一、报告期内公司从事的主要业务　　报告期内，公司的主营业务为农林生物质热电联产、工业园区燃煤集中供热和生活垃圾发电，主要从事电力和热力生产及农林生物质综合利用。　　根据中国上市公司协会2025年4月18日发布的《2024年下半年上市公司行业分类结果》，公司属于门类“水利、环境和公共设施管理业(N)”中的大类“N77生态保护和环境治理业”。同时公司需遵守深交所《上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露（2025年修订）》中电力供应业的披露要求。　　（一）公司所属行业发展情况　　2024年12月15日，在北京召开的2025年全国能源工作会议指出，全国能源系统要坚持稳中求进的工作总基调，全力以... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　报告期内，公司的主营业务为农林生物质热电联产、工业园区燃煤集中供热和生活垃圾发电，主要从事电力和热力生产及农林生物质综合利用。
　　根据中国上市公司协会2025年4月18日发布的《2024年下半年上市公司行业分类结果》，公司属于门类“水利、环境和公共设施管理业(N)”中的大类“N77生态保护和环境治理业”。同时公司需遵守深交所《上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露（2025年修订）》中电力供应业的披露要求。
　　（一）公司所属行业发展情况
　　2024年12月15日，在北京召开的2025年全国能源工作会议指出，全国能源系统要坚持稳中求进的工作总基调，全力以赴保障能源安全，坚定不移推进能源绿色低碳转型，推动能源高质量发展再上新台阶。2025年和“十五五”时期是加快构建新型能源体系、推动能源高质量发展、高水平安全的关键时期，要逐步建立以非化石能源为供应主体、化石能源为兜底保障、新型电力系统为关键支撑、绿色智慧节约为用能导向的新型能源体系，推动贯彻落实能源安全新战略取得更大成果。
　　2025年3月5日，国务院总理李强在《政府工作报告》中指出，2024年国家持续加强生态环境保护，提升绿色低碳发展水平。推动重点行业节能降碳改造，推进新能源开发利用，非化石能源发电量占总发电量的比重接近40%。启动全国温室气体自愿减排交易市场。全国碳排放权交易更趋活跃。2025年是“十四五”规划收官之年，积极稳妥推进碳达峰碳中和。扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂。加快构建碳排放双控制度体系，扩大全国碳排放权交易市场行业覆盖范围。开展碳排放统计核算，建立产品碳足迹管理体系、碳标识认证制度。加快建设“沙戈荒”新能源基地，发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设。开展煤电低碳化改造试点示范。规划应对气候变化一揽子重大工程，积极参与和引领全球环境与气候治理。
　　近年来，国家有关部委先后出台秸秆综合利用、零碳产业园区建设、绿电直连等方面的扶持政策，大力推动生物质能源的高效利用和绿色生产。
　　截至2024年底，全国生物质发电装机容量达到4599万千瓦，同比增长4.2%，其中农林生物质发电装机容量约1709万千瓦。2024年全国生物质发电新增装机185万千瓦，延续了近年的增长态势。2024年全国生物质发电量达到2083亿千瓦时，同比增长5.2%，其中农林生物质发电量约528万千瓦时。随着装机容量的增加和发电效率的逐步提高，生物质发电量也呈现出稳定增长的趋势。2020-2024年间，生物质发电量年复合增长率达到12%（来源：中国产业发展促进会生物质能产业分会发布的《2025中国生物质能产业发展年度报告》）。
　　根据国网新能源云网站显示，截至2025年3月底，全国生物质发电总装机4627万千瓦，占全国发电总装机1.35%。
　　我国生物质供热产业规模也在持续增长。2024年，全国生物质供热量约4.89亿吉焦。其中，农林生物质热电联产供热量约1.37亿吉焦。从供热领域来看，工业供蒸汽量约2.15亿吉焦；居民供暖供热量约2.74亿吉焦,折合供热面积约5.48亿平方米，相比去年增长了8%，覆盖范围进一步扩大，越来越多的地区开始采用生物质供热作为冬季供暖和工业用热的选择之一。这一增长得益于生物质供热技术的逐步成熟，以及各地政府对清洁能源供热的推广和支持，许多地区出台了相关政策鼓励使用生物质供热，替代传统的燃煤供热方式（来源：中国产业发展促进会生物质能产业分会发布的《2025中国生物质能产业发展年度报告》）。
　　2024年以来，全国碳市场制度体系进一步健全。国务院颁布的《碳排放权交易管理暂行条例》，首次以行政法规形式明确了全国碳排放权交易市场的交易和监管制度。生态环境部推动包括水泥、电解铝和钢铁在内的重点排放行业纳入全国碳市场，碳市场扩容的预期升温，碳配额分配及结转方案的优化，以及碳监管政策趋严，使碳价得到了有力支撑。数据显示，2024年全国碳市场每日综合价格收盘价在69～106元/吨之间波动。目前，碳价维持在每吨70元至80元之间。公司工业园区燃煤集中供热项目将持续优化减排措施，通过提升能效和减少排放，预计节余的碳减排配额将为公司创造额外的经济效益。
　　另一方面，全国温室气体自愿减排交易市场（CCER）2024年1月22日在北京绿色交易所正式重启，注册登记系统和交易系统建设并上线运行。2024年12月5日，CCER重启后首个完成登记的项目成功落地。报告期内，公司持续与相关部门积极合作，推动生物质发电项目CCER方法学的编制工作。至2025年8月15日，生态环境部就《温室气体自愿减排项目方法学纯农林生物质并网发电、热电联产》等四项方法学公开征求意见。新方法学实施后，将为生物质发电项目参与碳市场提供明确路径。根据该方法学，单个装机规模为30MW的农林生物质热电联产项目每年有可能获得12万吨以上的自愿碳减排量，若此，公司旗下的生物质热电联产项目在参与CCER交易后将迎来新的收入增长点。
　　（二）公司从事的主要业务情况
　　1.农林生物质热电联产业务：
　　通过向农民或经纪人有偿收购的农作物秸秆、林业废弃物等生物质为原料，生产热力、电力等可再生能源，以实现资源的循环利用、变废为宝。其中电力上网销售，热力用于工业用户生产及向居民供暖。
　　公司农林生物质发电项目主要分布于华中区域（包括山东省的鄄城项目和河南省的永城、新野、延津、滑县项目）、华东区域（包括山东省的沂水、鱼台、郯城项目，江苏省的睢宁、阜宁项目）、东北区域（包括黑龙江省的宁安、明水、宾县项目，辽宁省的铁岭项目，吉林省的松原项目）。其中，截至报告期末，山东鱼台项目（装机规模30MW）已出售给鱼台县华兴新能源有限公司并已完成股权过户手续。
　　截至报告期末，公司14个农林生物质发电项目（不含山东鱼台项目）业务总装机容量446MW，锅炉规模达1920吨/小时，无新增核准项目。
　　根据国网新能源云网站显示，截至报告期末，公司共计12个农林生物质发电项目（不含山东鱼台项目）进入电价补贴清单目录。
　　2.工业园区燃煤集中供热业务：
　　主要以高效能、低排放技术建设营运以包括燃煤在内的集中供热或热电联产设施，替代分散小锅炉，以解决工业区内的工业用蒸汽和居民取暖问题，可大幅节省用煤并减少烟气的排放。
　　公司工业园区燃煤集中供热项目主要分布于河北省和广东省，截至报告期末项目总装机容量为160MW，已全部投产。
　　3.生活垃圾发电业务：
　　主要为本地处理生活垃圾，从政府收取垃圾处理费，生产电力并上网销售。
　　截至报告期末，公司仅在广东区域建设、运营以下两个垃圾发电项目：
　　中山市中心组团垃圾综合处理基地垃圾焚烧发电厂一、二期项目，运营主体为公司控股的长青环保能源(中山)有限公司，采用BOT模式投资、建设与运营。
　　中山市中心组团垃圾综合处理基地垃圾焚烧发电厂三期项目，运营主体为公司全资子公司中山市长青环保热能有限公司，采用BOT模式投资、建设与运营。
　　截至本报告披露日，公司股东大会已审议通过向中山公用环保能源投资有限公司转让上述两个垃圾发电项目运营主体100%股权，并已收到第一期股权转让款合计12,356.07万元。
　　（一）报告期内经营业绩
　　报告期内，公司实现营业收入187,274.74万元，同比减少1.74%；营业利润为15,498.97万元，同比增加55.41%；利润总额为16,276.83万元，同比增加25.22%；归属于上市公司股东的净利润12,062.70万元，同比增加46.23%。
　　报告期末，公司总资产为1,045,670.47万元，较期初减少0.47%；归属于上市公司股东的所有者权益为292,511.88万元，较期初增加4.29%；本期基本每股收益0.1626元，较去年同期的0.1112元增加46.22%。
　　公司营业收入对比去年同期略降，主要由于工业园区燃煤集中供热项目蒸汽价格因燃煤价格下降而同步下调而使供热收入额减少；归属于上市公司股东的净利润对比去年同期实现较大增幅，主要由于燃料成本下降以及报告期内取得资源综合利用增值税优惠政策的项目增加，即征即退税额增加所致。
　　（二）报告期主要开展的工作
　　1、农林生物质热电联产
　　报告期内，各项目采取有效措施降低了因设备损耗和非计划停机导致的损失，运行时间和发电量、售电量同步增长，同时积极践行公司发展战略，继续坚定发展非电业务。延津项目供暖业务领跑增长，售热量同比增长12.89%，创历史同期新高；蒸汽销售突破瓶颈，在保障民生供暖的前提下，稳定机组出力、协调园区错峰用汽，售汽量同比增长9.24%。滑县项目截至本报告披露日已正式向首家客户输送绿色生产蒸汽。沂水项目创新开展移动供汽业务，该业务的开拓对其他项目实现供热方式的多样化具有积极的借鉴意义。
　　各项目还多措并举，通过深挖周边燃料资源，严控燃料源头质量，开发质优价廉的多品类燃料以优化燃料结构，发展秸秆代储供应商，为燃料加工点提供现场技术指导，以及加强厂内燃料质量监督、合理掺配燃料比例等措施，既为燃料的持续供应提供了有力保障，也使采购的燃料更具性价比，吨燃料产出价值更得到了有效提升，从而为上半年业绩的增长奠定了坚实基础。
　　报告期内，各项目配合公司年度重点工作计划因地制宜开展技术改造，以提升生物质热电项目的能效指标、排放洁净度，实现可持续的高负荷率。滑县项目和永城项目均顺利完成了对锅炉环保设施的SCR技术改造，其中，滑县项目自改造完成至今已连续运行超过150天，在有效降本的同时也实现了机组长周期安全、环保、稳定运行。沂水项目受园区负荷制约，锅炉蒸发量较低，但通过优化燃料结构、燃烧调整、烟气净化设备等一系列措施，仍保证了在锅炉超低负荷运行的情况下实现达标排放。鄄城项目则通过深化“四值小指标对标”机制应用、建立燃料全流程管控体系、构建燃料预处理闭环系统等措施，充分释放机组设计能效潜力，提高机组负荷响应能力，有效降低单位发电成本。
　　2、工业园区燃煤集中供热
　　报告期内，工业园区燃煤集中供热项目蒸汽价格因燃煤价格下降而同步下调而使供热收入额减少，但三个项目的拓客工作均取得实质成效。尤其是以纸制品加工园区企业为主要热用户的满城项目，继去年与化工类客户成功达成供汽合作后，报告期内再成功拓展2家食品生产企业用户，预计下半年正式实现供汽。新客户类型的持续纳入，进一步丰富了热用户结构，提升了市场抗风险能力。
　　围绕公司绿色低碳发展目标，满城、蠡县和茂名项目均积极推动能源结构优化，报告期内累计掺烧生物质分别占项目总燃料消耗热量的11.87%、8.02%和10.26%，不仅减少了化石能源的消耗，也有效降低了碳排放；满城项目和蠡县项目正式启动环保绩效A级改造工程，通过优化SCR脱硫工艺、搭建“智能化管控治一体化平台”、封闭改造煤棚和升级煤廊抑尘系统、完善全覆盖式喷淋洗车平台等措施，以高标准强化企业环保管控，实现减排降耗、质效提升。
　　3、生活垃圾发电
　　报告期内，中心组团垃圾焚烧发电项目除了持续稳定运行并获得正常效益外，在“节能降耗”这一年度重点工作上也取得了显著成效，一、二期项目和三期项目的垃圾吨发电量分别同比提升16.24%、8.02%，相当于每月合计增发电量约230万度；厂用电率分别同比下降2.5%、0.5%，相当于每月合计节约用电约27万度。
　　4.新产品及新业务
　　报告期内，公司继续通过开展循环利用项目，积极探索“燃料收储-发电-农业反哺”这一循环经济的可行性，以使该业务在生物质热电项目下游问题的解决中产生实效。同时通过与有关高等院校和科研机构建立更紧密的合作，争取创新生物质的利用方式，从而创新生物质的高质化综合利用。
　　2025年2月，公司收购北京中科信控大数据有限公司（以下简称“中科信控大数据”）49%股权，并与中科信控大数据控股股东中科信控（北京）科技有限公司（以下简称“中科信控”）签订战略合作框架协议，双方将以中科信控大数据为合作平台，共同推动所处行业的数字化转型和智能化升级，为行业的可持续发展赋能，并向有需要的领域延伸。报告期内，中科信控大数据专家已对公司部分生物质项目进行实地调研，推动电厂的进一步智能化进程。

　　二、核心竞争力分析
　　1.风险管控优势
　　行业判断：锚定低碳减排大方向
　　公司创立至今，从单一零部件阀门做到国内领先，到燃气具整机做到外销第一梯队，再到进军环保领域将农林生物质热电联产做到行业前列，每次行业转型既将公司推到一个新的发展高度，同时又将公司暴露在未知市场风险之中。因此在跨入新行业或新领域时需要公司管理层审时度势、精心规划，识别并充分评估潜在风险，及时调整业务节奏甚至转向。
　　公司自2004年起逐步进入垃圾焚烧发电、园区集中供热和生物质发电领域，2021年剥离燃气具制造业务后，成为A股市场上独树一帜的以农林生物质资源化利用为主攻方向的上市公司。
　　公司坚定转型环保产业的底气在于减碳是国家战略。而且随着我国碳交易市场的逐步完善，公司纳入国家温室气体重点排放单位的燃煤集中供热项目，已通过出售剩余碳排放配额增加了收益；作为可再生能源的农林生物质热电项目亦有望通过国家核证自愿减排量(CCER)的开发和交易迎来新的收入增长点。
　　项目选址：优选有用热需求的地区
　　一直以来，公司在制造业积累的精细化管理经验合理运用到环保项目的运营中，并为此制订了科学合理的项目拓展燃料标准和项目审核体系，优选有用热需求的地区进行重点开拓。
　　客户选择：兼具稳定性与增长性
　　公司管理层高度关注地区经济环境和行业市场变化情况，力求对市场发展趋势做出快速反应，根据业务特点有选择性地挑选客户类型，兼具稳定性与增长性，并尽可能寻找与公司现有项目匹配度高的客户进行长期合作，促进公司业务持续稳健发展。
　　产品布局：从绿电到绿热再到绿材
　　公司大部分的项目都是在近年建成，能有机会吸取同行以往的经验和教训，并在尽可能降低对补贴依赖方面进行布局。公司已投产的14个生物质热电项目全部符合实现热电联产的条件，截至本报告披露日，已有12个项目产生供热收入。随着供热规模的增加，当这些热电联产项目的供热及其他非电业务等的拓展达到一定规模时，即使补贴周期届满后，仍能持续运营。
　　在热电联产项目安全运行并取得稳定收益的同时，公司将进一步深化农林生物质循环利用的业务空间，变废为宝；继续强化与先进科研力量的合作创新，不但为市场提供绿色热电，更要努力为市场提供绿色材料产品！
　　2.经营效益优势
　　公司深耕细作环保热能产业20年，依托合理的项目规划布局、先进高效的技术路线和对燃料成本的精细化管理能力，逐步聚焦于农林生物质热电联产、工业园区燃煤集中供热等业务板块。
　　公司核心管理层人员忠诚且稳定，公司治理架构趋于扁平化，决策效率高。公司制定了具备竞争力的人才激励措施与对问题快速响应的决策机制。这些特质有利于提升公司在面对政策和外部环境变化之时能及时调整策略，从而更好地规避可能出现的风险。
　　公司把在制造业积累的精细化管理经验成功运用到环保项目的运营中。在提高生产效率及成本控制方面，公司内设专责部门通过信息化系统对各项目的运行数据进行统计分析，及时预警，生产技术部门会及时进行相应优化，从而确保各项目投运后能够及时地发现问题并组织应对，避免出现影响较大的经营漏洞，提高项目业绩。
　　此外，在能源紧缺和环境问题日益严峻的背景下，多能互补正成为解决能源供应多样性和降低碳排放的关键途径之一。它通过优化利用多种能源资源，实现能源转换和互补，减少对传统能源的依赖，从而实现可持续发展。自进入环保热能产业以来，公司通过长期实践，有效整合生物质热电（发电、工业蒸汽/民生供暖）、燃煤集中供热等多种能源形式，不仅提升了能源效率和经济效益，也增强了自身的抗风险能力。
　　3.运营规模优势
　　2024年我国主要农林生物质发电行业市场竞争格局
　　国信证券研报显示，按照2024年农林生物质发电装机容量排名，公司的装机规模位居全国第三（前二顺位分别是国企央企）、民营企业第一。

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1、生物质燃料供应及供应价格波动的风险：一方面，虽然我国农作物秸秆等生物质资源丰富，适宜发展生物质能利用产业，但生物质资源分散、容重小、储运不方便，收集和运输需要耗费大量成本，影响秸秆能源化发展。另一方面，2025年上半年国内燃煤价格虽然较2024年同期有一定下降，但仍存在波动调整的可能。公司将根据生物燃料产业的农林业属性、多样性和地域性等特点，通过做好燃料采购规划，未雨绸缪，把握好淡旺季的采购节奏，加大当地黄秆燃料的占比，以尽可能降低因燃料供应及采购价格波动对公司生产经营的影响。
　　2、公司早期投产的生物质热电联产项目面临补贴到期后的发展风险：目前国家相关法规已明确生物质发电项目自并网之日起满15年或利用小时数超过82,500小时后，将不再享受可再生能源电价附加补助资金。若项目所在地方政府不能全额或部分承接该补贴，或公司增加的非补贴收入的收益不足以弥补该补贴，将会对项目的收益构成影响。目前公司投运的生物质纯发电项目已向热电联产、以热为主的模式逐步转型，并在某些项目取得了成功。未来仍可以通过增加非补贴收入继续生存及发展。
　　3、生物质热电联产项目补贴电费结算不及时的风险：由于可再生能源电力发展迅速，导致国家可再生能源发展基金支付缺口增大，且有部分项目实行了央地分摊，存在阶段性补贴电费不能及时足额支付的风险。
　　4、生物质热电联产项目若环保排放未达标而影响获得补贴的风险：2021年实施的《关于核减环境违法等农林生物质发电项目可再生能源电价附加补助资金的通知》（财建〔2020〕591号）对存在环境排放不达标等行为的生物质发电项目，核减国家可再生能源电价附加补助资金。
　　5、工业园区燃煤集中供热项目燃料价格波动风险：园区燃煤集中供热项目以煤炭为主要燃料，煤炭的大宗采购价格剧烈波动会对项目的采购成本产生较大影响。公司已在供汽协议中提前设定调价机制以应对煤炭价格变化，对冲煤炭价格上涨的风险，但仍然存在不能完全按调价机制执行的可能。
　　6、项目客户用热负荷未达预期或工业园区燃煤集中供热项目所在区域对用煤量的限制均有可能对项目业绩构成风险。
　　7、人力平均成本上升的风险：我国人力资源成本近年呈上升趋势，为此公司积极进行技术改造，逐步实施信息化和自动化生产。 收起▲

　　一、报告期内公司所处行业情况　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求　　（一）经营环境　　2024年12月在北京召开的2025年全国能源工作会议指出，坚持稳中求进的工作总基调，全力以赴保障能源安全，坚定不移推进能源绿色低碳转型，推动能源高质量发展再上新台阶。并且会上表示，2025年和“十五五”时期是加快构建新型能源体系、推动能源高质量发展、高水平安全的关键时期。　　据国家统计局披露信息，2024年，我国GDP比上年增长5.0%，国民经济运行总体平稳、稳中有进，高质量发展扎实推进。其中，能源领域生产稳步增长，能源供应保障有力，可再生能源... 查看全部▼

　　一、报告期内公司所处行业情况
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
　　（一）经营环境
　　2024年12月在北京召开的2025年全国能源工作会议指出，坚持稳中求进的工作总基调，全力以赴保障能源安全，坚定不移推进能源绿色低碳转型，推动能源高质量发展再上新台阶。并且会上表示，2025年和“十五五”时期是加快构建新型能源体系、推动能源高质量发展、高水平安全的关键时期。
　　据国家统计局披露信息，2024年，我国GDP比上年增长5.0%，国民经济运行总体平稳、稳中有进，高质量发展扎实推进。其中，能源领域生产稳步增长，能源供应保障有力，可再生能源快速发展，能源消费结构显著优化。初步核算2024年全国非化石能源消费比重超过19%，比上年提高1.8个百分点。
　　国家能源局发布的数据显示，2024年，我国全年新增电力装机4.3亿千瓦，总装机达到33.5亿千瓦，同比增长14.6%。其中，可再生能源总装机达到18.89亿千瓦，占全国发电总装机超过56%；生物质发电总装机4599万千瓦，占全国发电总装机1.37%。2024年实现绿证核发全覆盖后，历史电量绿证核发成效显著，数据显示，2024年我国全年核发绿证 47.34亿个，同比增长 28.4倍；全年交易绿证4.46亿个，同比增长3.6倍，交易规模增长迅速。
　　生物质能源作为可再生能源体系中的重要组成部分，在解决城乡有机废弃物污染、减少温室气体排放、促进能源结构升级等方面发挥着积极作用。
　　（二）政策环境
　　报告期内，国家有关部委及黑龙江、山东、河南等公司布局有生物质项目的省份先后出台与生物质原料的统筹规划和利用、北方清洁取暖、绿电直供等方面的扶持政策，大力推动生物质能源的高效利用和绿色生产。
　　国务院办公厅发布《关于加快构建废弃物循环利用体系的意见》（国办发〔2024〕7号），指出完善农业废弃物收集体系，健全秸秆收储运体系，引导秸秆产出大户就地收贮，培育收储运第三方服务主体；因地制宜推进农林生物质能源化开发利用，稳步推进生物质能多元化开发利用。意见明确加强政策引导，进一步为农林生物质发电项目提供稳定的原料供应，降低收储运成本。
　　国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布关于印发《能源重点领域大规模设备更新实施方案》的通知（发改办能源〔2024〕687号），鼓励北方地区各省份结合清洁取暖设备运行情况，将清洁取暖设备纳入大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案，加大地方财政、金融等政策支持力度。方案明确提出对质保到期的清洁取暖设备开展更新改造，支持安全高效、先进可靠的清洁取暖技术发展，这将利好公司在北方地区供暖的生物质项目获得财政支持。
　　黑龙江省人民政府办公厅发布关于印发《2024年黑龙江省秸秆综合利用工作实施方案》的通知（黑政办规〔2024〕5号），指出在能源化利用方面，发挥现有生物质电厂、生物天然气企业、生物质液体燃料企业、秸秆压块燃料站以及燃煤电厂掺烧生物质的秸秆转化作用，引导县乡集中供热、机关企事业单位、粮食烘干等场所燃煤锅炉改造，推进农村能源结构调整，并继续对县域范围内秸秆收储运销用等市场主体秸秆离田利用或作业方面给予补贴支持。近几年黑龙江省的秸秆综合利用工作实施方案对能源化利用给予了大力支持和引导，利好企业降低运营成本，提高项目的经济可行性。
　　山东省发展和改革委员会、山东省能源局发布关于印发《全省能源绿色低碳转型试点实施方案》的通知（鲁发改能源〔2024〕104号），指出以生物质资源的能源化循环利用和清洁化利用为重点，稳步推进生物质热电联产，提高生物质能利用效率和效益；推动绿色电力直接供应，鼓励工业企业就近就地开发利用可再生能源，提升绿色电力使用比例；加快推进可再生能源非电利用，逐步拓展应用领域。随着技术进步和政策支持，生物质发电将向高效化、规模化、多元化方向发展，绿电直供的推动，未来也将为生物质发电带来新的模式。
　　河南省人民政府办公厅发布《关于印发河南省加快推进源网荷储一体化实施方案的通知》（豫政办〔2024〕72号），鼓励工业企业、增量配电网等主体根据负荷需要，按照源网荷储一体化模式就近开发利用清洁能源，汇集接入电力用户，并鼓励源网荷储一体化项目建设绿电专用变压器和绿电专用输电线路等配电设施，优化接网路径，保障新能源直接供应。河南省是我国首个实施源网荷储一体化的省份，预期未来其他省份也将逐步推广，这将为生物质发电企业提供多重收益路径。
　　报告期内，生物质发电行业近几年面临的阶段性补贴电费不能及时足额支付的问题，也从政策层面再次释出利好信号。财政部办公厅、国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合下发《关于加强可再生能源电价附加补助资金常态化管理有关工作的通知》（财办建〔2024〕6 号），根据文件，将对可再生能源电价附加补助资金进行常态化规范管理。文件要求电网企业应严格按照现行政策规定审核和拨付补助资金，加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核、公布等工作。公司尚未进入补贴清单的项目获纳入补贴目录的进程有望加快，从而为项目运营提供资金支持。
　　2024年，全国碳市场制度体系进一步健全。国务院颁布了《碳排放权交易管理暂行条例》，首次以行政法规形式明确了全国碳排放权交易市场的交易和监管制度。且生态环境部推动包括水泥、电解铝和钢铁在内的重点排放行业纳入全国碳市场，碳市场扩容的预期升温，碳配额分配及结转方案的优化，以及碳监管政策趋严，使碳价得到了有力支撑。2024年全国碳市场在交易规模、碳价和活跃度方面均取得显著进展，碳价总体呈现稳中有升的趋势。数据显示，2024年全国碳市场每日综合收盘价在 69- 106元/吨之间波动，四季度碳价总体稳定在97-106元/吨之间。公司工业园区燃煤集中供热项目将持续优化减排措施，通过提升能效和减少排放，预计节余的碳减排配额将为公司创造额外的经济效益。
　　另一方面，2024年初CCER（国家核证自愿减排量）重启，市场反响热烈，注册登记系统和交易系统建设并上线运行。随着生态环境部发布了两个新方法学（煤矿低浓度瓦斯和风排瓦斯利用、公路隧道照明系统节能），CCER项目已扩展至6个领域。2024年12月，CCER重启后首个完成登记的项目成功落地，为市场注入强劲信心。报告期内，公司已积极与相关部门合作，推动生物质发电项目CCER方法学的编制工作，后续将进一步推进方法学的申报与发布进程，力争早日实现生物质发电领域的CCER申请资格开放及交易参与。
　　
　　二、报告期内公司从事的主要业务
　　公司需遵守《深圳证券交易所上市公司自律监管指引第3号——行业信息披露》中电力供应业的披露要求
　　公司报告期内主营业务为生物质热电联产、工业园区燃煤集中供热和生活垃圾发电三大板块，从事电力和热力生产及生物质综合利用。
　　1. 生物质热电联产业务
　　1.1 主要经营模式
　　通过向农民或经纪人有偿收购的农作物秸秆、林业废弃物等生物质为原料，生产热力、电力等可再生能源，以实现资源的循环利用、变废为宝。其中电力上网销售，热力用于工业用户生产及向居民供暖。
　　1.2 发展趋势
　　在我国的三大非水可再生能源中，生物质热电是唯一具有废弃物处置功能、唯一可以供热、唯一稳定的绿色能源，可为提升风电、光伏等不稳定电源的消纳量发挥调峰作用。国家已在“十四五”规划中确立了以农林废弃物为主要燃料的生物质热电行业在我国可再生能源发展中的地位，并对行业的发展进行了规范和引导。
　　公司从事的生物质热电联产行业高度契合国家秸秆禁烧、雾霾治理和国家乡村振兴战略，是集生态环保、清洁能源、惠农等目的于一体的国家扶持产业。公司目前布局建设的农林生物质热电联产项目的区域均是我国农业大省，生物质燃料供给有保障。随着我国引导经济社会全面绿色转型，推动形成绿色生产方式和生活方式，社会对清洁能源的需求越来越大，在我国“缺油少气”的能源结构下，农林生物质发电项目及热电联产项目可在用户侧直接替代燃煤，具有巨大的发展空间。
　　根据预测，我国碳排放峰值约在110亿吨左右，而生物质能源化未来减排潜力将达到20亿吨。碳市场作为实现我国“双碳”目标的重要市场机制，为减排项目提供了一条减排量市场化变现的路径，是生物质能行业“双碳”政策红利中的重要组成。随着全国碳市场制度体系的进一步健全，2024年全国碳市场在交易规模、碳价和活跃度方面均取得显著进展，碳价总体呈现稳中有升的趋势。公开数据显示，2024年全国碳市场每日综合收盘价在69-106元/吨之间波动，至四季度碳价总体稳定在97-106元/吨之间。由此可见市场机制和手段在推动绿色低碳转型实践方面，正在发挥着日益重要的作用。目前已知单个装机规模为30MW的农林生物质发电项目每年至少可以获得12万吨以上的自愿碳减排量，公司所处的生物质热电联产行业加入碳排放指标的交易后将迎来新的营收增长。
　　1.3生物质发电类-秸秆发电项目生产经营情况
　　公司农林生物质发电项目主要分布于华中区域（包括山东省的鄄城项目和河南省的永城、新野、延津、滑县项目）、华东区域（包括山东省的沂水、鱼台、郯城项目，江苏省的睢宁、阜宁项目）、东北区域（包括黑龙江省的宁安、明水、宾县项目，辽宁省的铁岭项目，吉林省的松原项目）。
　　截至报告期末，公司农林生物质发电项目业务总装机容量491MW，报告期内，已投产装机容量为476MW（装机容量比去年同期减少15MW，主要由于沂水项目汽轮机由30MW纯凝式改造为15MW背压式），建设中项目装机容量为15MW，无新增核准项目。锅炉规模达2050吨/小时。
　　截至报告期末，公司共计13个农林生物质发电项目进入电价补贴清单目录，如所示。
　　报告期内，华中区域项目发电量为122,194.26万kW-h，同比增加9.10%；上网电量为110,724.00万kW-h，同比增加9.04%；平均厂用电率为9.55%，同比增加0.03%；热电联产平均利用小时数为8,058.21小时，同比增加2.74%。
　　华东区域项目发电量为84,972.12万kW-h，同比减少16.87%；上网电量为77,349.82万kW-h，同比减少16.46%；平均厂用电率为10.39%，同比增加0.75%；热电联产平均利用小时数为7,766.56小时，同比增加0.33%。该区域项目发电量下降的主要原因是沂水项目于报告期内停机开展汽轮发电机技改以致发电小时数大幅减少。
　　东北区域项目发电量为80,005.07万kW-h，与去年基本持平；上网电量为72,271.35万kW-h，同比减少0.06%；平均厂用电率为10.10%，同比增加0.14%；热电联产平均利用小时数为5,591.64小时，同比减少3.88%。
　　报告期内，各项目在保障电力的正常生产以外，还大力拓展供热业务。已有11个项目实现了热电联产，其余的项目也即将加入热电联产的行列。随着部分项目所在地政府规划在项目周边增设工业园区，或所在园区被升级为省级开发区，必将吸引更多用热企业进驻。公司项目作为所在园区供热配套的热源，预期未来供热前景广阔。
　　2. 工业园区燃煤集中供热业务
　　2.1 主要经营模式
　　主要以高效能、低排放技术建设运营以包括燃煤在内的集中供热或热电联产设施，替代分散小锅炉，以解决工业区内的工业用蒸汽和居民取暖问题，可大幅节省用煤并减少烟气的排放。
　　工业园区集中供热，相对于蒸汽热用户企业自建锅炉的分散式供热，具有节约能源、综合能耗低、降低供热投资和运营费用、供热效率高、充分利用土地空间、减少大气污染等多种优势，对我国能源高效利用、燃煤减量替代及节能环保具有积极的推动作用，工业园区集中供热现已成为现代化工业园区的重要基础配套设施之一。
　　国家五部委于2016年联合印发《热电联产管理办法》（发改能源[2016]617号），明确提出热电联产机组所发电量按“以热定电”原则由电网企业优先收购，所发电量全额上网，这为公司的热电联产项目电力全额上网提供了保障。
　　2.2 发展趋势
　　工业园区燃煤集中供热的未来发展将围绕“超净排放+生物质掺烧”双主线，依托政策激励和技术创新实现绿色转型。企业需主动对标A级标准，整合清洁能源供应链，并借助智能化手段提升运营效率，方能在环保约束与市场化竞争中占据优势。
　　超低排放技术普及：工业园区燃煤供热项目需通过高效脱硫、脱硝、除尘设施（如SCR、覆膜滤料袋式除尘器等）实现超净排放，达到A级环保绩效标准。A级企业在重污染天气可自主减排、不限产，并享受绿色信贷、电价补贴等政策红利。国家鼓励燃煤企业与科研院所联合研发低碳技术（如氢冶炼、碳捕集），并通过产业链上下游协同降低改造成本。
　　生物质掺烧技术推广：燃煤机组掺烧生物质是低碳化改造的核心路径。国家《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》明确要求到2027年燃煤掺烧生物质项目碳排放较2023年降低50%。技术选择包括：
　　直接耦合燃烧（掺烧比10%-20%），如原煤燃烧器耦合方案；
　　间接耦合燃烧（气化后掺烧），安全性更高但成本较高；
　　并联耦合燃烧（独立生物质锅炉），可实现100%生物质供热。
　　国家将生物质供热纳入能源战略，通过《清洁能源供热发展行动计划》推动生物质替代化石燃料，并给予税收减免、项目补贴。地方政府（如廊坊市）对生物质掺烧项目优先保障用地、用能指标，并简化审批流程。河北省已试点将A级企业纳入绿色信贷优先名单，降低融资成本。
　　智能化与数字化赋能：应用大数据、物联网技术优化燃料配比和燃烧控制，如智能传感器实时调节生物质掺烧比例，提升能效并降低运维风险。未来政策将更注重技术补贴（如预处理技术研发）与市场化机制（如绿证交易）结合，推动行业规模化、低成本发展。
　　2.3 火力发电类-煤电项目生产经营情况
　　截至报告期末，公司煤电项目业务总装机容量160MW，已全部投产，报告期内无试运行项目、在建项目和新增核准项目。
　　位于河北区域的满城项目、蠡县项目和广东区域的茂名项目均为工业园区燃煤集中供热项目，主要为园区集中供热，同时利用余热发电。报告期内，各集中供热项目严格落实精细化管理，锅炉效率达到或基本接近设计值，各项生产指标均表现良好，在一定程度上降低了损耗及运行成本。报告期内，集中供热项目还以优于全国碳市场上一履约周期的碳价成功出售2021-2022年度的剩余碳排放配额，助力公司业绩实现增长。
　　报告期内，河北区域项目发电量52,438.84万kW-h，同比增加18.44%；上网电量为38,727.21万kW-h，同比增加20.16%；平均厂用电率为26.33%，同比减少1.32%；平均发电利用小时数为4,899.25小时，同比增加10.65%。广东区域项目发电量9,730.25万kW-h，同比增加10.96%；上网电量为7,391.13万kW-h，同比增加14.18%；平均厂用电率为24.10%，同比减少2.12%；平均发电利用小时数为1,621.71小时，同比增加10.96%。
　　满城项目基本满足了所在园区内现有65家造纸企业和1家农业产品生产企业的用热需求，目前用热企业生产稳定，且报告期内发电量有所增加。
　　蠡县项目位于京津冀地区，是蠡县目前唯一的燃煤集中供热项目，为蠡县县城提供居民供暖，并为项目周边的企业提供热源。该项目自投产以来一直为企业用户提供稳定、合格的蒸汽供应服务。目前用热企业生产稳定，供暖需求稳定。
　　茂名项目位于茂名高新区，既是开发区基础设施项目，也是改善开发区营商环境工程。目前项目已经完成蒸汽北线、南线管网建设达20公里以上，向高新区内32家化工企业供应蒸汽，有效保证了园区企业及国家能源保供的安全平稳运行，同时也实现了园区统一供热。随着高新工业园区招商引资项目的相继落地及投产，项目热负荷可望获得增长。
　　3. 生活垃圾发电业务
　　3.1 主要经营模式
　　主要以政府无偿供应的生活垃圾为原料，收取垃圾处理费、生产电力并上网销售。
　　3.2 发展趋势
　　政策持续推动行业扩张，如“碳达峰”“碳中和”目标下，垃圾发电作为减碳手段被纳入国家能源战略。同时，补贴政策调整（如可再生能源补贴退坡）倒逼企业提升运营效率和市场化能力。随着《生活垃圾分类管理条例》等政策推进，垃圾分类精细化将显著提升垃圾焚烧发电效率。高温气化、生物质能转化、智能焚烧及烟气处理技术（如脱硫、脱硝）的广泛应用，也将提高发电效率并降低污染物排放。
　　当前垃圾发电项目主要集中在东部沿海地区，但未来中西部及农村地区将成为增长重点。市场竞争加剧将推动行业整合，大型企业通过并购、合作实现规模化经营，优化资源配置。同时，企业向全产业链延伸（如设备制造、运营服务、技术输出），提升综合竞争力。此外，跨界协同与商业模式创新也颇多亮点，譬如垃圾焚烧发电的绿电直供和余热利用成为解决数据中心高能耗的新模式。从依赖政府补贴转向市场化运营，通过绿电销售、余热供冷等ToB服务改善现金流。
　　未来生活垃圾发电行业将呈现“技术驱动+市场扩容+模式创新”三位一体的发展格局，逐步从传统市政工程向绿色能源与数字经济融合的战略性产业转型。
　　3.3 生物质发电类-垃圾发电项目生产经营情况
　　报告期内，公司垃圾发电业务无新增产能投产，无新增核准和在建项目。目前公司仅在广东区域建设有两个垃圾发电项目，截至报告期末公司垃圾发电项目总装机容量及已投产装机容量均为54MW。
　　本报告期广东区域项目发电量30,219.12万kW-h，同比减少1.84%；上网电量为25,531.98万kW-h，同比减少1.17%；平均厂用电率为15.57%，同比下降0.64%；平均利用小时数为5,396.5小时，同比减少5.34%。相关指标下降的主要原因为进场垃圾量有所减少。
　　公司的中心组团垃圾焚烧发电项目及为中山市中心组团垃圾综合处理基地配套的污水处理运营服务项目稳定运行，获得了正常的效益。
　　本次交易是公司根据实际经营情况及战略发展规划作出的决策，旨在优化公司资产结构和财务结构，加快资金回笼，提高公司竞争力。除上述情况以外，报告期内公司的主营业务未发生重大变化。
　　相关数据发生重大变化的原因
　　总装机容量比去年同期减少15MW，主要由于沂水项目汽轮机由30MW纯凝式改造为15MW背压式。
　　
　　三、核心竞争力分析
　　1.风险管控优势
　　行业判断：锚定低碳减排大方向
　　公司创立至今，从单一零部件阀门做到国内领先，到燃气具整机做到外销第一梯队，再到进军环保领域将农林生物质热电联产做到行业前列，每次行业转型既将公司推到一个新的发展高度，同时又将公司暴露在未知市场风险之中。因此在跨入新行业或新领域时需要公司管理层审时度势、精心规划，识别并充分评估潜在风险，及时调整业务节奏甚至转向。
　　公司自2004年起逐步进入垃圾焚烧发电、园区集中供热和生物质发电领域，2021年剥离燃气具制造业务后，成为A股市场上独树一帜的以农林生物质资源化利用为主攻方向的上市公司。
　　公司坚定转型环保产业的底气在于减碳是国家战略。而且随着我国碳交易市场的逐步完善，公司纳入国家温室气体重点排放单位的燃煤集中供热项目，已通过出售剩余碳排放配额增加了收益；作为可再生能源的生物质热电项目亦有望通过国家核证自愿减排量(CCER)的开发和交易迎来新的盈利空间。
　　项目选址：优选用热需求大的地区
　　二十几年来，公司将在制造业积累的精细化管理经验成功运用到环保项目的运营中，并为此制订了科学合理的项目拓展燃料标准和项目审核体系，优选用热需求较大的地区进行重点开拓；成立专门部门推进项目核准等合法性手续的办理，以使项目及早具备开工建设条件。
　　客户选择：兼具稳定性与增长性
　　公司管理层高度关注地区经济环境和行业市场变化情况，力求对市场发展趋势做出快速反应，根据业务特点有选择性地挑选客户类型，兼具稳定性与增长性，尽可能寻找与公司现有项目匹配度高的客户进行长期合作，促进公司业务持续稳健发展。
　　产品布局：从绿电到绿热再到绿材
　　公司大部分的项目都是在近年建成，能有机会吸取同行以往的经验和教训，并在尽可能降低对补贴依赖方面进行布局。公司已投产的15个生物质热电项目里，目前有14个符合实现热电联产的条件，其中 10个属于国家可再生能源补贴“新增不新欠”的项目。这些热电联产项目在未能全额获得国家新能源补贴的阶段，或补贴周期届满后，仍能持续运营。
　　在热电联产项目安全运行并取得稳定收益的同时，公司将进一步深化农林生物质循环利用的业务空间，变废为宝；继续强化与先进科研力量的合作创新，不但为市场提供绿色热电，更要为市场提供绿色材料产品！
　　2.经营效益优势
　　公司深耕细作生物质环保热能产业 20年，践行“为实现低碳生活和洁净环境提供绿色能源和材料”的企业使命，依托合理的项目规划布局、先进高效的技术路线和对燃料成本的精细化管理能力，形成了农林生物质热电联产、工业园区燃煤集中供热、生活垃圾焚烧发电三大环保业务板块。
　　公司核心管理层人员忠诚且稳定，公司治理架构趋于扁平化，决策效率高。公司制定了具备竞争力的人才激励措施与对问题快速响应的决策机制。这些特质有利于提升公司在面对政策和外部环境变化之时能及时调整策略，从而更好地规避可能出现的风险。
　　公司将在制造业积累的精细化管理经验成功运用到环保项目的运营中。在提高生产效率及成本控制方面，公司内设专责部门通过信息化系统对各项目的运行数据进行统计分析，及时预警，生产技术部门会及时进行相应优化，从而确保各项目投运后能够及时地发现问题并组织应对，避免出现影响较大的经营漏洞，提高项目业绩。
　　山东沂水电厂既是公司首个生物质发电项目，也是公司首个因发电时间到达 82,500小时而不再获得中央财政补贴的项目。因为前瞻性布局与规划，山东沂水电厂成功实现热电联产、以热为主的新模式。此外，由于公司绝大多数项目位于工业集中区或周边，沂水电厂模式将逐步在其他生物质项目得以复制，使生物质项目逐步减少甚至不依靠电费补贴成为可能，这也将为中国生物质热电产业的良性发展提供成功借鉴。
　　3.运营规模优势
　　东北证券研报显示，按2022年农林生物质发电装机容量排名，公司以491兆瓦的装机规模位居全国第三（前二顺位分别是国企央企）、民营企业第一。自2004年进入环保热能行业以来，公司的市场影响力逐步提升。随着运营规模的扩大，公司能有效降低管理和技术研发的固定成本，并能投入更多资源用于农林生物质更高价值利用的开发，且公司在资本市场融资将更具吸引力。
　　
　　四、主营业务分析
　　1、概述
　　2024年度，公司在董事会及经营层的领导下，有效实施“增加非补贴收入、开源节流”的经营战略，创造了公司历史第二高位的营业收入，实现盈利与净现金流双增长，资产负债率进一步降低，企业持续稳健发展，呈现强劲的经营韧劲，财务状况不断向好。
　　在去年《中国能源报》与中国能源经济研究院发布的“2024全球新能源企业500强”中，公司较2023年的排位再上升了20位；在广东省企业联合会、广东省企业家协会发布的“2024广东500强企业”榜单中，公司又上升了37位。这标志着公司在各种外部环境的变化中仍能稳定前行。
　　（1）总体经营情况：经济效益显著提升，社会效益持续体现
　　报告期内，公司实现营业收入378,586.44万元，同比减少4.55%；营业利润27,828.49万元，同比增加17.06%；利润总额为30,582.22万元，同比增加28.75%，归属于上市公司股东的净利润21,667.92万元，同比增加36.25%。至报告期末，公司总资产为1,050,648.92万元，较期初增加2.50%；归属于上市公司股东的所有者权益为280,483.55万元，较期初增加5.57%；本期基本每股收益0.2920元，较去年同期的0.2143元增加36.26%。
　　本报告期，公司向社会累计供应清洁电力33.23亿度，供应清洁蒸汽715.84万吨，提供清洁供暖211.03万吉焦，累计处理农林废弃物490.93万吨，节约标煤145.5万吨，减排二氧化碳225万吨，通过农林废弃物收购向农民转移支付超13.37亿元。
　　经济效益与社会效益的双提升，使公司在新能源行业内的综合实力备受认可。
　　（2）生物质热电联产项目：管网建设如期推进，供热业务稳步拓展
　　报告期内，公司15个生物质项目中有11个项目年运行小时数接近或超过8000小时，运行效率在行业内处于领先位置。除了保障电力的正常生产，各项目还持续拓展工业供热规模并取得显著成效。报告期内非补贴收入同比增长15%，其中工业蒸汽供汽量同比增长8%，民生供暖供热量同比增长21％。
　　管网建设方面，阜宁项目和睢宁项目均顺利完成新增供热管网的建设，宾县项目所在园区蒸汽管网主体建设也已基本完成。
　　供热业务拓展方面，阜宁项目作为所在园区的唯一热源，继为纸制品、旅游用品等企业供汽后，成功拓展装饰材料生产企业客户并实现供汽，使用汽客户达到 5家；延津项目新增2家食品类用汽企业，使用汽客户接近30家；睢宁项目和郯城项目正式对客户供汽，供热业务实现从0到1的突破；滑县项目配合政府引进用汽企业入驻园区，已与1家食品用汽企业达成合作，预计于2025年上半年实现供汽；宾县项目与11家企业签订供汽合同，待供汽管网建设完成后将同时供应绿色电力和绿色蒸汽。
　　此外，作为公司第一个农林生物质发电项目的沂水项目也完成了汽轮机技改，于报告期内实现发电、供汽、供暖三位一体的模式。随着项目所在省级工业园入驻企业的增加，项目作为园区的主要热源，预期未来供热前景广阔。
　　（3）燃煤集中供热项目：用热负荷拓展稳中有进，多管齐下挖掘利润贡献
　　报告期内，各工业园区燃煤集中供热项目圆满完成各项经营指标，拓展下游用热负荷也取得了实质性的进展。满城项目与2家化工类客户成功达成供汽合作，项目达产后将实现10%的负荷增量，同时促进了客户产业多元平衡；蠡县项目顺利完成2024年度居民供暖工作，实现“零投诉”，同时通过积极配合用热客户的产业扩建工程，实现售汽量同比提升10%；茂名项目开源增收，售汽量和售电量双双增长，且项目入选《2023年广东省降碳减污特色案例》，项目二期更被纳入广东省专项规划。
　　各项目还通过修旧利废、人工智能降耗、优化燃料配置及精细化管理等降本增效措施，持续挖掘利润贡献。满城项目更以优于在全国碳市场上一履约周期的碳价成功出售2021-2022年度的剩余碳排放配额，助力公司年度业绩实现增长。
　　（4）垃圾焚烧发电项目：吨位垃圾发电量创新高，中标新项目体现协同效应
　　报告期内，公司的中心组团垃圾焚烧发电项目稳定运行，通过技术改造和精细化管理，实现降本增效和安全生产目标，并获得了正常效益。虽进场垃圾量下降，但通过持续强化精细操作，使得吨位垃圾发电量提升0.16%，实现历史最好成绩。
　　项目公司还通过政府公开招标成功取得中山市中心组团垃圾综合处理基地污水处理运营服务项目运营权的续期，将在服务期内继续为公司创造效益。此外还成功中标中山市“源头减量（含水率60%）市内污泥处理服务项目”，如成功实施，能提高项目在生活垃圾供应量不足时的设备运行效率，有望为垃圾焚烧发电业务创造新的业绩增长点。
　　（5）新产品及新业务：与科研院所及高校深度合作，拥抱人工智能，推动公司产业转型升级
　　本报告期，公司在深耕主业的同时积极探索和孵化新产品、新业务，为公司长远发展持续打造新增长点。其中，循环利用项目板块持续推进生物质电厂上游原材料及废弃物资源化利用研发，先后与南京农业大学、中科院等高校院所合作试验研发，开辟了生物质灰渣在农业种植、土壤改良上的应用路径，在海南、江西、江苏、黑龙江等地应用效果良好，进一步明确了生物质灰渣肥料化、材料化利用方向。
　　作为2024年新纳入公司发展战略的绿色材料业务，项目专业团队持续与先进科研力量开展合作，探索利用热电项目已有基础，协同发展绿色材料，以探索向能源化与材料化利用并重的方向转型升级。
　　2024年12月，公司实际控制人及一致行动人何启强先生、麦正辉先生拟通过协议转让方式引入北京中科泓源信息技术有限公司（以下简称“中科泓源”）作为新股东，优化公司股东结构（目前协议转让事宜尚处于深交所合规性审核阶段）。2025年 2月，公司收购中科泓源持有的北京中科信控大数据有限公司（以下简称“中科信控大数据”）49%股权，并与中科信控大数据控股股东中科信控（北京）科技有限公司（以下简称 “中科信控”，也是中科泓源参股子公司）签订战略合作框架协议，以中科信控大数据为合作平台，共同推动所处行业的数字化转型和智能化升级，为行业的可持续发展赋能，并向有需要的领域延伸。
　　
　　五、公司未来发展的展望
　　1、行业发展趋势
　　中国是“农业大国”，也是“秸秆大国”。 根据农业农村部数据统计，2022年全国（不含港澳台）秸秆资源量约为8.65亿吨，可收集量约为7.34亿吨，秸秆综合利用率达到88.1%。其中，秸秆能源化利用率约为8.5%，利用量稳定在6,000多万吨，可替代标煤3,000多万吨，减排二氧化碳7,000多万吨。基于我国“缺油少气”的能源结构现状，以及在“双碳”目标指引下，发展生物质能已成为我国清洁发展和改变能源结构的重要一环，对于实现能源替代、保障能源安全具有重要战略意义。
　　“十四五”时期是我国提出“双碳”目标以来第一个发展规划期，各类有机废弃物综合处理和资源化，对于我国实现“双碳”目标至关重要。最近两年，我国针对生活垃圾、大宗废弃物、农村能源发展、低碳发展等领域出台了多项政策文件，如国家发展改革委于2022年5月印发的关于《“十四五”生物经济发展规划》，明确提出有序发展生物质发电，推动向热电联产转型升级，鼓励建设以生物质热电联产、生物质成型燃料及其他可再生能源为主要能源的产业园区，并支持有条件的县域开展生物质能清洁供暖替代燃煤；专门提出鼓励地方建立健全生物质能财政补贴政策；农业农村部等于2022年6月印发的《农业农村减排固碳实施方案》，提出发展生物质能等清洁能源，促进农村生产生活节能降耗；国家能源局于2022年5月印发的《关于促进新时代能源高质量发展的实施方案》，提出因地制宜推动生物质能、地热能、太阳能供暖，在保障能源安全稳定供应基础上有序开展新能源替代散煤行动，促进农村取暖、农业清洁生产……这些政策文件的出台，将有力促进生物质能产业的发展，生物质能产业发展当前面临的问题有望得到逐步解决。
　　2025年3月5日，李强总理在《政府工作报告》中指出，2024年国家持续加强生态环境保护，提升绿色低碳发展水平。推动重点行业节能降碳改造，推进新能源开发利用，非化石能源发电量占总发电量的比重接近40%。启动全国温室气体自愿减排交易市场。全国碳排放权交易更趋活跃。2025年是“十四五”规划收官之年，积极稳妥推进碳达峰碳中和。扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂。加快构建碳排放双控制度体系，扩大全国碳排放权交易市场行业覆盖范围。开展碳排放统计核算，建立产品碳足迹管理体系、碳标识认证制度，积极应对绿色贸易壁垒。加快建设“沙戈荒”新能源基地，发展海上风电，统筹就地消纳和外送通道建设。开展煤电低碳化改造试点示范。规划应对气候变化一揽子重大工程，积极参与和引领全球环境与气候治理。
　　在目前国家减少煤炭消耗、天然气阶段性供应紧张的背景和当前政策利好下，基于我国丰富的生物质资源，以及北方地区清洁供暖和清洁供热的需求，可在用户侧直接替代燃煤的生物质热电项目，在县域清洁供暖、产业园清洁供热领域有着巨大的发展空间。
　　工业园区燃煤集中供热服务方面，根据国家发改委能源局编制的《热电联产管理办法》（发改能源[2016]617号），“鼓励各地建设背压热电联产机组和各种全部利用汽轮机乏汽热量的热电联产方式满足用热需求。背压燃煤热电联产机组建设容量不受国家燃煤电站总量控制目标限制。电网企业要优先为背压热电联产机组提供电网接入服务，确保机组与送出工程同步投产。”“热电联产机组所发电量按“以热定电”原则由电网企业优先收购。”上述支持政策表明，发展具有节能减排效益的燃煤热电联产项目符合国家能源发展战略。
　　综上所述，在利好政策和环保压力的持续刺激下，生物质能产业未来发展前景良好。随着公司生物质热电联产项目全部投产及非电业务的进一步拓展，公司未来的综合效益将进一步得到提升。
　　2、公司发展战略
　　2.1 发展战略
　　立足于农林生物质循环利用，重点发展符合市场规律的高效率、低排放、以非补贴收入为主的热电项目；并结合新科技，以现有热电项目为基础，协同发展绿色材料，向能源化与材料化利用并重的方向转型升级。
　　2.2 发展目标
　　2.2.1 争取非电业务在规模及收入占比上有更大的突破，争取非补贴收入实现两位数的年增长。
　　2.2.2 聚焦市场化的循环利用业务，提升运营质量，通过创新金融工具优化资产结构，进一步降低资产负债率。
　　2.2.3 深化产学研协同创新，推动生物质能与热电联产项目形成能源-材料耦合发展模式，打造有市场前景的绿色新材料产业。通过股权合作、技术联创等模式，加速产业数字化智能化转型，与先进科研力量共同探索人工智能在热电领域的智能化操控、碳排放数据的智能化认定等，通过算法优化、模型训练和技术迭代，提升解决方案的精准度和效率，加速技术创新和商业化进程。
　　[上述发展目标受未来经营环境及资本市场影响存在一定的不确定性，不构成对投资者的业绩承诺，请投资者注意投资风险]
　　3、经营计划
　　3.1 公司年度经营计划在报告期内的进展
　　3.1.1 建立起项目公司基层、中层、高层的胜任力模型，并对项目公司高层的能力及潜力进行全方位评估，为集团选用人才提供重要参考。
　　3.1.2 批量优化业务归口流程，使业务流程更贴合实际，管理的精细化为营运质量的持续提升提供支持。
　　3.1.3 非电业务开拓的速度加快，且在规模、收入占比上实现突破。生物质热电项目非补贴收入同比增长15%，其中工业蒸汽供汽量同比增长8%，民生供暖供热量同比增长21％。其中，郯城、睢宁项目供汽业务更是实现了从0到1的突破。
　　3.1.4 持续提升燃料供应的质量和稳定性，并继续优化入炉燃料质量与设备的匹配，使度电燃料成本有效降低，非计划停机明显减少。其中，生物质热电项目度电燃料成本总体同比下降1.81%，总体停机次数同比减少6次，燃煤集中供热项目总体停炉停机次数同比减少9次。
　　3.1.5 生物质项目持续开展高效脱硝、脱硫试验及相关改造工作并取得了一定成果；茂名项目试水智能化控制技改，使环保指标更加可控。同时，各项目均通过必要的技改解决存在的隐患，为项目长期、安全稳定生产提供保障。
　　3.1.6 进一步深化生物质循环利用的空间，与南京农业大学、中科院等高校院所合作试验研发，开辟了生物质灰渣在农业种植、土壤改良上的应用路径且在多地取得良好的应用效果，进一步明确了生物质灰渣肥料化、材料化利用方向。
　　3.1.7 利用热电项目已有基础继续深化与先进科研力量的合作创新，开展绿色材料领域的探索。
　　3.2 公司2025年业务发展规划及重点工作计划
　　3.2.1 继续坚定地发展非电业务，努力开源节流，并通过技术创新和应用人工智能技术为主营业务赋能，以提升效益、增加抗风险能力；同时善用现有基础开拓协同业务，适时进入新赛道。
　　3.2.2 燃煤项目顺势而为，适度掺烧生物质燃料，以满足日趋严格的减排要求和增加效益；在实现燃煤洁净燃烧的基础上，努力开拓或扩容现金流较好、下游需求稳定或具成长空间的工业集中供热项目，适度配套民用供暖项目。
　　3.2.3 提升生物质热电项目的能效指标、排放洁净度，以实现可持续的高负荷率；采取有效措施降低因设备损耗和非计划停机导致的损失；对华东、华中区域项目在负荷率、吨燃料产出价值等方面进行挖潜，进一步提升业绩；善用东北地区生物质资源丰富且环境容量相对宽松的有利条件，解决好燃料收储、降低损耗，以满足热电及材料化利用所需。
　　3.2.4 推动循环利用业务在生物质热电项目下游问题的解决中产生实效，以实现农林生物质产业链的闭环；并与有关高等院校和科研机构建立更紧密的合作，以创新生物质的利用方式。
　　3.2.5 优化股东结构，助推人工智能技术在现有主营业务上的应用，并以此为基础，拥抱新质生产力。
　　3.2.6 继续做好后备干部的培养工作，继续办好管理研究班，并引入新业务方面的专业人才，以满足公司的发展所需。
　　3.2.7 分阶段检讨和修订现行的管理流程，使管理流程结合信息化手段真正帮助业务实现高效运作。
　　4、资金需求与筹措
　　公司目前财务风险可控。公司将充分利用上市公司具有的功能，通过运用当前国家鼓励的金融工具，及优化公司资产结构，以增加公司的流动性，从而降低资产负债率，并充分发挥公司营运管理的专业优势，努力实现更轻资产运作。
　　5、主要风险因素及公司应对策略
　　5.1 生物质燃料供应及供应价格波动的风险：一方面，虽然我国农作物秸秆等生物质资源丰富，适宜发展生物质能利用产业，但生物质资源分散、容重小、储运不方便，收集和运输需要耗费大量成本，影响秸秆能源化发展。另一方面，2024年国内燃煤价格对比2023年虽然有一定下降，但仍存在波动调整的可能。公司将根据生物燃料产业的农林业属性、多样性和地域性等特点，通过做好燃料采购规划，未雨绸缪，把握好淡旺季的采购节奏，加大当地黄秆燃料的占比，以尽可能降低因燃料供应及采购价格波动对公司生产经营的影响。
　　5.2 公司早期投产的生物质热电联产项目面临补贴到期后的发展风险：目前国家相关法规已明确生物质发电项目自并网之日起满15年或利用小时数超过82,500小时后，将不再享受可再生能源电价附加补助资金。若项目所在地方政府不能全额或部分承接该补贴，或公司增加的非补贴收入的收益不足以弥补该补贴，将会对项目的收益构成影响。目前公司投运的生物质纯发电项目已向热电联产、以热为主的模式逐步转型，并在某些项目取得了成功。未来仍可以通过增加非补贴收入继续生存及发展。
　　5.3 生物质热电联产项目补贴电费结算不及时的风险：由于可再生能源电力发展迅速，导致国家可再生能源发展基金支付缺口增大，且有部分项目实行了央地分摊，存在阶段性补贴电费不能及时足额支付的风险。
　　5.4 生物质热电联产项目若环保排放未达标而影响获得补贴的风险：2021年实施的《关于核减环境违法等农林生物质发电项目可再生能源电价附加补助资金的通知》（财建〔2020〕591号）对存在环境排放不达标等行为的生物质发电项目，核减国家可再生能源电价附加补助资金。
　　5.5 工业园区燃煤集中供热项目燃料价格波动风险：园区燃煤集中供热项目以煤炭为主要燃料，煤炭的大宗采购价格剧烈波动会对项目的采购成本产生较大影响。公司已在供汽协议中提前设定调价机制以应对煤炭价格变化，对冲煤炭价格上涨的风险，但仍然存在不能完全按调价机制执行的可能。
　　5.6 项目客户用热负荷未达预期或工业园区燃煤集中供热项目所在区域对用煤量的限制均有可能对项目业绩构成风险。
　　5.7 人力平均成本上升的风险：我国人力资源成本近年呈上升趋势，为此公司积极进行技术改造，逐步实施信息化和自动化生产。 收起▲

　　一、报告期内公司从事的主要业务　　（一）公司所属行业发展情况　　公司所属行业为生态保护和环境治理业，主要从事农林废弃物及生活垃圾的综合利用、生产及出售电力和热力。　　据《2024中国生物质能产业发展年度报告》统计，截至2023年底，全国可再生能源发电总装机容量达到15.16亿千瓦，发电量近3万亿千瓦时。其中，农林生物质发电累计装机容量约1688万千瓦，同比增长3.8%；年发电量约550亿千瓦时，同比增长6.2%；年上网电量约473亿千瓦时，同比增长6.6%。　　2024年7月，国家能源局举行新闻发布会发布上半年可再生能源并网运行情况指出，2024年上半年，全国可再生能源发电新增装机1.34... 查看全部▼

　　一、报告期内公司从事的主要业务
　　（一）公司所属行业发展情况
　　公司所属行业为生态保护和环境治理业，主要从事农林废弃物及生活垃圾的综合利用、生产及出售电力和热力。
　　据《2024中国生物质能产业发展年度报告》统计，截至2023年底，全国可再生能源发电总装机容量达到15.16亿千瓦，发电量近3万亿千瓦时。其中，农林生物质发电累计装机容量约1688万千瓦，同比增长3.8%；年发电量约550亿千瓦时，同比增长6.2%；年上网电量约473亿千瓦时，同比增长6.6%。
　　2024年7月，国家能源局举行新闻发布会发布上半年可再生能源并网运行情况指出，2024年上半年，全国可再生能源发电新增装机1.34亿千瓦，同比增长24%，占全国新增电力装机的88%。全国生物质发电新增装机116万千瓦，累计装机达4530万千瓦，同比增长5.7%。生物质发电量1030亿千瓦时，同比增长4.7%。由以上数据可见，虽然当前生物质发电在可再生能源发电中的规模相对较小，装机容量仅占可再生能源装机容量的3%左右，但其在能源结构中的比重正在逐年提升。
　　报告期内，生物质发电行业近几年面临的阶段性补贴电费不能及时足额支付的问题，也从政策层面再次释出利好信号。财政部办公厅、国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司联合下发《关于加强可再生能源电价附加补助资金常态化管理有关工作的通知》（财办建〔2024〕6号），根据文件，将对可再生能源电价附加补助资常态化规范管理。文件要求电网企业应严格按照现行政策规定审核和拨付补助资金，加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核、公布等工作。公司尚未进入补贴清单的项目获纳入补贴目录的进程有望加快，从而为项目运营提供资金支持。
　　另一方面，作为与全国碳排放权交易市场相互衔接、相互补充的助力碳达峰碳中和目标的政策工具，全国温室气体自愿减排交易市场于2024年1月正式启动。截至2024年7月15日，中国核证自愿减排量(CCER)累计成交量4.72亿吨二氧化碳当量，累计成交额70.92亿元。市场价格从2020年的10元/吨左右，上涨至2024年7月的77.93元/吨，涨幅高达7倍。随着CCER市场的重启，符合条件的生物质能项目将被纳入国家碳排放权交易的市场主体，在市场出售自愿减排量并获取相应的收益。但由于目前已发布的首批CCER项目方法学中尚未包含生物质发电领域，公司将持续关注相关部门发布的文件，争取在放开申请资格后尽早注册并参与交易。
　　报告期内，全国碳市场第二个履约周期企业参与交易的积极性也明显提高，碳价总体保持在80-90元/吨的区间，整体呈现平稳上涨态势，报告期内曾历史性突破100元/吨的大关，可见碳市场活力正在稳步提升。公司在报告期内取得的3,315.58万元的营业外收入，主要源于出售燃煤集中供热项目2021-2022年度的剩余碳排放配额所得。公司将进一步降低供电煤耗和氮氧化物排放，从而优化减排数据，力争创造更多的减排贡献收益。
　　（二）公司从事的主要业务情况
　　报告期内，公司主营业务为生物质热电联产、工业园区燃煤集中供热和生活垃圾发电三大板块。
　　（1）生物质热电联产业务：通过向农民或经纪人有偿收购的农作物秸秆、林业废弃物等生物质为原料，生产热力、电力等可再生能源，以实现资源的循环利用、变废为宝。其中电力上网销售，热力用于工业用户生产及向居民供暖。
　　公司生物质热电联产项目主要分布于华中区域（包括山东省的鄄城项目和河南省的永城、新野、延津、滑县项目）、华东区域（包括山东省的沂水、鱼台、郯城项目，江苏省的睢宁、阜宁项目）、东北区域（包括黑龙江省的宁安、明水、宾县项目，辽宁省的铁岭项目，吉林省的松原项目）。截至本报告期末，公司农林生物质发电项目总装机容量506MW，其中已投产项目装机容量为491MW。
　　（2）工业园区燃煤集中供热业务：主要以高效能、低排放技术建设营运以包括燃煤在内的集中供热或热电联产设施，替代分散小锅炉，以解决工业区内的工业用蒸汽和居民取暖问题，可大幅节省用煤并减少烟气的排放。
　　公司工业园区燃煤集中供热项目主要分布于河北和广东，截至报告期末项目总装机容量为160MW，已全部投产。
　　报告期内，燃煤集中供热项目以优于在全国碳市场上一履约周期的碳价成功出售2021-2022年度的剩余碳排放配额，助力公司上半年的业绩实现增长。
　　（3）生活垃圾发电业务：主要为本地处理生活垃圾，从政府收取垃圾处理费，生产电力并上网销售。
　　公司仅在广东区域建设、运营了两个垃圾发电项目，截至报告期末项目总装机容量为54MW。
　　报告期内，为中山市中心组团垃圾综合处理基地配套的污水处理运营服务项目通过政府公开招标而成功取得运营权的续期，将在未来两年继续为公司创造效益。
　　（一）报告期内经营业绩
　　报告期内，公司实现营业收入190,600.59万元，同比减少2.91%；营业利润为9,973.23万元，同比减少13.36%；利润总额为12,998.08万元，同比增加11.04%；归属于上市公司股东的净利润8,249.28万元，同比增加7.45%。
　　报告期末，公司总资产为1,025,529.18万元，较期初增加0.05%；归属于上市公司股东的所有者权益为266,773.81万元，较期初增加0.41%；本期基本每股收益0.1112元，较去年同期的0.1035元增加7.44%。
　　公司营业收入对比去年同期有所下降，主要受燃煤价格下降影响，工业园区燃煤集中供热项目蒸汽价格同步下调而使供热收入减少；垃圾发电项目对比同期陈旧垃圾处理量下降。归属于上市公司股东的净利润对比去年同期实现增长，主要由于燃煤集中供热项目出售2021-2022年度的剩余碳排放配额而带来的营业外收入。
　　（二）报告期主要开展的工作
　　1、生物质热电联产
　　报告期内，多个项目的供热管网建设进展顺利。郯城项目完成供汽管网的搭建工作，于3月开始正式供汽；睢宁项目完成新增供汽管网建设的既定目标后，6月起实现对用汽企业的试供汽；宾县项目在当地政府投资建设的管网完成后，将具备规模化供热的条件，从而实现热电联产。
　　华东、华中区域的供热客户拓展工作也在稳步推进中。延津项目新增2家食品类用汽企业，使项目的用汽企业接近三十家；阜宁项目继为纸制品、旅游用品等企业供汽后，首次与园区内的装饰材料生产企业达成供汽意向，拟从厂外已建管道中接驳蒸汽管道将蒸汽送至用汽企业；滑县项目已与1家食品用汽企业签署意向协议，配合对方项目的建设进度，争取于2025年初实现供汽；郯城项目于3月实现供汽后又与1家食品添加剂企业敲定合作，计划开始建设管道。此外，各项目均有多家客户处在意向协议洽商阶段，如能在下半年达成合作，将为公司全年供热业务的拓展再写新篇。
　　报告期内，宁安项目还由于以先进的秸秆处理技术和设备实现秸秆的高效转化和利用，获评为“2023全国秸秆综合利用展示基地”，这既是对该项目秸秆处理工作的认可，也为当地秸秆综合利用的推广和应用打下了基础。
　　2、工业园区燃煤集中供热
　　受燃煤价格下降影响，工业园区燃煤集中供热项目蒸汽价格因响应煤汽联动机制而同步下调，项目供热收入有所下降，但新客户拓展工作取得新的突破，报告期内与两家客户成功达成供汽合作，项目达产后将实现10%的负荷增量。
　　蠡县项目管理工作提升成效显著，一季度顺利完成居民供暖工作，实现“零投诉”，供热负荷稳健提升，综合管损控制在5%左右。同时对项目中层管理团队进行了优化调整，充分调动了团队积极性，上半年超预算完成经营业绩。
　　报告期内，燃煤集中供热项目还以优于在全国碳市场上一履约周期的碳价成功出售2021-2022年度的剩余碳排放配额，助力公司上半年的业绩实现增长。
　　3、生活垃圾发电
　　报告期内，公司的中心组团垃圾焚烧发电项目稳定运行，通过技术改造和精细化管理，实现降本增效和安全生产目标，并获得了正常效益；为中山市中心组团垃圾综合处理基地配套的污水处理运营服务项目通过政府公开招标而成功取得运营权的续期，将在未来两年继续为公司创造效益。
　　4.循环利用项目
　　作为新拓展业务的循环利用项目，报告期内持续推进生物质电厂上游原材料及废弃物资源化利用研发。一方面与中国农业大学、南京农业大学、中国科学院南京土壤研究所等多家高校院所就秸秆和生物质灰渣的资源化、肥料化、高值化利用途径和方向开展交流与合作，另一方面又在黑龙江省水稻种植核心地区继续进行育苗基质及土壤改良剂试验，其中水稻育苗基质产品在哈尔滨、绥化、牡丹江等地的部分县区进行了示范推广。

　　二、核心竞争力分析
　　1.风险管控优势
　　行业判断：锚定低碳减排大方向
　　公司创立至今，从单一零部件阀门做到国内领先，到燃气具整机做到外销第一梯队，再到进军环保领域将农林生物质热电联产做到行业前列，每次行业转型既将公司推到一个新的发展高度，同时又将公司暴露在未知市场风险之中。因此在跨入新行业或新领域时需要公司管理层审时度势、精心规划，识别并充分评估潜在风险，及时调整业务节奏甚至转向。
　　公司自2004年起逐步进入垃圾焚烧发电、园区集中供热和生物质发电领域，2021年剥离燃气具制造业务后，成为A股市场上独树一帜的以农林生物质资源化利用为主攻方向的上市公司。
　　公司坚定转型环保产业的底气在于减碳是国家战略。而且随着我国碳交易市场的逐步完善，公司纳入国家温室气体重点排放单位的燃煤集中供热项目，已通过出售剩余碳排放配额增加了收益；作为可再生能源的生物质热电项目亦有望通过国家核证自愿减排量(CCER)的开发和交易迎来新的盈利空间。
　　项目选址：优选用热需求大的地区
　　二十几年来，公司将在制造业积累的精细化管理经验成功运用到环保项目的运营中，并为此制订了科学合理的项目拓展燃料标准和项目审核体系，优选用热需求较大的地区进行重点开拓；成立专门部门推进项目核准等合法性手续的办理，以使项目及早具备开工建设条件。
　　客户选择：兼具稳定性与增长性
　　公司管理层高度关注地区经济环境和行业市场变化情况，力求对市场发展趋势做出快速反应，根据业务特点有选择性地挑选客户类型，兼具稳定性与增长性，并尽可能寻找与公司现有项目匹配度高的客户进行长期合作，促进公司业务持续稳健发展。
　　产品布局：从绿电到绿热再到绿材
　　公司大部分的项目都是在近年建成，能有机会吸取同行之前经验和教训，并在尽可能降低对补贴依赖方面进行布局。公司已投产的15个生物质热电项目里，目前有14个符合实现热电联产的条件，其中10个属于国家可再生能源补贴“新增不新欠”的项目。这些热电联产项目在未能全额获得国家新能源补贴的阶段，或补贴周期届满后，仍能持续运营。
　　在热电联产项目安全运行并取得稳定的收益的同时，公司将进一步深化农林生物质循环利用的业务空间，变废为宝；继续强化与先进科研力量的合作创新，不但为市场提供绿色热电，更要为市场提供绿色材料产品！
　　2.经营效益优势
　　公司深耕细作生物质环保热能产业20年，践行“为实现低碳生活和洁净环境提供绿色能源和材料”的企业使命，依托合理的项目规划布局、先进高效的技术路线和对燃料成本的精细化管理能力，形成了农林生物质热电联产、工业园区燃煤集中供热、生活垃圾焚烧发电三大环保业务板块。
　　公司核心管理层人员忠诚且稳定，公司治理架构趋于扁平化，决策效率高。公司制定了具备竞争力的人才激励措施与对问题快速响应及决策机制。这些特质有利于提升公司在面对政策和外部环境变化之时，能及时调整策略，从而更好地规避可能出现的风险。
　　公司将在制造业积累的精细化管理经验成功运用到环保项目的运营中。在提高生产效率及成本控制方面，公司内设专责部门通过信息化系统对各项目的运行数据进行统计分析，及时预警，生产技术部门会及时进行相应优化，从而确保各项目投运后能够及时地发现问题并组织应对，避免出现影响较大的经营漏洞，提高项目业绩。
　　山东沂水电厂既是公司首个生物质发电项目，也是公司首个因发电时间到达82,500小时而不再获得中央财政补贴的项目。因为前瞻性布局与规划，山东沂水电厂成功实现热电联产、以热为主的新模式，当期效益不仅未下滑，还成为去年公司现金流最好的项目之一。此外，由于公司绝大多数项目位于工业集中区或周边，沂水电厂模式将逐步在其他生物质项目得以复制，使生物质项目逐步减少甚至不依靠电费补贴成为可能，这也将为中国生物质热电产业的良性发展提供成功借鉴。
　　3.运营规模优势
　　东北证券研报显示，按2022年农林生物质发电装机容量排名，公司以491兆瓦的装机规模位居全国第三（前二顺位分别是国企央企）、民营企业第一。自2004年进入环保热能行业以来，公司的市场影响力逐步提升。随着运营规模的扩大，公司能有效降低管理和技术研发的固定成本，并能投入更多资源用于农林生物质更高价值利用的开发，且公司在资本市场融资将更具吸引力。
　　2022年主要生物质发电企业装机容量（万千瓦）

　　三、公司面临的风险和应对措施
　　1、生物质燃料供应及供应价格波动的风险：一方面，虽然我国农作物秸秆等生物质资源丰富，适宜发展生物质能利用产业，但生物质资源分散、容重小、储运不方便，收集和运输需要耗费大量成本，影响秸秆能源化发展。另一方面，2024年上半年国内燃煤价格对比去年同期虽然有一定下降，但仍存在波动调整的可能。公司将根据生物燃料产业的农林业属性、多样性和地域性等特点，通过做好燃料采购规划，未雨绸缪，把握好淡旺季的采购节奏，加大当地黄秆燃料的占比，以尽可能降低因燃料供应及采购价格波动对公司生产经营的影响。
　　2、公司早期投产的生物质热电联产项目面临补贴到期后的发展风险：目前国家相关法规已明确生物质发电项目自并网之日起满15年或利用小时数超过82,500小时后，将不再享受可再生能源电价附加补助资金。若项目所在地方政府不能全额或部分承接该补贴，或公司增加的非补贴收入的收益不足以弥补该补贴，将会对项目的收益构成影响。目前公司投运的生物质纯发电项目已向热电联产、以热为主的模式逐步转型，并在某些项目取得了成功。未来仍可以通过增加非补贴收入继续生存及发展。
　　3、生物质热电联产项目补贴电费结算不及时的风险：由于可再生能源电力发展迅速，导致国家可再生能源发展基金支付缺口增大，存在阶段性补贴电费不能及时足额支付的风险。
　　4、生物质热电联产项目若环保排放未达标而影响获得补贴的风险：2021年实施的新法规对存在环境排放不达标等行为的生物质发电项目，核减国家可再生能源电价附加补助资金。
　　5、工业园区燃煤集中供热项目燃料价格波动风险：园区燃煤集中供热项目以煤炭为主要燃料，煤炭的大宗采购价格剧烈波动会对项目的采购成本产生较大影响。公司已在供汽协议中提前设定调价机制以应对煤炭价格变化，以对冲煤炭价格上涨的风险，但仍然存在不能完全按调价机制执行的可能。
　　6、项目客户用热负荷未达预期或工业园区燃煤集中供热项目所在区域对用煤量的限制均有可能对项目业绩构成风险。
　　7、人力平均成本上升的风险：我国人力资源成本近年呈上升趋势，为此公司积极进行技术改造，逐步实施信息化和自动化生产。 收起▲