面向云厂商的绿色算力中心服务。清微智能负责提供算力底座与建设支撑，西子洁能贡献先进的储能技术与零碳建设方案，共同帮助云厂商优化PUE（能源使用效率）指标与可持续发展目标，拓展高增长市场。

公司此次与清微智能的战略携手，是公司主动布局“AI 能源”交叉领域的关键一步。展望未来，双方将通过组建专项工作小组、建立常态化沟通机制，将协议蓝图转化为具体项目，共同探索算力中心储能的创新模式，有望带动公司熔盐储能技术在用户侧储能领域收入长期提升。

3.3 火电改造：熔盐储能可助力实现火电灵活性改造，公司建设和应用经验丰富

我国在政策端持续推进火电灵活性改造，助推煤电向调峰支撑电源转型。我国当前煤电机组存量较大，随着风光并网增多，实现煤电机组灵活调峰将对提升电力系统灵活性、促进新能源电力消纳具有重要意义。为推动煤电由传统基荷电源向调峰支撑电源转型，成为提升电力系统新能源消纳能力的关键路径，火电灵活性改造是实现这一转型的核心举措。

熔盐储热技术是火电灵活性改造的重要技术路线，公司建设经验丰富。熔盐储热技术凭借储能容量大、使用寿命长、占地面积小、安全性高、储热成本低、环境友好、适用范围广等诸多特性与优势，是火电灵活性改造的重要技术路线。公司提出综合性火电灵活性改造深度调峰技术及解决方案，可以提升电网消纳清洁能源能力，能解决传统电厂的调峰填谷能力。

2024年12月，公司参建的国能河北龙山全国首台套600MW机组“抽汽蓄能”熔盐储热项目顺利完成试运行。该项目是全国首个采用多汽源抽汽-配汽调控技术，同时抽取火电机组主、再热蒸汽进行熔盐储热的新型储能项目。该项目验证了公司自主研发的熔盐储能技术在火电机组灵活性改造领域的商用价值，也标志着我国在火电机组利用“抽汽蓄能”熔盐储热技术提高机组灵活性方面取得重大技术突破。项目推进过程中，公司设计完成“锅炉-熔盐储热-汽机”一体化热力系统并形成火电机组“抽汽蓄能”熔盐储热灵活性调峰系统的设计方法，同时完成系统成套关键设备供货。

在“双碳”战略目标指引下，公司持续深耕“新能源 储能”领域，推动熔盐储能技术在光热发电、用户侧储能、火电改造等领域的应用，熔盐储能业务收入有望长期提升。 

4.1 核电机组审批回暖，拉动核电设备需求持续释放

核电产业链可分为上游、中游、下游三个主要环节。上游为原材料与设备制造，中游为核电站建设与运营，下游为乏燃料处理与核电综合利用。

上游核电设备主要指核电站的组成设备，主要分为核岛设备、常规岛设备和辅助系统三类。其中核岛是整个核电站的核心，负责将核能转化为热能，是核电站所有设备中工艺最复杂、投入成本最高的部分，投资成本占比达到58%。

核电项目审批回暖，持续拉动核电设备需求释放。自2011年日本福岛发生核安全事故以来，我国的核电审批进展缓慢。根据中国核能行业协会，2011-2018年我国仅核准11台机组。2019年我国核电审批重新启动，结束了三年的“零审批”状态。2019-2025年，我国核准核电机组数量分别为6/4/5/10/10/11/10台，近四年我国每年核准机组10台及以上，持续保持积极安全有序发展的良好势头，有望拉动核电设备需求释放。

4.2 公司：成立合资公司西子核能，持续拓展核电产业布局

从技术引进到消化吸收、自主创新，公司持续突破核电领域核心技术。公司从1998年与法国ALSTOM合作进入核电常规岛装备制造领域，从分包制造高压加热器、除氧器等设备，到历经近10年消化吸收国外技术、实现自主研发创新，公司在核电常规岛给水加热设备的关键技术上取得长足进步，形成自主核心技术。2008年，公司独立自主获得某大型核电项目相关订单，至此成功突破外商技术封锁，实现相关设备国产化。从2011年国家核安全局受理取证申请起，公司历经8年审核，于2018年成功获颁“民用核安全设备制造许可证（核2、3级压力容器、储罐、热交换器）”。截至目前，公司先后为全国多座核电站提供186台常规岛压力容器和换热器，435台核2、3级压力容器和储罐，成为中广核集团、中核集团等长期战略合作伙伴。

建设新工厂，成立新平台，提升核电产品制造承接能力。2025年，公司推进崇贤制造基地核电专用清洁车间建设。该车间规划面积6480平方米，严格按核级设备制造标准建设，可承接核级压力容器、储罐、换热器等高端产品制造。项目分两期推进，一期2025年9月已建成投产。此外，2025年8月，公司设立合资公司西子核能，西子核能不仅承载着核电设备成套及工程技术研发的核心使命，更标志着公司将核电产业作为重点发展方向的战略决心从常规岛拓展到核岛领域。

公司未来将加大核电产业布局，打造业绩新增长点。公司拥有核级制造车间，具备成型工艺、机械加工、核级焊接、核级无损检测、热处理及水压试验等完整的核级设备制造能力。公司规划，未来将依托成熟的核电装备制造能力，积极参与核电站设备供应，并聚焦核岛关键设备制造，积极向三代核电、四代核电领域拓展。同时，在核聚变领域，目前公司已具备核聚变装置冷却水系统三级回路设备的全流程供货能力。未来，公司将力争承接二级回路设备供货项目，并同步拓展杜瓦结构的生产制造能力，打造未来新的增长点。

全球AIDC扩张进度不及预期风险。如果全球AI数据中心扩张进度不及预期，将会减少全球电量消耗，影响燃气轮机发电需求，可能导致公司余热锅炉业务增长不及预期。

海外燃机厂商余热锅炉需求外溢不及预期。海外GEV等燃气轮机主机厂拥有自己的余热锅炉工厂，如果海外需求不及预期，或者海外余热锅炉厂商扩产较快，可能会导致海外燃机主机厂的余热锅炉需求外溢不及预期。

市场竞争加剧风险。随着燃机余热锅炉和光热发电的景气度上行，未来参与的玩家可能会陆续增速，公司可能面临市场竞争加剧的压力，可能存在订单下滑或者盈利能力下滑的风险。

汇率波动风险。公司近年来持续拓展海外市场，外销占比持续提升，1H25公司外销占比提升到14%，预计未来占比还将持续提升，如果人民币汇率变化幅度较大，可能会导致公司业绩波动。