2025年环保行业：供热增厚存量项目利润，出海拓展增量市场空间

垃圾焚烧增量空间有限

城镇化增速边际放缓，国内垃圾焚烧增量有限

城镇化水平提升带动垃圾产量增长，进而带动垃圾处理需求攀升。根据国家统计局数据，2005~2024 年， 我国城镇人口比例从 43.0%增长至 67.0%，年垃圾清运数量也从 1.56 亿吨增长至 2.60 亿吨，垃圾清运量与城镇 化比例整体呈正相关关系。随着我国环保政策的收紧与相关产业的发展，生活垃圾无害化处理比例持续提升， 截至 2024 年，我国生活垃圾无害化处理比例已达 99.99%。目前，我国城镇化程度已提升至较高水平，城镇化 提升速度逐渐放缓，垃圾处理需求预计也将进入缓速增长阶段。

目前我国主要的生活垃圾无害化处理方式包括焚烧、卫生填埋及其他（生化处理等），其中焚烧处理逐渐 成为无害化处理中的主流方式。与其他处理方式相比，焚烧处理具有占地面积小、环境污染低、选址成本难度 小、资源利用效率高等优势，符合我国垃圾处理“减量化、无害化、资源化”的原则。根据国家统计局数据， 2024 年，我国生活垃圾无害化处理能力为 117.93 万吨/日，其中焚烧、卫生填埋和其他方式处理能力分别为 92.10、 14.31 和 11.52 万吨/日，分别占比 78.1%、12.1%和 9.8%。2024 年，我国生活垃圾无害化处理总量为 2.60 亿吨， 其中焚烧、卫生填埋和其他方式的处理数量分别为 2.20、0.13 和 0.27 亿吨，分别占比 84.6%、5.0%和 10.3%， 焚烧处理已经占据主要市场份额。此前，国家发改委发布《“十四五”新型城镇化实施方案》，提出到 2025 年 城镇生活垃圾焚烧处理能力达到 80 万吨/日左右的目标。我国早在 2022 年末已达“十四五”计划目标水平，叠 加城镇化速度的放缓，我们预期垃圾焚烧产能增速将有所放缓。

在垃圾焚烧项目中标情况方面，根据北极星固废网的统计，近六年来垃圾焚烧中标项目规模整体呈下降趋 势。2019 年，我国垃圾焚烧中标项目约为 80 个，新增产能 8.25 万吨/日；2024 年，我国垃圾焚烧中标项目约 20 个，新增产能 0.88 万吨/日。同时，项目平均中标价格呈上涨趋势，垃圾处理中标均价由 2019 年的 69.7 元/ 吨，上涨至 2024 年的 118.1 元/吨。目前，垃圾焚烧市场走向成熟，项目逐渐向县域地区拓展，呈现单体规模小 且处理费用高的趋势。小规模项目的单位投资成本更高，后续烟气处理难度较大，要求投运主体具有精细化的 项目运营能力，利好运营能力较强的优质头部焚烧企业。在目前国内垃圾焚烧市场增长放缓的背景下，我们认 为未来一段时间内垃圾焚烧公司经营业绩的主要增长空间为增强存量项目盈利能力以及开拓海外增量市场。

焚烧供热增厚存量项目利润

联产提升热能利用效率，工业供热盈利能力较强

传统垃圾焚烧项目收入主要由垃圾处理费和上网电价构成，其中上网电价包括可再生能源补贴和基准电价 部分。2020 年，财政部、发改委和国家能源局联合发布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》， 提出垃圾焚烧发电项目运行满 15 年或全生命周期合理利用小时数满 82500 小时，将不再享受国家补贴。考虑垃 圾焚烧项目的一般运行期限在 30 年左右，因此在项目生命周期后半程国补部分将逐渐退坡。在此背景下，我们 认为垃圾焚烧拓展供热业务、转型热电联产或将成为垃圾焚烧业务开源增收的重要途径。 热电联产有效提升垃圾焚烧项目热能利用效率。垃圾焚烧热电联产是指发电厂既产生电能，又利用汽轮发 电机做过功的蒸汽对用户供热的生产方式，它根据能源梯级利用的原理，同时生产人们所需要的电能和热能， 能够有效提高能源利用效率。对比纯发电项目，热电联产的热能利用效率明显更高。在能效利用水平方面，欧 盟提出 R1 指标以衡量垃圾焚烧厂的能效利用水平，其中 R1 值要求≥0.65 为合格。根据欧盟对欧洲 316 个垃圾 焚烧项目的调查结果，纯发电项目 R1 值为 0.51，纯供热项目 R1 值为 0.61，热电联产项目 R1 值达 0.78，热电 联产项目热能利用效率显著更高。

在经营模式方面，垃圾焚烧热电联产项目的电力销售与纯发电项目基本一致，热力销售主要面向下游热用 户。根据下游客户的差异，垃圾焚烧供热可大致分为工业供热和居民供热。其中，居民供热主要分布在北方地 区，供热媒介一般为热水，供热价格一般由政府核定，价格调整相对滞后；工业供热主要是通过供热管道向一 定范围内的用热企业提供高温蒸汽，供热价格会综合考虑燃料价格、运营成本、运输损耗、市场需求等因素， 调节机制相对灵活。考虑到垃圾焚烧项目供热的清洁减排属性，部分区域供热价格存在一定环境溢价。同时， 由于工业供热用户下游为工商业企业，其回款速度一般较快。根据中科环保招股说明书，慈溪项目供热结算周 期为月度结算，现金流回款情况较好。

热电联产机组更高的热能利用效率意味着同等数量的垃圾可释放更高的能量价值，可明显改善垃圾焚烧项 目的盈利能力。《垃圾焚烧电厂热电联产的经济性分析》对垃圾焚烧电厂进行了经济性的测算，在供热价格 200 元/吨（含税），蒸汽综合成本 19 元/吨，上网电价 0.65 元/千瓦时（含补贴电价，含税），垃圾热值为 7325.2 千焦/千克，供热量 30 吨/小时的情况下，纯供电机组、主汽双减热电机组和一抽蒸汽热电机组的经济效益分别 为 1.19、1.35 和 1.38 亿元/年。此外，在其他条件保持一定的情况下，供热量的增加会降低供电功率，但是可带 动整体热效率的提升，在一定范围内与机组经济效益呈正相关。如在垃圾热值为 8372 千焦/千克时，供热量为 0、 10、30 吨/小时，机组经济效益分别为 1.31、1.36 和 1.46 亿元。

在垃圾焚烧发电国补退坡的背景下，供热业务的拓展是增厚焚烧项目利润的重要方式。我们以中科环保慈 溪项目 2021 年热电运营情况为基准对热电联产垃圾焚烧的利润进行了拆分。2021 年慈溪项目总垃圾处理规模 为 97.73 万吨，上网电量为 1.17 亿千瓦时，平均不含税上网电价为 0.58 元/千瓦时；供热量为 89.17 万吨，平均 供热单价为 177.62 元/吨（不含税）。按照项目 2021 年生活垃圾处理规模计算，公司吨垃圾收入贡献为 324 元/ 吨，其中垃圾焚烧、售电收入和供热收入分别为 93、69 和 162 元/吨，占比分别为 29%、21%和 50%；在成本 方面，折旧和运维费用是垃圾焚烧的主要成本构成，其中折旧成本主要为项目建造成本的折旧，运维费用主要 包括材料费用、人工成本、日常维护等成本。假设项目建设成本为 50 万元/吨，折旧年限为 25 年，残值率为 5%， 运维成本和垃圾处理量维持一定比例关系，则吨垃圾营业成本约为 141 元，其中折旧和运维材料成本分别为 52 和 90 元，吨垃圾毛利贡献为 182 元，净利润贡献约为 128 元。

同时，我们根据慈溪项目的经营情况对供热业务的利润增厚进行了测算。假设吨垃圾蒸汽产量为 2 吨，则 供热所需垃圾为 44.59 万吨，对应发电垃圾量为 53.15 万吨，折算吨垃圾上网电量为 220 千瓦时/吨。因此，纯 发电项目的年上网电量约为 2.15 亿千瓦时，在国补条件下对应发电收入为 1.24 亿元；而在热电联产条件下，项 目热电综合收益达 2.26 亿元，较纯电条件下高出 82.44%。在成本方面，由于供热需要经过管道运输，且需要增 加除盐水等成本，新增综合成本约 20 元/吨，扣除新增成本后，供热较纯电增收约为 68.02%。我们以供热垃圾 比例为变量测算了供热规模对于垃圾焚烧发电收益的影响。在供热比例为 25%、50%、75%和 100%时，项目综 合收益分别为 1.70、2.16、2.62、3.08 亿元，对比纯发电项目，供热业务可以有效增厚项目收益。此外，2021 年慈溪项目为带补贴项目，因此上网电价处于较高水平，对于无补贴或补贴退坡项目（如公司宁波项目），供 热业务的利润增厚更为明显。

垃圾焚烧减排属性突出，清洁供热渗透率有望提升

除热能价值以外，在清洁供暖的大背景下，垃圾焚烧供热绿色低碳价值有望凸显。根据《生活垃圾焚烧发 电厂热电联产碳减排效益分析》的研究分析，对比火力发电、填埋场和其他方式供热的基准线碳排放，垃圾焚 烧热电联产可明显产生减排效益。同时，伴随供热量的增加，垃圾焚烧项目的整体碳减排量略有提高。在不供 热、供热 10t/h 和供热 20t/h 情况下，项目基线碳排放分别为 87354、89567 和 91862tCO2e；垃圾焚烧项目（1 台 600t/d 机械焚烧炉+1 台 15MW 抽凝式高转速汽轮发电机组）碳排放均为 55104tCO2e，减排量分别为 32250、 34463 和 36758tCO2e，折单吨垃圾减排量分别为 0.147、0.157 和 0.168tCO2e。

清洁供热减排效益明显，近年来相关支持政策出台较多。2017 年，国家发改委发布《关于促进生物质能供 热发展的指导意见》，提出“生物质能供热就地收集原料、就地加工转化、就近消费，构建城镇分布式清洁供 热体系，既减少了农村秸秆露天焚烧，又提供清洁热力，带动生物质能转型升级”，要求加大支持力度，加快 生物质能供热产业化发展，形成清洁供热能力，在县域规模化替代燃煤供热。此后，在《关于印发打赢蓝天保 卫战三年行动计划的通知》、《2030 年前碳达峰行动方案》、《“十四五”可再生能源发展规划》、《关于大 力实施可再生能源替代行动的指导意见》等政策规划中，也提及要大力加快发展热电联产，完善园区集中供热 设施，积极推广集中供热，淘汰供热供汽范围内的燃煤锅炉（窑炉）；为工业园区和企业提供清洁工业蒸汽， 直接替代区域内燃煤锅炉及散煤利用。2025 年 11 月，国家能源发布《国家能源局关于促进新能源集成融合发 展的指导意见》，明确提出有序推动新能源供热供暖应用。鼓励在纺织、医药、造纸、食品加工等用热（冷） 需求旺盛的产业园区，通过可再生能源电力供热、热泵供热（制冷）、光伏光热一体化等方式，打造以新能源 为主体的多能耦合综合供能站。

根据国家统计局数据，2023 年我国城市供热总量约为 43.88 亿吉焦，其中热水供热约为 37.27 亿吉焦，占 比 85%；蒸汽供热 6.62 亿吉焦，占比 15%。从供热方式来看，我国仍以燃煤供热为主，根据中国城镇协会统计 2023 年我国燃煤供热量占比约为 79%（包含燃煤热电联产及燃煤锅炉供热），燃气供热占比约为 19%，可再生 能源供热占比不足 2%。在清洁能源供暖的大背景下，我们认为垃圾焚烧供热比例有望提升，下游绿热需求有 望增长。

除向下游出售热蒸汽外，考虑到垃圾焚烧发电的绿色价值，未来有望通过绿证市场增厚收益。2023 年国家 发展改革委、财政部和国家能源局联合发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作促进可再生能源电 力消费的通知》，明确提出对生物质发电已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部上网电量核发可交易 绿证。在中国绿证交易平台上已有多个生活垃圾焚烧项目核发绿证并上架交易，包括贵阳市生活垃圾焚烧发电 项目（瀚蓝环境）、环保常州生活垃圾焚烧(绿色动力)等。受绿证供给大量增长和需求有限的影响，多数项目绿 证售价在 5 元/张左右（每张绿证对应 1000 千瓦时的可再生能源发电量），对应度电收益为 0.005 元/千瓦时。 中长期来看，伴随 136 号文的正式出台，新能源机制电量与绿证互斥，26 年以后绿证供给增速有望放缓。

2025 年 3 月 18 日，国家能源局发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，针对 目前绿证市场需求不足、绿色电力环境价值低估的问题，以构建强制消费与自愿消费相结合的绿证消费机制为 核心，提出相关措施，包括建立强制消费与自愿消费相结合的绿证消费机制、健全绿证自愿消费机制、推动绿 证标准国际化等。此前，市场对于绿证的需求多为自愿性需求，导致绿证成交呈现量价双低的现象，绿电环境 价值难以充分兑现。综合来看，我们认为伴随绿证新政的出台，绿证市场的多样性需求有望提升，叠加 136 号 文出台后绿证供给规模的减少，绿证价格有望上涨，垃圾焚烧发电的绿色环境价值有望进一步增厚。