作者：张君昊

摘要

投资逻辑

投资建议：

我们认为当前时点板块总体具备投资价值，建议优先关注产能利用率有提升空间；吨上网电量、供热比指标领先；补贴依赖相对较低；现金分红能力与分红比例较高的运营商。考虑到合作IDC对于垃圾焚烧运营商长逻辑有所助益，建议优先关注处于算力负荷中心、电价较高（长三角、珠三角、京津冀）的区域性运营商。

行业观点：

类似水电：高比例固定成本的运营资产现金流可测；行业自由现金流转正后分红大幅提升。（1）垃圾焚烧特许经营权期限通常为25~30年，现金流入稳定。折旧摊销固定成本占比约42.8%，介于核电与新能源之间；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%，其余为人工/辅助成本，现金流出稳定。（2）自然资源限制水电站开发，13/14年水电行业CAPEX逐步下行，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%。垃圾处理需求驱动处理厂产能扩张，区域供给饱和后扩张停止、CAPEX下降。23年为行业自由现金流转正第一年，平均分红比例35%；24年行业自由现金流同比+307%，平均分红比例大幅提升至47%。

不同于水电：现金流入端有三点隐忧。（1）新机组竞配上网，补贴退坡。测算得国补退坡0.1元/KWh、影响项目资本金IRR由7.9%降至6.2%。为维持原收益率水平对垃圾处理费要求提高。（2）商业模式ToG收入占比近一半，应收款项拖欠。补贴期内收入构成为30%垃圾处理费+70%电费（其中33%补贴）。（3）补贴到期使现金流入减少。

化债推进有望修复三表。（1）利润表看：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。（2）现金流量表看：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。（3）资产负债表看：港股市场资产估值通常针对应收进行扣减，港股运营商应收/总市值之比普遍较高，应收问题缓解后具备估值弹性。

合作IDC有望优化现金流曲线与商业模式。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。垃圾焚烧在供电稳定、清洁、容量匹配方面优势明显。4类情景下测算表明垃圾焚烧与IDC合作具备垃圾焚烧运营商-政府-数据中心三方共赢的可能性，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。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。叠加供热，可进一步优化现金流曲线。

从成长性、盈利能力、回款情况、分红情况对垃圾焚烧运营商进行横向比较。（1）成长性角度：量的提升由产能扩张驱动转向产能利用率提升驱动；供热带来价的提升。（2）盈利能力角度看：能量转换效率（吨上网电量、供热比）指标领先反映所在区域垃圾资源、用热需求资源、经营质量优于同行。（3）回款角度看：普遍账龄在1年以内，国补依赖较低的区域性运营商回款情况更优。（4）分红角度看：多数运营商已迈过自由现金流转正节点，分红能力增强。股息率高于行业平均的运营商大多分红比例、估值双高。

目录

一、行业 CAPEX 接近尾声，自由现金流转好

二、化债+合作 IDC，优化现金流曲线与商业模式

1 补贴退坡、拖欠、到期为其现存的隐忧

2 化债在路上，IDC 供电具备落地可行性

三、投资建议

四、风险提示

正文

1、行业 CAPEX 接近尾声，自由现金流转好

“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。

图表1：环保政府支出高峰出现在“十三五”期间

来源：ifind、国金证券研究所

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。

图表2：存量生活垃圾无害化处理设施实现全覆盖

来源：Wind、国金证券研究所

图表3：焚烧类设施占比已超 7 成

来源：Wind、国金证券研究所

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。

图表4：垃圾焚烧固定成本占比约 43%

来源：永兴股份公司公告、国金证券研究所

图表5：垃圾焚烧属于高比例固定成本电源类型

来源：华电国际/中国核电/永兴股份/龙源电力/华能水电公司公告、国金证券研究所

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%。

图表6：23 年起垃圾焚烧板块自由现金流转正

来源：ifind、国金证券研究所

图表7：12 年起水电板块自由现金流转正

来源：ifind、国金证券研究所 注：部分公司尚未披露 24 年报

图表8：垃圾焚烧板块 24 年平均分红比例升至 47%

来源：ifind、国金证券研究所

图表9：自由现金流转正两年后水电板块分红比例提升

来源：ifind、国金证券研究所 注：部分公司尚未披露 24 年报

2、化债+合作 IDC，优化现金流曲线与商业模式

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。

图表10：垃圾焚烧电价机制演变

来源：国家发改委、国金证券研究所

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。

图表11：国补退坡对项目资本金 IRR 影响情况（横轴单位：元/KWh）

来源：国金证券研究所

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。

图表12：垃圾焚烧厂收入构成

来源：发改委、北极星电力网、中科环保公司公告、国金证券研究所 注：处理单价与燃煤基准价各地有上下浮动

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。

图表13：24 年应收账款/营收比例达 54%

来源：ifind、国金证券研究所

图表14：24 年应收账款账龄结构以 1 年以内为主

来源：ifind、国金证券研究所

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。

图表15：补贴到期、折旧到期带来度电利润曲线突变点

来源：国金证券研究所

图表16：由于补贴因素存在，项目现金流呈现前高后低

来源：国金证券研究所

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。

图表17：未进入国补名单的项目盈利被低估

来源：永兴股份、绿色动力公司公告、国金证券研究所

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。

图表18：重点垃圾焚烧运营商近三年累计信用减值损失/24 年利润总额

来源：ifind、国金证券研究所

图表19：重点垃圾焚烧运营商 24 年末应收/4M25 最新市值

来源：ifind、国金证券研究所 注：市值数据更新至 4.21 收盘

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。

图表20：带补贴垃圾焚烧项目国补拖欠对 IRR 影响与国补退坡无异

来源：国金证券研究所

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。

图表21：不同级别 IDC 比较

来源：国家发改委、华为、国金证券研究所

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）。

图表22：23 年在运算力增长 27.8%

来源：中国信息通信研究院、ifind、国金证券研究所

图表23：8 大国家枢纽节点 IDC 装机及耗电及绿电需求预测

来源：国家发改委、中国信息通信研究院、ifind、亿欧网、国金证券研究所

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。

图表24：可再生能源（风/光/垃圾焚烧）与核电单位碳排情况

来源：北极星电力网、中国宏观经济研究院能源研究所、国金证券研究所

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）。

图表25：不同类电厂容量匹配不同定位的 IDC

来源：达茂旗发改委、光明网、东北新闻网、华经情报网、国金证券研究所

图表26：垃圾焚烧/核电与 IDC 利用小时数最匹配

来源：中电联、北极星电力网、国金证券研究所

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。

图表27：特许经营期间资本金 IRR 对电价/处理费的敏感性分析

来源：国金证券研究所

图表28：特许经营期间平均度电盈利对电价/处理费的敏感性分析

来源：国金证券研究所

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。

图表29：降低国补依赖有助于平滑补贴到期对度电盈利影响

来源：国金证券研究所

图表30：降低国补依赖有助于平滑补贴到期对现金流影响

来源：国金证券研究所

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。

图表31：垃圾焚烧工艺流程图

来源：绿色动力公司公告、国金证券研究所

4、风险提示

应收账款回收不及预期风险。当前垃圾焚烧运营企业商业模式仍以 ToG 为主，G 端收入占比超 50%，若国补、省补、垃圾处理费发放节奏不及预期，根据前文测算补贴拖欠对 IRR 的影响等同于补贴退坡，同时对企业现金流与现金分红能力造成不利影响。若出现拖欠严重的情形，还将出现信用减值损失、影响当年利润。

国补名单发放不及预期风险。目前垃圾焚烧运营企业通常以国补名单下发时点作为带补贴项目投运以来的补贴收入确认时点，一些新投机组满足国补要求但受审理延后的影响尚未进入国补名单，使得确认收入的上网电价较低，报表无法体现真实盈利能力。若后续国补名单发放仍然不及预期，将使得公司新产能盈利持续低估。

新投产能利用率爬坡不及预期风险。垃圾焚烧产能存在一定的超前规划要求，依赖城镇人口数量的自然增长带动生活垃圾增加，提升产能利用率。目前部分地区尝试实施陈腐垃圾焚烧业务、掺烧一般固废等手段提升垃圾焚烧量，弥补短期产能富余情况，但如果未来生活垃圾增长不及预期，或者陈腐垃圾焚烧业务及掺烧一般固废等工作效果不佳，仍存在产能不饱和的问题。

IDC 合作不及预期风险。如前所述，补贴到期后自由现金流减少是垃圾焚烧运营企业普遍面临的难题，与 IDC 合作、提高市场化供电的价格并减少垃圾处理费和补贴的依赖有助于缓解这一难题。但 IDC 建设扩张需求本身存在不确定性，在与 IDC 合作中可能涉及的用地审批、与电网协调等工作均涉及创新性制度设计，目前相关研究仍然处于早期。若合作落地不及预期，将无法改变补贴依赖问题。

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《专题研究：垃圾焚烧迎“水电时刻”，合作IDC完善长逻辑》

报告信息

证券研究报告：《专题研究：垃圾焚烧迎“水电时刻”，合作IDC完善长逻辑》

报告日期：2025年04月23日

作者：

张君昊 SAC执业编号：S1130524070001