2023年煤制天然气设备行业分析报告.docx

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1、2023 年煤制自然气设备行业分析报告2023 年 1 月目 录一、化工产业看煤化工，煤化工产业看煤制气31、煤化工产业投资近 2 万亿，成化工行业最大看点32、煤制自然气技术成熟，有望领先实现规模化4二、煤制自然气产业将迎来黄金进展期51、自然气需求旺盛，进口量增速远大于产量增速52、煤制自然气气价具备竞争力，存在进口替代空间73、国家产业政策标准准入门槛，地方产业政策形成利好134、期间煤制自然气投资规模至少 2023 亿14三、自然气价改推动翻开煤制自然气产业利润空间161、我国自然气产业上中下游均受到政府价格管制162、美国自然气价改历程回忆193、自然气价改提速，将来价格上涨空间至少

2、 50%20四、自然气管网投资加速、外输管道落实打破煤制自然气产业进展瓶颈221、我国现有自然气管网缺乏，已成为自然气产业进展瓶颈222、期间建自然气管道 4.5 万公里，在现有存量根底上翻一番233、局部煤制自然气工程已落实外输管道和销售市场25五、煤制自然气装备行业市场规模到达 1000 亿271、煤制自然气投资将达 2023 亿元，装备市场需求 1000 亿元272、煤制自然气设备产业步入高成长，重点关注气化炉、压力容器与传热设备.29六、重点公司简况311、张化机：煤化工行业核心设备主要供给商322、蓝科高：受益于煤制自然气传热设备 30 亿的市场规模323、海陆重工：压力容器产能释放

3、，具备确定应用业绩33一、化工产业看煤化工，煤化工产业看煤制气1、煤化工产业投资近 2 万亿，成化工行业最大看点现代煤化工产业是以先进煤气化为龙头，生产以替代石油化工产品和成品油的能源化工产业，主要包括煤制甲醇、煤制油、煤制烯烃、煤制自然气、煤制乙二醇等工程。随着石油价格的不断攀升，石油石化产品日益紧缺，以丰富低廉的煤炭资源生产干净能源和石化产品的现代煤化工产业在我国日渐兴起。近日石化和化学工业“”进展规划出台，其中重大生产力布局和技术创重点局部将现代煤化工单独列出，对将来产业的布局目标和技术创方向予以规划，目前全国有近20个省区、市在“”规划中提出，要把煤化工打造成支柱产业，依据各省的初步规

4、划数据，总投资额将超2万亿元，煤化工产业无疑将是期间化工产业的最大看点。2、煤制自然气技术成熟，有望领先实现规模化煤制自然气是指低品质褐煤经过气化产生合成气，再经过甲烷化处理，生产代用自然气SNG。煤制自然气的能源转化效率较高， 技术已根本成熟，与煤制乙二醇、煤制油和煤制烯烃等其它煤化工产业相比，煤制自然气工艺简洁，装置少，单位热值投资本钱低，能够有效削减建设投资，降低投资风险。2023-2023 年是煤制自然气工程的试点期间，该类工程示范工程目前已取得了阶段性成果，国家发改委核准的第一个煤制自然气示范工程内蒙古克什克腾旗工程一期工 程打算于今年 6 月投产。二、煤制自然气产业将迎来黄金进展期

5、1、自然气需求旺盛，进口量增速远大于产量增速我国一次能源的资源禀赋特征是缺油、少气、富煤炭，依据 2023 年 BP 世界能源统计年鉴，截至 2023 年底，我国石油、煤炭和自然气的探明储量分别为：20 亿吨、114.5 亿吨和 2.8 万亿立方米，储量构造比例分别为 3.2%、92.8%和 4%。 2023 年我国石油、煤炭和自然气的消费量分别到达 428.6 吨、1713.5 百万吨油当量和 1073 亿立方米，消费构造比例分别为 19.2%、76.4%和 4.4%。我国自然气消费在能源消费总量中占比显著偏低，不仅低于全球使用自然气的绝大多数国家，而且远低于世界平均水平，在BP 世界能源统

6、计年鉴所单独列出的 67 个国家中，2023 年我国自然气消费比例排名倒数第 3，当年全球自然气消费比例为 27%。2023 年，中国首次赶超美国成为世界上最大的能源消费国，占世界能源消费总量的比重到达 20.3%，将来中国经济仍将保持较快进展水平的前提下，对能源的需求巨大。自然气，是一种主要由甲烷组成的气态化石燃料，主要用于发电、化工、城市燃气和自然气汽车， 相较煤炭、石油具备使用安全、热值高、干净等优势。我国自然气市场始终处于供不应求的状态，十一五期间自然气消费量、产量及进口量的复合增速分别为 18%、13%和 100%，进口增速远大于产量增速。“”期间，我国节能减排的目标是单位GDP 能

7、耗降低 16%，作为绿色能源的自然气在期间将获得大力进展，估量到2023 年， 自然气在我国能源消费构造中的比重将翻一番，由目前的 4%提高到8%以上。2、煤制自然气气价具备竞争力，存在进口替代空间建设煤制自然气工程，需要配套大量廉价的煤炭资源和比较丰富的水资源。我国西北地区煤炭资源丰富，蒙晋陕甘宁青7 省的煤炭资源储量占全国储量的80%以上，具有进展煤化工的先天条件。疆 和内蒙古地区煤炭价格低廉，但运输本钱昂扬，在两省内选择具备确定水资源的区域将煤炭就地转化成自然气更具经济性。一般来讲，建设一个年产 40 亿立方米的煤制自然气工程，对煤炭的需求量约 1300 万吨/年，目前内蒙古霍林郭勒褐煤

8、坑口价为 270 元/吨，疆地区煤炭根本自产自销，一样煤质和地质条件下，该地区褐煤坑口价不会比内蒙古更高。我国一半以上的拟建在建煤制自然气工程布局于疆伊犁和昌 吉地区，年产自然气约 600 亿立方米，这两个区域水资源相对丰富， 尤其是伊犁地区，其地表水年径流量363.20 亿立方米，占全疆的 41%， 水能隐蔽量占全疆的 37%，号称塞外江南；另有 20%左右的煤制自然气的工程位于内蒙古自治区，主要是鄂尔多斯、克什克腾旗等区域， 工程总规模约 220 亿立方米，虽然内蒙古这几个区域的水资源量不及伊犁地区丰富，但局部工程的水资源需求量应当可得到满足，在国家发改委核准的 5 个煤制自然气工程中，有

9、 3 个位于内蒙古，总规模100 亿立方米/年。期间，甘肃省打算利用其煤炭资源丰富的优势，在张掖和庆阳地区，分别投资 206 亿，共建设 2 个年产 40 亿 m3 的煤制自然气工程，依托西气东输线路，向东南部地区输送自然气。2023 年7 月， 甘肃省统计局公布经济可行性分析报告，两个工程均承受粉煤加压气化工艺，但原料煤和燃料煤的来源不一样，因此本钱不同，张掖地区购入疆煤，到厂价格 260 元/吨；庆阳地区承受当地煤， 价格 350 元/吨。依据不同的原料煤和燃料煤价格，得出张掖和庆阳煤制自然气本钱分别为 1.2657 和 1.565 元/立方米，与国家发改委规定的国产陆上自然气出厂价格相比

10、，并无优势；但与2023 年 1-11 月中亚进口自然气最低 1.92 元最高 2.41 元每立方米的价格相比，优势明显。此外，假设将管输费用考虑在内，参照西气东输二线全线平均管输费 1.08 元/立方米，张掖和庆阳煤制自然气门站价格将分别到达2.3457 和 2.645 元/立方米，与南京和大连海关的进口LNG 价格相比有较大价格优势。2023 年 1-11 月，南京大连海关进口的 LNG 总金额近 7 亿美元，中石油每年进口 300 亿立方米中亚气，由于煤制自然气价格与局部进口气价格相比具备优势，将来存在确定的进口替代空间。我们以甘肃张掖和庆阳两工程为例，分析煤制自然气本钱对于煤价的敏感性

11、。当煤炭价格在 250 元以下时，煤质自然气气价与现行各种气源的自然气价格相比都具备较大优势；当煤炭价格高于 600时，煤制自然气毫无优势可言。3、国家产业政策标准准入门槛，地方产业政策形成利好国家对于煤制自然气的产业政策，从石化产业调整和振兴规划中所提到的重点抓好现有煤化工示范工程，到关于抑制局部行业产能过剩和重复建设引导产业安康进展的假设干意见中提出今后3年原则上不再安排的现代煤化工试点工程，再到关于标准煤制自然气产业进展有关事项的通知中将煤制自然气工程核准权收归国家发改委，以及关于标准煤化工产业有序进展的通知中明确制止年产20 亿立方米及以下煤制自然气工程，总体上来看只是强化治理，并没有

12、制止建设的煤制自然气工程。对这一系列产业政策我们应当解读为政府意在标准我国煤化工的投资和市场，提高该领域产业的进入门 槛，强化市场秩序。这对于实力雄厚的大型企业进入煤化工产业形成利好，可有效避开小而杂的煤化工工程因不标准投资而扰乱市场和铺张资源。此外，疆出台的煤炭资源有偿配置与勘查开发转化治理规定暂行明确，探矿权人在6 个月内未开展勘查工作或在规定时间内未完成最低勘查投入的，采矿权人在一年内未开工建设或在规定期限内未完成投资打算且整改不到位的，国土资源部门撤消其勘查许可证或采矿许可证。申请开发利用煤炭资源的工程，在符合国家和自治区相关进展规划外，用于煤电、煤化工等的煤炭开发工程的就地转化率须到

13、达 60以上。目前已有 60 多家自治区外大型、特大型央企、地方国企入疆采煤，有的央企已经通过协议出让的行政手段拿到数百亿吨甚至更多的煤炭资源，规定的出台，将加快这些企业的工程开发速度。4、期间煤制自然气投资规模至少 2023 亿自然气供需缺口大，西北地区拥有丰富煤炭资源，具备进呈现代煤化工的先天条件，因此西北五省在各自规划中均提到要大力加快进呈现代煤化工。其中光疆自治区在规划中列出的拟建煤制自然气工程规划产能就到达 767 亿立方米。经过统计，期间西北五省煤制自然气产能规划目标到达 1110 亿立方米。此外，我们整理了目前媒体上公开披露的各地煤制自然气工程的建设状况，拟建的煤制自然气工程规模

14、到达 1217 亿立方米，依据每立方米煤制自然气投资额 5.8-7 元计算，拟建工程的投资额到达7000-8500 亿元。考虑到国家相关产业政策的引导以及资源和环境的承载力气，以上工程可能无法全部实施。据自然气规划草案，到2023年，我 国自然气消费总量有望达2300亿-2600亿立方米，在2023年1070亿方 消费量根底上将实现翻番增长。规划草案中对自然气供给构造的初步设定为国产气1700亿立方米、净进口900亿立方米；国产气中：煤层 气产量2023年将到达200亿立方米，而煤制自然气产量将到达300亿立 方米。假设依据规划草案中提到的煤制自然气产量计算，期间煤制自然气工程的投资规模近18

15、00-2100亿元。三、自然气价改推动翻开煤制自然气产业利润空间1、我国自然气产业上中下游均受到政府价格管制自然气产业分为上游生产、中游输送及下游分销三个环节。上游生产包括自然气开采、净化；中游输送是将自然气由加工厂或净化厂送至下游分销商经营的门站一般为长距离输送；下游分销指向终端用户供给自然气。我国自然气产业的上中下游，均具有垄断经营的特点，中石油、中石化和中海油三家央企对于中上游产业形成垄断， 其中中石油占比高达80%。我国自然气价格实行两级治理的定价机制，出厂基准价和管道运输价由国家发改委制定，终端销售价格由省级物价部门制定。定价原则主要承受本钱加成为主并适当考虑市场需求。为合理引导下游

16、消 费，还将自然气价格分为化肥、直供用户、城市工业用户和城市非工业用户四类，并区分定价。一般实行价格管制的行业，管制价格确定是比行业竞争所形成的市场价要低。自然气价格人为压低一方面导致资源利用不合理，使用效率偏低；另一方面导致供需缺口进一步加大，以致进口自然气价格和国家自然气销售定价严峻倒挂，将图 8 中国家发改委公布的国产陆上自然气出厂或首站基准价格与图9 和 10 中进口中亚气和LNG 价格相比，前者明显偏低，相关企业进口自然气业务普遍亏损，进一步加剧全国范围内的气荒。为理顺自然气与可替代能源比价关系，引导自然气资源合理配置，促进节约用气，自然气定价机制亟待改革。2、美国自然气价改历程回忆

17、美国是全球最大的自然气消费国，2023 年消费量占全球消费量的 21.7%，也是极少数的自然气产业市场化国家。美国自然气工业经受了从管制到市场化的过程，大致可分为三个阶段：1、坑口价及管输费用等都由政府指定的自然气完全管制阶段；2、逐步取消坑口价格管制的逐步市场化阶段；3、仅对中游管网管制的完全市场化阶段。目前我国自然气产业的进展阶段与美国1978年的状况格外类似， 参照美国自然气改革的历程，将来我国自然气价格必定上涨。3、自然气价改提速，将来价格上涨空间至少 50%2023年12月26日，发改委宣布在广东、广西自治区开展自然气价格形成机制改革试点，改革目标是放开自然气出厂价，由市场竞争形成，

18、政府只对具有自然垄断性质的自然气管道运输价格进展治理。广东广西两省自然气的定价方法：选取上海市场中心市场作为计价基准点，中心市场自然气门站价格依据略低于等热值可替代能源价格的原则确定。可替代能源品种选择燃料油和液化石油气LPG，权重分别为 60%和 40%。等热值可替代能源价格依据燃料油和液化石油气LPG单位热值价格加权平均计算。同时，为保持自然气与可替代能源的竞争优势，鼓舞用户合理使用自然气，自然气价格暂按可替代能源价格的 90%测算。总体而言，改革思路是建立自然气与可替代能源之间的价格对应关系。依据上述方法，按 2023 年燃料油和液化石油气进口价格对应的国际市场原油价格为每桶 80 美元

19、左右测算，确定广东、广西两省区最高门站价格分别为每千立方米2740 元和 2570 元。以广东省最高门站价格 2.74 元/立方米为例，我们扣掉西气东输二线全线平均管输费 1.08 元/立方米，倒算疆各油田自然气出厂价格为1.66 元/立方米，与发改委公布的疆各油田自然气出厂基准价格相比，各类自然气的出厂价格上涨幅度约：47%-110%。发改委关于广东广西两省价改试点时还提到：放开页岩气、煤层气、煤制气等格外规自然气出厂价格，实行市场调整。由于甘肃张掖煤制自然气工程承受疆煤，因此我们以 1.2657 元/立方米作为疆煤制自然气本钱；2023 年我国进口中亚气的平均价格约 2.14 元/立方米，

20、我们以该价格代替自然气市价，结合上述用广东自然气试点价倒算出的疆自然气出厂价 1.66 元/立方米，我们认为价改推动后疆煤制自然气出厂价格或许运行区间：1.66-2.14 元/立方米，与 1.2657元/立方米的本钱相比，煤制自然气工程利润空间格外可观。由于该类工程大局部位于蒙疆地区，价改推动为自然气上游煤制自然气产业翻开宽阔利润空间。四、自然气管网投资加速、外输管道落实打破煤制自然气产 业进展瓶颈1、我国现有自然气管网缺乏，已成为自然气产业进展瓶颈大宗自然气的输送方法目前只有两种，一是用管道输送，二是将自然气液化后用专用的油轮运输。截至 2023 年底，我国已建自然气管道 4.5 万公里，其

21、中由中石油运营的自然气管道 3.28 万公里，约占全国的 73%。现有跨区域核心管网包括西气东输线、川气东送线、陕京线和忠武线，输气力气合计达 956 亿立方米/年，2023 年我国自然气消费量 1073 亿立方米，据自然气规划草案，到2023 年，自然气消费量将在 2023 年的根底上翻一番到达 2600 亿立方米，现有主干管网的运输力气已不能满足日益增长的消费需求。管道作为自然气的主要载体，假设运力缺乏将制约自然气产业的进展。美国自然气产业快速进展时期也是在跨区域管网大规模建设完成后才开头的。2、期间建自然气管道 4.5 万公里，在现有存量根底上翻一番期间我国将形成以国产气为主，进口气为辅

22、的多气源资源保障体系，与此相对应的管网建设规划大致为：到 2023 年，我国将建成西三线、西四线、陕京三线、中卫-贵阳、中缅、中俄等17 条天然气管道，建自然气管道 4.5 万公里，建成 LNG 接收站 4 座、储气库 11 座。届时，将根本形成资源多元、调度灵敏、供给稳定的全国性管网和油气供给体系，自然气管道将掩盖全国 31 个省份，95% 以上的地级市均通上自然气。3、局部煤制自然气工程已落实外输管道和销售市场发改委在2023年公布的关于标准煤制自然气产业进展有关事项的通知中提到，煤制自然气产业要与自然气管道规划连接，落实外输通道和自然气销售市场。煤制自然气工程是否落实外输管道和销售市场成

23、为发改委进展工程核准时格外重要的考虑因素。煤制自然气企业将自然气生产出来以后，对于外输管道有两种选择：1、工程实施地接近目标销售市场，可以选择自建管道将产品输送至下游燃气公司门站，由于中游管输和下游零售在价值链中的合计比重大于上游，此举可保证煤制自然气企业最大限度的猎取产业链上的价值，而且投资额相对较小，依据大唐克什克腾旗工程的建设投资估算，管道投资一般占建设总投资的13%左右；2、工程实施地点远离销售市场，需利用跨区域管网方能将产品输送至目标市场，这样企业只能选择与中石油或中石化合作，将生产出来的煤制自然气卖给后者即完成产品销售，目前这两种状况都不乏成功的实践者，近460亿立方米煤制自然气外

24、输管道和销售市场已落实。自建管道：大唐国际阜煤制自然气工程是国家发改委核准的煤制自然气示范工程之一。该工程总投资245.7 亿元，工程建设规模为40 亿立方米/年，工程建设期间同步建设至沈阳、阜、铁岭、抚顺、本溪等城市的自然气输送管道 334 千米，设计输气力气40 亿立方米/ 年。管道工程于 2023 年 3 月 29 日开工建设，估量 2023 年底建成投产。大唐国际内蒙古赤峰克什克腾煤制自然气工程，是我国第一个经 国家发改委核准并开工建设的大型煤制自然气示范工程。该工程配套 外输干线起自浩来呼热首站，途经河北省围场县、隆化县、丰宁县、滦平县，止于河北北京交界的古北口镇，全长约359 千米

25、，设计输气力气 40 亿立方米/年。该管道工程于 2023 年 8 月开工建设，估量 2023 年 6 月具备投产条件。与跨区域管网运营商合作：2023 年 12 月 30 日,化工集团公司与中国华能集团公司等 9 家企业,在北京签署了疆煤制自然气购销协议。中石化投资建设的疆煤制自然气外输管道工程包括粤浙管道和鲁管道,即疆规划中将开工建设的两条煤制自然气外送管线。其中粤浙管道估量总长度为 7373 公里，配建储气库和 LNG 应急调峰站，目标市场为疆、甘肃、浙江、两广等 13 个省(区、市)；鲁管道估量总长度为 4463 公里，配套建设储气库(与粤浙管道共用)，目标市场为河南、山东、河北、北京

26、、天津、安徽、江苏共 7 省市。五、煤制自然气装备行业市场规模到达 1000 亿1、煤制自然气投资将达 2023 亿元，装备市场需求 1000 亿元据统计，期间西北五省煤制自然气产能规划目标到达1110 亿立方米。而对各地期间在建，拟建的煤制自然气工程规模累计到达1217亿立方米，依据每立方米煤制自然气投资额5.8-7元计算， 拟建工程的投资额到达7000-8500亿元。考虑到国家相关产业政策的引导以及资源和环境的承载力气，以上工程可能无法全部实施。我们按自然气规划草案中提到的煤制自然气300亿立方米的产量保守计算，期间煤制自然气工程的投资规模将到达1800-2100亿元。依据煤化工产业中长期

27、进展规划征求意见稿提出“中国煤化工投资其中装备费用将占50，技术费用占10”，按此计算期间我国煤制自然气设备需求将到达1000亿元规模。目前大唐克什克腾旗工程进展顺当，我们依据其可研报告，化工区固定资产投资与热电站投资合计比例达 73%,去掉其中应包含的厂房等固定资产投资，设备投资约占总需求比例的 50%，与煤化工中长期进展规划征求意见稿中所述装备投资占比 50%相当。2、煤制自然气设备产业步入高成长，重点关注气化炉、压力容器与 传热设备煤化工设备主要包括：化工设备(反响器、气化炉、容器、塔器、换热器等)、焦化设备、裂开磨粉设备、空分与真空设备、风机(包括离心压缩机)、压缩机与冷冻设备、工业泵

28、、阀门以及环保设备、仪器仪表、电气设备等。据海川化工论坛阅历数据统计，其中设备投资中，压力容器约占总需求的 45%，换热器约占 20%，机泵约占 15%，空分设备、管系、阀门、仪表及电控等占 20%。其中气化炉是煤制自然气最为关键的设备，大局部煤化工工程都需要经受煤炭经气化炉转换为合成气这一环节，其投资额往往占到设备总投资的 25%-30%；空分装备也是煤化工的关键装备之一，煤气化及煤液化均需使用大量的高纯度氧气，与气化炉一起均具有较高的技术壁垒。大唐阜煤制自然气工程于2023年4月开工，我们从整理该工程的招标公告过程中觉察，自2023年10月开头，相关设备开头进入集中招标期，结合前文我们所统

29、计的煤制自然气拟建工程的开工状态及日期，我们认为2023年煤制自然气设备企业有望将进入大规模订单增长期，将来业绩有望持续高增长。六、重点公司简况煤制自然气设备领域受益上市公司主要包括：张化机002564 气化炉；杭氧股份002430空分设备；海陆重工02255压力容器；蓝科高601798传热设备；中南重工002445管系等。从市场空间大小的角度来看，在煤化工装置中投资占比近1/3 的气化炉，所共享的市场空间最大，张化机作为该核心设备的领先制造企业，我们予以重点推举；传热设备领域，重点推举换热器业务收入占比最大，国内市场份额排名第一的蓝科高；压力容器领域，重点推举在煤化工示范工程中拥有确定的应用

30、业绩，产能释放在即的海陆重工。1、张化机：煤化工行业核心设备主要供给商公司是国内非标压力容器领先的民营企业，高端产品优势突出。公司设计制造的多项产品具备国际领先水平，已成为煤化工行业核心设备的主要供给商，积存了一批集团客户，包括中国神华、大唐国际、中石油、中石化、鲁能集团、永煤集团等，2023 年曾获中国神华煤制油化工授予的“优秀供给商”称号。在手订单充裕，业绩释放在即。截至2023年6月，公司在手订单 总量为25.14亿元。由于产品生产周期一般在3-24个月左右，以上在手 订单公司将于2023-2023年逐步实现销售收入。布局疆，充共享受煤化工产业景气带来的高增长。公司拟在疆伊犁与中科合成油

31、工程合资建立控股子公司张化机 疆有限责任公司，疆是将来我国煤化工产业的大型基地，该项投资助公司充共享受煤化工产业景气带来的高增长。2、蓝科高：受益于煤制自然气传热设备 30 亿的市场规模专注热交换产品研制，毛利率逐步上升。公司热交换技术设备、石油石化其他专业设备以及检验检测效劳三大系列产品和效劳的销 售收入占公司主营业务收入的比重分别为70.61%、22.44%和6.77 %。2023年、2023年中报、2023年3季报公司综合毛利率分别为38.98%、38.99%、40.20%，呈稳态增长。石油消费稳步增长、煤制自然气产业马上迎来高景气，公司传热设备市场空间宽阔。2023年2023年石油石化

32、设备全行业产值平均增长45.47%，其中石油钻采设备、炼油化工设备、压力容器制造的年均 增速分别为51.27%、32.87%、45.9%。估量2023年2023年，我国石化换热器的工业销售值将分别到达222.11亿元、267.53亿元；空冷器 的需求将分别到达14.51亿元、17.48亿元，此外期间煤制自然 气产业进展有望为传热设备商带来30亿的市场规模。技术优势明显，热交换器和空冷器国内市场份额排名第一。公司热交换器、空冷器国内市场份额排名第一。公司目前拥有授权专利共31项，其中制造专利3项，另有制造专利申请12项、有用型专利申 请13项已获得受理。2023年到2023年，公司制定并已公布行

33、业标准 6项，已通过审核待公布国家标准19项、行业标准8项。3、海陆重工：压力容器产能释放，具备确定应用业绩公司压力容器设备在煤化工示范工程中具备确定的应用业绩。公司2023年获得神华宁煤5千亿的大单，在煤制烯烃示范工程中具备一 定的应用业绩，该项资质有望为公司带来更多后续订单。压力容器产能释放，将来收入高增长可期。公司09 年募投的大型及特种材质压力容器制造技术改造工程，于2023 年底和2023 年初间续投产，目前公司压力容器业务在手订单近6亿，订单充分，将来收入高增长可期。公司主业余热锅炉业务稳步成长。公司作为余热锅炉龙头企业， 在国内市场占有率排名第一，将来在国家节能环保政策的约束下，公司该项业务估量将保持稳步成长。