您的当前位置是：首页 > 业务中心 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。
农林生物质发电、生活垃圾发电均属可再生能源产业。根据国家能源局最新公布数据，2023年上半年全国可再生能源新增装机1.09亿千瓦，累计装机达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%。其中，生物质发电新增装机176万千瓦，累计装机达4308万千瓦，同比增长9.2%；生物质发电量984亿千瓦时，同比增长10.1%。2022年，我国可再生能源新增装机和发电量分别占全国可再生能源新增装机和发电量的76.2%和81%，已成为新增装机和发电量的主体，将为经济社会发展提供充足的绿色电力。
在目前国家减少煤炭消耗、天然气阶段性供应紧张的背景，以及国家《“十四五”生物经济发展规划》“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”等政策利好下，生物质热电联产业务在县域清洁供暖、产业园清洁供热领域有着巨大的发展空间。
作为全国碳排放权交易市场的重要补充，已经暂停5年的温室气体自愿减排交易市场（CCER市场）也于今年取得了积极进展：6月，生态环境部在例行新闻发布会正式明确了CCER市场重启的时间窗口，即力争年内尽早启动；7月，生态环境部出台《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》并公开征求社会意见。CCER市场重启后，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，可在市场出售并获取相应的减排贡献收益，为企业带来新的盈利增长。
（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456MW，试运行项目装机容量为35MW，筹建项目装机容量为15MW。
（3）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。
报告期末，公司对外披露拟向中山公用000685）事业集团股份有限公司或其指定的关联方出售生活垃圾发电板块业务，以进一步加强公司的资金实力，聚焦发展农林生物质能综合利用环保产业，同时优化公司财务结构。截至目前，交易双方正就项目的股权交易协议内容进行磋商，该交易事项仍在不确定性。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。
2023年上半年，去年新投产的生物质热电联产项目进一步扩大了公司的营收规模，燃煤采购成本同比下降也给业绩带来正面影响，除了使工业园区燃煤集中供热板块的毛利得到一定的修复以外，生物质燃料的价格也在逐步下降。这些因素对公司的生产经营产生了积极影响，公司上半年业绩对比去年同期实现大幅增长。
报告期内，公司实现营业收入196,314.11万元，同比增加20.69%；营业利润为11,510.70万元，同比增加826.89%；利润总额为11,705.71万元，同比增加797.10%；归属于上市公司股东的净利润7,677.03万元，同比增加1,575.70%。
报告期末，公司总资产为1,031,076.69万元，较期初增加4.96%；归属于上市公司股东的所有者权益为257,231.08万元，较期初增加2.90%；本期基本每股收益0.1035元，较去年同期的0.0062元增加1,569.35%。
报告期内，已投产的各项目持续与地方政府共同推进供热工作等措施，争取进一步扩大非补贴收入业务规模；沂水项目二期扩容工程正式启动，预期投产后能更好地覆盖整个园区的企业用汽需求，并为新增用户的迅速接入提供基础；滑县项目试运行情况理想，随着污水配套项目的顺利投产，计划于下半年完成项目转固。在可再生能源补贴的进展方面，公司新增两个项目（滑县项目与延津项目）被纳入2023年第四批可再生能源补贴清单；阜宁、睢宁、新野、延津、永城5个项目的CCER申报准备工作已基本完成，将在国家主管部门后续公布CCER相关政策时根据新规调整并及时开展申报。
报告期内公司还积极开展项目的提标技改。明水、宁安等早期投产的生物质纯发电项目，在完成技改后将提升锅炉的处理能力，为热电联产转型打好基础。为了满足江苏省于2023年7月1日开始执行的生物质电厂超低排放标淮，阜宁、睢宁项目进行了针对性的技改，有效提升脱硫、脱硝效率，为项目的节能减排和稳定达标运行提供了保障。
报告期内，由于下游客户景气度恢复，满城、蠡县和茂名项目所在园区用热需求增长显著，各项目负荷率均明显提升，售汽量与上年同期相比分别提高了39.66%、15.23%和6.42%。蠡县项目更是完成2022年-2023年度的居民供暖工作，在保障企业正常收益的前提下也取得了较大的社会效益。
在生产管理方面，报告期内各项目持续落实精细化管理，锅炉效率在现有条件下同比进一步提高，综合管损也得到进一步的降低，各项生产指标总体表现良好。
报告期内，各项目在力促生产的同时还严抓环保节能工作。满城、蠡县项目作为重点排放单位，其2021-2022年的碳排放核查均顺利通过专家审核，碳减排工作成效明显；茂名项目也通过了广东省清洁生产审核评优验收，获评为茂名市清洁生产企业。
报告期内，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，获得了正常效益。
在公司新的战略规划指引下，循环利用业务也于报告期内取得了进展。其中炭基生物有机肥的研发顺利进行了第二次试验，从结果分析可见试验效果明显。这增强了公司进一步探索和发展循环利用业务，发展生物质系列农资产品以增加生物质业务综合效益的决心和信心。
随着生物质能产业化程度的提升和我国政府对农林废弃物收集处理的重视，基于我国丰富的生物质资源，且国家十四五规划里也明确提到要大力发展生物质产业，生物质行业未来的发展空间非常广阔。在这一前提下，公司坚定看好生物质项目未来的发展，并将集中精力和资源往生物质热电联产、以非补贴收入为主的方向持续发力，继续做大做强环保主业。二、核心竞争力分析
报告期内，公司农林生物质发电项目总装机容量506MW，其中已投产装机容量为456MW，试运行项目装机容量为35MW，筹建项目装机容量为15MW，装机规模在国内生物质发电行业内位居前列；加上公司精细化管理的措施在更多项目运营中的逐步落实，公司的核心竞争力将在市场进一步得到检验，具体在于：
近年公司大量新项目完成建设及步入正式商业运行期，这进一步提升了公司的行业地位并为公司在行业竞争中增加了规模上的优势。同时，为了应对大规模项目运营给管理上带来的挑战，公司将持续深化精细化的管理模式，结合多年在行业内积累的经验，进一步对组织进行扁平化改革以实现对问题的快速反应，确保公司环保项目的各项运营指标得到不断优化。
在原有全国布局开发的基础上，报告期内公司已投产的生物质热电联产项目在发展热负荷已有所突破的基础上，努力在当地引入新增用热企业，力争扩大非补贴收入在项目收入中的占比，为公司业绩提供新的增长点。同时，生物质能发电行业作为国家支持的环保减碳行业，当国家进一步放开碳排放交易市场后，公司的生物质能热电联产项目每年产生的可交易碳排放权指标也能为公司实现收入的新增长。
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，2023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、生物质热电联产项目运营初期达不到预期的风险：虽然公司已经投资并顺利投产多个生物质发电项目，行业内也积累了一定的运营经验，但每一个新建的生物质发电项目建成后，仍需要一定时间对设备进行调试、消缺和完善，以尽可能达到较经济的运行指标，及符合当地的环保要求。
3、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，未来仍可以通过增加非补贴收入去继续生存及发展。
4、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。
5、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。
6、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。
7、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。
8、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。
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