2025年长青集团研究报告：行稳致远的生物质发电龙头，携手中科系推动数字+智能转型

长青集团：民营生物质发电龙头

历史沿革：燃气具制造起家，转型进军环保热能产业

公司前身为小榄压铸厂，1985 年成立。长青集团成立于1993 年，公司的传统业务包括燃气具及其配套产品的出口业务。2004 年，公司获得中山市中心组团垃圾综合处理基地焚烧发电项目，由此进入垃圾发电领域。2007 年，公司全面完成股份制改造并更名为广东长青(集团)股份有限公司。2008 年，公司开始涉足生物质发电以及生物质综合利用产业。2011 年公司首发 A 股正式在深圳证券交易所挂牌上市。 聚焦生物质发电，剥离燃气具制造业务。2011-2015 年公司沂水、明水、宁安、鱼台等生物质热电联产项目相继投产，装机规模不断扩大。2018 年公司首个园区集中供热项目-满城纸制品加工区集中供热项目投产。2021 年公司完成制造业务从上市公司的剥离，专注于成为低碳、环保与循环利用产业的标杆企业。携手中科信控推动转型。2025 年 2 月，公司与中科信控(北京)科技有限公司签署《战略合作框架协议》。双方希望通过合作，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。

股权结构：双实控人制，股权结构稳定集中

公司的实控人为何启强和麦正辉。长青集团的实际控制人为何启强和麦正辉，两人为一致行动人。何启强先生直接持有公司 191,213,800 股股份，占上市公司目前股份总数的 25.77%；麦正辉先生直接持有公司 171,101,000 股股份，占上市公司目前股份总数的 23.06%；何启强先生和麦正辉先生分别持股50%的中山市长青新产业有限公司直接持有公司 88,800,000 股股份，占上市公司目前股份总数的11.97%；何启强先生的配偶郭妙波女士持有公司 11,861,200 股股份，占上市公司目前股份总数的 1.60%；何启强先生的胞弟何启扬先生持有公司120,000股股份，占上市公司目前股份总数的 0.02%；何启强先生及其配偶郭妙波女士、胞弟何启扬先生和麦正辉先生合计直接及间接持有上市公司目前股份总数的62.42%。

财务分析：供电供热两翼齐飞，利润率&现金流稳步修复

供电与供热是目前公司收入的主要来源。2021 年前公司的收入增长依靠燃气具制造和生物质发电双轮驱动，但 2021 年长青集团将与燃气具制造业务相关的子公司100%股权剥离出上市公司（制造业营收受国内外市场竞争和2018 中美贸易摩擦影响呈下降趋势），业务重心聚焦园区集中供热和农林生物质发电。2024 年公司实现供电收入 20.37 亿元，占总营收的 53.8%；供热收入16.51 亿元，占总营收的43.6%，二者成为公司的主要收入来源。

公司收入增长基本与项目投运节奏同频。上市以来，公司的营收由11.9 亿元增长至 37.9 亿元，CAGR 9.32%，除 2021 年因剥离燃气具制造业务收入出现明显下滑之外，其余年份的表现与公司生物质项目的投产节奏基本匹配，截至目前公司15个农林生物质发电项目均已投产。2025Q1 年公司收入小幅下滑3%至9.6亿元，主要系营业外收入减少所致（24Q1 曾出售碳配额）。减值&燃料成本影响利润，近年已重回增长轨道。上市后公司的归母净利由2011年的 0.8 亿元快速增长至高峰期 2020 年的 3.5 亿元，CAGR 17.8%。2021年公司归母净利仅为-1.59 亿元，业绩由盈转亏，主要由以下原因所致：1）雄县项目不再符合雄安新区最新规划的综合能源模式，公司决定终止该项目并对其进行了资产减值 1.55 亿元;2）煤炭价格大幅上涨，及受能源价格上升和异常天气影响而导致的生物质燃料成本上涨，使得公司经营成本大幅上升;3）且公司多个生物质热电项目需要停机进行提标技改停机时间较多。但随着减值利空出清和煤炭价格回归理性，公司业绩改善明显，归母净利 2024 年同比增长36%至2.17 亿元，2025Q1同比续增 45%至 0.81 亿元（剔除营业外收入影响同比增长249%）。

费用率&利润率均出现明显改善。2024 年公司的销售毛利率为19.5%，较2021年低谷时的 14.9%已有明显改善；净利率为 5.8%，同比提升1.7pct。费用率方面，由于剥离燃气具制造业务后，公司主营业务供电和供热的下游客户主要为电网和工业园区，故销售和研发费用和研发费用为 0。2024 年公司的管理/财务费用率分别为 6.9%/7.7%，同比提升 0.1/0.2pct，基本保持稳定。

有息负债率&资产负债率高企。由于生物质项目投资周期长、回款慢（补贴滞后），再叠加秸秆采购需提前支付农户预付款，公司需持续融资维持现金流。2018年起公司的长期借款余额快速增长，有息负债率、资产负债率也相应走高。截至2024年末，公司的资产负债率和有息负债率分别为 73.2%和57.7%，存在一定的优化调整空间。

经营性现金流有所改善。公司应收账款中大部分为生物质发电项目尚未到账的可再生能源电价附加补助资金，这部分补贴由中央财政统一拨付，但存在较长的结算周期，部分项目需等待进入补贴目录后才能回款。随着新建生物质项目陆续投产，申报补贴的电量规模扩大，导致应收补贴金额累积，公司应收账款余额近年来快速增长至 34.19 亿元（2024 年末）。近年来公司大力发展TO B 的供热业务，收入占比 2024 年达到 43.62%，减少了对补贴电费的依赖，2024 年经营性现金流增长至 5.92 亿元。

生物质发电行业：经营状况承压，补贴欠款问题亟待解决

生物质发电可分为垃圾焚烧、农林生物质和沼气发电三类

生物质发电是利用生物质所具有的生物质能进行的发电，是可再生能源发电的一种。生物质包括植物、动物及其排泄物、垃圾及有机废水等，这些生物质通过直接燃烧或转化为可燃气体、液体后燃烧，将化学能转化为热能，再通过发电机组转化为电能。根据原料和技术路线的不同，生物质发电主要分为以下三类：

1）农林生物质发电：利用农作物秸秆、林业废弃物等农林剩余物通过直接燃烧或气化方式发电。 2）垃圾焚烧发电：通过焚烧城市生活垃圾产生热能发电。3）沼气发电：利用畜禽粪便、有机废水等经厌氧发酵产生的沼气驱动发电机组。生物质发电行业具有多重社会价值：一方面实现了废弃物的资源化利用，减少环境污染；另一方面作为稳定的可再生能源，有助于优化能源结构。与风电、光伏相比，生物质发电具有出力稳定、可调节的特点，能够在电力系统中承担基荷和调峰功能。同时，生物质发电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。从产业链角度看，生物质发电行业涵盖上游原料/设备供应、中游项目建设与运营、下游电力输送与销售三大环节。上游原料供应主要包括农作物秸秆、林业废弃物、禽畜粪便和生活垃圾的收集与预处理；上游设备供应主要包括焚烧炉、发电机、汽轮机、烟气净化器的生产制造。中游涉及工程设计施工、设备安装调试及运营管理。下游则是电网企业依据国家政策收购电力并输送给终端用户。

装机规模：2024 年达 4599 万千瓦时，同比增长4%

我国生物质资源丰富。生物质主要包括农业废弃物、林业废弃物、畜禽粪便、城市生活垃圾、有机废水和废渣等，我国每年可作为能源利用的生物质资源总量约相等于 4.6 亿吨标准煤。其中：农业废弃物资源量约4 亿吨，折算成标准煤约2亿吨；林业废弃物资源量约 3.5 亿吨，折算成标准煤约2 亿吨；其余相关有机废弃物（畜禽粪便、城市生活垃圾等）折算约为 6000 万吨标准煤。根据中商产业研究院预测 2023 年我国秸秆可收集的秸秆资源量约为7.40 亿吨，同比增长0.41%，2024 年有望达到 7.42 亿吨。

中国生物质发电行业经历了从无到有、从小到大的发展过程，大致可分为三个阶段： 1）起步阶段（2004-2010 年）：以 2006 年国能单县25MW 生物质发电厂并网为标志，行业开始初步探索。这一时期主要依靠政策引导和技术引进，建设了一批示范项目。2005 年 12 月，我国首个秸秆与煤混烧发电项目在山东枣庄华电十里泉电厂投产，开创了生物质混合燃烧的先河。 2）奠基与发展阶段（2011-2020 年）：随着《可再生能源法》的修订完善和一系列扶持政策的出台，行业进入快速发展期。装机规模从2010 年的约550 万千瓦增长到 2020 年的 2952 万千瓦，年复合增长率达 18.3%。电价政策的调整（如2010年确立农林生物质发电标杆上网电价）进一步激发了市场活力。3）成熟阶段（2021 年至今）：在"双碳"目标推动下，行业进入高质量发展期。"十四五"期间，国家明确了生物质能多元化发展路径，垃圾焚烧发电、农林生物质热电联产和沼气发电等领域均迎来新的发展机遇。

生活垃圾焚烧发电装机占比最高，农林生物质发电次之。截至2024 年底，全国生物质发电装机容量达到 4599 万千瓦，新增装机 185 万千瓦。其中生活垃圾焚烧发电装机容量 2738 万千瓦时，同比增长 6.2%，占比高达59.5%；农林生物质发电装机容量 1709 万千瓦时，同比增长 1.2%，占比 37.2%位居次席；沼气发电装机容量 152 万千瓦时，同比增长 2%，占比仅 3.3%。

长青集团装机规模农林生物质行业排名第三，民企第一。截至2024 年底，国能生物以 1136MW 的农林生物质发电装机位居全行业第一，光大绿色环保以1069MW紧随其后，这两家公司全部为央国企背景。长青集团的装机容量为491MW全行业排名第三，也是民企排名第一，理昂生态以 444MW 的装机排在第四位。再结合前文的全行业装机数据，不难发现农林生物质发电行业的集中度较低，电厂资产较为分散，CR4 仅为 18%。

电价补贴政策变迁

2006 年：《可再生能源法》施行，确立生物质发电项目的鼓励开发、全额收购、电价补贴政策。国家发改委发布《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，明确生物质发电项目范围（农林废弃物、垃圾焚烧、沼气发电），电价为当地燃煤标杆电价+补贴电价（0.25 元/kWh），补贴期限15 年。2010 年：为促进农林生物质发电产业健康发展，国家发改委发布了《关于完善农林生物质发电价格政策的通知》（发改价格[2010]1579 号）（下称：发改价格[2010]1579 号文），正式对农林生物质发电项目实行标杆电价政策，非招标项目全国统一标杆电价 0.75 元/kWh，招标项目按中标价，但不高于0.75 元/KWh。2012 年:为引导垃圾焚烧发电产业健康发展，国家发改委发布了《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（发改价格[2012]801 号），在规定垃圾焚烧发电项目执行全国统一发电标杆电价每千瓦时 0.65 元（含税，下同）的基础上，对于享受标杆电价的上网电量折算方式进行了规定：并非所有垃圾发电项目的上网电量都可以享受垃圾发电标杆电价，按其入厂垃圾处理量折算成上网电量进行结算，每吨生活垃圾折算上网电量暂定为 280 千瓦时，其余上网电量执行当地同类燃煤发电机组上网电价。 2020 年:财政部、国家发改委和国家能源局联合下发了《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建[2020]4 号），对于已经按照规定核准备案、全部机组完成并网，同时经审核纳入补贴范围的可再生能源发电项目，按合理利用小时数核定中央财政补贴额度；引入“全生命周期合理利用小时数”（82500小时），替代固定 15 年补贴期限，并对补贴清单管理、中央与地方分担机制等进行优化。未纳入 2020 年中央补贴规模的已并网生物质发电项目，结转至次年依序纳入，但是需要中央补贴的在建项目应当在合理工期内建成并网。自2021年1月 1 日起，即便纳入了生物质发电国家、省级专项规划规划内的项目，如果已核准未开工的、或者在 2021 年之后新核准的生物质发电项目全部通过竞争方式配置并确定上网电价，不会被纳入后续的补贴清单。

电价补贴对农林生物质发电项目的盈利能力至关重要。由于长青集团的项目以农林生物质发电项目为主，我们在此暂不讨论生活垃圾发电与沼气发电项目的情况。为测算电价对于一个标准 30MW 装机的农林生物质发电机组的影响，我们做出以下核心假设：1）机组总投资 3.3 亿，折旧年限 20 年；2）利用小时数7000小时，厂用电率 9%；3）秸秆采购单价 300 元/吨，发电耗秸秆量1.3 吨/兆瓦时；4）管理费用率、销售费用率均为 7%（参考 2024 年长青集团水平）；5）增值税率13%，所得税率 15%。 在该情境下，此项目的度电燃料成本高达 0.39 元/KWh。如果没有电价补贴，仅依靠各地燃煤机组标杆上网电价，运营方甚至连燃料成本都无法覆盖，再叠加折旧摊销、人工、所得税等其他成本后，项目将迎来亏损，毫无经济性可言。据我们测算，若项目的上网电价由 0.75 元/KWh 下调至 0.65 元/KWh,项目的净利率将由7.5%下降至-2.5%。

行业困局：国补退坡&补贴拖欠&原材料涨价

2024 年多家公司针对生物质业务计提大额资产减值损失。南网能源公告显示，因生物质燃料市场供需失衡，导致项目现金流短缺、持续亏损，2024 年计提资产减值损失约 3.11 亿元。华能国际旗下的华能吉林发电有限公司农安生物质发电厂2024 年计提长期资产减值 4.09 亿元。国能集团因补贴到期及项目利用率不足等原因，合计调减补贴约 15.22 亿元，同时对多个项目计提资产减值。九洲集团2024年生物质电站计提固定资产减值损失及投资收益损失等5.25 亿元，导致业绩下滑。我们认为该现象主要由以下几方面原因造成：1）国补退坡：正如我们前文分析的那样，生物质发电行业过去高度依赖政府补贴，但部分省份（四川）2022 年 1 月 1 日以后，新核准（备案）生物质发电项目上网电价，自 2025 年 1 月 1 日起执行我省同期燃煤发电基准价，现行标准为0.4012元/千瓦时，存量项目逐步退出补贴，转向电力市场化交易。2）补贴拖欠：近年来，由于可再生能源基金的入不敷出，农林生物质行业国补的发放速度显著减缓，据环境商会牵头会员企业共同起草的《关于保障生物质发电行业健康发展的提案》显示目前全国生物质发电行业补贴缺口约400～500亿元，影响企业平稳运行、升级改造、还本付息、职工薪酬支付等，局部地区欠款甚至已严重扰乱项目运行，威胁到发电企业生存。 3）燃料成本上涨：秸秆具有体积大但质量轻的特点，近年来由于供应链不稳定而导致成本增加。一方面，农林生物质资源的获取难度加大；另一方面，常规能源价格上涨使得生物质燃料市场竞争加剧，进一步推高了燃料成本。这种成本倒挂现象让企业难以覆盖运营成本。 长青集团未计提大额生物质资产减值损失，且利润表持续改善。在友商纷纷计提资产减值损失的背景下，长青集团近年来并未对生物质资产进行大额减值处理，公司近年来的减值以信用减值为主，这意味着公司生物质资产的资产的可回收金额并未低于其账面价值，我们将在下一部分详细展开分析公司的核心竞争优势。

核心竞争优势：风险把控+经营效益

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。

管理团队经验丰富且稳定。何启强和麦正辉先生在公司任职时间均超过15年，核心管理团队稳定性强。高管团队年龄跨度显著，形成"老中青"三代结合的人才梯队。董事长何启强（67 岁）与总裁麦正辉（70 岁）提供战略稳定性，副总裁何骏（36 岁）代表年轻管理力量注入。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。

项目选址：优选用热需求大的地区

公司项目选址合理。长青集团从中山市中心组团垃圾焚烧发电厂项目开始，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，目前已投产的项目有 19 个，项目分布在广东、河南、河北、江苏、辽宁、吉林、黑龙江等。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。 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 2024 年发电量有所增加。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。

13 个项目进入补贴清单，积极开拓供热业务

公司积极推动生物质项目纳入国补清单。公司紧密跟踪《可再生能源电价附加补助资金管理办法》修订动态，例如 2020 年明确"全生命周期合理利用小时数"规则后，优先申报接近投产年限的项目（如 2017-2018 年立项项目）。2023 年生态环境部发布《生物质发电项目环保绩效分级技术规范》后，迅速对滑县、延津等项目进行超低排放改造，满足"优先纳入"条件。 公司各项目在保障电力的正常生产以外，还大力拓展供热业务。截至2024年末，长青集团已有 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。 沂水项目成功转型。沂水长青为长青集团第一个生物质发电项目，也是第一个因补贴期届满 82500 小时而不再获得中央财政补贴的项目。在不新征土地、不新增建筑物的前提下，沂水电厂成功转型热电联产、以热为主的新模式，为公司其他国补即将到期的纯发电项目转型热电联产树立了标杆，并逐步开始在其他项目上进行复制，同时它也为国内农林生物质热电行业的良性发展提供了有益借鉴。

为什么我们在当前时点看好长青集团？

煤价下行燃料成本下降，盈利能力修复

秸秆价格与煤价的关联主要体现在能源替代效应和市场供需调节上。从热值角度看，2 吨秸秆相当于 1 吨标准煤，这使得两者价格存在理论上的替代关系。当煤价上涨至 800 元/吨以上时，秸秆作为替代燃料的经济性显现，价格通常会跟随上涨。例如 2023 年山东地区煤价突破 1000 元/吨时，秸秆到厂价从320 元/吨飙升至 580 元/吨，两者价差从正常的 2.5:1 缩小到 1.7:1。这种替代效应在工业领域尤为明显，煤价超过 600 元/吨时，煤电厂会提高秸秆掺烧比例以降低成本。长青集团并未披露秸秆采购平均单价的情况，故我们参考光大绿色环保2020-2023年生物质项目的运行数据，从中不难发现光大绿色环保的单位秸秆采购成本与煤价走势正相关。

2025 年以来煤价下行，公司 25Q1 业绩同比高增。截至2025 年5 月16日，秦皇岛港 5500 大卡动力煤价格为 614 元/吨，同比下降29%。相应的，2025Q1公司实现归母净利 0.81 亿元，同比增长 45%，若剔除24Q1 的营业外收入影响，公司的归母净利同比增长 249%。

敏感性测试显示，秸秆价格每降低 10 元，公司归母净利率提升1.66%。我们沿用表 2：30MW 农林生物质发电项目财务模型的核心假设进行测算，当项目利用小时数为 7000 小时，秸秆价格为 300 元/吨时，项目的归母净利率约为7.54%，假设利用小时数不变，秸秆价格格每降低 10 元，公司归母净利率提升1.66%。

携手中科系，推动数字化、智能化转型

协议转让 5%股权给中科泓源，优化股东结构。2024 年12 月24 日长青集团发布公告称，北京中科泓源信息技术有限公司拟以协议转让方式受让公司控股股东、实际控制人及一致行动人何启强、麦正辉合计持有的公司非限售条件流通股份37,098,130 股，占公司目前股份总数的 5%。本次权益变动后，北京中科泓源将持有公司 5%的股份。本次股份转让价格为 4.932 元/股，转让价款总额为1.83亿元。且北京中科泓源已出具承诺，自本次协议转让完成后的六个月内不减持所持有的上市公司的股份。 与中科信控签署战略合作协议。2025 年 2 月 27 日，长青集团公告与中科信控（北京）科技有限公司签订战略合作协议，长青集团受让中科信控旗下北京中科信控大数据有限公司 49%股权作为合作平台。中科信控（北京）科技有限公司的大股东为中科院计算机网络信息中心（持股 65%），第二大股东为购买长青集团5%股权的中科泓源（持股 35%）。中科信控（北京）科技有限公司的主营业务为数据处理和存储支持服务、云计算装备技术服务等。2024 年公司净资产4636万元，营收 1.97 亿元，净利润 3058 万元。双方希望通过合作，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。

碳市场扩容，通过碳交易额外收益

碳排放配额（CEA）：2024 年贡献 3000 万+营业外收入。2024 年公司的煤电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 3000 万+营业外收入。2025 年3 月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，CEA的需求有望增加。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。

国家核证自愿减排量（CCER）：30MW 农林生物质发电可获得12 万吨CCER/年。2024 年初 CCER 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。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。假设公司所有的农林生物质发电项目全部开发为CCER资产，以50元/吨的价格进行测算，可为公司带来 9220 万元/年的额外利润，占 2024 年公司归母净利的43%。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）