热电联产成果显著,长青集团生物质龙头,未

（报告出品方/分析师：东北证券廖浩祥）

01农林生物质发电领军企业，盈利能力和现金流逐步修复

转型环保热能，股权结构集中，管理层经验丰富

燃气具制造起家，持续聚焦环保热能。长青集团成立于年，年9月深交所中小企业板上市。

公司从燃气、取暖用品及其核心部件制造起家，年进入垃圾发电，年进入工业园区集中供热，年进入生物质发电。年公司对外出售燃气具制造业务，进一步聚焦环保热能领域，目前形成生物质热电联产、工业园区燃煤集中供热和生活垃圾发电三大板块，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。

股权结构较为集中，何启强、麦正辉及其一致行动人控股62.42%。截至年12月31日，何启强先生直接持有长青集团25.77%的股份，麦正辉先生直接持有长青集团23.06%的股份，同时何启强先生与麦正辉先生通过两人各持股50%的新产业公司间接持有长青集团11.97%的股份，二人合计直接及间接控制公司60.80%的股份，为公司的实际控制人；何启强先生、麦正辉先生及其一致行动人郭妙波女士（何启强之配偶）、何启扬先生（何启强之弟）直接和间接合计持有长青集团62.42%的股份，保持控股地位。

管理层在公司履任近十六载，各司其职相互促进。何启强先生自年开始担任公司董事长，主要负责公司生物质发电板块；麦正辉先生自年开始担任公司执行董事、总裁，主要负责传统制造板块。何先生和麦先生在公司履任近十六载，对公司情况十分了解，且有多年合作基础，各自负责的业务板块稳定增长，相互补充促进，共同助力公司稳步健康发展。

电力热力双轮驱动，盈利能力和现金流状况逐步修复

营收跟随投运项目稳定增加，燃料成本下降推动利润改善。

-年公司营业收入从19.07亿元增至34.24亿元，CAGR达10.2%，整体平稳增长，主要跟随投运项目进度提升收入；H1实现营收19.63亿元，同比+20.59%。

-年公司归母净利润从1.63亿元增至3.50亿元，CAGR达21.06%；年公司业绩亏损1.59亿元，主要原因为雄县项目终止并计提约1.55亿元资产减值，同时煤炭价格及生物质燃料价格大幅上涨，导致公司主营业务盈利能力承压；年公司实现归母净利润0.76亿元，主要系相关不利因素影响明显缓解，同时多个新建生物质热电联产项目陆续投产进一步推动利润改善；H1公司分别实现归母净利润/扣非归母净利润0.77/0.74亿元，分别同比+.70%/+.92%，主要系营收增长叠加燃料成本下降，业绩增长较为亮眼。

持续聚焦环保热能主业，电力热力双轮驱动。

受益于新项目投产，公司环保相关业务收入占比持续提升，热电联产垃圾处理占比从年的46.13%提升至年的67.93%。

年公司将燃气具相关业务出售，持续聚焦环保热能主业，-H1热电联产垃圾处理业务营收占比在98%-99%，进一步拆分来看，H1公司电力和热力收入占比基本相当，分别为50.00%和47.20%，垃圾处理和污水处理在营收中占比较小。

盈利能力触底后逐步修复，费用率整体刚性。

年由于雄县项目减值和燃料成本上升影响，公司利润率下滑，毛利率和净利率分别为14.9%/-6.01%，-H1公司利润率持续修复，年毛利率/净利率分别为16.83%/2.23%，H1毛利率/净利率分别为20.36%/3.91%。

公司期间费用率整体刚性，年后财务费用率显著上升，年-H1公司财务费用率分别为4.85%/6.71%/7.41%/7.52%，主要和可转债发行以及长期借款增加相关。

为保证新建项目资金致负债率上升，年以来随项目陆续投产负债率保持稳定。

-年公司资产负债率从39.21%持续增长至74.63%，其中年公司有息负债率达81.25%，同增10.56pct，主要系当年公司为满足蠡县、铁岭、永城等项目建设的资金需求，采取多元化筹资方式，一方面发行8亿元可转债，年公司应付债券为6.76亿元；另一方面加大长期借款力度，年公司长期借款达39.47亿元，同增.6%。-H1随着公司在建项目陆续投产，公司资产负债率和有息资产负债率整体保持稳定，年公司主动归还部分长期借款，长期借款同减14.2%至34.52亿元。

补贴电费结算放缓致应收账款增加，账期风险相对可控。

年以来随着生物质发电项目投运规模增加，同时生物质项目补贴电费结算及时性下降，公司应收账款增加明显，-H1应收账款从5.17亿元增至25.53亿元，H1公司应收账款中已入目录售电补贴/售电款标杆部分/垃圾及污水处理费分别为13.10/1.12/0.01亿元。从账龄结构上看，H1公司应收账款中2年以内占比76.50%，坏账计提比例8.39%，整体账款风险可控。

随项目密集建设期度过并陆续投产，公司现金流呈逐步好转趋势。

-年经营活动产生的现金流量净额呈下滑趋势，其中-年的下滑主要系待结算的补贴电费应收款增加且回笼放缓所致，年公司经营活动产生的现金流量净额为5.06亿元，同增.54%，主要系当期部分货款采取票据方式结算；H1公司经营活动产生的现金流量净额为2.47亿元，同减31.16%，主要系税费返还减少，整体上看经营性现金流呈逐步好转趋势。同时随着密集建设期逐步度过，公司投资性现金流负值逐步收窄，年公司投资活动产生的现金流净额为-2.05亿元，同比增加4.53亿元。

02农林生物质发电发展基础坚实，热电联产为大势所趋

农林生物质发电快速扩容，发展基础较为坚实

生物质发电是利用农林废弃物、畜禽粪污、污水污泥、生活垃圾等生物质作为燃料的热力发电形式，将生物质中的生物质能（化学能）通过燃烧产生热能并转化为高温蒸汽，推动汽轮机带动发电机发电的过程。

根据生物质种类和技术路线不同，生物质发电可通过直接燃烧发电、混合燃烧发电、沼气发电、气化发电、垃圾发电等多种形式来实现，以充分回收利用生物质中能量为主要目标。

随着生物质发电快速发展，生物质发电在我国可再生能源发电中的比重呈逐年稳步上升态势。年我国生物质能源累计装机容量为万千瓦，同增8.79%，在可再生能源装机容量中占比3.41%，同增0.17pct；生物质能源发电量万千瓦时，同增11.42%，在可再生能源发电量中占比6.76%，同增0.15pct。生物质能发电地位整体呈上升趋势，成为我国可再生能源中的新生力量。

垃圾焚烧发电为生物质装机主要增长引擎，农林生物质新增投资未来或放缓。

-年生物质能发电装机容量从万千瓦持续增长至万千瓦，CAGR达19.22%。其中，垃圾焚烧发电为生物质能发电装机规模主要增长引擎，-年装机规模CAGR达23.82%；农林生物质发电装机呈持续增长趋势，-年装机容量CAGR达17.69%，年装机容量达万千瓦，同增3.71%，增速明显放缓，我们认为受到上游高成本制约，叠加生物质能补贴新规影响新建项目收益率，预计未来农林生物质发电项目新增投资将放缓。

农林生物质发电分布较为集中，年浙江、安徽等省份迎来快速发展。

根据《中国生物质发电产业排名报告》显示，农林生物质发电项目主要集中在农作物丰富的华北、东北、华中和华南地区，年前十省份累计装机量和发电量占全国比重均达到82%。

分省份看，年农林生物质发电累计装机量前五地区为山东、安徽、黑龙江、江苏、吉林，发电量前五地区分别为山东、安徽、黑龙江、江苏、河北。根据中国产业发展促进会生物质能产业分会数据，年全国农林生物质新增装机容量较多的省份为黑龙江、辽宁、浙江、内蒙古、山西，发电量较多的省份为黑龙江、山东、安徽、河南、广西，浙江、安徽、河南等城市发展较快。

农林生物质发电将逐步转向运营时代，运营效率仍有提升空间。

根据《中国可再生能源发展报告》，-年农林生物质发电年平均利用小时数从小时持续下滑至小时，尤其在-年下滑明显，主要系农林生物质原料市场竞争激烈，部分项目因原料供应紧张致开工率不足或停机。

同时，我们选取国能生物和长青集团作为国内农林生物质先进产能代表，二者利用小时数高于行业平均水平小时以上，我们认为原料成本和补贴新政赋予农林生物质发电项目高运营壁垒，未来行业将逐步转向资产运营时代，运营效率仍有较大提升空间，部分落后产能可能面临出清。

我国为农业大省，农林生物质原料来源产生量充足。

我国粮食种植面积广阔，产量丰富稳定，近五年CAGR达1.07%，年中国粮食产量.77万吨，同增0.54%，为农林生物质发电的原料提供保障。

同时，-年秸秆产生量和可收集资源量整体稳定增长，可收集资源量从6.38亿吨增至6.67亿吨，上游原料产生量较为充足。

秸秆和林业剩余物资源丰富，能源化利用空间尚存。

秸秆为玉米、小麦、水稻及其他农作物收获后剩余的茎叶穗部分，作为农林生物质发电主要原料产生量充足，截止年我国秸秆理论资源量约为8.29亿吨，可收集资源量约为6.94亿吨，其中，秸秆燃料化利用量.5万吨，能源化利用率10.64%；同时农林生物质发电还使用部分林业剩余物，截止年，我国可利用的林业剩余物总量3.5亿吨，能源化利用量为.4万吨，能源化利用率2.74%。与生活垃圾相比，秸秆和林业剩余物的能源化利用率仍非常低，未来生物质发电仍具有发展空间。

农林生物质发电惠及农民，其发展具有较强的必要性。

农林生物质发电厂主要布置在粮食主产区秸秆资源丰富的区域，生物质燃料的开发、收集、加工、利用等均需要大量农民直接参与，可以显著增加农民就业和收入，实现工业反哺农业。

根据我们测算，以30MW农林生物之发电厂为例，年消耗农林废弃物27万吨，支付给农民的燃料款大约在万左右（原料收购价按元/吨计）；若以年底农林生物质发电累计装机容量计算，年消纳1.62亿吨农林剩余物，每年支付给农民的燃料款大约在.9亿元，提供就业岗位约.8万个。

纯发电项目存在多重制约因素，转型热电联产为大势所趋

农林生物质发电更加依赖国补，且需高价收购农林剩余物。

尽管同属生物质能发电，但垃圾焚烧发电和农林生物质发电的商业模式具有较大不同，农林生物质发电行业具有更强的私利属性，市场化程度更高。

从收入模式上看，农林生物质营收更加依赖补贴电价，在0.75元/kwh的标杆电价中约0.37元/kwh是由国家可再生能源基金支付的国补；垃圾焚烧发电收入由垃圾处理费和发电上网收入共同贡献，且在0.65元/kwh的标杆电价中仅约0.17元/kwh来自国补。

从成本构成上看，垃圾焚烧发电原料基本不需付费，主要成本为折旧摊销和人工费用等，而农林生物质发电项目需从农户或中间商处高价收购秸秆等农林剩余物，原料成本占总成本比重约60%-70%。

收入端：年可再生能源发电电价改革，进一步加重农林生物质发电项目收入压力。

农林生物质上网电价演变主要经历两个时间点，年7月国家发改委印发《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，对农林生物质发电项目统一执行标杆上网电价0.75元/kwh，超出燃煤脱硫标杆电价的部分由国家可再生能源基金进行补贴；年可再生能源进入竞争性配置阶段，9月印发《关于关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见有关事项的补充通知》，生物质发电项目全生命周期合理利用小时数为小时，自并网之日起满15年后，无论是否达到全生命周期补贴电量，不再享受中央财政补贴资金，同时年以后当年新开工项目为竞争配置项目，对需要国补的金额进行排序，意味着竞争配置项目将有极大可能按照低于0.75元/kwh的标杆电价结算上网电价，进一步加重农林生物质发电项目收入压力。

成本端：燃料价格呈持续上涨趋势，价格有望逐步迎来合理回归。

农林生物质发电项目的燃料主要包括农业剩余物和林业废弃物，本身并没有太大价值，主要成本来自人工成本和燃料运输加工费，同时农林生物质能量密度低，经济运输半径在公里以内，原料价格还会受到局部产能竞争格局影响。

总体上看，随着人工成本攀升并受到通货膨胀等因素影响，秸秆等原料采购价格呈持续上涨趋势，从国能集团数据上看，-年农林生物质发电项目的燃料采购价格总体逐年上涨，燃料供不应求的局面日趋明显。

从燃料分布情况看，东北生物质燃料价格随着新项目增多而明显上涨，目前大概在-元/吨；华东、华中和华北由于经济发达、人工成本高和燃料运输加工费高，燃料价格普遍偏高，苏北等地价格峰值甚至已超元/吨；华南地区燃料价格近年来通常在-元/吨，但含水率达50%左右。

我们认为短期内农林生物质原料价格高企有望逐步缓解，主要系：

1）和煤价存在联动关系，煤价下行后煤电厂对掺烧秸秆的需求下降；

2）生物质国补支付拖延造成部分农林生物质企业生产停摆，从而降低对秸秆的收购需求；

3）秸秆燃料化应用仍为大势所趋。

农林生物质发电需要稳定的燃料供给，但存在三方面制约因素。

我国农业剩余物和林业剩余物可利用量丰富，而对于单个秸秆发电厂来说，需要稳定的燃料供应，否则会导致运营困难甚至被迫停产，主要有三个因素会阻碍燃料供应，竞争者方面，若同一地区存在较多秸秆原料的竞争者，诸如造纸厂、热电联产厂、人造板材厂等，农户和经纪人会优先选择对自己最有利的方式进行出售，将增加发电厂原料供应的不稳定性；农户方面，农民作为秸秆持有者比较分散，且农村青壮年劳动力紧缺，通常没有足够时间收集秸秆；经纪人方面，由于秸秆在国内尚未完全市场化，受人为干扰因素较多，也存在经纪人向电厂提供掺杂率高、含水量高、质量参差不齐的秸秆，降低了有效秸秆比例。

农林生物质发电在补贴新规下难盈利，国补若全部退坡将难以维持盈亏平衡。

根据《中国农林生物质发电项目经济性分析》，30MW的农林生物质项目要实现8%基准收益率，在燃料价格分别为///元/吨时，年等效利用小时数分别为///小时，意味着每年最少需要满负荷全天运转天；但根据补充通知中规定农林生物质发电企业全生命周期15年的总利用小时数为小时，平均每年仅小时运行，企业要实现盈利具有较大压力。

同时当燃料成本按照元/吨计，在标准水分和热值条件下，企业燃料成本为0.42元/kwh，然而各地燃煤脱硫标杆电价平均值为0.38元/kwh，也就是说，当国家电价补贴完全退坡后，原料买入价会高于上网电价形成亏损。

农林生物质发电商业模式更加依赖国家补贴，成本端持续受制于持续上涨的农林废弃物价格，收入端受到可再生能源补贴新政影响，项目盈亏平衡压力加大，因此必须积极突破商业模式，拓展非电、非补贴收入来源，目前行业主要方向是拓展热电联产，同时积极融入绿证交易、CCER等。

农林生物质热电联产快速发展，目前新增项目中92%均为热电联产项目。

根据《中国生物质发电产业排名报告》，年农林生物质项目总装机达.3万千瓦，同增15.05%，热电联产项目装机达.0万千瓦，同增26.37%，累计装机容量占比从39.07%增至42.91%，呈现快速发展态势。根据《中国可再生能源报告》，-年新增农林生物质热电联产装机规模所占比重由60%提高至92%，年均提高约8pct。

国家政策持续鼓励发展农林生物质热电联产，部分省份仍有较大发展空间。

近年来，国家政策持续鼓励发展生物质热电联产，根据年12月《加快农村能源转型发展助力乡村振兴的实施意见》，要求引导企业有序布局生物质发电项目，鼓励企业从单纯发电转为热电联产；年6月国家发改委、国家能源局、财政部等多部门联合印发《“十四五”可再生能源发展规划》，其中提到有序发展生物质热电联产，因地制宜加快生物质发电向热电联产转型升级。

同时以山东为代表的农林生物质发电大省积极鼓励发展农林生物质热电联产并专门出台相应政策，根据《山东省农林生物质热电联产发展规划（-年）》，年农林生物质发电装机容量达到万千瓦（较年+45.55%），供热面积达到万平方米（较年+%），工业供汽能力达到吨/小时（较年+%），说明农林生物质热电联产在特定省份仍有较大发展空间。

纵向对比：农林生物质热电联产项目内部收益率整体优于直燃项目。

根据《中国农林生物质发电项目经济性分析》，通过对9个典型项目对比（项目7-9为热电联产），9个项目平均单位投资元/kW，平均年等效利用小时h，平均上网小时数h，测算出平均内部收益率为11%，其中热电联产项目8号和9号内部收益率均在21%左右，7号项目超过16%，经济性整体优于直燃项目。

横向对比：农林生物质能供热经济性低于燃气而高于燃煤，采用低真空供热将促进运营成本大幅下降。

根据中国新能源网，通过横向对比，农林生物质能热电联产和燃煤机组、天然气供热相比，具有经济性较高、环保节能、资源量能够满足供热需求、符合县级城市清洁供热要求、可循环利用、符合国家政策等优势，通过数据对比，农林生物质能供热单位运营成本为31.87元，分别较普通燃煤锅炉/高效煤粉锅炉/燃气锅炉供热运营成本+63.52%/+66.51%/-28.75%；如果采用低真空供热，则运营成本分别较普通燃煤锅炉/高效煤粉锅炉/燃气锅炉供热-34.83%/-33.65%/-71.61%，具有更强的供热经济性。

CCER重启加速推进，预计年内有望重启。

年年底以来多部门密集表态，CCER审批重启加速。

年4月底，生态环境部向社会公开征集的CCER项目方法学建议已截止；年7月生态环境部应对气候司原司长李高表示第一批项目方法学公开征集工作已经结束，共收集方法学建议余项，遴选评估工作正在有序开展。

年8月，北京绿色交易所发布《关于全国温室气体资源减排交易系统交易相关服务安排的公告》，宣布全国温室气体自愿减排交易系统即日起开始开户功能，明确全国自愿减排交易的开户主体、交易场所等重要信息。

年9月15日，生态环境部审议并原则通过《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，意味着CCER顶层设计获批，年内重启已在预期之内。

农林生物质项目有望率先进入CCER方法学，能够一定程度缓解补贴下滑问题。

从CCER开发可行性角度看，农林生物质发电和热电联产项目均有对应方法学，并已经有项目成功完成CCER和CDM项目备案或注册，其中，农林生物质发电项目CCER项目备案量为27个，CDM中国项目注册数量51个；农林生物质热电联产项目CCER项目备案量为17个，CDM中国项目注册数量70个，未来随着CCER重启，农林生物质项目有望率先进入项目方法学当中。

同时假设农林生物质热电联产项目30MW装机，消耗生物质原料25万吨/年，上网电量20.万MWh/年，设计供热量为.2万GJ/年，预计项目减排量为18.万吨/年，以CCER价格50元/吨计算，则CCER每年能够贡献.15万元，一定程度上缓解农林生物质项目补贴下滑的问题。

行业格局变化较大，整合机会逐步显现

农林生物质发电行业格局变化较大，目前前三分别为国能、光大和长青。根据《中国生物质发电产业排名报告》，年中国农林生物质发电装机容量前三名分别为凯迪生物、国能生物和光大绿色环保，装机容量分别为.6/96.8/41.0万千瓦，广东长青排名第十，装机容量金12.6万千瓦。

年后行业格局发生较大变化，年农林生物质发电装机容量前三名分别为国能生物、光大绿色环保和广东长青，装机容量分别为.1/.9/50.6万千瓦，长青集团装机规模提升非常显著。

补贴发放滞后，投产过于激进，导致行业出现整合。

生物质发电行业-年期间出现大规模出清，以凯迪生态为例，其在年底共投运47个生物质电厂，在运装机容量.2万千瓦，位居全国第一，-年装机容量年均增长率超38%，装机快速增长的同时公司负债也快速扩张，年公司负债总额达到亿元，资产负债率攀升至80%以上，而总营收仅增长至50亿元。

年凯迪盲目项目扩张导致不良资产问题暴露，当年利润亏损54亿元，引发后续一系列债务违约，年公司被深圳交易所要求暂停上市。同时，山东琦泉当时因国补拖欠也出现濒临破产情况，年山东琦泉生物质发电项目共投产7个，总装机容量33万千瓦，截止年6月底拱北拖欠国家补贴资金近10亿元，导致山东琦泉资金链条迫近断裂。

03热电联产成果显著，未来仍有成长空间

持续聚焦环保热能，重点发展生物质热电联产。公司在手项目聚焦环保热能，进一步可分为生物质热电联产项目、园区集中供热项目、生活垃圾焚烧项目，其中农林生物质热电联产项目为公司重点发展方向，年新野、盐津、郯城、宾县、松原等项目先后投产，公司重点投入建设的15个生物质热电联产项目中已有14个项目投产并转固，已投产生物质项目装机规模接近MW。工业园区燃煤集中供热板块聚焦做好大项目，目前主要拥有茂名长青热电、满城热电、蠡县热电三大项目。

公司积极探索热电联产，供暖供热面积持续提升。年公司一半以上的项目实现了热电联产，还有4个项目即将加入热电联产的行列，截止年11月公司生物质项目供暖面积总计万㎡，全年已实现的清洁供暖面积比上年增长62.5%，清洁供热规模比上年增长%。

其中，沂水电厂作为公司的第一个生物质发电项目，在不新征土地、不新增建筑物的前提下成功转型热电联产、以热为主的新模式，为公司树立了全生命周期补贴电量即将到期的纯发电项目成功转型热电联产项目的标杆。

鄄城、沂水、延津、阜宁、铁岭等项目也通过增加供热收入，使现金流状况得到较大的改善，其中鄄城、延津、铁岭项目已实现发电、供热、供暖三位一体的模式。

公司热电联产进展显著，供汽供暖销售量持续提升。

从财务和经营数据上看，公司热电联产进展显著，收入方面，-年公司供热收入从5.84亿元增至16.25亿元，CAGR达40.69%，收入占比从35.8%增至47.5%；H1公司供热收入9.26亿元，同增21.99%，收入占比增至47.2%。

从供汽供热数据上看，-年公司供汽销售量从.31万吨增至.04万吨，CAGR达26.93%；供暖销售量从21.49万吨增至.43万吨，CAGR达91.30%。

供热毛利率逐步修复，未来仍有提升空间。

从公司分业务毛利率上看，-年供电供热毛利率呈下滑趋势，主要系燃料成本高企所致，年后供电毛利率继续下滑而供热毛利率逐步增长，年/H1公司供热毛利率分别为17.25%/25.71%，年以来煤炭价格呈下滑趋势，9月开始煤价有小幅反弹但仍处于低位，生物质燃料价格和煤价有一定联动关系，因此预计下半年燃料成本压力持续缓解，公司供电供热毛利率仍有修复空间。

垃圾焚烧和园区供热项目表现稳定，生物质热电联产项目盈利能力有望逐步提升。

从各项目表现来看，垃圾焚烧项目和园区集中供热项目整体表现稳定，中山长青环保热能项目-H营收和净利润均实现稳定增长，满城热电项目为公司业绩做出较大贡献，-年营收持续增长，净利润受到上游原材料价格影响存在一定波动。

生物质热电联产方面，沂水、鱼台等早期项目，整体营收和盈利情况较为稳定，永城、阜宁、滑县等年后新建项目受到疫情、国补拖欠、项目爬坡等因素影响，项目略有亏损，未来随着相关限制因素解除有望持续提升盈利能力，同时公司大部分生物质项目为近年所建，仍能在未来较长时间内享受国补，且公司10个新增项目均属于可再生能源补贴“新增不新欠”项目，具有一定后发优势。

已转型热电联产的生物质项目具有较好的供热成长性，有望与地方产业形成双向促进的发展生态。

转型热电联产项目的前提是所在区域存在足量且稳定增长的工业企业用热需求，从公司部分农林生物质热电联产项目所在区域的产业发展情况来看，已实施热电联产的生物质项目未来具有较好的供热成长性。

以沂水长青项目为例，沂水长青项目年投入商业运营，区位上紧邻沂水县四大产业园区中的庐山新材料高科园（截止年8月园区落户企业54家），在周边存在蒸汽需求的情况下沂水长青积极拓展供热业务，年在原有厂区内利用原有车间和仓库实现对外供汽，促进七星柠檬二期工程建设，推动鑫源纸业搬迁，进一步推动庐山工业园上下游企业密集布局，也为公司未来供热业务发展提供增量用户，从而形成双向促进的发展生态。

园区集中供热项目下游产业规划明确，项目热负荷仍有增长空间。

从公司园区集中供热项目所在区域的产业发展情况来看，下游产业具有明确规划，供热成长性可期。蠡县“十四五”期间规划建立千亿级产业集群，蠡县长青为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，并为项目周边企业提供热源，能够切实享受蠡县产业发展红利。

满城目前构建“一区四园”产业格局，满城长青位于生活用纸科学创新产业园，现有家生活用纸企业，目前慢城项目满足65家造纸企业和1家生产农林资料企业的用热需求，未来仍有较大开发空间。

茂名高新区定位聚焦绿色石化，并以六大战略性新兴产业作为支撑，茂名长青目前完成蒸汽北线、南线管网建设达20公里以上，向高新区30家化工企业供应蒸汽，随着高新工业园区招商引资项目相继落地并投产，项目热负荷有望获得增长。

计划以简易程序募集资金3.00亿元，进一步加强公司供汽供热能力。

年4月公司发布《年以简易程序向特定对象发行股票预案》，计划募集资金总额不超过3.00亿元，其中拟向沂水长青二期扩容项目/阜宁长青扩建燃气锅炉项目/补充流动资金及偿还有息负债分别投入募集资金1.78/0.42/0.80亿元，沂水长青二期项目主要建设一台t/h高温高压生物质直燃锅炉+15MW汽轮机发电机组，阜宁项目主要扩建一台65t/h天然气锅炉，有望进一步加强公司供热供汽能力。

拟转让垃圾焚烧发电项目，有望增强公司资金实力，进一步聚焦农林生物质能利用。

年6月30日，公司发布公告称，与中山公用签订了框架协议，拟将长青中山%股权和长青热能%转让给中山公用或其指定关联方。

框架协议对应标的为中山市中心组团垃圾焚烧发电厂，项目概算总投资8.15亿元，6年4月成功并网发电，年扩容项目成功并网发电，目前年发电量3亿千瓦时，年处理垃圾80万吨。

本次交易若成功实施，将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；同时有利于优化公司财务结构，改善公司盈利能力，提高公司竞争力。

04盈利预测与估值

关键假设：

1.年供热供电收入延续增长趋势，其中随着热电联产推进，供热收入增长更加显著；

2.年随着上游燃煤和农林剩余物价格压力缓解，公司供热供电毛利率均有所提升。

公司为生物质发电领军企业，持续推进热电联产转型，未来供热收入有望逐步提升，贡献增量收入，我们预计公司-年实现营业收入分别为42.52/51.16/60.40亿元，实现归母净利润分别为1.38/1.74/2.10亿元，对应PE分别为29.43x/23.46x/19.42x。

05风险提示

国内外宏观形势变化超出预期，生物质热电联产项目运营初期不及预期，生物质燃料供应受限及供应价格波动，煤炭价格上涨，应收账款回收不及预期，盈利预测与估值模型不及预期。

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