“十三五”以来环境治理布局趋于完善。环保产业是典型的政策驱动型，三废末端治 理与生产/生活环境密切相关，17 年起蓝天/碧水/净土保卫战陆续开展。“十四五” 以来，一方面污染整治工作已阶段性完成、下一轮环保提标以前投入减少；另一方面 受公共卫生事件影响，地方财政吃紧。节能环保支出总体呈阶段性回落。
垃圾处理需求驱动行业供给侧扩张，区域供给饱和后扩张停止。至 23 年末，国内生 活垃圾无害化处理率已达 100%。19 年起填埋能力开始负增长、更为环保的焚烧处理 能力超过填埋并大规模扩张，部分陈腐垃圾重新翻烧。22/23 年在焚烧处理能力占比 超 7 成后增速开始放缓，行业 CAPEX 接近尾声。运营商通常以 BOT 模式进行项目开发， 特许经营权期限通常为 25~30 年，运营期间现金流入稳定。
垃圾焚烧厂运行期间非付现成本占比高，现金流出稳定。垃圾焚烧厂的固定资产折旧 摊销成本占比约 42.8%，介于核电与新能源之间，属于高比例固定成本类电源。且可 变成本中挂钩于油煤天然气价格的燃料费占比仅有 5.5%，其余主要为人工成本、辅 助成本等，这一成本结构特点使其现金流出较为稳定且可预测。
从运营收入稳定性、成本结构角度看垃圾焚烧发电与水电具有一定的相似之处，具备 长期稳定分红能力。垃圾焚烧行业已进入自由现金流转正阶段，分红提升逻辑正在兑 现。 类比 13/14 年的水电：在 08~13/14~18/19~23 三个 5 年区间内，水电累计装机容量 CAGR 分别为 10.4%/4.7%/3.7%，年均新增装机容量分别为 21.9/14.4/13.9GW，水电 行业 CAPEX 逐步下行，仅在溪向、乌白等大型水电站注入年份投资性现金流上升。而 伴随装机容量提升、现金流入不断增多。由此，在自由现金流转正两年后水电板块分 红比例大幅提升至 40%~50%。 23 年为垃圾焚烧板块自由现金流转正第一年，平均分红比例 35%；24 年板块自由现 金流同比+307%，平均分红比例大幅提升至 47%。
2.1 补贴退坡、拖欠、到期为其现存的隐忧
相比于水电，垃圾焚烧板块估值水平较低，主要源于市场对现金流入端的三方面担心： （1）新机组采用竞配规则上网，补贴退坡；（2）商业模式 ToG，应收款项拖欠；（3） 老机组补贴到期造成现金流入减少。回顾垃圾焚烧板块发展至今的电价机制演变，尚 处于市场化早期。
第一阶段：固定补贴电价（2006-2012 年）：2006 年，《可再生能源发电价格和费用分 摊管理试行办法》出台，明确了垃圾焚烧发电项目自投产之日起 15 年内享受固定补 贴电价 0.25 元/KWh，综合电价由各省脱硫燃煤标杆电价与固定补贴电价两部分组成， 故而各地项目总电价不同。
第二阶段：固定综合电价（2012-2020 年）：2012 年，《关于完善垃圾焚烧发电价格政 策的通知》出台，280KWh/吨的吨上网电量范围内执行全国统一电价 0.65 元/KWh，由 此各地项目的电价构成中对补贴依赖形成分化；同时，补贴开始实行两级分摊、由省 级电网负担 0.1 元/KWh，向用户疏导。
第三阶段：国补退坡（2020 年至今）：2020 年，《关于促进非水可再生能源发电健康 发展的若干意见》出台，新划定了全生命周期发电 82500 小时的补贴期限；2021 年， 《2021 年生物质发电项目建设工作方案》出台，明确了竞配机制。根据测算，国补 退坡 0.1 元/KWh、由 0.65 元/KWh 降至 0.55 元/KWh，将影响项目资本金 IRR 由 7.9% 降至 6.2%。为维持原收益率水平就要求垃圾处理费相应提高。
垃圾焚烧现有商业模式下 ToG 收入约占一半。假设垃圾焚烧厂发电效率为平均吨上网 电量 350KWh/t，则目前垃圾焚烧厂约有 30%的收入来自于垃圾处理费，平均单价约 70 元/吨（折算至度电 0.2 元/KWh），支付主体为当地政府；约有 70%的收入来自于售 电，带国补项目在补贴期内考虑超发电量后的含税综合上网电价约 0.6 元/KWh，其中 省补约 0.08 元/KWh（占比 13%）、国补约 0.12 元/KWh（占比 20%）、电网收购价格约 0.4 元/KWh（占比 67%），省补与国补的支付主体均为政府。总体上，ToG 收入占比近 一半。
24 年应收账款/营收比例达 54%，存在补贴拖欠。账龄 1 年以内应收账款占比约 65%。 三类 ToG 收入来源中垃圾处理费与省补均来自地方。随着“价改”推进，垃圾处理费 用未来有望向 B 端疏导；省补由于通过代理购电机制传导给市场化电力用户，回款相 对较好、回款周期通常在 1 年以内；国补来自可再生能源基金、目前面临收支不平衡问题、拖欠情况相对较为严重。
补贴到期使项目现金流曲线呈现前高后低。
绘制典型的带国补、非竞配垃圾焚烧特许经营期间度电盈利与现金流曲线：前 6 年运 行期间，伴随产能爬坡以及所得税三免三减半，度电盈利与项目现金流持续提升；7~15 年运行期间度电盈利随每年利息费用下降而提升、项目现金流保持稳定；15 年后国 补到期对度电盈利和项目现金流带来负面影响（部分省份已提出省补同步到期）；20 年后折旧到期对度电盈利起正向作用、所得税增加使得现金流出增多。
行业不断积极寻找出路以降低补贴到期影响。具体尝试包括：（1）通过出售 CCER 获 取绿色收益作为补充（测算得：CCER 售价需达到 118 元/吨、相比现价+20%，方可实 现国补取消后项目现金流不降）；（2）通过提质改造获得垃圾处理费上涨（测算得： 处理费需由 70 元/吨涨至 107 元/吨、提价 50%以上，方可实现国补取消后项目现金 流不降）；（3）利用绿电优势开展制绿色甲醇/绿氨等下游一体化业务。
2.2 化债在路上，IDC 供电具备落地可行性
化债预期源于 11M24 12 万亿化债政策出台。
11 月 8 日，《国务院关于提请审议增加地方政府债务限额置换存量隐性债务的议案》 提出：从 2024 年开始，我国将增加 6 万亿元地方政府债务限额置换存量隐性债务； 同时，连续五年每年从新增地方政府专项债券中安排 8000 亿元专门用于化债，两项 政策累计直接增加地方化债资源 10 万亿元。2029 年及以后年度到期的棚户区改造隐 性债务 2 万亿元，仍按原合同偿还。
三项政策协同发力，预计 2028 年之前，地方需消化的隐性债务总额从 23 年末的 14.3万亿元大幅降至 2.3 万亿元，平均每年消化额从 2.86 万亿元减为 4600 亿元，不到原 来的六分之一，化债压力大大减轻。
垃圾焚烧行业化债有助于利润表修复，报表回归真实盈利水平。目前出于谨慎性原则， 国补名单发放前垃圾焚烧运营商并未确认国补电价收入，名单发布滞后使得新投运项 目盈利水平在报表上被低估、拉低平均盈利水平。根据绿色动力公司公告，带国补竞 配项目含税电价约 0.55 元/KWh，带国补非竞配项目含税电价约 0.65 元/KWh；而永兴 股份几个厂址的二期项目投运后由于尚未进入国补名单，拉低含税平均电价至 0.53 元/KWh。目前国补名单发放不及时与国家可再生能源基金收发两端不平衡有关，预计 随着化债进程推进，国补名单有望加快落地。
资产负债表修复，港股估值弹性更大。
营收增速 VS 应收增速：除三峰环境、永兴股份、伟明环保、中科环保以外，其余垃 圾焚烧运营商应收增速普遍超营收增速，反映运营商仍持续面临可再生能源补贴/政 府付费拖欠问题，项目所在地方财政实力较强的区域性运营商与供热收入占比较高的 运营商应收表现较好。
A/H 资本市场对应收款项容忍程度有别。A/H 股长期存在溢价一方面受流动性差异影 响，另一方面也反映投资者对应收类资产的定价差异。应收/市值指标来看港股上市 公司光大环境（H）、绿色动力环保（H）、粤丰环保（H）排序靠前，港股市场资产估 值通常针对应收进行扣减，修复后估值弹性较大。
现金流角度看，补贴及时发放还有助于修复 IRR 预期。对于带补贴垃圾焚烧项目，国 补延迟发放对 IRR 的影响与国补退坡、电价下降无异。延迟发放 1 年对应国补退坡约 度电 1 分，而假设运行 10 年尚未进入国补名单的存量项目其影响接近于国补退坡约 度电 1 毛。
化债以外，与数据中心 IDC 合作是更市场化解决现存隐忧的方式，有望改善行业长逻 辑。
绿色 IDC 建设迫在眉睫，从能耗控制与绿电消费占比两个维度均已对 IDC 采用绿色电 力提出了要求。根据发改委的发文，绿电直连（含隔墙售电、自发自用）、绿电交易、 绿证交易或在目前均可作为可再生能源消费（或称绿电消费）的认定方式。
能耗控制视角：11M22《关于进一步做好新增可再生能源消费不纳入能源消费总量控 制有关工作的通知》明确了通过使用可再生能源为能耗控制目标减负，IDC 作为新基 建预计将在各地带动一轮投资热潮，而作为新型高耗能，势必带来能耗压力。我们认 为通过匹配可再生能源，将有助于获取开发指标。
绿电消费视角：7M24《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》明确了将新建及改扩建 IDC 可再生能源利用目标和方案作为节能审查重要内容，逐年提升新建 IDC 项目可再 生能源利用率。鼓励 IDC 通过参与绿电绿证交易等方式提高可再生能源利用率。鼓励 有关地区探索开展 IDC 绿电直供。到 2025 年底，国家枢纽节点新建 IDC 绿电占比超 过 80%。
IDC 分为三个层级，定位不同，时延要求不同。类比新能源开发的“大基地开发”、“省 内集中式开发”、“分布式开发”三类模式，有差异化定位。从行动计划来看，国家枢纽节点是国家对 IDC 绿电消费做要求的主要抓手，在可再生能源资源富集地区的枢纽 上集中式风光基地大有可为；省内与边缘 IDC 体量原则上是 11.25MW 以下的中小型 IDC，与区位临近的垃圾焚烧、分布式风光项目合作机会更大。
IDC 耗电量巨大，对绿电需求拉动作用将显现。
根据中国信息通信研究院披露的 22/23 年在运 IDC 参数、算力增速，结合《数据中心 绿色低碳发展专项行动计划》对新增国家枢纽 IDC 的运行要求，我们做如下假设： （1）2.5KW 标准机架算力=0.0284 pFLOPS；PUE=1.48；上架率=66%； （2）IDC 利用小时数=7580h； （3）国家枢纽新增算力年增速 35%；单机架算力、PUE、上架率、利用小时数维持当 前水平（已可满足规划要求）； （4）国家枢纽存量 IDC 绿电消费比例逐年递增 10%；增量绿电消费比例 80%。
结论：新建国家枢纽 IDC 或将拉动每年 612 亿千瓦时增量用电需求，存量+增量合计 或将拉动增量绿电消费 665 亿千瓦时（若以新能源平均利用小时数 1500h 测算，对应 新增装机需求 44.3GW）。
从电源清洁性、供电成本、供电容量、利用小时数四个视角横向比较清洁电力与 IDC 的匹配度： ① 从电源清洁性视角来看：绿证核发全覆盖的风/光/水电碳排较低、垃圾焚烧发电单元 碳排相对较高（实际需额外考虑垃圾处理环节、尤其是焚烧相比于填埋处置方式的减 排效应），暂未纳入绿证核发范围的核电碳排表现与风/光接近。跟随政策导向看：能 耗控制目标下消费风/光/水/垃圾焚烧电力占优，未来向碳排控制目标升级后，消费 风/光/水/核电电力占优。
②③ 从容量匹配与利用小时数匹配视角来看：分布式风/光、垃圾焚烧与中小型为主的省 级/边缘 IDC 容量匹配度更高；小水电、小堆核电、集中式风/光电站更适用于超大型/大 型的国家枢纽级 IDC。垃圾焚烧/核电全年运行时长最高，出力曲线平稳，适配有持续计 算需要的推理类 IDC（边缘 IDC 主要定位）。
④ 从电源供电成本视角来看：垃圾焚烧为 IDC 供电存在经济性空间。
测算结果表明垃圾焚烧与 IDC 合作具备垃圾焚烧运营商-政府-IDC 三方共赢的可能性， 各方能够受益的增量利润空间来源于高耗能用户的高电价、垃圾焚烧运营商未纳入国 补名单或国补到期后的低电价、能耗控制要求下绿电绿证价格上升、隔墙售电模式的 探索。（1）对垃圾焚烧运营商而言，采用供电协议或直接投资 IDC 两种模式均有望获 得潜在的利润弹性，同时改善回款、降低对政府支付的依赖。（2）对政府而言，更高 的市场化售电价格意味着国补/省补的下降（绿电绿证交易所得环境溢价冲抵可再生 能源补贴），同时在项目收益率不变前提下减轻垃圾处理费压力（根据相关公司公告， 项目售电收益超过约定的基准收入后部分用于抵扣处理费）。（3）对 IDC 而言，稳定 绿电供给解决能耗指标问题、同时可降用能成本。
假设：垃圾处理费 70 元/吨；15 年带国补电价 0.65 元/KWh、国补到期后省补继续按 照 0.1 元/KWh、特许经营期间超发电量电价 0.4 元/KWh；浙江省 3M25 电价单上一般 工商业用户综合电价平均约 0.6 元/KWh（电量电价约 0.4 元/KWh）、高耗能用户综合 电价平均约 0.8 元/KWh（电量电价约 0.6 元/KWh）。
结论：初始状态垃圾焚烧项目在 30 年（含 2 年建设期）特许经营期间资本金 IRR 为 7.9%。四类情景下合作可行性递增。 （1） 情景 1（IDC 执行一般工商业用户电价，正常支付电网费用）IDC 与垃圾焚烧合作 的经济性有限、合作带来的增量利润空间仅取决于绿证价格。 （2） 情景 2/3（IDC 执行高耗能用户电价与隔墙售电两者满足其一）IDC 与垃圾焚烧的 合作机会增加。假设售电电价提至 0.55 元/KWh，此时不再需要国补，IDC 购电价 格节约 0.06 元/KWh。垃圾处理费若保持不变则项目 IRR 升至 9%，若降至 56 元/ 吨，则项目 IRR 不变但平均度电盈利上升。 （3） 情景 4（同时满足 IDC 执行高耗能用户电价与隔墙售电）IDC 与垃圾焚烧的合作机 会显著。
垃圾焚烧+IDC 降低补贴依赖，预计成为解决补贴到期问题的新路径。目前垃圾焚烧 CCER 方法学尚未出台、直接提高垃圾处理费将增加地方财政负担、通过绿电直连来 制备绿色甲醇/绿氨的下游一体化方向对选址有较高的要求，与 IDC 的合作或打开新 的思路，IDC 供电的涨价逻辑背后是高电能质量且绿色的电源价值回归。
比较四条曲线：（1）15 年后省补、国补均取消，对应项目资本金收益率 7.7%；（2）15 年后省补持续发放，仅国补取消（上述测算所用假设），对应项目资本金收益率 7.9%； （3）为 IDC 供电，售电价格 0.55 元/KWh，不收取国补，省补收取 15 年，维持 7.9%IRR 对应所需垃圾处理费可降至 59 元/吨；（4）为 IDC 供电，售电价格 0.6 元/KWh，不收 取国补，省补收取 15 年，维持 7.9% IRR 对应所需垃圾处理费可降至 54 元/吨。结论： 相同的项目 IRR 假设下，为 IDC 供电方案度电盈利/现金流曲线更为平滑；且供电价 格越高、对补贴要求越低、远期年份的现金流更稳定。
挖掘垃圾焚烧供热价值，进一步降低补贴依赖、同时降低 IDC 能耗。
垃圾焚烧行业进入提质增效阶段，具体操作层面较为明确的方向是能源梯级利用效率 逐步加强，将发电的余热向周边工业企业、居民供应；将烟气部分余热通过技术创新 再发电。
供热可增加 ToB 收入。根据上述 IRR 模型，测算可得 1000 吨/日的项目稳态运行后在 国补期间/国补到期后不含税售电收入约 6000/4800 万元/年。按照 1 吨垃圾焚烧产生 2 吨蒸汽、单吨蒸汽价格 200 元/吨（锚定煤价波动）测算，纯供热场景下年收入约 1.1 亿元/年，相比供电接近翻倍。目前海外实践案例来看热电联供相比纯供电/纯供 热的能量效率更高，国内垃圾焚烧厂能源效率尚有提升空间，未来有望通过余热改造 减少能量损失获取供热收益。
根据《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，到 2025 年 IDC 平均电能利用效率要求 降至 1.5 以下，利用垃圾焚烧产生的热量供冷可降低电能耗用。以浦发环保所属黎 明智算中心项目为例，通过采用垃圾焚烧厂产生的蒸汽和热水等余热资源并配套溴化 锂机组实现制冷，配合液冷设备后可实现超低电能使用效率（PUE）。
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