[年报]华光环能(600475):无锡华光环保能源集团股份有限公司2024年年度报告
原标题:华光环能:无锡华光环保能源集团股份有限公司2024年年度报告 无锡华光环保能源集团股份有限公司 2024年年度报告 重要提示 一、本公司董事会、监事会及董事、监事、高级管理人员保证年度报告内容的真实性、准确性、完整性，不存在虚假记载、误导性陈述或重大遗漏，并承担个别和连带的法律责任。 二、公司全体董事出席董事会会议。 三、公证天业会计师事务所（特殊普通合伙）为本公司出具了标准无保留意见的审计报告。 四、公司负责人蒋志坚、主管会计工作负责人缪强及会计机构负责人（会计主管人员）周建伟声明：保证年度报告中财务报告的真实、准确、完整。 五、董事会决议通过的本报告期利润分配预案或公积金转增股本预案经公证天业会计师事务所（特殊普通合伙）审计，截至2024年12月31日，公司母公司报表中期末未分配利润为人民币2,241,977,693.61元。公司2024年年度拟以实施权益分派股权登记日登记的总股本为基数分配利润，具体利润分配方案如下： 上市公司拟向全体股东每股派发现金红利0.35元（含税）。截至本报告发出日，公司总股本955,965,729股，以此计算合计拟派发现金红利334,588,005.15元（含税）。 目前，公司处于回购实施阶段，公司回购账户中的股份，不参与本次利润分配。 2024年12月12日，公司已实施2024年前三季度权益分派，以方案实施前的公司总股本955,965,729股为基数，每股派发现金红利0.10元（含税），共计派发现金红利95,596,572.90元。结合本次年度现金分红，2024年度公司拟共计实施现金分红430,184,578.05元，占本年度归属于上市公司股东的净利润比例为61.08%。符合《公司章程》及《公司未来三年（2022-2024年度）股东回报规划》的相关要求。 如在董事会审议通过后到实施权益分派股权登记日期间，因回购股份、股权激励授予股份等致使公司总股本发生变动的，公司拟维持每股分配比例不变，相应调整分配总额。 六、前瞻性陈述的风险声明 √适用□不适用 受到风险、不明朗因素及假设的影响，本报告涉及未来计划、发展战略等前瞻性陈述，可能与实际结果有差异，该等陈述不构成公司对投资者的实质承诺，请投资者注意不恰当信赖或使用此类信息可能造成的投资风险。 七、是否存在被控股股东及其他关联方非经营性占用资金情况 否 八、是否存在违反规定决策程序对外提供担保的情况 否 九、是否存在半数以上董事无法保证公司所披露年度报告的真实性、准确性和完整性否 十、重大风险提示 受到风险、不明朗因素及假设的影响，本报告涉及未来计划、发展战略等前瞻性陈述，可能与实际结果有差异，该等陈述不构成公司对投资者的实质承诺，请投资者注意不恰当信赖或使用此类信息可能造成的投资风险。 十一、 其他 □适用√不适用 目录 第一节 释义..................................................................5第二节 公司简介和主要财务指标................................................8第三节 管理层讨论与分析.....................................................12第四节 公司治理.............................................................58第五节 环境与社会责任.......................................................79第六节 重要事项.............................................................94第七节 股份变动及股东情况..................................................111第八节 优先股相关情况......................................................119第九节 债券相关情况........................................................120第十节 财务报告............................................................130
一、 释义 在本报告书中，除非文义另有所指，下列词语具有如下含义：
一、公司信息
(一)主要会计数据 单位：元 币种：人民币
□适用√不适用 八、境内外会计准则下会计数据差异 (一) 同时按照国际会计准则与按中国会计准则披露的财务报告中净利润和归属于上市公司股东的净资产差异情况 □适用√不适用 (二) 同时按照境外会计准则与按中国会计准则披露的财务报告中净利润和归属于上市公司股东的净资产差异情况 □适用√不适用 (三) 境内外会计准则差异的说明： □适用√不适用 九、2024年分季度主要财务数据 单位：元 币种：人民币
□适用 √不适用 十、非经常性损益项目和金额 √适用□不适用 单位：元 币种：人民币
□适用√不适用 十一、 采用公允价值计量的项目 √适用□不适用 单位：元 币种：人民币
（二）热电运营稳健提升，集成化、精细化管理有成效 公司热电运营主要以供热为主，以热定电，符合国家提高能源使用效率、降低碳排放的战略 目标。2024年，公司下属8家热电厂保持精细化高效运营，全年完成总售热971.32万吨，较去年 同期增长18.76%，热力应收款回笼率100%；通过精细化管理，管损低至5.2%。（三）固废处置运营稳中有进 公司致力于为客户提供固废处置的一站式解决方案。报告期内，公司环保运营新增725吨/天的餐厨废弃物处置扩建项目投入运营，除此以外容量未有明显变化，全年环保运营服务实现营业收入6.38亿元，同比上升5.50%。 公司生活垃圾焚烧处置业务已具备一定规模，截至报告期末，公司已投运生活垃圾焚烧项目日处理能力3,300吨/日。公司污泥处置业务规模处于行业前列，截至报告期末，公司已投运污泥处置项目规模为2640吨/日、蓝藻藻泥处置项目规模为1000吨/日。同时，近年来公司积极拓展固灰填埋场一期（库容40万立方米）已使用完毕，新建的飞灰二期项目（库容40万立方米）正在填埋使用中，有效保障了无锡市生活垃圾无害化处置需求。 （四）装备制造收入回暖 2024年，公司装备制造实现收入17.42亿元，较去年同期提高20.18%。装备制造收入回暖主要由于公司近年加大高端环保锅炉市场开发，燃机余热炉收入增长较快，传统节能高效锅炉中，流化床的销售收入也有所回升，同时公司抓住设备更新市场机遇，提升了设备节能技改等收入。 报告期末，公司锅炉装备在手订单总量30.44亿元，较去年有较大幅度提升，其中环保锅炉装备在手订单11.1亿元，燃机余热炉订单保持稳步增加，传统节能高效锅炉在手订单15.29亿元，另有设备更新改造及备件等订单4.05亿元。 （五）工程服务收入下降，光伏电站EPC业务承压 报告期内，公司电站工程业务收入实现收入6.75亿元，较去年同期下降70.08%，主要受累于公司电站工程中光伏电站EPC业务收入下滑较为明显。光伏电站工程业务因光伏组件价格波动剧烈，新能源消纳和项目收益不确定性增加等问题，装机速度和装机量下降。另外，传统电站工程受市场竞争激烈影响，收入也有所下降。报告期末，公司电站工程在手订单总金额11亿元，主要为传统电站工程。 报告期内，公司市政环保工程与服务实现收入13.10亿元，同比下降37.59%。主要由于报告期内市政环保工程业务逐步向毛利较高的业务转型，减少部分低毛利业务，提高了勘察设计业务比例，整体毛利有所提升。报告期内，市政环保工程签署订单21.12亿元，应收账款综合回笼率92.92%，保持较好水平。 （六）发行绿色债券，优化公司债务结构 2024年，公司成功发行中期票据9亿元，平均票面利率2.05%，发行超短期融资券合计24亿元，平均票面利率2.2%。与上年同期相比，中期票据利率下降32.6%，超短期融资券利率下降17.3%，中票、短融的顺利发行，有效降低了公司融资成本。其中2024年度第一期绿色中期票据（可持续挂钩）发行规模3亿元，发行期限3年，票面利率2.2%，创当时全国可比债券票面利率历史新低，同时也是该类票据的全国首单。 （七）其他重大事项 报告期内，公司再次实施股权激励计划，公司召开第八届董事第二十一次会议审议通过了《关于公司2024年限制性股票激励计划（草案）及其摘要的议案》等相关议案，并于2024年8月7日，取得无锡市国资委出具的《关于无锡华光环保能源集团股份有限公司实施限制性股票激励计划的批复》（锡国资考[2024]27号）。2024年9月，公司完成了本次限制性股票激励计划的股份授予、登记等工作。 二、报告期内公司所处行业情况 （一）能源行业情况 在能源领域，公司主要涉足节能高效发电设备的设计制造、电站工程与服务、地方热电及光伏电站运营业务。报告期内相关能源领域发展情况如下： 1、保障能源安全，推进能源绿色低碳转型 2024年3月，国家能源局印发《2024年能源工作指导意见》（国能发规划〔2024〕22号），坚持把保障国家能源安全放在首位，持续巩固“电力稳定可靠、油气底线可保、煤炭压舱兜底、新能源高质量跃升”良好态势。坚持积极有力推进能源绿色低碳转型。深入践行生态优先、绿色发展理念，坚定不移落实双碳目标，把握好节奏和力度，着力加强供需协同，强化系统消纳，保持清洁能源高质量较快发展势头。坚持依靠科技创新增强发展新动能。深入实施能源技术装备补短板、锻长板、拓新板，加强关键核心技术联合攻关，强化优势能源产业国际竞争力。加强科研成果转化运用，促进新质生产力发展。坚持以深化改革开放激发发展活力。深入推进重点领域和关键环节体制机制改革，持续推进全国统一电力市场体系建设，深化油气市场体系改革，不断提高能源治理效能。务实推进能源国际合作，扩大高水平对外开放，积极参与全球能源治理。 2024能源工作主要目标：1、供应保障能力持续增强。全国能源生产总量达到49.8亿吨标准煤左右。煤炭稳产增产，原油产量稳定在2亿吨以上，天然气保持快速上产态势。发电装机达到31.7亿千瓦左右，发电量达到9.96万亿千瓦时左右，“西电东送”输电能力持续提升。2、能源结构持续优化。非化石能源发电装机占比提高到55%左右。风电、太阳能发电量占全国发电量的比重达到17%以上。天然气消费稳中有增，非化石能源占能源消费总量比重提高到18.9%左右，终端电力消费比重持续提高。3、质量效率稳步提高。能源清洁高效开发利用取得新成效。煤电“三改联动”持续推进。跨省跨区输电通道平均利用小时数处于合理区间。推动北方地区清洁取暖持续向好发展。科技创新成果应用取得新进展。 针对传统能源：推动煤炭、煤电一体化联营，合理布局支撑性调节性煤电，加快电力供应压力较大省份已纳规煤电项目建设，力争尽早投产。推动退役机组按需合规转为应急备用电源。在气源有保障、气价可承受、调峰需求大的地区合理规划建设调峰气电。推动新型储能多元化发展，强化促进新型储能并网和调度运行的政策措施。 新能源发展：科学优化新能源利用率目标，印发2024年可再生能源电力消纳责任权重并落实到重点行业企业，以消纳责任权重为底线，以合理利用率为上限，推动风电光伏高质量发展。持续推进绿证全覆盖和应用拓展，加强绿证与国内碳市场的衔接和国际认可，进一步提高绿证影响力。修订发布分布式光伏发电项目管理办法，持续开展分布式光伏接入电网承载力提升试点工作。 研究光伏电站升级改造和退役有关政策。 针对能源转型：促进北方地区清洁取暖持续向好发展，因地制宜推进超低排放热电联产集中供暖和地热、太阳能、生物质能等可再生能源供暖，逐步发展电力、工业余热、核能供暖等多种清洁供暖方式，推动具备条件的清洁供暖项目稳妥有序实施。推进农村能源革命试点县建设，以点带面加快农村能源清洁低碳转型。修订天然气利用政策，推动天然气在新型能源体系建设中发挥更大作用。发布《能源绿色低碳转型典型案例集》，通过典型示范带动转型发展。继续实施煤电“三改联动”，稳妥有序淘汰落后产能。深入探索火电掺烧氢、氨技术，强化试点示范。 能源技术创新：推进煤炭、油气行业与新能源融合发展，降低单位产品生产能耗和二氧化碳排放量。支持煤制油气项目与新能源耦合发展和碳捕集、利用与封存规模化示范应用。加快能源技术攻关和成果转化。组织实施科技创新2030—“智能电网”重大项目和“可再生能源技术”“煤炭清洁高效利用”“氢能技术”等能源领域国家重点研发计划项目。促进能源新技术应用示范。组织开展能源数字化智能化核心技术攻关和应用示范。推进电网基础设施智能化改造和智能微电网建设，提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力。总结全国首批智能化示范煤矿建设成效，更大范围、更高水平推进智能化煤矿建设。实施首批国家能源核电数字化转型技术示范项目。探索推广虚拟电厂、新能源可靠替代、先进煤电、新型储能多元化应用等新技术。 有序推进清洁能源产业链国际合作：构建能源绿色低碳转型共赢新模式，深化新能源科技创新国际合作，加强中欧在风电、智慧能源、储能等重点领域合作，推动一批中欧能源技术创新合作示范项目落地实施。开展中国―东盟清洁能源能力建设计划项目交流，推动成立中国―东盟清洁能源合作中心。推进与沙特、阿联酋等国共同筹建中阿清洁能源合作中心，加强在氢能领域的务实合作。 2、电力体制改革 《2024年能源工作指导意见》指出，要深化电力体制改革，助力构建新型电力系统。出台深化电力市场改革促进新能源高质量发展的意见。加强全国统一电力市场体系建设，推动落实电力现货市场基本规则，制定《电力辅助服务市场基本规则》《电力市场信息披露基本规则》《电力市场准入注册基本规则》，落实煤电两部制电价政策。指导推动山西、广东、甘肃、山东、蒙西等先行先试地区持续深化电力市场化改革，稳步推进南方、京津冀、长三角区域电力市场建设。 2024年末，中国电力企业联合会发布关于公开征求《全国统一电力市场发展规划蓝皮书（征求意见稿）》。《蓝皮书》指出，2024-2025年要初步建成全国统一电力市场，是初步建成期；2026-2029年要全面建成全国统一电力市场，是全面建成期；2030-2035年要完善全国统一电力市场，是完善提升期。此外，还从八个方面提出了近中期的重点任务，依次为构建多层次统一电力市场架构；构建功能完备、品种齐全的市场体系；构建适应绿色低碳转型的市场机制；构建系统安全充裕、灵活互动的市场机制；构建统一开放、公平有序的市场运营机制；构建批发与零售市场顺畅协调的衔接机制；构建统筹衔接的政策、管理和市场体系；构建科学高效的市场监管体系。 电力体制改革或将对电力行业产生重大影响：（1）推进全国统一电力市场体系建设、电力现货市场建设，完善电价市场化形成机制和分时电价政策；（2）加强灵活性资源建设，通过健全市场机制、价格机制保障灵活性资源有效释放，从而打开新能源发展空间；（3）推进电力数字化、能源化的建设步伐，以加快发电清洁低碳转型并支撑新型电力系统建设。 3、煤电容量电价政策出台 国家发改委和国家能源局联合发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》（以下简称《通知》），标志着煤电容量电价机制的全面建立。《通知》主要内容包括：煤电容量电价机制的实施范围；容量电价水平的确定方法；容量电费分摊；容量电费考核等内容。此外，《通知》中还对各省的煤电容量电价进行明确界定。2024年至2025年的，煤电将通过容量电价回收固定成本的比例按照30%确定，部分地区将会高于这一比例。从2026年开始，各地容量电价回收固定成本的比例就会统一提升至不低于50%。 实施范围：煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组。燃煤自备电厂、不符合国家规划的煤电机组，以及不满足国家对于能耗、环保和灵活调节能力等要求的煤电机组，不执行容量电价机制，具体由国家能源局另行明确。 容量电价水平的确定：煤电容量电价按照回收煤电机组一定比例固定成本的方式确定。其中用于计算容量电价的煤电机组固定成本实行全国统一标准，为每年每千瓦330元;通过容量电价回收的固定成本比例，综合考虑各地电力系统需要、煤电功能转型情况等因素确定，2024~2025年多数地方为30%左右，部分煤电功能转型较快的地方适当高一些，为50%左右(各省级电网煤电容量电价水平具体见附件)。2026年起，将各地通过容量电价回收固定成本的比例提升至不低于50%。 容量电费考核：正常在运行情况下，煤电机组无法按照调度指令（跨省跨区送电按合同约定，同）提供申报最大出力的，月内发生两次扣减当月容量电费的10%，发生三次扣减50%，发生四次及以上扣减100%。煤电机组最大出力申报、认定及考核等规则，由国家能源局结合电力并网运行管理细则等规定明确。最大出力未达标情况由电网企业按月统计，相应扣减容量电费。对自然年内月容量电费全部扣减累计发生三次的煤电机组，取消其获取容量电费的资格。 4、绿证与节能降碳 2024年1月，国家发展改革委国家统计局国家能源局联合发布《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接大力促进非化石能源消费的通知》（发改环资〔2024〕113号），要求完善能源消耗总量和强度调控，重点控制化石能源消费，加强绿证交易与能耗双控、碳排放管理等政策有效衔接，激发绿证需求潜力，夯实绿证核发交易基础，拓展绿证应用场景，加强国内国际绿证互认。实施非化石能源不纳入能源消耗总量和强度调控，突出重点控制化石能源消费导向。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核中，将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除，据此核算各地区能耗强度降低指标。 推动绿证交易电量纳入节能评价考核指标核算。将绿证作为可再生能源电力消费基础凭证，加强绿证与能耗双控政策有效衔接，将绿证交易对应电量纳入“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算。明确绿证交易电量扣除方式。在“十四五”省级人民政府节能目标责任评价考核指标核算中，实行以物理电量为基础、跨省绿证交易为补充的可再生能源消费量扣除政策。 避免可再生能源消费量重复扣除。 加快可再生能源项目建档立卡和绿证核发。到2024年6月底，全国集中式可再生能源发电项目基本完成建档立卡，分布式项目建档立卡规模进一步提升。扩大绿证交易范围，鼓励各地区实行新上项目可再生能源消费承诺制，加快建立高耗能企业可再生能源强制消费机制，合理提高消费比例要求。鼓励相关项目通过购买绿证绿电进行可再生能源消费替代，扩大绿证市场需求。支持各类企业特别是外向型企业、行业龙头企业通过购买绿证、使用绿电实现绿色低碳高质量发展。 推动中央企业、地方国有企业、机关和事业单位发挥带头作用，稳步提升可再生能源消费比例。 规范绿证交易制度。依托中国绿色电力证书交易平台、北京电力交易中心、广州电力交易中心开展绿证交易，具体由发电企业和电力用户采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行。建立跨省区绿证交易协调机制和交易市场。现阶段绿证仅可交易一次，不得通过第三方开展绿证收储和转卖。各地区不得采取强制性手段向企业简单摊派绿证购买任务，不得限制绿证跨省交易。绿证交易价格由市场形成，国家发展改革委、国家能源局加强价格监测，引导绿证交易价格在合理区间运行。 5、碳排放权管理（CCER） 经2024年1月5日国务院第23次常务会议通过，国务院印发《碳排放权交易管理暂行条例》，条例自2024年5月1日起施行，对全国碳排放权交易市场的碳排放权交易及相关活动进行了进一步规范。国务院生态环境主管部门会同国务院市场监督管理部门、中国人民银行和国务院银行业监督管理机构，对全国碳排放权注册登记机构和全国碳排放权交易机构进行监督管理。碳排放权交易应当逐步纳入统一的公共资源交易平台体系。碳排放权交易产品包括碳排放配额和经国务院批准的其他现货交易产品。 重点排放单位应当根据省级人民政府生态环境主管部门对年度排放报告的核查结果，按照国务院生态环境主管部门规定的时限，足额清缴其碳排放配额。重点排放单位可以通过全国碳排放权交易市场购买或者出售碳排放配额，其购买的碳排放配额可以用于清缴。重点排放单位可以按照国家有关规定，购买经核证的温室气体减排量用于清缴其碳排放配额。碳排放权交易可以采取协议转让、单向竞价或者符合国家有关规定的其他现货交易方式。 6、2024年电力运营情况 发电生产情况：根据国家能源局发布2024年全国电力工业统计数据，截至2024年12月底，全国累计发电装机容量约约33.5亿千瓦，同比增长14.6%。其中，太阳能发电装机容量约8.9亿千瓦，同比增长45.2%；风电装机容量约5.2亿千瓦，同比增长18.0%。从新增装机量来看，火电新增装机5413万千瓦，2024年1-12月光伏新增装机2.77亿千瓦，同比增加28%。从分类型投资、发电装机增速及结构变化等情况看，电力行业绿色低碳转型趋势持续推进。 发电设备利用小时及电力投资情况：2024年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用3442小时，比上年同期减少157小时；全国主要发电企业电源工程完成投资11687亿元，同比增长12.1%；电网工程完成投资6083亿元，同比增长15.3%。 7、氢能及制氢设备快速发展 氢能作为清洁能源的重要来源，制氢设备生产近年发展迅速，国家对电解水制氢技术愈发重视。2024年中国政府工作报告中，氢能作为新兴能源被首次提及。报告指出，要加快前沿新兴氢能等产业发展。2024年以来，国家层面出台了多项对氢能的鼓励政策：工业和信息化部印发《工业领域碳达峰碳中和标准体系建设指南》，指出：在燃料替代方面，重点制定氢冶金，炉窑氢燃料替代，玻璃熔窑窑炉氢能煅烧、水泥窑窑炉氢能煅烧、燃氢燃气轮机、氢燃料内燃机等氢能替代等技术和装备标准。生态环境部发布《国家重点低碳技术征集推广实施方案》，指出氢能开发利用技术为重点方向。包括基于可再生能源的低成本（离网、可中断负荷）大规模制氢技术，分布式可再生能源制氢技术，工业副产氢高效提纯技术，经济安全高效的氢能储运技术，氢燃料电池开发及燃料电池分布式发电技术等。国家工信部、发改委、财政部、生态环境部、中国人民银行、国务院国资委、市场监管总局联合印发了《关于加快推动制造业绿色化发展的指导意见》，在氢能方面，文件指出：推进绿氢、低（无）挥发性有机物、再生资源、工业固废等原料替代，聚焦“双碳”目标下能源革命和产业变革需求，谋划布局氢能、储能、生物制造、碳捕集利用与封存（CCUS）等未来能源和未来制造产业发展。围绕石化化工、钢铁、交通、储能、发电等领域用氢需求，构建氢能制、储、输、用等全产业链技术装备体系，提高氢能技术经济性和产业链完备性。国务院发布了关于印发《推动大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案》的通知，其中指出：加强电动、氢能等绿色航空装备产业化能力建设。加快高耗能高排放老旧船舶报废更新，大力支持新能源动力船舶发展，完善新能源动力船舶配套基础设施和标准规范，逐步扩大电动、液化天然气动力、生物柴油动力、绿色甲醇动力等新能源船舶应用范围。 为鼓励和促进绿氢生产与应用，各地相继制定了绿氢补贴政策，包括宁夏宁东、安徽、成都、鄂尔多斯等众多地区。绿氢产业补贴形式包括但不限于对生产商和使用者提供制氢补贴、用氢补贴、加氢补贴等，尤其是绿氢制备端补贴，包括降低电费、给予绿氢生产设备补贴等，可有效降低绿氢生产成本，加速绿氢平价。同时，我国多地逐步放开可再生能源制氢的地域限制和生产限制。例如河北、新疆、辽宁沈阳、吉林等地，纷纷放松相关政策，支持多元化场景制氢，允许绿氢生产项目及其制氢加氢一体站不在化工园区内建设。相关政策鼓励有助于拓宽氢能应用场景，同时也能降低当地氢气制造成本，促进氢能行业规模化发展。 绿氢平价将推动行业渗透快速增长，预期2023、2024、2025年国内绿氢制备成本水平位于 14.90、13.72、12.90元/kg，相对于煤制氢8-12元/kg的成本区间存在一定差距。在不考虑绿氢 3 自身的绿色溢价情况下，有望实现光氢平价的组合为：电价0.14元/kWh、综合电耗4.2kWh/Nm、 制氢设备成本564万元/5MW，绿氢成本可达10元/kg，可实现完全平价替代灰氢，该节点有望 在2026年到来。 根据国金证券统计，2024年1-12月，已公开招标电解槽的绿氢项目共24个，合计电解槽招 标量1.77GW。从绿氢项目开工及EPC招标情况看，目前共有67万吨绿氢项目已开工，178万 m3/h、约1400余套电解槽将陆续迎来招标。从当前开工项目看，化工和交通领域是当前应用的主 流领域，分别有19和29个项目，同时，储能和供能的应用也正在同步推进示范项目。 目前规划及在建的绿氢项目，制氢产业存在如下趋势：1）大化工领域是绿氢主要应用场景， 终端能源消费渗透率逐步提升。据中国石化《中国能源展望2060》，2023年，我国氢气消费量约 3549万吨，绝大部分氢气用于工业部门，建筑、交通等部门用氢合计不足3%。预计未来氢能将 扮演燃料、原料、储能介质等多重角色，广泛深度参与工业、交通、建筑、风电等部门的碳中和 进程。2）风光氢储一体化产业热度高，氢储能成为新业态。风光氢储一体化项目投资规模大，绿 氢“制储输用”全产业链发展有助于解决风光资源的消纳，同时有利于发展地区氢能产业建设。3） 电解槽方面，ALK是当前主流，碱性（ALK）+PEM/AEM协同制氢未来可期。ALK技术成熟， 成本较低，落地项目较多；PEM/AEM技术响应速度更快，可调节范围更广，可适应波动电源输 入，搭配使用可以创造更多的可能。（二）环保行业情况 在环保领域，公司主要涉足环保设备的设计制造、市政环保工程与服务及环保项目运营业务。 报告期内相关环保行业发展情况如下： 1、减污降碳协同增效 生态环境部、发展改革委、工业和信息化部、住房城乡建设部、交通运输部、农业农村部、能源局等联合发布的《减污降碳协同增效实施方案》指出，到2030年，减污降碳协同能力显著提升，助力实现碳达峰目标；大气污染防治重点区域碳达峰与空气质量改善协同推进取得显著成效；水、土壤、固体废物等污染防治领域协同治理水平显著提高。《实施方案》明确要开展产业园区减污降碳协同创新。鼓励各类产业园区根据自身主导产业和污染物、碳排放水平，积极探索推进减污降碳协同增效，优化园区空间布局，大力推广使用新能源，促进园区能源系统优化和梯级利用、水资源集约节约高效循环利用、废物综合利用，升级改造污水处理设施和垃圾焚烧设施，提升基础设施绿色低碳发展水平。 针对碳达峰、碳中和目标，环保及能源领域未来可能迎接较大变化。伴随产业结构优化升级，将提高环保领域绿色低碳技术的发展和占比；能源结构可能发生较大调整，实施可再生能源替代；对能耗控制力度加大，节能领域会迎来较大发展空间；政府和市场将会着力完善绿色低碳政策体系和市场化机制。同时，从碳捕集、固碳角度，将鼓励提升生态系统碳汇能力，推动全民节约，营造绿色低碳生活氛围和理念。 2、设备更新政策拉动 2024年3月13日，国务院印发《推动大规模设备更新和消费品以旧换新行动方案》，《行动方案》围绕设备更新、消费品以旧换新、回收循环利用、标准提升四大行动，大力促进先进设备生产应用，推动先进产能比重持续提升。设备更新政策推动下，有望拉动环保装备的更新改造。 2024年2月9日，国务院办公厅印发《关于加快构建废弃物循环利用体系的意见》提出，到2025年，初步建成覆盖各领域、各环节的废弃物循环利用体系。对固废等大宗废弃物综合利用率提升，固废循环处置、资源化利用均提出了更高要求。 3、无废城市建设 生态环境部等18个部门联合印发了《"十四五"时期"无废城市"建设工作方案》，目标推动100个左右地级及以上城市开展“无废城市”建设，到2025年，“无废城市”固体废物产生强度较快下降，综合利用水平显著提升，无害化处置能力有效保障，减污降碳协同增效作用充分发挥，基本实现固体废物管理信息“一张网”，“无废”理念得到广泛认同，固体废物治理体系和治理能力得到明显提升。《工作方案》拟定了加快工业绿色低碳发展，降低工业固体废物处置压力、推动形成绿色低碳生活方式，促进生活源固体废物减量化、资源化、加强制度、技术、市场和监管体系建设，全面提升保障能力等主要任务。 2024年1月，中共中央、国务院发布《关于全面推进美丽中国建设的意见》，提出加快“无废城市”建设：目标到2027年，“无废城市”建设比例达到60%，固体废物产生强度明显下降；到2035年，“无废城市”建设实现全覆盖，东部省份率先全域建成“无废城市”。静脉产业园模式一方面能够实现各类固体废物的协同处置，解决我国工业化、城市化进程中的“垃圾围城“现象；另一方面合理布局的集中处置方式，减少污染排放，节约土地资源，同时“资源——产品— —再生”的闭环模式，能够进一步提高资源利用率。对于项目运营，静脉产业园模式有助于项目 的精细化管理，降低项目整体的运营成本，助力“无废城市”建设。 根据生态环境部发布的《关于发布“十四五”时期“无废城市”建设名单的通知》，公司所在地 江苏无锡被列入“十四五”时期“无废城市”建设名单。 4、垃圾焚烧市场进入“下半场” 《减污降碳协同增效实施方案》指出，推进固体废物污染防治协同控制。强化资源回收和综 合利用，加强“无废城市”建设。到2025年，新增大宗固废综合利用率达到60%，存量大宗固废有 序减少。加强生活垃圾减量化、资源化和无害化处理，大力推进垃圾分类，优化生活垃圾处理处 置方式，加强可回收物和厨余垃圾资源化利用，持续推进生活垃圾焚烧处理能力建设。减少有机 垃圾填埋，加强生活垃圾填埋场垃圾渗滤液、恶臭和温室气体协同控制，推动垃圾填埋场填埋气 收集和利用设施建设。因地制宜稳步推进生物质能多元化开发利用。5、污泥处置 国家发改委等3部门联合发布《污泥无害化处理和资源化利用实施方案》，提出到2025年，全国新增污泥（含水率80%的湿污泥）无害化处置设施规模不少于2万吨/日，城市污泥无害化处置率达到90%以上，地级及以上城市达到95%以上。《方案》提出规范污泥处理方式，鼓励采用多元化组合方式处理污泥：1）有效利用本地垃圾焚烧厂、火力发电厂、水泥窑等窑炉处理能力，协同焚烧处置污泥；2）鼓励将城镇生活污水处理厂产生的污泥经厌氧消化或好氧发酵处理后，作为肥料或土壤改良剂采取土地利用方式；3）推广能量和物质回收利用，加大污泥能源资源回收利用；4）逐步限制污泥填埋处理，积极采用资源化利用等替代处理方案。《方案》的提出有助于推动污泥处置的资源化和减量化，通过协同焚烧、土地利用、沼气热电联产等方式实现污泥的合理利用，实现减污降碳、协同增效的目标。 在碳达峰、碳中和的目标之下，污泥处理技术路线愈发清晰。“十四五”规划在技术要求中明确提出限制污泥填埋，稳步推进资源化，要求新建污水处理厂必须有明确的污泥处理途径，鼓励采用热水解、厌氧消化、好氧发酵、干化等方式进行无害化处理，在实现污泥稳定化、无害化处理前提下，可推进土地改良、荒地造林、苗木抚育、园林绿化和农业利用等资源化，鼓励污泥能量资源回收利用。 6、环保装备制造高质量发展、加快建设绿色锅炉 工业和信息化部、科学技术部、生态环境部联合印发《环保装备制造业高质量发展行动计划（2022－2025年）》，强调环保装备制造业是绿色环保产业的重要组成部分，为生态文明建设提供重要物质基础和技术保障，要求全面推进环保装备制造业持续稳定健康发展，提高绿色低碳转型的保障能力。到2025年，环保装备制造业产值力争达到1.3万亿元。 2024年6月29日，市场监管总局发布关于加快推动特种设备更新有关工作的通知。其中提到，推动锅炉更新。严格执行《产业结构调整指导目录（2024年）》，在地方政府统一部署下，对以发电为主的燃油锅炉、固定炉排燃煤锅炉、每小时10蒸吨及以下燃煤锅炉、每小时2蒸吨及以下生物质锅炉、大气污染防治重点区域的每小时35蒸吨及以下的燃煤锅炉等列入淘汰类的锅炉，及时注销使用登记证。对达不到超低排放要求的燃煤锅炉、每小时35蒸吨及以下固定炉排式生物质锅炉、县级及以上城市建成区每小时35蒸吨以下的燃煤锅炉（其他区域每小时10蒸吨以下的燃煤锅炉）等列入限制类的锅炉，支持使用单位开展更新改造，鼓励采用各类热泵机组进行替代。 对超过使用寿命的燃煤锅炉和换热器，鼓励使用单位更新改造；无法立即更新改造的，督促使用单位按照安全技术规范的要求进行安全评估。对运行效率低于《锅炉节能环保技术规程》（TSG91—2021）能效限定值和《工业锅炉能效限定值及能效等级》（GB24500—2020）能效2级的工业锅炉，支持使用单位开展更新改造，一体化提升安全节能环保水平。 7、CCUS需求持续扩大 CCUS对于我国实现减排目标有重要意义。中国已具备大规模捕集封存与利用CO的工程能2 力，正积极筹建全流程CCUS产业集群。根据《中国二氧化碳捕集利用与封存年度报告（2023）》，中国CCUS示范项目将于10年内大批量落地，多由大型央企及政府主导。从投资规模来看，CCUS单体项目投资规模在数十亿甚至百亿人民币级别，只有资金实力雄厚的大型企业能够开展。 各行业项目成本有较大差距，但总的来说，碳处理规模越大、涉及技术环节越完善，投资成本越高。 从商业模式上看，我国CCUS专业企业较少，全流程项目主均为大型石油企业。目前国内CCUS各环节的专业企业数量较少，且全产业链CCUS项目商业模式单一。超过50%的CCUS全流程项目为中国石油、中国石化、中海油、延长石油等大型石油企业自行投资建设的垂直一体化模式。从单体规模上来看，中国CCUS示范项目单体规模大幅增加。碳中和目标提出以来，中国已投运和规划建设中的CCUS示范项目规模明显扩大。10万吨级及以上项目超过40个，其中 50万吨级及以上项目超10个，多个百万吨级以上项目正在规划中。 从覆盖行业上来看，我国CCUS示范项目逐渐由油气扩大到火电、钢铁等多个排放水平高& 减排难度大的行业。目前中国CCUS示范项目的CO 捕集源涵盖电力、油气、化工、水泥、钢 2 铁等多个行业。其中，电力行业示范项目超过20个。受碳排放权交易市场履约影响，八大控排 企业（电力、钢铁、水泥、电解铝、建材、化工、航空、造纸）有二氧化碳减排需求，是CCUS 技术的潜在客户。 图：中国主要CCUS示范项目规模与行业分布中国示范项目捕集成本整体处于全球中等偏低水平。从已投运示范项目捕集成本来看，CCUS技术示范成本仍然偏高，但与国外相比，中国具有一定成本优势。中国煤化工和石油化工领域的一体化驱油示范项目捕集成本相对较低，为105～250元/吨CO。电力、水泥仍是国内捕集成本2 较高的行业，捕集成本分别为200～600元/吨CO 和305～730元/吨CO，但整体均低于国外2 2 约350～977元/吨CO和686～1280元/吨CO的捕集成本。 2 2 我国CCUS技术成本离商业化应用仍待大幅下降。截至2024年12月末，我国碳市场配额价格交易价格为97.71元/吨，低于目前我国CCUS的105至600元的捕集成本；加上运输、封存或利用，CCUS技术吨碳综合处理成本将更高，开展商业化应用CCUS成本仍待大幅降低。 图：中国主要排放源已投运CCUS示范项目捕集成本 三、报告期内公司从事的业务情况 （一）报告期内公司主营业务及产品说明 报告期内，公司主要围绕环保与能源两大领域开展设计咨询、设备制造、工程建设、运营管 理、投资等一体化业务，主营业务领域未发生重大变化。具体包括:1、能源领域的锅炉设备的设 计制造、传统及新能源电力工程总包、热电运营、光伏电站运营的全产业链业务。2、环保领域（主 要为固废处置）的专业设计、环保设备制造、制氢设备制造、工程建设、处置运营的全产业链系 统解决方案和综合服务。1、能源装备及服务 （1）节能高效发电设备 主要产品：包括循环流化床锅炉、煤粉锅炉等。 业务载体：主要是华光环能母公司及子公司华光工锅。 经营模式：主要为依据客户的需求进行订单设计、原材料采购、产品生产与安装调试。 （2）电站工程与服务 主要产品：传统火电、新能源光伏电站工程总承包业务 业务载体：主要为子公司华光电站及下属华光（西安）设计院（拥有电力行业乙级资质），主要经营模式为EPC。 （3）地方热电运营及相关电力服务 主要产品：蒸汽（主要）、电力。 业务载体：主要是燃煤热电联产子企业：惠联热电、友联热电，濮院热电、徐联热电；天然气热电联产子企业：无锡蓝天、宁高燃机、南京燃机；热网企业新联热力；地热供暖子公司世纪天源；售电子公司华光售电。 经营模式：公司的热电联产企业以煤、天然气为原料进行生产，产出蒸汽和电；电与电网公司签订购售电合同进行销售，蒸汽销售给热用户（工业用户为主），地热供暖主要为居民供暖，售电公司通过代理购售电量、参与辅助服务市场、聚合可调节负荷、建设运营园区微电网、构建虚拟电厂等模式开展综合能源服务业务。 （4）光伏电站运营服务 主要产品：光伏发电 业务载体：主要为子公司中设国联 经营模式：主要为各地方光伏电站的投资开发及建成后运营，获取发电收入及国家光伏发电补贴。 2、环保综合服务 （1）环保装备 主要产品：生活垃圾焚烧炉、垃圾炉排、生物质炉、危废余热炉、污泥焚烧炉以及燃机余热炉、碱性电解水制氢设备、灵活性低氮高效燃煤锅炉技术产品等； 业务载体：主要是华光环能母公司及子公司华光工锅。 经营模式：主要为依据客户的需求进行订单设计、原材料采购、产品生产与安装调试。 （2）市政环保工程与服务 主要产品：固废处置工程及系统集成服务（包括生活垃圾、餐厨垃圾、污水、污泥、蓝藻藻泥、飞灰等）、烟气治理（脱硫脱硝）工程、市政工程等工程服务。（未完）  |