一、业务概要
　　(一)商业模式与经营计划实现情况
　　1、主营业务的基本情况
　　公司主营业务为低浓度瓦斯综合利用业务，具体包括低浓度瓦斯发电、瓦斯综合利用装备研发制造及技术服务、超低浓度瓦斯氧化供热等业务；同时，为发挥在低浓度瓦斯综合利用业务领域积累的管理优势，公司也在分布式光伏发电和分布式天然气供热业务领域进行了一定布局。
　　煤矿瓦斯是煤层气的俗称，是煤炭开采过程中的伴生产物，主要成分是甲烷，属于非常规天然气，是一种洁净、优质的能源。浓度在30%以上的高浓度瓦斯，已跻身工业燃料、化工原料之列，但我国抽采出的煤矿瓦斯中大部分为低浓度瓦斯，而低浓度瓦斯由于安全问题（当瓦斯浓度达到5%-... 查看全部▼

　　一、业务概要
　　(一)商业模式与经营计划实现情况
　　1、主营业务的基本情况
　　公司主营业务为低浓度瓦斯综合利用业务，具体包括低浓度瓦斯发电、瓦斯综合利用装备研发制造及技术服务、超低浓度瓦斯氧化供热等业务；同时，为发挥在低浓度瓦斯综合利用业务领域积累的管理优势，公司也在分布式光伏发电和分布式天然气供热业务领域进行了一定布局。
　　煤矿瓦斯是煤层气的俗称，是煤炭开采过程中的伴生产物，主要成分是甲烷，属于非常规天然气，是一种洁净、优质的能源。浓度在30%以上的高浓度瓦斯，已跻身工业燃料、化工原料之列，但我国抽采出的煤矿瓦斯中大部分为低浓度瓦斯，而低浓度瓦斯由于安全问题（当瓦斯浓度达到5%-16%时，遇明火容易爆炸），不得作为燃气直接燃烧，必须制定较高的安全技术措施，故以往低浓度瓦斯大多排空处理。我国甲烷排放主要来源于煤炭开采，若煤矿瓦斯直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的20多倍，对大气臭氧层的破坏力是二氧化碳的7-8倍，对生态环境破坏性极强，故在2030年前碳达峰、2060年前碳中和及中美关于甲烷减排的《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》（2021年11月10日发布，第八条指出，两国特别认识到，甲烷排放对于升温的显著影响，认为加大行动控制和减少甲烷排放是21世纪20年代的必要事项）生态文明建设整体布局下，煤矿瓦斯发电兼具大气污染防治、温室气体减排、清洁电力生产和废弃资源综合利用的特性。
　　公司自2008年进入低浓度瓦斯发电业务领域后，致力于瓦斯清洁能源利用领域的项目投资运营、技术研发、装备制造和技术服务，经过十几年持续的技术研发和运营经验积累，已发展成为国内主要的低浓度瓦斯综合利用服务商之一。
　　目前，公司低浓度瓦斯发电业务分布在山西、贵州、四川等省份，是国内少数实现跨省经营的瓦斯发电公司之一，公司与华阳新材料科技集团有限公司、山西焦煤集团有限公司、潞安化工集团有限公司、晋能控股集团有限公司、贵州大西南矿业有限公司等知名大型煤炭企业均建立了良好的合作关系。
　　在围绕低浓度瓦斯发电技术深入研发的同时，公司进一步探索超低浓度瓦斯利用技术。2020年公司自主研发的超低浓度瓦斯氧化技术顺利落地，氧化供热项目实现投产，在煤矿瓦斯多途径、高效利用，减少温室气体排放方面开辟了新路径，也为公司的业务发展打开新的空间。
　　经过多年发展，公司在分布式能源领域积累了丰富的投资、建设、运营经验，为实现公司在分布式能源领域可持续发展的目标，公司从2016年开始在分布式光伏发电、分布式天然气供热等领域布局，增强了公司持续盈利能力。
　　2、主要产品或服务的基本情况
　　（1）低浓度瓦斯综合利用业务
　　①低浓度瓦斯发电业务
　　自成立以来，公司通过与煤矿合作，在不增加煤矿经济负担的前提下，自行负责投资、建设和运营瓦斯发电站，实现瓦斯气体的“变废为宝”，并与煤矿按约定方式分享发电上网收入（或以优惠电价向煤矿供电）与碳资产开发收入。
　　除直接经济效益外，瓦斯发电温室气体减排效应显著。由于瓦斯的主要成分是甲烷，甲烷的温室效应是CO2的20多倍，对臭氧层的破坏是CO2的7-8倍，直接排放会破坏臭氧层，加剧温室效应。瓦斯发电在提供清洁能源的同时可以消灭甲烷，因此，减排量巨大，每1000kW装机容量的瓦斯发电约可以实现减排二氧化碳当量2-3万吨/年，是其他同等装机规模清洁能源发电项目如风电、水电、光伏发电减排效应的10到30倍。2021年11月25日，生态环境部应对气候变化司副司长就我国如何落实《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》相关内容回答记者提问时表示有五个方面的安排和打算，其中包括“支持具备条件的甲烷减排项目参与温室气体自愿减排交易，利用市场机制，鼓励企业开展甲烷减排”。若国际CDM市场或VCS市场回温，或随着“双碳目标”的稳步推进，国内碳资产市场完善，温室气体减排效应亦可能带来良好的经济收益。另外，对于煤矿而言，可以实现“以利用促抽采、以抽采促安全”的良性循环，减少井下瓦斯安全事故的发生。
　　经过十多年的快速发展，公司已经成为国内主要的低浓度瓦斯综合利用服务商之一。
　　②瓦斯综合利用装备研发制造及技术服务
　　公司自2008年进入低浓度瓦斯综合利用业务领域以来一直重视瓦斯内燃机发电、超低浓度瓦斯氧化等相关技术的研发，设立专门的部门负责低浓度瓦斯发电核心技术研发，逐步取得了“一种乏风瓦斯氧化装置”、“一种带余热回收功能的氧化装置切换阀”、“一种瓦斯氧化装置多类型蓄热陶瓷支撑结构”、“一种瓦斯发电站机组功率分配方法”等相关专利。
　　2015年2月，在技术研发和经验积累的基础上，公司在满足内部低浓度瓦斯发电设备大修、技改等技术服务业务的基础上，开始承接对外技术服务相关业务；2017年开始，随着公司技术实力的进一步提升，公司开始低浓度瓦斯发电机组的制造业务，一方面满足内部新建电站的机组采购需求，另一方面也对外进行销售。2020年，公司的超低浓度瓦斯氧化技术经过多年研发以后基本成熟，由公司自主研发制造的超低浓度瓦斯氧化装置成功应用于公司第一个超低浓度瓦斯氧化供热项目。
　　在低浓度瓦斯发电方面，公司围绕瓦斯发电项目运营、燃气发电机组的生产制造进行研发，研发涉及控制系统、脱硝装置等多个子项目，不断提升瓦斯发电各子系统的自动化、智能化水平；解决了煤矿抽采瓦斯浓度、压力不稳定、瓦斯传输损耗等情况导致瓦斯发电稳定性差、效率低等技术难题。
　　同时，公司着力开发新型产品，燃气发电机组产品线日趋完善，截至2023年12月末，公司推出的第三代12V190系列燃气发电机组在功率、效率、质量、排放指标上进一步优化，并形成了12V190系列500kW、600kW、700kW完整的产品线，可用于瓦斯发电、油田伴生气发电、沼气发电、工业尾气发电、生物质气发电等多种模式。通过上述技术研发，推动公司降本增效，进一步提升设备的可靠性和安全性，增强公司在瓦斯发电领域的核心竞争力。同时，公司研发制造了移动集装箱发电机组，用于公司新建设的瓦斯发电项目，节约了公司瓦斯发电项目的建设时间，也增加了公司未来项目运营的灵活程度。
　　在围绕低浓度瓦斯发电技术深入研发的同时，公司进一步研发超低浓度瓦斯利用技术,探索超低浓度瓦斯氧化技术，包括瓦斯氧化装置、掺混系统等子系统，通过相关技术与产品的研发，为8%浓度以下瓦斯的利用提供了新的解决方案，既深化了煤层气综合利用水平，提高了节能减排的环保效果，也为公司的业务发展打开新的空间。
　　公司研发制造业务以瓦斯发电装备和超低浓度瓦斯氧化装备研发制造为主，同时集成了设备大修及升级改造技术服务能力为一体。公司设备制造作业规范及流程严格按照标准要求组织实施，并通过了IS09001质量管理体系认证、ISO14001环境管理体系认证及ISO18001职业健康管理体系认证。
　　③瓦斯氧化供热等其他综合利用业务
　　通过多年的技术研发，公司在超低浓度瓦斯氧化供热技术、低浓度瓦斯发电余热利用技术等低浓度瓦斯综合利用技术上不断取得突破，并在十几年的瓦斯电站运营实践中积累了丰富的运维及管理经验。
　　基于以上优势，公司在开展低浓度瓦斯发电业务和瓦斯综合利用装备研发制造业务的同时，不断拓展低浓度瓦斯综合利用行业的新方向。公司结合市场及客户需求，开展超低浓度瓦斯氧化供热、低浓度瓦斯发电余热利用、瓦斯电站的委托运营等业务。公司已于2020年投产山西和顺李阳氧化供热项目（1×9万立方米/h瓦斯氧化装置+1套10t/h余热利用系统），2021年12月投产山西襄垣漳村氧化供热项目（2×9万立方米/h瓦斯氧化装置+2套10t/h余热利用系统）和山西寿阳麦捷氧化供热项目（1×9万立方米/h瓦斯氧化装置+1套10t/h余热利用系统），2022年11月投产祥升氧化供热项目（1×9万立方米/h瓦斯氧化装置+1套10t/h余热利用系统）。公司超低浓度瓦斯氧化供热项目每年可实现蒸汽供应约20万吨，利用超低浓度瓦斯约2250万立方米（折纯），可节省标煤约2.5万吨，碳减排约27.5万吨，实现了良好的经济效益和社会效益。
　　（2）分布式光伏发电
　　分布式光伏发电业务是根据业主屋顶资源情况和光照资源特点，公司自行投资建设并运营分布式光伏电站，与用电客户签订能源管理合同或与当地电网公司签订购售电合同，从而获得光伏发电收入。
　　公司在2016年下半年开始涉足分布式光伏发电领域，形成了相对清晰的运营特点，即以经济发达、消纳能力强的山东省、江苏省、京津冀作为重点开发区域，寻找当地业主屋顶资源，投资、建设、持有分布式光伏电站并负责日常运营，与电网公司或业主按时进行电费结算。
　　（3）分布式天然气供热
　　分布式天然气供热是公司响应国家“煤改气”和实现“3060”双碳目标的政策引导，打造以供热业务为核心的分布式能源业务。公司投资运营天然气锅炉，以天然气为原料，替代原有的高污染燃煤锅炉或其它高污染燃料锅炉，为工业园区或工厂提供低碳、清洁的蒸汽（热），并向客户收取供热费用。分布式天然气供热能够有效降低CO2、SO2和NOx等的排放，具有良好的环保、经济和社会效益。分布式天然气供热项目是一种能源供应的重要形式，当前社会日益重视节能环保，倡导绿色健康发展，可以预见在未来，天然气供应和消费将保持稳定增长，其中分布式天然气供热将作为主要利用形式之一，将保证高效利用的分布式天然气能源领域得到持续发展。
　　(二)行业情况
　　1、低浓度瓦斯综合利用业务
　　（1）行业发展情况
　　煤矿瓦斯是与煤伴生的独立矿种，是在煤化作用过程中形成并储集在煤层及其临近岩层之中的非常规天然气，也称为煤层气。煤层气热值是通用煤的2-5倍，1立方米纯煤层气的热值相当9.5度电、3立方米水煤气、1升柴油、接近0.8千克液化石油气、1.1至1.3升汽油，燃烧后很洁净，几乎不产生任何废气，是一种清洁高效的能源。
　　在煤炭开采过程中，煤层气是导致煤矿瓦斯爆炸事故的根源及环境污染的重要起因，因此在采煤之前先开采煤层气，能将煤矿瓦斯爆炸率降低70%到85%。为有效治理瓦斯事故，国家安全监管总局、国家煤矿安监局联合出台《关于加强煤矿瓦斯先抽后采工作的指导意见》，制定了煤矿瓦斯抽采必须落实“先抽后采、监测监控、以风定产”十二字方针，把实现瓦斯先抽后采与实现矿井瓦斯全方位监测监控、坚持采掘工作面“以风定产”有机结合起来，实现对瓦斯的综合防治。
　　煤层气在煤矿的危害，除了会酿成瓦斯爆炸或瓦斯突出事故以外，其抽放排空还会造成对大气环境的严重破坏，其温室效应约为二氧化碳的20多倍。加强对煤层气的开发利用，不但可以遏制瓦斯事故，还可以减排温室气体，作为洁净能源也有巨大的经济效益。据国际能源机构（IEA）估计，全世界煤层气资源量达260万亿立方米，目前全世界每年因采煤直接向大气排放的煤层气达315~540亿立方米，这些逸散在空气中的煤层气，破坏了臭氧层，加剧了温室效应，我国是世界煤炭生产和消费大国，煤矿瓦斯排放量约占世界总排放量的1/3。
　　我国的能源禀赋特征是“多煤、少油、缺气”，煤炭是我国的重要基础能源，煤矿瓦斯资源丰富。地质储量达30万亿方，居全球第三位；可采储量12.5万亿方，是常规天然气的1/4左右。2015年我国煤层气总产量184亿方，利用量86亿方，其中地面开采量44亿方，和页岩气的产量基本相当。在全球天然气气源相对紧张的背景下，煤层气是我国气源的重要补充，具有较大的社会和环境效益。
　　近些年来国家出台一系列的法规和政策鼓励包含瓦斯发电方式在内的煤层气的综合利用，积极扶持、推动发展煤层气产业，特别是在煤炭主产区，推动实现煤层气与煤炭资源的共采。经过多年探索，我国煤层气开发和煤矿瓦斯抽采综合利用取得了长足进展，初步形成了一系列勘探、开采和利用的工艺技术。我国2020年实际完成煤层气（煤矿瓦斯）抽采量240亿立方米，其中地面煤层气产量77.7亿立方米，利用率91.9％；煤矿瓦斯（井下抽采）抽采量128亿立方米，利用率44.8％。
　　（2）行业发展现状
　　近年来，在国家产业政策的支持下，瓦斯综合利用行业得到了快速发展，尤其是随着国内瓦斯发电机组技术的成熟，低浓度瓦斯发电业务得以蓬勃发展。尤其是在2021年全国缺电、“双碳目标”、甲烷控制排放的背景下，瓦斯发电行业面临着良好的发展局面。
　　①地域分布相对集中
　　我国煤层气储量分布相对集中，华北和西北区域占比达84.4%。我国埋深2000米以内浅煤层气主要分布在华北和西北地区，华北地区、西北地区、华南地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。
　　我国最主要的煤层气盆地为鄂尔多斯盆地和沁水盆地。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地共有14个，其中含气量在5000-10000亿立方米的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等5个盆地；含气量大于10000亿立方米的盆地有9个，依次为鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔、伊犁盆地，9大盆地煤层气资源量占全国煤层气资源量的83%。
　　低浓度瓦斯由于远距离运输存在较大的安全风险，故低浓度瓦斯大多直接排空或用作发电，发电业务大多随煤矿瓦斯抽放泵站就近设电站，因而我国低浓度瓦斯发电业务的分布与煤矿瓦斯分布均具有地域分布相对集中的特点。
　　②山西、贵州开发潜力大
　　中国煤层气资源主要集中在山西、新疆、贵州、安徽、河南、四川、黑龙江、河北、内蒙古等省市自治区；其中，山西、新疆和贵州3省占比为63%。在晋陕蒙地区，山西省具有得天独厚的煤层气资源条件，也是全国煤层气产业发展最为成熟的地区。从资源分布来看，山西省煤层气资源埋藏浅，埋藏在1500米以内浅层区域资源量约占总资源量的70%；且分布集中，沁水、河东两大煤田的煤层气资源占到总资源量的90%以上。
　　由于新疆距离内地较远，不具备煤层气大规模开发的现实条件，因此，山西、贵州是目前煤层气开发潜力较大的省份。山西、贵州已建成的低浓度瓦斯发电项目居国内首位。
　　③行业集中度较低
　　低浓度瓦斯发电业务需要与当地煤矿合作，低浓度瓦斯发电业务的集中度较低。目前在低浓度瓦斯发电业务领域投资方主要为煤矿企业自投或专业电站投资方，类似公司既从事瓦斯发电站投资运营，也从事瓦斯发电机组生产的投资主体相对较少。
　　④煤矿井下瓦斯抽采利用率低
　　2020年全国实际完成煤层气（煤矿瓦斯）抽采量240亿立方米，其中地面煤层气产量77.7亿立方米，利用率91.9％；煤矿井下瓦斯抽采量128亿立方米，利用率44.8％。
　　2020年，山西地面煤层气抽采量81.46亿立方米，利用量76.25亿立方米，利率用为93.6%；煤矿井下瓦斯抽采量64.03亿立方米，利用量28.94亿立方米，利用率为45.2%。
　　目前煤矿井下瓦斯抽采量利用率低于50%，低浓度瓦斯综合利用还有较大的发展空间。
　　⑤产业政策及碳减排政策有利于优势企业的竞争和发展
　　2006年，中国将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，并制定了具体的实施措施，煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机。2007年国家发改委发布《关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作实施意见的通知》，鼓励煤矿坑口煤层气（煤矿瓦斯）发电项目建设。鼓励采用单机容量500千瓦及以上煤层气（煤矿瓦斯）发电机组。2013年，国家能源局发布《煤层气产业政策》，提出加快突破中低阶煤煤层气开发关键技术，形成一批具有自主知识产权的重大技术和装备。2015年，国家能源局发布《煤层气勘探开发行动计划》，提出煤矿瓦斯以就地发电和民用为主，高浓度瓦斯力争全部利用，推广低浓度瓦斯发电，加快实施低浓度瓦斯液化浓缩和风排瓦斯利用示范项目。到2020年，煤矿瓦斯发电装机容量超过400万千瓦，民用超过600万户。
　　甲烷的控排是实现“双碳目标”的重要抓手。随着国家“双碳目标”的稳步推进，2021年7月全国碳市场上线交易正式启动。2021年9月中共中央办公厅、国务院办公厅发布《关于深化生态保护补偿制度改革的意见》，未来将甲烷利用等领域温室气体自愿减排项目纳入全国碳排放权交易市场。2021年11月中国政府、美国政府发布《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》，中国计划在国家和次国家层面制定强化甲烷排放控制的额外措施。计划在其近期通报的国家自主贡献之外，制定一份全面、有力度的甲烷国家行动计划，争取在21世纪20年代取得控制和减少甲烷排放的显著效果。
　　这些支持政策利于包括瓦斯发电和瓦斯综合利用装备制造在内的低浓度瓦斯综合利用行业的发展。在此背景之下，具有技术竞争优势和丰富运营经验的优势企业将有机会获得更好的发展。
　　2、分布式光伏行业
　　（1）行业发展情况
　　太阳能发电是人类直接利用太阳能资源的一种形式。其中，光伏发电就是利用光伏组件的光伏效应，直接将太阳能转化为电能的发电手段。光伏发电产业链主要分为：上游的晶硅、晶片、光伏玻璃、铝合金、电子元器件等原材料；中游的光伏组件、光伏支架、光伏电力电子产品等光伏发电设备；下游的光伏电站运营。
　　2012年以前，全球光伏装机量的增长主要来自于欧洲国家（如德国、意大利），我国光伏电站装机规模增长较慢；2012年之后，中国及其他亚洲国家逐渐成为全球光伏装机规模增长的主要贡献者。2013-2020年，我国光伏发电累计装机容量年增长率均高于50%，复合增长率高达40.65%；截至2020年末，国内光伏发电累计装机容量达250.00GW，超额完成《太阳能发展“十三五”规划》提出的“2020年，太阳能发电规模达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6,000万千瓦、光伏电站4,500万千瓦、光热发电500万千瓦”中光伏电站累计装机规模105GW的发展目标。截至2023年末，国内光伏发电累计装机容量达608.92GW。
　　相较大型地面式光伏电站，分布式光伏电站具备输配电损耗低、调峰性能好、系统独立易操作、土建和安装成本低等优势。2017年7月19日，国家能源局发布《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能[2017]31号），明确指出：到2020光伏指导装机规模合计86.5GW，分布式装机不受规模限制。
　　我国分布式光伏电站发展呈现出爆发式增长态势。根据国家能源局数据，截至2023年末，我国分布式光伏电站累计并网容量为254.44GW，是2013年末的82.08倍。
　　（2）行业发展现状
　　近年来，在国家产业政策支持和行业技术进步的推动下，分布式光伏发电行业取得了长足发展。
　　①技术创新推动电站成本快速下降
　　在上游产能扩张和技术革新的推动下，近年来光伏电站的建设成本呈现大幅下降趋势，其中，占到电站建设成本约一半的光伏组件价格显著下降，晶硅光伏组件现货价格（周平均）由2013年初的0.65美元/瓦下降至2023年末的0.11美元/瓦，降幅达83.08%。
　　同时，以HIT、HJT等新技术为例，在不改变支架形态的基础上，发电小时数也可实现较大提升。
　　②政策支持，但补贴水平逐步降低
　　国家大力支持包括光伏、风电等在内的可再生能源开发与利用，通过财政补贴、政策优惠等途径扶持新能源发电行业的成长与发展，并最终实现平价上网的目标。标杆上网电价是光伏行业发展的重要风向标，近年来，国内标杆上网电价下降明显，一是对光伏行业竞争发展格局产生了深远影响；二是对光伏企业的成本控制、运营管理和研发能力提出更高要求；三是倒逼尽早实现平价上网。
　　虽然光伏补贴“退坡”明显，但对于已取得相应补贴标准的光伏电站，其补贴标准20年不变，政策支持的稳定性较高。

　　二、公司面临的重大风险分析
　　技术人才流失的风险
　　公司属于高新技术企业，低浓度瓦斯发电业务和超低浓度瓦斯氧化业务对于技术人才的依赖性较高，项目的运营需要相应技术人员的有效决策、执行和服务，拥有稳定、高素质的技术人才对公司的持续发展至关重要。目前行业内企业对技术人才的争夺较为激烈，若公司技术人员出现流失，将给公司持续稳定经营带来一定的风险。应对措施：公司十分重视技术人才的成长和激励，公司有健全的薪酬福利体系和晋升体制，对于技术人员公司十分重视其职位及薪酬的匹配，保证人员的稳定和公司的持续发展，同时，为了保证技术人才的稳定，公司通过股权激励、研发奖励等方式充分激发其工作积极性，确保人才与公司长期共同发展，共创共享。
　　经营用地使用风险
　　公司部分低浓度瓦斯发电项目存在应办理但尚未办妥土地权证的情形。公司正在积极争取及早办理上述项目用地的相关手续，但存在因规划调整不及预期等因素导致公司被政府主管部门责令限期改正、没收违法所得、没收地上建筑物及其他设施的风险。应对措施：公司将进一步加强与国土主管部门沟通交流，加快行政审批速度，尽快完成用地手续办理；同时，公司内部对土地手续等证件办理建立了惩奖机制来激励员工加快办理速度。
　　建筑物被拆除或被没收的风险
　　公司自有房产存在未取得房产证的情形。公司生产经营所用建筑物存在因建设手续不全而受到行政处罚或被认定为违章建筑被拆除的风险。应对措施：公司将进一步加强与建设规划主管部门沟通交流，加快行政审批速度，尽快完成房产手续办理；同时，公司内部对房产证等证件办理建立了惩奖机制来激励员工加快办理速度。目前，通过技术改进，公司的新建项目主要采用移动式集装箱的模式，集装箱式电站不再涉及到房产手续的办理。
　　瓦斯燃料供应不足导致发电量不足的风险
　　瓦斯发电项目的燃料来自于煤矿开采过程中伴生的煤层气，若煤矿开采过程中出现重大事故导致停产，或煤矿进行技术改造而暂停开采，以及若煤炭价格持续下降而无法覆盖生产成本，导致煤矿企业减产乃至停产等，均会导致煤矿瓦斯出气不足，从而影响公司瓦斯发电项目正常发电，降低公司电站收益。应对措施：首先，在合作伙伴选择上，公司优先选择大型煤炭企业集团的主力矿井进行合作，同时对项目合作煤矿生产形势进行分析，优先与盈利能力强的煤矿进行合作。其次，在新项目立项审批阶段加强风险控制，尤其是对瓦斯气源风险的分析和控制。第三，在项目建设、运营阶段通过技术创新、管理创新等不断降低成本，提高盈利能力。第四，公司移动集装箱发电机组研究已经成功突破，新建设瓦斯发电项目都采用移动集装箱的模式，万一出现极端情况时，投资损失可降到最低。
　　安全生产风险
　　瓦斯属于易燃易爆气体，在输送及燃烧发电过程中存在引起爆炸起火的危险。尽管公司采用了相应的技术、设备等防范措施，并制定了严格的安全生产管理制度，但是仍存在由于安全生产事故给公司正常生产和人员、财产安全造成损失的风险。应对措施：一方面，公司通过技术改进控制安全风险，公司多项专利即围绕瓦斯安全输送、安全处理申请；另一方面，公司安全环保部专抓安全培训、安全生产，提高员工素质与安全意识。
　　市场竞争加剧的风险
　　鉴于低浓度瓦斯发电和超低浓度瓦斯氧化利用行业具有良好的发展势头，国内从事该行业的企业不断增加，尤其是在双碳背景下，更是吸引了众多参与者。随着行业参与者的不断增加，在促进市场规模扩大的同时，也将使得市场竞争日益加剧。竞争加剧一方面可能导致行业平均收益水平下降，另一方面，也可能导致公司市场拓展速度放缓。公司存在因竞争加剧而业务增速放缓、经营业绩下滑的风险。应对措施：一方面，公司已经通过多年的积累，建立了品牌、技术、效率等优势；另一方面，公司将继续通过技术改进、精细化运营等方式降低建设和运营成本，提高竞争力。
　　技术替代风险
　　现阶段国内瓦斯发电以内燃机发电技术为主，且技术已成熟，部分技术也已达到世界先进水平。公司在不断深入研究低浓度瓦斯发电技术的同时，也在拓展内燃机发电技术以外的其他技术路线，其中超低浓度瓦斯氧化技术已研发成功并有示范项目落地。但是，燃气轮机技术、瓦斯直燃技术的研发仍然在进行当中，未来若竞争对手在技术突破上取得领先，使得其应用更具经济性，从而替代内燃机发电技术和瓦斯氧化技术，这可能会对公司未来的发展带来不利影响。应对措施：公司已成立技术研发中心，一方面针对公司立项的课题进行研究，另一方面也实时关注国际国内技术动态，确保公司站在瓦斯发电领域技术前沿。
　　瓦斯发电行业相关政策变化风险
　　公司瓦斯发电业务受到多项国家政策支持，不参与市场竞价，享受上网电价补贴；不承担电网调峰任务，优先上网。如相关支持政策下调或取消，可能会对公司经营效益及产能增长产生不利影响。2021年2月，山西省发展和改革委员会下发《关于完善我省瓦斯发电上网电价政策有关事项的通知》：“一、《省发展改革委省能源局关于开展燃气和瓦斯发电项目核准工作的通知》（晋发改能源发〔2020〕377号）印发后核准的瓦斯发电项目不再给予电价补贴，上网电价按我省燃煤发电基准价执行（随基准价调整相应调整）。二、《省发展改革委省能源局关于开展燃气和瓦斯发电项目核准工作的通知》（晋发改能源发〔2020〕377号）印发前核准的瓦斯发电项目（含乏风氧化发电项目），实行两种上网电价结算方式，由企业自主选择执行。（一）以收定支结算方式，上网电价按0.509元/千瓦时执行。选择此方式的发电企业，上网电费由电网企业按燃煤发电基准价0.3320元/千瓦时预结算，其余电价补贴部分按年度进行清算，当补贴资金不足时，不足部分单独统计、暂不兑付，待实际回收补贴资金超出应结算补贴额时，予以逐年追补。（二）低电价结算方式，上网电价按0.4048元/千瓦时执行。选择此方式的发电企业，上网电费由电网企业定期、全额结算。三、2021年4月底前，享受电价补贴的瓦斯发电企业应向项目所在地电网企业提出上网电价结算方式申请（具体格式和要求见附件），省电力公司、山西地方电力公司对瓦斯发电企业申报材料的真实性和有效性进行审核汇总后报我委备案，自2021年5月1日起执行。逾期未申请的，上网电价统一按以收定支结算方式执行。四、享受电价补贴的瓦斯发电项目，自并网发电之日起，15年内享受补贴电价，满15年后取消补贴电价。考虑现行瓦斯发电上网电价为2011年1月1日起执行，对2011年之前已并网发电的瓦斯发电项目，延长至2026年1月1日起取消补贴电价。”自2021年5月1日起，公司位于山西的上网项目已按照上述政策调整后的电价执行，公司选择低电价结算方式，上网电价按0.4048元/千瓦时执行。同时，若未来瓦斯发电业务相关政策进一步调整，可能会对公司在瓦斯发电领域业务发展产生不利影响。应对措施：在行业政策出现较大程度调整的情况下，公司通过多种策略提高山西省瓦斯发电上网项目的收益水平：一、未来山西省新增项目将主要采用“自用+上网”模式投资运营；二、通过自主研发、自主制造，提升发电效率、降低投资成本和运营成本，使得新建项目在新政策的情形下，依然能够保持一定的收益率水平。三、优化公司与合作煤矿之间的收益分享，之前公司签署的合同，余热大部分是免费供煤矿使用，瓦斯抽采补贴也多是100%归煤矿所有，公司在后续商务谈判中可跟合作煤矿争取余热收入和瓦斯抽采补贴收入的分享，增加瓦斯发电项目收入来源，提升项目收益率水平。
　　本期重大风险是否发生重大变化：
　　本期重大风险未发生重大变化。 收起▲

　　一、业务概要
　　（一）商业模式与经营计划
　　（一）主营业务的基本情况
　　公司主营业务为低浓度瓦斯综合利用业务，具体包括低浓度瓦斯发电、瓦斯综合利用装备研发制造及技术服务、超低浓度瓦斯氧化供热等业务；同时，为发挥在低浓度瓦斯综合利用业务领域积累的管理优势，公司也在分布式光伏发电和分布式天然气供热业务进行了一定布局。
　　煤矿瓦斯是煤层气的俗称，是煤炭开采过程中的伴生产物，主要成分是甲烷，属于非常规天然气，是一种洁净、优质的能源。浓度在30%以上的高浓度瓦斯，已跻身工业燃料、化工原料之列，但我国抽采出的煤矿瓦斯中大部分为低浓度瓦斯，而低浓度瓦斯由于安全问题（当瓦斯浓度达到5%-16%时，... 查看全部▼

　　一、业务概要
　　（一）商业模式与经营计划
　　（一）主营业务的基本情况
　　公司主营业务为低浓度瓦斯综合利用业务，具体包括低浓度瓦斯发电、瓦斯综合利用装备研发制造及技术服务、超低浓度瓦斯氧化供热等业务；同时，为发挥在低浓度瓦斯综合利用业务领域积累的管理优势，公司也在分布式光伏发电和分布式天然气供热业务进行了一定布局。
　　煤矿瓦斯是煤层气的俗称，是煤炭开采过程中的伴生产物，主要成分是甲烷，属于非常规天然气，是一种洁净、优质的能源。浓度在30%以上的高浓度瓦斯，已跻身工业燃料、化工原料之列，但我国抽采出的煤矿瓦斯中大部分为低浓度瓦斯，而低浓度瓦斯由于安全问题（当瓦斯浓度达到5%-16%时，遇明火容易爆炸），不得作为燃气直接燃烧，必须制定较高的安全技术措施，故以往低浓度瓦斯大多排空处理。我国甲烷排放主要来源于煤炭开采，若煤矿瓦斯直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的20多倍，对大气臭氧层的破坏力是二氧化碳的7-8倍，对生态环境破坏性极强，故在2030年前碳达峰、2060年前碳中和及中美关于甲烷减排的《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》（2021年11月10日，第八条指出，两国特别认识到，甲烷排放对于升温的显著影响，认为加大行动控制和减少甲烷排放是21世纪20年代的必要事项）生态文明建设整体布局下，煤矿瓦斯发电兼具大气污染防治、温室气体减排、清洁电力生产和废弃资源综合利用的特性。生态环境部在2023年6月新闻发布会上提出将加快推动各项制度和基础设施建设，力争今年年内尽早启动全国温室气体自愿减排交易市场，并支持林业碳汇、可再生能源、甲烷减排、节能增效等项目发展。
　　公司自2008年进入低浓度瓦斯发电业务领域后，致力于瓦斯清洁能源利用领域的项目投资运营、技术研发、装备制造和技术服务，经过十几年持续的技术研发和运营经验积累，已发展成为国内主要的低浓度瓦斯综合利用服务商之一。
　　目前，公司低浓度瓦斯发电业务分布在山西、贵州、四川、河南等省份，是国内少数实现跨省经营的瓦斯发电公司之一，公司与华阳新材料科技集团有限公司、山西焦煤集团有限公司、潞安化工集团有限公司、晋能控股集团有限公司、贵州大西南矿业有限公司、鹤壁煤电股份有限公司等知名大型煤炭企业均建立了良好的合作关系。
　　在围绕低浓度瓦斯发电技术深入研发的同时，公司进一步探索超低浓度瓦斯利用技术。2020年公司自主研发的超低浓度瓦斯氧化技术顺利落地，氧化供热项目实现投产，在煤矿瓦斯多途径、高效利用，减少温室气体排放方面开辟了新路径，也为公司的业务发展打开新的空间。
　　经过多年发展，公司在分布式能源领域积累了丰富的投资、建设、运营经验，为实现公司在分布式能源领域可持续发展的目标，公司从2016年开始在分布式光伏发电、分布式天然气供热等领域布局，增强了公司持续盈利能力。
　　（二）主要产品或服务的基本情况
　　1、低浓度瓦斯综合利用业务
　　（1）低浓度瓦斯发电业务
　　自成立以来，公司通过与煤矿合作，在不增加煤矿经济负担的前提下，自行负责投资、建设和运营瓦斯发电站，实现瓦斯气体的“变废为宝”，并与煤矿按约定方式分享发电上网收入（或以优惠电价向煤矿供电）与碳资产开发收入。
　　除直接经济效益外，瓦斯发电温室气体减排效应显著。由于瓦斯的主要成分是甲烷，甲烷的温室效应是CO2的20多倍，对臭氧层的破坏是CO2的7-8倍，直接排放会破坏臭氧层，加剧温室效应。瓦斯发电在提供清洁能源的同时可以消灭甲烷，因此，减排量巨大，每1000kW装机容量的瓦斯发电约可以实现减排二氧化碳当量2-3万吨/年，是其他同等装机规模清洁能源发电项目如风电、水电、光伏发电减排效应的10到30倍。2021年11月25日，生态环境部应对气候变化司副司长就我国如何落实《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》相关内容回答记者提问时表示有五个方面的安排和打算，其中包括“支持具备条件的甲烷减排项目参与温室气体自愿减排交易，利用市场机制，鼓励企业开展甲烷减排”。若国际CDM市场或VCS市场回温，或随着“双碳目标”的稳步推进，国内碳资产市场完善，温室气体减排效应亦可能带来良好的经济收益。另外，对于煤矿而言，可以实现“以利用促抽采、以抽采促安全”的良性循环，减少井下瓦斯安全事故的发生。
　　经过十多年的快速发展，公司已经成为国内主要的低浓度瓦斯综合利用服务商之一。
　　（2）瓦斯综合利用装备研发制造及技术服务
　　公司自2008年进入低浓度瓦斯综合利用业务领域以来一直重视瓦斯内燃机发电、超低浓度瓦斯氧化等相关技术的研发，设立专门的部门负责低浓度瓦斯发电核心技术研发，逐步取得了“一种乏风瓦斯氧化装置”、“一种带余热回收功能的氧化装置切换阀”、“一种瓦斯氧化装置多类型蓄热陶瓷支撑结构”、“一种瓦斯发电站机组功率分配方法”等相关专利。
　　2015年2月，公司依托过往的技术研发和经验积累，在满足内部低浓度瓦斯发电设备大修、技改等技术服务业务的基础上，开始承接对外技术服务相关业务；2017年开始，随着公司技术实力的进一步提升，公司开始低浓度瓦斯发电机组的制造业务，一方面满足内部新建电站的机组采购需求，另一方面也对外进行销售；2020年，公司的超低浓度瓦斯氧化技术经过多年研发以后基本成熟，由公司自主研发制造的超低浓度瓦斯氧化装置成功应用于公司第一个超低浓度瓦斯氧化供热项目。
　　在低浓度瓦斯发电方面，公司围绕瓦斯发电项目运营、燃气发电机组的生产制造进行研发，研发涉及控制系统、脱硝装置等多个子项目，不断提升瓦斯发电各子系统的自动化、智能化水平；解决了煤矿抽采瓦斯浓度、压力不稳定、瓦斯传输损耗等情况导致瓦斯发电稳定性差、效率低等技术难题。
　　同时，公司着力开发新型产品，燃气发电机组产品线日趋完善，截至2021年末，公司推出的第三代12V190系列燃气发电机组在功率、效率、质量、排放指标上进一步优化，并形成了12V190系列500kW、600kW、700kW完整的产品线，可用于瓦斯发电、油田伴生气发电、沼气发电、工业尾气发电、生物质气发电等多种模式。通过上述技术研发，推动公司降本增效，进一步提升设备的可靠性和安全性，增强公司在瓦斯发电领域的核心竞争力。同时，公司研发制造了移动集装箱发电机组，用于公司新建设的瓦斯发电项目，节约了公司瓦斯发电项目的建设时间，也增加了公司未来项目运营的灵活程度。
　　在围绕低浓度瓦斯发电技术深入研发的同时，公司进一步研发超低浓度瓦斯利用技术，探索超低浓度瓦斯氧化技术，包括瓦斯氧化装置、掺混系统等子系统，通过相关技术与产品的研发，为8%浓度以下瓦斯的利用提供了新的解决方案，既深化了煤层气综合利用水平，提高了节能减排的环保效果，也为公司的业务发展打开新的空间。
　　公司研发制造业务以瓦斯发电装备和超低浓度瓦斯氧化装备研发制造为主，同时集成了设备大修及升级改造技术服务能力为一体。公司设备制造作业规范及流程严格按照标准要求组织实施，并通过了IS09001质量管理体系认证、ISO14001环境管理体系认证及ISO18001职业健康管理体系认证。
　　（3）瓦斯氧化供热等其他综合利用业务
　　通过多年的技术研发，公司在超低浓度瓦斯氧化供热技术、低浓度瓦斯发电余热利用技术等低浓度瓦斯综合利用技术上不断取得突破，并在十几年的瓦斯电站运营实践中积累了丰富的运维及管理经验。
　　基于以上优势，公司在开展低浓度瓦斯发电业务和瓦斯综合利用装备研发制造业务的同时，不断拓展低浓度瓦斯综合利用行业的新方向，公司结合市场及客户需求，开展了超低浓度瓦斯氧化供热、低浓度瓦斯发电余热利用、瓦斯电站的委托运营等业务：2020年投产山西和顺李阳氧化供热项目（1×9万m3/h瓦斯氧化装置+1套10t/h余热利用系统），每年可实现蒸汽供应约4万吨，利用超低浓度瓦斯约450万立方米（折纯），可节省标煤约5000吨，碳减排约5.5万吨；2021年12月投产山西襄垣漳村氧化供热项目（2×9万m3/h瓦斯氧化装置+2套10t/h余热利用系统）每年可实现蒸汽供应约8万吨，利用超低浓度瓦斯约900万立方米（折纯），可节省标煤约10000吨，碳减排约11万吨；同月投产山西寿阳麦捷氧化供热项目（1×9万m3/h瓦斯氧化装置+1套10t/h余热利用系统）每年可实现蒸汽供应约4万吨，利用超低浓度瓦斯约450万立方米（折纯），可节省标煤约5000吨，碳减排约5.5万吨；2022年11月投产山西寿阳祥升氧化供热项目（1×9万m3/h瓦斯氧化装置+1套10t/h余热利用系统）每年可实现蒸汽供应约4万吨，利用超低浓度瓦斯约450万立方米（折纯），可节省标煤约5000吨，碳减排约5.5万吨，实现了良好的经济效益和社会效益。
　　2、分布式光伏发电
　　分布式光伏发电业务是根据业主屋顶资源情况和光照资源特点，公司自行投资建设并运营分布式光伏电站，与用电客户签订能源管理合同或与当地电网公司签订购售电合同，从而获得光伏发电收入。
　　公司在2016年下半年开始涉足分布式光伏发电领域，形成了相对清晰的运营特点，即以经济发达、消纳能力强的山东省、江苏省、京津冀作为重点开发区域，寻找当地业主屋顶资源，投资、建设、持有分布式光伏电站并负责日常运营，与电网公司或业主按时进行电费结算。
　　3、分布式天然气供热
　　分布式天然气供热是公司响应国家“煤改气”和实现“3060”双碳目标的政策引导，打造以供热业务为核心的分布式能源业务。公司投资运营天然气锅炉，以天然气为原料，替代原有的高污染燃煤锅炉或其它高污染燃料锅炉，为工业园区或工厂提供低碳、清洁的蒸汽（热），并向客户收取供热费用。分布式天然气供热能够有效降低CO2、SO2和NOx等的排放，具有良好的环保、经济和社会效益。分布式天然气供热项目是一种能源供应的重要形式，当前社会日益重视节能环保，倡导绿色健康发展，可以预见在未来，天然气供应和消费将保持稳定增长，其中分布式天然气供热将作为主要利用形式之一，将保证高效利用的分布式天然气能源领域得到持续发展。
　　（二）行业情况
　　1、低浓度瓦斯综合利用业务
　　（1）行业发展情况
　　煤矿瓦斯是与煤伴生的独立矿种，是在煤化作用过程中形成并储集在煤层及其临近岩层之中的非常规天然气，也称为煤层气。煤层气热值是通用煤的2-5倍，1立方米纯煤层气的热值相当9.5度电、3立方米水煤气、1升柴油、接近0.8千克液化石油气、1.1至1.3升汽油，燃烧后很洁净，几乎不产生任何废气，是一种清洁高效的能源。
　　在煤炭开采过程中，煤层气是导致煤矿瓦斯爆炸事故的根源及环境污染的重要起因，因此在采煤之前先开采煤层气，能将煤矿瓦斯爆炸率降低70%到85%。为有效治理瓦斯事故，国家安全监管总局、国家煤矿安监局联合出台《关于加强煤矿瓦斯先抽后采工作的指导意见》，制定了煤矿瓦斯抽采必须落实“先抽后采、监测监控、以风定产”十二字方针，把实现瓦斯先抽后采与实现矿井瓦斯全方位监测监控、坚持采掘工作面“以风定产”有机结合起来，实现对瓦斯的综合防治。
　　煤层气在煤矿的危害，除了会酿成瓦斯爆炸或瓦斯突出事故以外，其抽放排空还会造成对大气环境的严重破坏，其温室效应约为二氧化碳的20多倍。加强对煤层气的开发利用，不但可以遏制瓦斯事故，还可以减排温室气体，作为洁净能源也有巨大的经济效益。据国际能源机构（IEA）估计，全世界煤层气资源量达260万亿立方米，目前全世界每年因采煤直接向大气排放的煤层气达315~540亿立方米，这些逸散在空气中的煤层气，破坏了臭氧层，加剧了温室效应，我国是世界煤炭生产和消费大国，煤矿瓦斯排放量约占世界总排放量的1/3。
　　我国的能源禀赋特征是“多煤、少油、缺气”，煤炭是我国的重要基础能源，煤矿瓦斯资源丰富。
　　地质储量达30万亿方，居全球第三位；可采储量12.5万亿方，是常规天然气的1/4左右。2015年我国煤层气总产量184亿方，利用量86亿方，其中地面开采量44亿方，和页岩气的产量基本相当。在全球天然气气源相对紧张的背景下，煤层气是我国气源的重要补充，具有较大的社会和环境效益。
　　近些年来国家出台一系列的法规和政策鼓励包含瓦斯发电方式在内的煤层气的综合利用，积极扶持、推动发展煤层气产业，特别是在煤炭主产区，推动实现煤层气与煤炭资源的共采。经过多年探索，我国煤层气开发和煤矿瓦斯抽采综合利用取得了长足进展，初步形成了一系列勘探、开采和利用的工艺技术。我国2020年实际完成煤层气（煤矿瓦斯）抽采量240亿立方米，其中地面煤层气产量77.7亿立方米，利用率91.9％；煤矿瓦斯（井下抽采）抽采量128亿立方米，利用率44.8％。
　　（2）行业发展现状
　　近年来，在国家产业政策的支持下，瓦斯综合利用行业得到了快速发展，尤其是随着国内瓦斯发电机组技术的成熟，低浓度瓦斯发电业务得以蓬勃发展。尤其是在2021年全国缺电、“双碳目标”、甲烷控制排放的背景下，瓦斯发电行业面临着良好的发展局面。
　　①地域分布相对集中
　　我国煤层气储量分布相对集中，华北和西北区域占比达84.4%。我国埋深2000米以内浅煤层气主要分布在华北和西北地区，华北地区、西北地区、华南地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。
　　我国最主要的煤层气盆地为鄂尔多斯盆地和沁水盆地。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地共有14个，其中含气量在5000-10000亿立方米的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等5个盆地；含气量大于10000亿立方米的盆地有9个，依次为鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔、伊犁盆地，9大盆地煤层气资源量占全国煤层气资源量的83%。
　　低浓度瓦斯由于远距离运输存在较大的安全风险，故低浓度瓦斯大多直接排空或用作发电，发电业务大多随煤矿瓦斯抽放泵站就近设电站，因而我国低浓度瓦斯发电业务的分布与煤矿瓦斯分布均具有地域分布相对集中的特点。
　　②山西、贵州开发潜力大
　　中国煤层气资源主要集中在山西、新疆、贵州、安徽、河南、四川、黑龙江、河北、内蒙古等省市自治区；其中，山西、新疆和贵州3省占比为63%。在晋陕蒙地区，山西省具有得天独厚的煤层气资源条件，也是全国煤层气产业发展最为成熟的地区。从资源分布来看，山西省煤层气资源埋藏浅，埋藏在1500米以内浅层区域资源量约占总资源量的70%；且分布集中，沁水、河东两大煤田的煤层气资源占到总资源量的90%以上。
　　由于新疆距离内地较远，不具备煤层气大规模开发的现实条件，因此，山西、贵州是目前煤层气开发潜力较大的省份。山西、贵州已建成的低浓度瓦斯发电项目居国内首位。
　　③行业集中度较低
　　低浓度瓦斯发电业务需要与当地煤矿合作，低浓度瓦斯发电业务的集中度较低。目前在低浓度瓦斯发电业务领域投资方主要为煤矿企业自投或专业电站投资方，类似公司既从事瓦斯发电站投资运营，也从事瓦斯发电机组生产的投资主体相对较少。
　　④煤矿井下瓦斯抽采利用率低
　　2020年全国实际完成煤层气（煤矿瓦斯）抽采量240亿立方米，其中地面煤层气产量77.7亿立方米，利用率91.9％；煤矿井下瓦斯抽采量128亿立方米，利用率44.8％。
　　2020年，山西地面煤层气抽采量81.46亿立方米，利用量76.25亿立方米，利率用为93.6%；煤矿井下瓦斯抽采量64.03亿立方米，利用量28.94亿立方米，利用率为45.2%。
　　目前煤矿井下瓦斯抽采量利用率低于50%，低浓度瓦斯综合利用还有较大的发展空间。
　　⑤产业政策及碳减排政策有利于优势企业的竞争和发展
　　2006年，中国将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，并制定了具体的实施措施，煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机。2007年国家发改委发布《关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作实施意见的通知》，鼓励煤矿坑口煤层气（煤矿瓦斯）发电项目建设。鼓励采用单机容量500千瓦及以上煤层气（煤矿瓦斯）发电机组。2013年，国家能源局发布《煤层气产业政策》，提出加快突破中低阶煤煤层气开发关键技术，形成一批具有自主知识产权的重大技术和装备。2015年，国家能源局发布《煤层气勘探开发行动计划》，提出煤矿瓦斯以就地发电和民用为主，高浓度瓦斯力争全部利用，推广低浓度瓦斯发电，加快实施低浓度瓦斯液化浓缩和风排瓦斯利用示范项目。
　　甲烷的控排是实现“双碳目标”的重要抓手。随着国家“双碳目标”的稳步推进，2021年7月全国碳市场上线交易正式启动。2021年9月中共中央办公厅、国务院办公厅发布《关于深化生态保护补偿制度改革的意见》，未来将甲烷利用等领域温室气体自愿减排项目纳入全国碳排放权交易市场。2021年11月中国政府、美国政府发布《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》，中国计划在国家和次国家层面制定强化甲烷排放控制的额外措施。计划在其近期通报的国家自主贡献之外，制定一份全面、有力度的甲烷国家行动计划，争取在21世纪20年代取得控制和减少甲烷排放的显著效果。
　　生态环境部在2023年6月新闻发布会上提出将加快推动各项制度和基础设施建设，力争今年年内尽早启动全国温室气体自愿减排交易市场，并支持林业碳汇、可再生能源、甲烷减排、节能增效等项目发展。
　　2023年7月7日，生态环境部联合市场监管总局对2012年6月13日发布的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》进行了修订，编制形成《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，并面向全社会公开征求意见。
　　这些支持政策利于包括瓦斯发电和瓦斯综合利用装备制造在内的低浓度瓦斯综合利用行业的发展。
　　在此背景之下，具有技术竞争优势和丰富运营经验的优势企业将有机会获得更好的发展。
　　2、分布式光伏行业
　　（1）行业发展情况
　　太阳能发电是人类直接利用太阳能资源的一种形式。其中，光伏发电就是利用光伏组件的光伏效应，直接将太阳能转化为电能的发电手段。光伏发电产业链主要分为：上游的晶硅、晶片、光伏玻璃、铝合金、电子元器件等原材料；中游的光伏组件、光伏支架、光伏电力电子产品等光伏发电设备；下游的光伏电站运营。
　　2012年以前，全球光伏装机量的增长主要来自于欧洲国家（如德国、意大利），我国光伏电站装机规模增长较慢；2012年之后，中国及其他亚洲国家逐渐成为全球光伏装机规模增长的主要贡献者。
　　2013-2020年，我国光伏发电累计装机容量年增长率均高于50%，复合增长率高达40.65%；截至2020年末，国内光伏发电累计装机容量达250.00GW，超额完成《太阳能发展“十三五”规划》提出的“2020年，太阳能发电规模达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6,000万千瓦、光伏电站4,500万千瓦、光热发电500万千瓦”中光伏电站累计装机规模105GW的发展目标。
　　相较大型地面式光伏电站，分布式光伏电站具备输配电损耗低、调峰性能好、系统独立易操作、土建和安装成本低等优势。2017年7月19日，国家能源局发布《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能[2017]31号），明确指出：到2020光伏指导装机规模合计86.5GW，分布式装机不受规模限制。
　　我国分布式光伏电站发展呈现出爆发式增长态势。根据国家能源局数据，截至2022年末，我国分布式光伏电站累计并网容量为157.62GW，是2013年末的50.85倍。
　　（2）行业发展现状
　　近年来，在国家产业政策支持和行业技术进步的推动下，分布式光伏发电行业取得了长足发展。
　　①技术创新推动电站成本快速下降
　　在上游产能扩张和技术革新的推动下，近年来光伏电站的建设成本呈现大幅下降趋势，其中，占到电站建设成本约一半的光伏组件价格显著下降，根据资讯数据，晶硅光伏组件现货价格（周平均）由2012年初的0.95美元/瓦下降至2022年末的0.2美元/瓦，降幅达78.95%。
　　同时，以HIT、HJT等新技术为例，在不改变支架形态的基础上，发电小时数也可实现较大提升。
　　②政策支持，但补贴水平逐步降低
　　国家大力支持包括光伏、风电等在内的可再生能源开发与利用，通过财政补贴、政策优惠等途径扶持新能源发电行业的成长与发展，并最终实现平价上网的目标。标杆上网电价是光伏行业发展的重要风向标，近年来，国内标杆上网电价下降明显，一是对光伏行业竞争发展格局产生了深远影响；二是对光伏企业的成本控制、运营管理和研发能力提出更高要求；三是倒逼尽早实现平价上网。
　　虽然光伏补贴“退坡”明显，但对于已取得相应补贴标准的光伏电站，其补贴标准20年不变，政策支持的稳定性较高。

　　二、企业社会责任
　　公司始终践行“立德扬善、敦行致远”的宗旨，将依法经营作为公司运行的最基本原则，注重企业经济效益与社会效益的同步双赢。报告期内，公司认真遵守法律、法规、政策的要求，积极纳税，提供就业岗位，支持地方经济发展，未发生有损社会经济发展、环境保护等社会责任的情形。
　　公司成立以来，一直以发展清洁能源，守护祖国的绿水青山为己任。公司在环境保护、保障煤矿安全生产、减少温室气体排放等方面具有良好的社会效益和环境效益。

　　三、公司面临的重大风险分析
技术人才流失的风险
　　公司属于高新技术企业，低浓度瓦斯发电业务和超低浓度瓦斯氧化业务对于技术人才的依赖性较高，项目的运营需要相应技术人员的有效决策、执行和服务，拥有稳定、高素质的技术人才对公司的持续发展至关重要。目前行业内企业对技术人才的争夺较为激烈，若公司技术人员出现流失，将给公司持续稳定经营带来一定的风险。
　　应对措施：公司十分重视技术人才的成长和激励，公司有健全的薪酬福利体系和晋升体制，对于技术人员公司十分重视其职位及薪酬的匹配，保证人员的稳定和公司的持续发展，同时，为了保证技术人才的稳定，公司通过股权激励、研发奖励等方式充分激发其工作积极性，确保人才与公司长期共同发展，共创共享。
　　经营用地使用风险公司部分低浓度瓦斯发电项目存在应办理但尚未办妥土地权证的情形。公司正在积极争取及早办理上述项目用地的相关手续，但存在因规划调整不及预期等因素导致公司被政府主管部门责令限期改正、没收违法所得、没收地上建筑物及其他设施的风险。
　　应对措施：公司将进一步加强与国土主管部门沟通交流，加快行政审批速度，尽快完成用地手续办理；同时，公司内部对土地手续等证件办理建立了惩奖机制来激励员工加快办理速度。
　　建筑物被拆除或被没收的风险公司自有房产存在未取得房产证的情形。公司生产经营所用建筑物存在因建设手续不全而受到行政处罚或被认定为违章建筑被拆除的风险。
　　应对措施：公司将进一步加强与建设规划主管部门沟通交流，加快行政审批速度，尽快完成房产手续办理；同时，公司内部对房产证等证件办理建立了惩奖机制来激励员工加快办理速度。目前，通过技术改进，公司的新建项目主要采用移动式集装箱的模式，集装箱式电站不再涉及到房产手续的办理。
　　瓦斯燃料供应不足导致发电量不足的风险瓦斯发电项目的燃料来自于煤矿开采过程中伴生的煤层气，若煤矿开采过程中出现重大事故导致停产，或煤矿进行技术改造而暂停开采，以及若煤炭价格持续下降而无法覆盖生产成本，导致煤矿企业减产乃至停产等，均会导致煤矿瓦斯出气不足，从而影响公司瓦斯发电项目正常发电，降低公司电站收益。
　　应对措施：首先，在合作伙伴选择上，公司优先选择大型煤炭企业集团的主力矿井进行合作，同时对项目合作煤矿生产形势进行分析，优先与盈利能力强的煤矿进行合作。其次，在新项目立项审批阶段加强风险控制，尤其是对瓦斯气源风险的分析和控制。第三，在项目建设、运营阶段通过技术创新、管理创新等不断降低成本，提高盈利能力。第四，公司移动集装箱发电机组研究已经成功突破，新建设瓦斯发电项目都采用移动集装箱的模式，万一出现极端情况时，投资损失可降到最低。
　　安全生产风险瓦斯属于易燃易爆气体，在输送及燃烧发电过程中存在引起爆炸起火的危险。尽管公司采用了相应的技术、设备等防范措施，并制定了严格的安全生产管理制度，但是仍存在由于安全生产事故给公司正常生产和人员、财产安全造成损失的风险。
　　应对措施：一方面，公司通过技术改进控制安全风险，公司多项专利即围绕瓦斯安全输送、安全处理申请；另一方面，公司安全环保部专抓安全培训、安全生产，提高员工素质与安全意识。
　　市场竞争加剧的风险鉴于低浓度瓦斯发电和超低浓度瓦斯氧化利用行业具有良好的发展势头，国内从事该行业的企业不断增加，尤其是在双碳背景下，更是吸引了众多参与者。随着行业参与者的不断增加，在促进市场规模扩大的同时，也将使得市场竞争日益加剧。竞争加剧一方面可能导致行业平均收益水平下降，另一方面，也可能导致公司市场拓展速度放缓。公司存在因竞争加剧而业务增速放缓、经营业绩下滑的风险。
　　应对措施：一方面，公司已经通过多年的积累，建立了品牌、技术、效率等优势；另一方面，公司将继续通过技术改进、精细化运营等方式降低建设和运营成本，提高竞争力。
　　技术替代风险现阶段国内瓦斯发电以内燃机发电技术为主，且技术已成熟，部分技术也已达到世界先进水平。公司在不断深入研究低浓度瓦斯发电技术的同时，也在拓展内燃机发电技术以外的其他技术路线，其中超低浓度瓦斯氧化技术已研发成功并有示范项目落地。但是，燃气轮机技术、瓦斯直燃技术的研发仍然在进行当中，未来若竞争对手在技术突破上取得领先，使得其应用更具经济性，从而替代内燃机发电技术和瓦斯氧化技术，这可能会对公司未来的发展带来不利影响。
　　应对措施：公司已成立技术研发中心，一方面针对公司立项的课题进行研究，另一方面也实时关注国际国内技术动态，确保公司站在瓦斯发电领域技术前沿。
　　瓦斯发电行业相关政策变化风险公司瓦斯发电业务受到多项国家政策支持，不参与市场竞价，享受上网电价补贴；不承担电网调峰任务，优先上网。如相关支持政策下调或取消，可能会对公司经营效益及产能增长产生不利影响。2021年2月，山西省发展和改革委员会下发《关于完善我省瓦斯发电上网电价政策有关事项的通知》：“一、《省发展改革委省能源局关于开展燃气和瓦斯发电项目核准工作的通知》（晋发改能源发〔2020〕377号）印发后核准的瓦斯发电项目不再给予电价补贴，上网电价按我省燃煤发电基准价执行（随基准价调整相应调整）。
　　二、《省发展改革委省能源局关于开展燃气和瓦斯发电项目核准工作的通知》（晋发改能源发〔2020〕377号）印发前核准的瓦斯发电项目（含乏风氧化发电项目），实行两种上网电价结算方式，由企业自主选择执行。
　　（一）以收定支结算方式，上网电价按0.509元/千瓦时执行。选择此方式的发电企业，上网电费由电网企业按燃煤发电基准价0.3320元/千瓦时预结算，其余电价补贴部分按年度进行清算，当补贴资金不足时，不足部分单独统计、暂不兑付，待实际回收补贴资金超出应结算补贴额时，予以逐年追补。
　　（二）低电价结算方式，上网电价按0.4048元/千瓦时执行。选择此方式的发电企业，上网电费由电网企业定期、全额结算。
　　三、2021年4月底前，享受电价补贴的瓦斯发电企业应向项目所在地电网企业提出上网电价结算方式申请（具体格式和要求见附件），省电力公司、山西地方电力公司对瓦斯发电企业申报材料的真实性和有效性进行审核汇总后报我委备案，自2021年5月1日起执行。逾期未申请的，上网电价统一按以收定支结算方式执行。
　　四、享受电价补贴的瓦斯发电项目，自并网发电之日起，15年内享受补贴电价，满15年后取消补贴电价。考虑现行瓦斯发电上网电价为2011年1月1日起执行，对2011年之前已并网发电的瓦斯发电项目，延长至2026年1月1日起取消补贴电价。”自2021年5月1日起，公司位于山西的上网项目已按照上述政策调整后的电价执行，公司选择低电价结算方式，上网电价按0.4048元/千瓦时执行。同时，若未来瓦斯发电业务相关政策进一步调整，可能会对公司在瓦斯发电领域业务发展产生不利影响。
　　应对措施：在行业政策出现较大程度调整的情况下，公司通过多种策略提高山西省瓦斯发电上网项目的收益水平：
　　一、未来山西省新增项目将主要采用“自用+上网”模式投资运营；
　　二、通过自主研发、自主制造，提升发电效率、降低投资成本和运营成本，使得新建项目在新政策的情形下，依然能够保持一定的收益率水平。
　　三、优化公司与合作煤矿之间的收益分享，之前公司签署的合同，余热大部分是免费供煤矿使用，瓦斯抽采补贴也多是100%归煤矿所有，公司在后续商务谈判中可跟合作煤矿争取余热收入和瓦斯抽采补贴收入的分享，增加瓦斯发电项目收入来源，提升项目收益率水平。 收起▲

　　一、业务概要
　　商业模式：
　　（一）主营业务的基本情况
　　公司主营业务为低浓度瓦斯综合利用业务，具体包括低浓度瓦斯发电、瓦斯综合利用装备研发制造及技术服务、超低浓度瓦斯氧化供热等业务；同时，为发挥在低浓度瓦斯综合利用业务领域积累的管理优势，公司也在分布式光伏发电和分布式天然气供热业务进行了一定布局。
　　煤矿瓦斯是煤层气的俗称，是煤炭开采过程中的伴生产物，主要成分是甲烷，属于非常规天然气，是一种洁净、优质的能源。浓度在30%以上的高浓度瓦斯，已跻身工业燃料、化工原料之列，但我国抽采出的煤矿瓦斯中大部分为低浓度瓦斯，而低浓度瓦斯由于安全问题（当瓦斯浓度达到5%-16%时，遇明火容易爆炸... 查看全部▼

　　一、业务概要
　　商业模式：
　　（一）主营业务的基本情况
　　公司主营业务为低浓度瓦斯综合利用业务，具体包括低浓度瓦斯发电、瓦斯综合利用装备研发制造及技术服务、超低浓度瓦斯氧化供热等业务；同时，为发挥在低浓度瓦斯综合利用业务领域积累的管理优势，公司也在分布式光伏发电和分布式天然气供热业务进行了一定布局。
　　煤矿瓦斯是煤层气的俗称，是煤炭开采过程中的伴生产物，主要成分是甲烷，属于非常规天然气，是一种洁净、优质的能源。浓度在30%以上的高浓度瓦斯，已跻身工业燃料、化工原料之列，但我国抽采出的煤矿瓦斯中大部分为低浓度瓦斯，而低浓度瓦斯由于安全问题（当瓦斯浓度达到5%-16%时，遇明火容易爆炸），不得作为燃气直接燃烧，必须制定较高的安全技术措施，故以往低浓度瓦斯大多排空处理。我国甲烷排放主要来源于煤炭开采，若煤矿瓦斯直接排放到大气中，其温室效应约为二氧化碳的20多倍，对大气臭氧层的破坏力是二氧化碳的7-8倍，对生态环境破坏性极强，故在2030年前碳达峰、2060年前碳中和及中美关于甲烷减排的《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》（2021年11月10日，第八条指出，两国特别认识到，甲烷排放对于升温的显著影响，认为加大行动控制和减少甲烷排放是21世纪20年代的必要事项）生态文明建设整体布局下，煤矿瓦斯发电兼具大气污染防治、温室气体减排、清洁电力生产和废弃资源综合利用的特性。
　　公司自2008年进入低浓度瓦斯发电业务领域后，致力于瓦斯清洁能源利用领域的项目投资运营、技术研发、装备制造和技术服务，经过十几年持续的技术研发和运营经验积累，已发展成为国内主要的低浓度瓦斯综合利用服务商之一。
　　目前，公司低浓度瓦斯发电业务分布在山西、贵州、四川、河南等省份，是国内少数实现跨省经营的瓦斯发电公司之一，公司与华阳新材料科技集团有限公司、山西焦煤集团有限公司、潞安化工集团有限公司、晋能控股集团有限公司、贵州大西南矿业有限公司、鹤壁煤电股份有限公司等知名大型煤炭企业均建立了良好的合作关系。
　　在围绕低浓度瓦斯发电技术深入研发的同时，公司进一步探索超低浓度瓦斯利用技术。2020年公司自主研发的超低浓度瓦斯氧化技术顺利落地，氧化供热项目实现投产，在煤矿瓦斯多途径、高效利用，减少温室气体排放方面开辟了新路径，也为公司的业务发展打开新的空间。
　　经过多年发展，公司在分布式能源领域积累了丰富的投资、建设、运营经验，为实现公司在分布式能源领域可持续发展的目标，公司从2016年开始在分布式光伏发电、分布式天然气供热等领域布局，增强了公司持续盈利能力。
　　（二）主要产品或服务的基本情况
　　1、低浓度瓦斯综合利用业务
　　（1）低浓度瓦斯发电业务
　　自成立以来，公司通过与煤矿合作，在不增加煤矿经济负担的前提下，自行负责投资、建设和运营瓦斯发电站，实现瓦斯气体的“变废为宝”，并与煤矿按约定方式分享发电上网收入（或以优惠电价向煤矿供电）与碳资产开发收入。
　　除直接经济效益外，瓦斯发电温室气体减排效应显著。由于瓦斯的主要成分是甲烷，甲烷的温室效应是CO2的20多倍，对臭氧层的破坏是CO2的7-8倍，直接排放会破坏臭氧层，加剧温室效应。瓦斯发电在提供清洁能源的同时可以消灭甲烷，因此，减排量巨大，每1000kW装机容量的瓦斯发电约可以实现减排二氧化碳当量2-3万吨/年，是其他同等装机规模清洁能源发电项目如风电、水电、光伏发电减排效应的10到30倍。2021年11月25日，生态环境部应对气候变化司副司长就我国如何落实《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》相关内容回答记者提问时表示有五个方面的安排和打算，其中包括“支持具备条件的甲烷减排项目参与温室气体自愿减排交易，利用市场机制，鼓励企业开展甲烷减排”。若国际CDM市场或VCS市场回温，或随着“双碳目标”的稳步推进，国内碳资产市场完善，温室气体减排效应亦可能带来良好的经济收益。另外，对于煤矿而言，可以实现“以利用促抽采、以抽采促安全”的良性循环，减少井下瓦斯安全事故的发生。
　　经过十多年的快速发展，公司已经成为国内主要的低浓度瓦斯综合利用服务商之一。
　　（2）瓦斯综合利用装备研发制造及技术服务
　　公司自2008年进入低浓度瓦斯综合利用业务领域以来一直重视瓦斯内燃机发电、超低浓度瓦斯氧化等相关技术的研发，设立专门的部门负责低浓度瓦斯发电核心技术研发，逐步取得了“一种乏风瓦斯氧化装置”、“一种带余热回收功能的氧化装置切换阀”、“一种瓦斯氧化装置多类型蓄热陶瓷支撑结构”、“一种瓦斯发电站机组功率分配方法”等相关专利。
　　2015年2月，公司依托过往的技术研发和经验积累，在满足内部低浓度瓦斯发电设备大修、技改等技术服务业务的基础上，开始承接对外技术服务相关业务；2017年开始，随着公司技术实力的进一步提升，公司开始低浓度瓦斯发电机组的制造业务，一方面满足内部新建电站的机组采购需求，另一方面也对外进行销售；2020年，公司的超低浓度瓦斯氧化技术经过多年研发以后基本成熟，由公司自主研发制造的超低浓度瓦斯氧化装置成功应用于公司第一个超低浓度瓦斯氧化供热项目。
　　在低浓度瓦斯发电方面，公司围绕瓦斯发电项目运营、燃气发电机组的生产制造进行研发，研发涉及控制系统、脱硝装置等多个子项目，不断提升瓦斯发电各子系统的自动化、智能化水平；解决了煤矿抽采瓦斯浓度、压力不稳定、瓦斯传输损耗等情况导致瓦斯发电稳定性差、效率低等技术难题。
　　同时，公司着力开发新型产品，燃气发电机组产品线日趋完善，截至2021年末，公司推出的第三代12V190系列燃气发电机组在功率、效率、质量、排放指标上进一步优化，并形成了12V190系列500kW、600kW、700kW完整的产品线，可用于瓦斯发电、油田伴生气发电、沼气发电、工业尾气发电、生物质气发电等多种模式。通过上述技术研发，推动公司降本增效，进一步提升设备的可靠性和安全性，增强公司在瓦斯发电领域的核心竞争力。同时，公司研发制造了移动集装箱发电机组，用于公司新建设的瓦斯发电项目，节约了公司瓦斯发电项目的建设时间，也增加了公司未来项目运营的灵活程度。
　　在围绕低浓度瓦斯发电技术深入研发的同时，公司进一步研发超低浓度瓦斯利用技术，探索超低浓度瓦斯氧化技术，包括瓦斯氧化装置、掺混系统等子系统，通过相关技术与产品的研发，为8%浓度以下瓦斯的利用提供了新的解决方案，既深化了煤层气综合利用水平，提高了节能减排的环保效果，也为公司的业务发展打开新的空间。
　　公司研发制造业务以瓦斯发电装备和超低浓度瓦斯氧化装备研发制造为主，同时集成了设备大修及升级改造技术服务能力为一体。公司设备制造作业规范及流程严格按照标准要求组织实施，并通过了IS09001质量管理体系认证、ISO14001环境管理体系认证及ISO18001职业健康管理体系认证。
　　（3）瓦斯氧化供热等其他综合利用业务
　　通过多年的技术研发，公司在超低浓度瓦斯氧化供热技术、低浓度瓦斯发电余热利用技术等低浓度瓦斯综合利用技术上不断取得突破，并在十几年的瓦斯电站运营实践中积累了丰富的运维及管理经验。
　　基于以上优势，公司在开展低浓度瓦斯发电业务和瓦斯综合利用装备研发制造业务的同时，不断拓展低浓度瓦斯综合利用行业的新方向，公司结合市场及客户需求，开展了超低浓度瓦斯氧化供热、低浓度瓦斯发电余热利用、瓦斯电站的委托运营等业务：2020年投产山西和顺李阳氧化供热项目（1×9万立方米/h瓦斯氧化装置+1套10t/h余热利用系统），每年可实现蒸汽供应约4万吨，利用超低浓度瓦斯约450万立方米（折纯），可节省标煤约5000吨，碳减排约5.5万吨；2021年12月投产山西襄垣漳村氧化供热项目（2×9万立方米/h瓦斯氧化装置+2套10t/h余热利用系统）每年可实现蒸汽供应约8万吨，利用超低浓度瓦斯约900万立方米（折纯），可节省标煤约10000吨，碳减排约11万吨；同月投产山西寿阳麦捷氧化供热项目（1×9万立方米/h瓦斯氧化装置+1套10t/h余热利用系统）每年可实现蒸汽供应约4万吨，利用超低浓度瓦斯约450万立方米（折纯），可节省标煤约5000吨，碳减排约5.5万吨；2022年11月投产山西寿阳祥升氧化供热项目（1×9万立方米/h瓦斯氧化装置+1套10t/h余热利用系统）每年可实现蒸汽供应约4万吨，利用超低浓度瓦斯约450万立方米（折纯），可节省标煤约5000吨，碳减排约5.5万吨，实现了良好的经济效益和社会效益。
　　2、分布式光伏发电
　　分布式光伏发电业务是根据业主屋顶资源情况和光照资源特点，公司自行投资建设并运营分布式光伏电站，与用电客户签订能源管理合同或与当地电网公司签订购售电合同，从而获得光伏发电收入。
　　公司在2016年下半年开始涉足分布式光伏发电领域，形成了相对清晰的运营特点，即以经济发达、消纳能力强的山东省、江苏省、京津冀作为重点开发区域，寻找当地业主屋顶资源，投资、建设、持有分布式光伏电站并负责日常运营，与电网公司或业主按时进行电费结算。
　　3、分布式天然气供热
　　分布式天然气供热是公司响应国家“煤改气”和实现“3060”双碳目标的政策引导，打造以供热业务为核心的分布式能源业务。公司投资运营天然气锅炉，以天然气为原料，替代原有的高污染燃煤锅炉或其它高污染燃料锅炉，为工业园区或工厂提供低碳、清洁的蒸汽（热），并向客户收取供热费用。分布式天然气供热能够有效降低CO2、SO2和NOx等的排放，具有良好的环保、经济和社会效益。分布式天然气供热项目是一种能源供应的重要形式，当前社会日益重视节能环保，倡导绿色健康发展，可以预见在未来，天然气供应和消费将保持稳定增长，其中分布式天然气供热将作为主要利用形式之一，将保证高效利用的分布式天然气能源领域得到持续发展。
　　二、主要经营情况回顾
　　(一)经营计划
　　2022年，公司整体业务保持平稳增长，2022年度实现营业收入342,919,500.06元，相比上年同期增长3.10%；实现归属于母公司所有者的净利润71,323,568.72元，相比上年同期增长0.24%；2022年12月31日，公司总资产1,326,614,455.10元，相比上年期末下降0.85%；2022年度实现经营活动产生的现金流量净额185,480,083.05元，较上年同期增长67.61%；2022年度实现投资活动产生的现金流量净额-33,141,708.53元；实现筹资活动产生的现金流量净额-108,573,996.23元。
　　(二)行业情况
　　1、低浓度瓦斯综合利用业务
　　（1）行业发展情况
　　煤矿瓦斯是与煤伴生的独立矿种，是在煤化作用过程中形成并储集在煤层及其临近岩层之中的非常规天然气，也称为煤层气。煤层气热值是通用煤的2-5倍，1立方米纯煤层气的热值相当9.5度电、3立方米水煤气、1升柴油、接近0.8千克液化石油气、1.1至1.3升汽油，燃烧后很洁净，几乎不产生任何废气，是一种清洁高效的能源。
　　在煤炭开采过程中，煤层气是导致煤矿瓦斯爆炸事故的根源及环境污染的重要起因，因此在采煤之前先开采煤层气，能将煤矿瓦斯爆炸率降低70%到85%。为有效治理瓦斯事故，国家安全监管总局、国家煤矿安监局联合出台《关于加强煤矿瓦斯先抽后采工作的指导意见》，制定了煤矿瓦斯抽采必须落实“先抽后采、监测监控、以风定产”十二字方针，把实现瓦斯先抽后采与实现矿井瓦斯全方位监测监控、坚持采掘工作面“以风定产”有机结合起来，实现对瓦斯的综合防治。
　　煤层气在煤矿的危害，除了会酿成瓦斯爆炸或瓦斯突出事故以外，其抽放排空还会造成对大气环境的严重破坏，其温室效应约为二氧化碳的20多倍。加强对煤层气的开发利用，不但可以遏制瓦斯事故，还可以减排温室气体，作为洁净能源也有巨大的经济效益。据国际能源机构（IEA）估计，全世界煤层气资源量达260万亿立方米，目前全世界每年因采煤直接向大气排放的煤层气达315~540亿立方米，这些逸散在空气中的煤层气，破坏了臭氧层，加剧了温室效应，我国是世界煤炭生产和消费大国，煤矿瓦斯排放量约占世界总排放量的1/3。
　　我国的能源禀赋特征是“多煤、少油、缺气”，煤炭是我国的重要基础能源，煤矿瓦斯资源丰富。地质储量达30万亿方，居全球第三位；可采储量12.5万亿方，是常规天然气的1/4左右。2015年我国煤层气总产量184亿方，利用量86亿方，其中地面开采量44亿方，和页岩气的产量基本相当。在全球天然气气源相对紧张的背景下，煤层气是我国气源的重要补充，具有较大的社会和环境效益。
　　近些年来国家出台一系列的法规和政策鼓励包含瓦斯发电方式在内的煤层气的综合利用，积极扶持、推动发展煤层气产业，特别是在煤炭主产区，推动实现煤层气与煤炭资源的共采。经过多年探索，我国煤层气开发和煤矿瓦斯抽采综合利用取得了长足进展，初步形成了一系列勘探、开采和利用的工艺技术。我国2020年实际完成煤层气（煤矿瓦斯）抽采量240亿立方米，其中地面煤层气产量77.7亿立方米，利用率91.9％；煤矿瓦斯（井下抽采）抽采量128亿立方米，利用率44.8％。
　　（2）行业发展现状
　　近年来，在国家产业政策的支持下，瓦斯综合利用行业得到了快速发展，尤其是随着国内瓦斯发电机组技术的成熟，低浓度瓦斯发电业务得以蓬勃发展。尤其是在2021年全国缺电、“双碳目标”、甲烷控制排放的背景下，瓦斯发电行业面临着良好的发展局面。
　　①地域分布相对集中
　　我国煤层气储量分布相对集中，华北和西北区域占比达84.4%。我国埋深2000米以内浅煤层气主要分布在华北和西北地区，华北地区、西北地区、华南地区和东北地区赋存的煤层气地质资源量分别占全国煤层气地质资源总量的56.3%、28.1%、14.3%、1.3%。
　　我国最主要的煤层气盆地为鄂尔多斯盆地和沁水盆地。全国大于5000亿立方米的含煤层气盆地共有14个，其中含气量在5000-10000亿立方米的有川南黔北、豫西、川渝、三塘湖、徐淮等5个盆地；含气量大于10000亿立方米的盆地有9个，依次为鄂尔多斯、沁水、准格尔、滇黔贵、吐哈、二连、塔里木、海拉尔、伊犁盆地，9大盆地煤层气资源量占全国煤层气资源量的83%。
　　低浓度瓦斯由于远距离运输存在较大的安全风险，故低浓度瓦斯大多直接排空或用作发电，发电业务大多随煤矿瓦斯抽放泵站就近设电站，因而我国低浓度瓦斯发电业务的分布与煤矿瓦斯分布均具有地域分布相对集中的特点。
　　②山西、贵州开发潜力大
　　中国煤层气资源主要集中在山西、新疆、贵州、安徽、河南、四川、黑龙江、河北、内蒙古等省市自治区；其中，山西、新疆和贵州3省占比为63%。在晋陕蒙地区，山西省具有得天独厚的煤层气资源条件，也是全国煤层气产业发展最为成熟的地区。从资源分布来看，山西省煤层气资源埋藏浅，埋藏在1500米以内浅层区域资源量约占总资源量的70%；且分布集中，沁水、河东两大煤田的煤层气资源占到总资源量的90%以上。
　　由于新疆距离内地较远，不具备煤层气大规模开发的现实条件，因此，山西、贵州是目前煤层气开发潜力较大的省份。山西、贵州已建成的低浓度瓦斯发电项目居国内首位。
　　③行业集中度较低
　　低浓度瓦斯发电业务需要与当地煤矿合作，低浓度瓦斯发电业务的集中度较低。目前在低浓度瓦斯发电业务领域投资方主要为煤矿企业自投或专业电站投资方，类似公司既从事瓦斯发电站投资运营，也从事瓦斯发电机组生产的投资主体相对较少。
　　④煤矿井下瓦斯抽采利用率低
　　2020年全国实际完成煤层气（煤矿瓦斯）抽采量240亿立方米，其中地面煤层气产量77.7亿立方米，利用率91.9％；煤矿井下瓦斯抽采量128亿立方米，利用率44.8％。
　　2020年，山西地面煤层气抽采量81.46亿立方米，利用量76.25亿立方米，利率用为93.6%；煤矿井下瓦斯抽采量64.03亿立方米，利用量28.94亿立方米，利用率为45.2%。
　　目前煤矿井下瓦斯抽采量利用率低于50%，低浓度瓦斯综合利用还有较大的发展空间。
　　⑤产业政策及碳减排政策有利于优势企业的竞争和发展
　　2006年，中国将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，并制定了具体的实施措施，煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机。2007年国家发改委发布《关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作实施意见的通知》，鼓励煤矿坑口煤层气（煤矿瓦斯）发电项目建设。鼓励采用单机容量500千瓦及以上煤层气（煤矿瓦斯）发电机组。2013年，国家能源局发布《煤层气产业政策》，提出加快突破中低阶煤煤层气开发关键技术，形成一批具有自主知识产权的重大技术和装备。2015年，国家能源局发布《煤层气勘探开发行动计划》，提出煤矿瓦斯以就地发电和民用为主，高浓度瓦斯力争全部利用，推广低浓度瓦斯发电，加快实施低浓度瓦斯液化浓缩和风排瓦斯利用示范项目。
　　甲烷的控排是实现“双碳目标”的重要抓手。随着国家“双碳目标”的稳步推进，2021年7月全国碳市场上线交易正式启动。2021年9月中共中央办公厅、国务院办公厅发布《关于深化生态保护补偿制度改革的意见》，未来将甲烷利用等领域温室气体自愿减排项目纳入全国碳排放权交易市场。2021年11月中国政府、美国政府发布《中美关于在21世纪20年代强化气候行动的格拉斯哥联合宣言》，中国计划在国家和次国家层面制定强化甲烷排放控制的额外措施。计划在其近期通报的国家自主贡献之外，制定一份全面、有力度的甲烷国家行动计划，争取在21世纪20年代取得控制和减少甲烷排放的显著效果。
　　这些支持政策利于包括瓦斯发电和瓦斯综合利用装备制造在内的低浓度瓦斯综合利用行业的发展。在此背景之下，具有技术竞争优势和丰富运营经验的优势企业将有机会获得更好的发展。
　　2、分布式光伏行业
　　（1）行业发展情况
　　太阳能发电是人类直接利用太阳能资源的一种形式。其中，光伏发电就是利用光伏组件的光伏效应，直接将太阳能转化为电能的发电手段。光伏发电产业链主要分为：上游的晶硅、晶片、光伏玻璃、铝合金、电子元器件等原材料；中游的光伏组件、光伏支架、光伏电力电子产品等光伏发电设备；下游的光伏电站运营。
　　2012年以前，全球光伏装机量的增长主要来自于欧洲国家（如德国、意大利），我国光伏电站装机规模增长较慢；2012年之后，中国及其他亚洲国家逐渐成为全球光伏装机规模增长的主要贡献者。
　　2013-2020年，我国光伏发电累计装机容量年增长率均高于50%，复合增长率高达40.65%；截至2020年末，国内光伏发电累计装机容量达250.00GW，超额完成《太阳能发展“十三五”规划》提出的“2020年，太阳能发电规模达到1.1亿千瓦以上，其中分布式光伏6,000万千瓦、光伏电站4,500万千瓦、光热发电500万千瓦”中光伏电站累计装机规模105GW的发展目标。
　　相较大型地面式光伏电站，分布式光伏电站具备输配电损耗低、调峰性能好、系统独立易操作、土建和安装成本低等优势。2017年7月19日，国家能源局发布《关于可再生能源发展“十三五”规划实施的指导意见》（国能发新能[2017]31号），明确指出：到2020光伏指导装机规模合计86.5GW，分布式装机不受规模限制。
　　我国分布式光伏电站发展呈现出爆发式增长态势。根据国家能源局数据，截至2022年末，我国分布式光伏电站累计并网容量为157.62GW，是2013年末的50.85倍。
　　（2）行业发展现状
　　近年来，在国家产业政策支持和行业技术进步的推动下，分布式光伏发电行业取得了长足发展。
　　①技术创新推动电站成本快速下降
　　在上游产能扩张和技术革新的推动下，近年来光伏电站的建设成本呈现大幅下降趋势，其中，占到电站建设成本约一半的光伏组件价格显著下降，根据资讯数据，晶硅光伏组件现货价格（周平均）由2012年初的0.95美元/瓦下降至2022年末的0.2美元/瓦，降幅达78.95%。
　　同时，以HIT、HJT等新技术为例，在不改变支架形态的基础上，发电小时数也可实现较大提升。
　　②政策支持，但补贴水平逐步降低
　　国家大力支持包括光伏、风电等在内的可再生能源开发与利用，通过财政补贴、政策优惠等途径扶持新能源发电行业的成长与发展，并最终实现平价上网的目标。标杆上网电价是光伏行业发展的重要风向标，近年来，国内标杆上网电价下降明显，一是对光伏行业竞争发展格局产生了深远影响；二是对光伏企业的成本控制、运营管理和研发能力提出更高要求；三是倒逼尽早实现平价上网。
　　虽然光伏补贴“退坡”明显，但对于已取得相应补贴标准的光伏电站，其补贴标准20年不变，政策支持的稳定性较高。
　　三、持续经营评价
　　报告期内，公司业务、资产、人员、财务、机构等完全独立，内部控制体系运行良好，经营管理团队和核心业务人员稳定，业绩稳步增长，整体盈利能力显著增强。公司在投产项目运营、新项目建设、市场拓展、技术创新等方面皆取得良好成绩，为公司的持续经营和发展提供了重要保障。公司实现营业收入342,919,500.06元、归属于挂牌公司股东的净利润71,323,568.72元、归属于挂牌公司股东的扣除非经常性损益后的净利润72,148,224.69元。
　　四、风险因素
　　(一)持续到本年度的风险因素
　　1、技术人才流失的风险
　　公司属于高新技术企业，低浓度瓦斯发电业务和超低浓度瓦斯氧化业务对于技术人才的依赖性较高，项目的运营需要相应技术人员的有效决策、执行和服务，拥有稳定、高素质的技术人才对公司的持续发展至关重要。目前行业内企业对技术人才的争夺较为激烈，若公司技术人员出现流失，将给公司持续稳定经营带来一定的风险。
　　应对措施：公司十分重视技术人才的成长和激励，公司有健全的薪酬福利体系和晋升体制，对于技术人员公司十分重视其职位及薪酬的匹配，保证人员的稳定和公司的持续发展，同时，为了保证技术人才的稳定，公司通过股权激励、研发奖励等方式充分激发其工作积极性，确保人才与公司长期共同发展，共创共享。
　　2、经营用地使用风险
　　公司部分低浓度瓦斯发电项目存在应办理但尚未办妥土地权证的情形。公司正在积极争取及早办理上述项目用地的相关手续，但存在因规划调整不及预期等因素导致公司被政府主管部门责令限期改正、没收违法所得、没收地上建筑物及其他设施的风险。
　　应对措施：公司将进一步加强与国土主管部门沟通交流，加快行政审批速度，尽快完成用地手续办理；同时，公司内部对土地手续等证件办理建立了惩奖机制来激励员工加快办理速度。
　　3、建筑物被拆除或被没收的风险
　　公司自有房产存在未取得房产证的情形。公司生产经营所用建筑物存在因建设手续不全而受到行政处罚或被认定为违章建筑被拆除的风险。
　　应对措施：公司将进一步加强与建设规划主管部门沟通交流，加快行政审批速度，尽快完成房产手续办理；同时，公司内部对房产证等证件办理建立了惩奖机制来激励员工加快办理速度。目前，通过技术改进，公司的新建项目主要采用移动式集装箱的模式，集装箱式电站不再涉及到房产手续的办理。
　　4、瓦斯燃料供应不足导致发电量不足的风险
　　瓦斯发电项目的燃料来自于煤矿开采过程中伴生的煤层气，若煤矿开采过程中出现重大事故导致停产，或煤矿进行技术改造而暂停开采，以及若煤炭价格持续下降而无法覆盖生产成本，导致煤矿企业减产乃至停产等，均会导致煤矿瓦斯出气不足，从而影响公司瓦斯发电项目正常发电，降低公司电站收益。
　　应对措施：首先，在合作伙伴选择上，公司优先选择大型煤炭企业集团的主力矿井进行合作，同时对项目合作煤矿生产形势进行分析，优先与盈利能力强的煤矿进行合作。其次，在新项目立项审批阶段加强风险控制，尤其是对瓦斯气源风险的分析和控制。第三，在项目建设、运营阶段通过技术创新、管理创新等不断降低成本，提高盈利能力。第四，公司移动集装箱发电机组研究已经成功突破，新建设瓦斯发电项目都采用移动集装箱的模式，万一出现极端情况时，投资损失可降到最低。
　　5、安全生产风险
　　瓦斯属于易燃易爆气体，在输送及燃烧发电过程中存在引起爆炸起火的危险。尽管公司采用了相应的技术、设备等防范措施，并制定了严格的安全生产管理制度，但是仍存在由于安全生产事故给公司正常生产和人员、财产安全造成损失的风险。
　　应对措施：一方面，公司通过技术改进控制安全风险，公司多项专利即围绕瓦斯安全输送、安全处理申请；另一方面，公司安全环保部专抓安全培训、安全生产，提高员工素质与安全意识。
　　6、市场竞争加剧的风险
　　鉴于低浓度瓦斯发电和超低浓度瓦斯氧化利用行业具有良好的发展势头，国内从事该行业的企业不断增加，尤其是在双碳背景下，更是吸引了众多参与者。随着行业参与者的不断增加，在促进市场规模扩大的同时，也将使得市场竞争日益加剧。竞争加剧一方面可能导致行业平均收益水平下降，另一方面，也可能导致公司市场拓展速度放缓。公司存在因竞争加剧而业务增速放缓、经营业绩下滑的风险。
　　应对措施：一方面，公司已经通过多年的积累，建立了品牌、技术、效率等优势；另一方面，公司将继续通过技术改进、精细化运营等方式降低建设和运营成本，提高竞争力。
　　7、技术替代风险
　　现阶段国内瓦斯发电以内燃机发电技术为主，且技术已成熟，部分技术也已达到世界先进水平。公司在不断深入研究低浓度瓦斯发电技术的同时，也在拓展内燃机发电技术以外的其他技术路线，其中超低浓度瓦斯氧化技术已研发成功并有示范项目落地。但是，燃气轮机技术、瓦斯直燃技术的研发仍然在进行当中，未来若竞争对手在技术突破上取得领先，使得其应用更具经济性，从而替代内燃机发电技术和瓦斯氧化技术，这可能会对公司未来的发展带来不利影响。
　　应对措施：公司已成立技术研发中心，一方面针对公司立项的课题进行研究，另一方面也实时关注国际国内技术动态，确保公司站在瓦斯发电领域技术前沿。
　　8、瓦斯发电行业相关政策变化风险
　　公司瓦斯发电业务受到多项国家政策支持，不参与市场竞价，享受上网电价补贴；不承担电网调峰任务，优先上网。如相关支持政策下调或取消，可能会对公司经营效益及产能增长产生不利影响。
　　2021年2月，山西省发展和改革委员会下发《关于完善我省瓦斯发电上网电价政策有关事项的通知》：“一、《省发展改革委省能源局关于开展燃气和瓦斯发电项目核准工作的通知》（晋发改能源发〔2020〕377号）印发后核准的瓦斯发电项目不再给予电价补贴，上网电价按我省燃煤发电基准价执行（随基准价调整相应调整）。
　　二、《省发展改革委省能源局关于开展燃气和瓦斯发电项目核准工作的通知》（晋发改能源发〔2020〕377号）印发前核准的瓦斯发电项目（含乏风氧化发电项目），实行两种上网电价结算方式，由企业自主选择执行。
　　（一）以收定支结算方式，上网电价按0.509元/千瓦时执行。选择此方式的发电企业，上网电费由电网企业按燃煤发电基准价0.3320元/千瓦时预结算，其余电价补贴部分按年度进行清算，当补贴资金不足时，不足部分单独统计、暂不兑付，待实际回收补贴资金超出应结算补贴额时，予以逐年追补。
　　（二）低电价结算方式，上网电价按0.4048元/千瓦时执行。选择此方式的发电企业，上网电费由电网企业定期、全额结算。
　　三、2021年4月底前，享受电价补贴的瓦斯发电企业应向项目所在地电网企业提出上网电价结算方式申请（具体格式和要求见附件），省电力公司、山西地方电力公司对瓦斯发电企业申报材料的真实性和有效性进行审核汇总后报我委备案，自2021年5月1日起执行。逾期未申请的，上网电价统一按以收定支结算方式执行。
　　四、享受电价补贴的瓦斯发电项目，自并网发电之日起，15年内享受补贴电价，满15年后取消补贴电价。考虑现行瓦斯发电上网电价为2011年1月1日起执行，对2011年之前已并网发电的瓦斯发电项目，延长至2026年1月1日起取消补贴电价。”
　　自2021年5月1日起，公司位于山西的上网项目已按照上述政策调整后的电价执行，公司选择低电价结算方式，上网电价按0.4048元/千瓦时执行。同时，若未来瓦斯发电业务相关政策进一步调整，可能会对公司在瓦斯发电领域业务发展产生不利影响。
　　应对措施：在行业政策出现较大程度调整的情况下，公司通过多种策略提高山西省瓦斯发电上网项目的收益水平：
　　一、未来山西省新增项目将主要采用“自用+上网”模式投资运营；
　　二、通过自主研发、自主制造，提升发电效率、降低投资成本和运营成本，使得新建项目在新政策的情形下，依然能够保持一定的收益率水平。
　　三、优化公司与合作煤矿之间的收益分享，之前公司签署的合同，余热大部分是免费供煤矿使用，瓦斯抽采补贴也多是100%归煤矿所有，公司在后续商务谈判中可跟合作煤矿争取余热收入和瓦斯抽采补贴收入的分享，增加瓦斯发电项目收入来源，提升项目收益率水平。
　　(二)报告期内新增的风险因素
　　无。 收起▲