2026年8月19日晚，首创环保（600008）发布公告，宣布子公司深圳前海首创环境投资有限公司拟投资建设河南省新乡市延津县垃圾焚烧供热供汽项目，垃圾处理规模500吨/日，项目总投资25,415万元。

值得关注的是，数十年来一直与垃圾焚烧密切关联的“发电“，已被“供热供汽“取代。

几个字的小小改变，却是整个垃圾焚烧行业的一大步，曾经依靠发电构建起来的商业模式，正在开始变换轨道。

一、垃圾焚烧“发电”的黄金时代

要理解“放弃发电”意味着什么，得先理解“发电”曾经意味着什么。

中国垃圾焚烧发电行业的发展，本质上是一个政策驱动的成长故事。2006年，国家发改委将垃圾焚烧发电纳入可再生能源中的生物质发电之列，规定补贴电价标准为每千瓦时0.25元，项目自投产之日起15年内享受补贴。2012年，《关于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》（发改价格〔2012〕801号）进一步明确：每吨生活垃圾折算上网电量暂定为280千瓦时，执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时0.65元（含税）。

这0.65元的电价由三部分构成：当地燃煤标杆电价（通常约0.37-0.40元）、省级电网补贴0.1元、中央财政补贴（即“国补”，约0.15-0.18元）。超出280千瓦时/吨的部分，则按当地燃煤上网电价结算。

这是一个对垃圾焚烧企业颇为友好的机制，电费也顺势成为垃圾焚烧厂的两大支柱性收入来源之一，另一大来源就是地方政府支付的垃圾处理费，每吨从数十元至上百元不等。在那个黄金时代，这两项收入几乎都可以做到旱涝保收！

在这一商业模式的驱动下，垃圾焚烧迎来了爆发式增长。2015年，全国生活垃圾焚烧日处理能力约为20万吨；到2024年底，已突破每日110万吨，十年间翻了五倍多。焚烧厂数量从67座增至超过1000座。2005年，城市生活垃圾焚烧处理占比仅为9.8%；到2023年，这一比例已升至82.5%，填埋处理则从85.2%降至7.5%。焚烧，已经毫无争议地成为中国生活垃圾处理的主力方式。

但转折很快就要到来了！

二、三重压力：补贴退坡、产能过剩、回款拉长

2020年，可以说是垃圾焚烧行业的转折之年。

这一年，财政部、国家发改委、国家能源局相继发布多个文件，包括：《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）、《关于〈关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见〉有关事项的补充通知》（财建〔2020〕426号）、《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》（发改能源〔2020〕1421号）等，这批文件的关键内容有三：

第一，补贴有了“天花板”。新增了全生命周期合理利用小时数82500小时的限制。这意味着，如果一个项目年均满功率运行超过5500小时（约229个日历天），它享受国补的时间将不足15年。而垃圾焚烧项目的特许经营期通常是30年，经营期还没满，国补就先没了。

第二，新项目要竞价。2021年起，新核准的生物质发电项目需通过竞争性配置确定上网电价，不再自动享受0.65元的标杆电价。补贴从“应给尽给”变成了“竞争分配”。

第三，补贴回款周期拉长。2020年9月11日（含）以后全部机组并网的项目，补贴资金由中央和地方按比例共同分担——东部地区中央仅承担20%，中部40%，西部和东北60%。地方财政收支压力加大，补贴回款周期从几个月延长到一年甚至更久。据行业研究，国补退坡0.1元/度，项目资本金内部收益率从7.9%降至6.2%。在燃煤标杆电价较低的地区，国补退坡可能导致项目收入减少近20%。

补贴退坡的同时，另一个问题也浮出水面：垃圾不够烧了！

根据2025年最新监测数据，全国垃圾焚烧设计日处理能力达115万吨，年设计处置能力超3.88亿吨，而全国生活垃圾实际年清运量仅约2.62亿吨。全行业平均产能利用率仅约62%，2024-2025年连续两年低于70%的行业合理运行底线。2025年12月，央视《焦点访谈》以“焚烧厂为何吃不饱”为题报道这一现象——调研的10家企业中，多数存在垃圾缺口，5座产能利用率约80%，4座缺口大的企业基本亏损。

天津2024年生活垃圾焚烧总处理能力为每天18000吨，实际平均每天处理11000多吨；河南驻马店设计总处理能力每天6400吨，实际平均每天处理5100多吨；河北廊坊设计总处理能力每天8450吨，实际也低于设计值。

东南沿海多数省市焚烧厂产能利用率不足60%。为维持机组运转、保留财政补贴资质，部分地区甚至突破属地处置原则，跨区域转运垃圾。

补贴在退、垃圾不足、电价承压——三重压力同时袭来，行业从“跑马圈地”的建设高峰期，迅速进入“存量运营”的深水区。

三、被浪费的热能与被忽视的市场

压力之下，行业开始重新审视纯发电这一能量利用方式背后的能源浪费问题。

传统垃圾焚烧发电的原理是：垃圾焚烧产生高温烟气，加热余热锅炉产生蒸汽，蒸汽驱动汽轮机发电。但发电过程的热力学效率天然有限——蒸汽在做功发电后，大量余热通过凝汽器以冷却水的方式排走，即“冷源损失”。

国内垃圾焚烧厂纯发电模式下的全厂热效率通常只有20%-30%。据上海交通大学的联合研究，2023年全国垃圾焚烧发电量为120TWh，大量项目的能效水平仍有巨大提升空间。调研数据显示，国内大型垃圾焚烧厂平均全厂能效R1值约为0.58，而欧盟热电联产焚烧厂的平均R1值可达0.76-0.78。

欧盟的统计更为直观：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。热电联产系统的能效比纯发电模式提升64%。

中科环保慈溪垃圾焚烧热电联产项目的数据显示：在只发电无供热的情况下，全厂热效率仅为24.17%；采用热电联产后，全厂热效率可达59.14%，提升了一倍多。

被冷凝塔“放掉”的热量，恰恰是工业园区急需的能源。

纺织、造纸、食品加工、医药、化工等制造业，生产过程中需要大量工业蒸汽。长期以来，这些蒸汽由园区自建的燃煤锅炉或燃气锅炉提供。但在“双碳”目标下，工业供热脱煤已成为刚性需求——各地都在淘汰分散燃煤小锅炉，工业园区急需替代热源。

垃圾焚烧厂恰好能填这个位。它产生的高温蒸汽，不再需要经过低效的发电转换，而是通过减温减压后直接经管网输送给周边企业。省去了冷凝损失，综合热效率可以从30%左右跃升至70%以上。

四、先行者的验证：从“垃圾处理商”到“绿色能源运营商”

· 中科环保：慈溪模式的标杆

中科环保的供热故事始于2010年，远早于行业普遍认知。其慈溪项目日处理能力3000吨，配套4台750吨/日焚烧炉，年焚烧处理生活垃圾等固废108万吨。

这个项目做了一件关键的事：将宁波镇海、慈溪两个垃圾焚烧厂的供汽管网打通，建设了56公里的绿色热网，为周边三个工业园区及80余家热用户提供绿色蒸汽，直接关停了数十座燃煤小锅炉。

目前，慈溪项目年供热量已超100万吨，年减排二氧化碳6万吨以上，供热管网约55公里，最远热用户距离16公里，是中国最大的综合性绿色热能中心之一。其绿色热能已获得“零碳能源”认证证书。

这个模式的核心价值在于：供热收入采用预付款机制（用户先付费后用热），其余按月结算次月收款，现金流远好于电费补贴的回款周期。2024年，中科环保经营活动现金净流入高达6.82亿元。

中科环保还将这一经验复制到了石家庄，对收购的石家庄项目实施热电联产改造后，不仅盘活了一个严重亏损的厂，还服务了周边60余家医药、纺织企业，为居民提供50万平方米的冬季采暖热源。2025年，石家庄中科新能源预计对外提供蒸汽58万吨，通过垃圾焚烧替代原有燃煤锅炉，年减少燃煤13万吨，为县域企业节约用汽成本约5800万元。

· 三峰环境绍兴项目：原生热电联产的标杆

如果说前述案例多是“先发电后供热”的改造型项目，那么三峰环境的绍兴项目则从一开始就是原生热电联产设计。2015年12月，绍兴市循环生态产业园区垃圾焚烧热电联产PPP项目面向全国公开招标，三峰环境以国内最低的18元/吨垃圾处理服务费中标——当时行业平均处理费约为100元/吨，这个数字一度引发热议。

绍兴垃圾焚烧热电联产项目 环卫科技网配图

项目规模2250吨/日，历时18个月建成投产。关键在于选址，项目直接建在工业园区内，建设前就考虑到了热能利用。建成后，蒸汽通过管网直接对接印染集中区的产业链，实现热能高效利用。据行业研究，该项目超50%的高比例供热，在垃圾处理费仅18元/吨的情况下，仍保持30%以上净利率。2022年数据显示，园区企业在低补贴背景下共创造利润1.14亿元，无害化处置生活垃圾70.03万吨、餐厨垃圾11.3万吨，节约标煤11.62万吨，减少二氧化碳排放28.87万吨。

绍兴项目的意义在于证明了一件事：当垃圾焚烧厂不再是一个“被动接收垃圾”的设施，而是主动嵌入工业园区能源供应链的核心节点时，即使处理费极低，也能通过市场化供热实现盈利。

· 康恒环境西安高陵项目：区域供热主热源

西安高陵项目同样走的是原生热电联产路线。项目规模2250吨/日，配置3台750吨机械炉排炉、2台25兆瓦汽轮机和2台30兆瓦发电机组，总投资约12.9亿元，承担西安市近四分之一的生活垃圾处理。

西安高陵项目 环卫科技网配图

2024年11月，高陵生活垃圾无害化处理热电联产供热项目正式投产，成为陕西省首家采用垃圾焚烧发电热能作为区域供热主要热源的项目。西安市热力集团投资5623万元，建设配套热力管网约4.31公里，引流垃圾焚烧余热作为主要热源，最大程度替代现有燃气锅炉。项目可满足高陵城区340万平方米建筑面积的供热需求，惠及115个小区、2.5万户居民。2024-2025年供暖季，集中供热量达88万吉焦，相当于节约标准煤3万吨，减少二氧化碳排放9.68万吨。供热企业成本降低约55%。

高陵项目的价值在于展示了另一种可能：垃圾焚烧供热不仅可以服务工业用户，也可以成为城市民用供暖的主要热源，这为北方城市的清洁能源替代提供了新的路径。

五、经济账：供热为什么比发电更赚

这笔账并不复杂。

发电模式的收入：假设一个日处理500吨的项目，吨垃圾发电量约350-400千瓦时，其中280千瓦时按0.65元结算，超出部分按当地燃煤标杆电价（约0.37-0.40元）结算。在国补完整的情况下，年售电收入约3000-3500万元。但国补退坡后，收入将减少15%-20%。

供热模式的收入：工业蒸汽售价普遍在150-350元/吨区间，以200元/吨（含税）为中性假设。蒸汽综合生产成本约19元/吨（主要是管网折旧和输送成本），扣除新增成本后，供热较纯电增收约80元/吨垃圾。一个日处理500吨的项目，年处理垃圾约16.5万吨，供热可带来约1300万元的额外利润增量。

更关键的是现金流。目前，电费补贴的回款周期可能长达一年以上；蒸汽销售则采用协商定价、按月结算甚至预付款机制，回款周期通常在30天以内。对于重资产运营的垃圾焚烧企业来说，供热的吸引力实在是太大了！

而且，蒸汽价格不依赖电网、不依赖国家补贴，由供需双方合同约定，具有相当强大区域垄断性，——一旦管网铺好、客户锁定，竞争对手很难再在同一区域复制。这是发电模式所没有的壁垒。

供热这么好，但却不是所有焚烧厂都能转型！原因很简单：供热的先决条件比发电上网苛刻得多。

第一，必须有稳定的工业用热需求。垃圾焚烧厂通常是建在城市边缘或郊区，周边是否有纺织、造纸、食品、医药、化工等需要蒸汽的工业园区，是决定性因素。延津项目之所以定位供热供汽，正是因为新乡延津县及周边有相应的产业需求。而大量建在偏远地区的焚烧厂，方圆十里没有足够的用热客户。

第二，管网投资大、建设周期长。供热管道的造价通常在每公里数百万元，56公里的管网投资不是小数目。而且管道建设涉及征地、规划审批、跨区域协调，周期可能长达1-3年。中科环保慈溪项目的供热管网花了十余年才逐步织成。

第三，项目规模要匹配。500吨/日的中小型项目，蒸汽量不足以支撑大规模发电，但恰好适合区域供热——这是一种“规模不经济”向“规模适配”的转化。但对于千吨级的大型项目，如果周边热负荷有限，发电仍然是更合理的选择。

第四，技术改造有门槛。从纯发电改为热电联产或纯供热，需要调整汽轮机配置、增加抽汽/背压系统、建设换热站和调峰设施。石家庄项目就是通过系统改造才实现了扭亏为盈，改造投入不菲。

六、更深层的逻辑：从政策驱动到市场驱动

把视线拉远，垃圾焚烧从发电转向供热，实际上是整个行业从“政策驱动型”向“市场驱动型”转变的一个缩影。

过去二十年，垃圾焚烧行业的增长引擎是这三层红利：垃圾处理的刚性需求、可再生能源发电补贴，以及配套的特许经营制度。彼时，垃圾焚烧企业只要力争“拿项目”和“建工厂”，就能让自己业绩优良！

但现在，三层红利都在消退：垃圾处理能力趋于饱和、垃圾量不足、补贴全面退坡。2023年新中标项目中60%集中在县域市场，但这些项目规模小、垃圾量有限、补贴力度大不如前。

受此影响，行业主战场已全面转向存量运营。而运营的核心，就是提高每1吨垃圾的能源价值和商业价值。

发电模式下，垃圾的能源价值只能通过电网间接变现，附加值既有限也受限，价格由电网和补贴政策决定。

供热模式下，垃圾的能源价值通过蒸汽直接变现，价格由市场供需决定，且具有区域垄断性。

垃圾焚烧厂的角色定位也随之转变：从偏功能性和政策性的“垃圾处理厂”“发电厂”，转变为由市场定价的“能源服务商”。

与行业起步阶段主要靠政策引领不同，这次转变首先由企业通过市场手段推动，政策层面随之跟进助推。

2025年11月，国家能源局发布《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、医药等工业园区推广清洁供热。地方层面，各地“淘汰散乱燃煤锅炉”的政策正在加速落地。工业园区被要求淘汰供热范围内的燃煤锅炉和窑炉，这直接为垃圾焚烧蒸汽创造了替代市场。

以本文开头提到的首创环保延津项目为例！

500吨/日，2.54亿投资，供热供汽——这个定位本身就说明了很多：

500吨的规模在发电模式下仍然偏小，经济性不强，但在供热模式下可以匹配县域工业园区的需求；

专门设立“延津县首创供热有限公司”负责运营，说明首创从一开始就将其定位为供热企业，而非发电企业；

项目放弃了电网这条收入路径，选择了直接对接终端热用户，意味着供热市场能够提供更高的毛利、更好的现金流、更自主的定价权。

延津项目不大，但它是一个微缩样本，展示了垃圾焚烧行业在补贴退坡、产能过剩、能源转型背景下，如何重新定义自己的商业模式。

七、转身不会一蹴而就

当然，供热转型并非万能解药，也非全行业的统一方向。

大型焚烧厂在电力需求旺盛、上网条件良好的地区，发电仍有其合理性。部分项目通过“热电联产”模式兼顾发电与供热，实现能源梯级利用。在部分产能利用率高于80%甚至超负荷运行的地区，改善的不是供热比例，而是处理能力不足的问题。

对于已经享受完82500小时补贴期的存量项目，供热改造是延长经济寿命的重要出路；但对于新建项目而言，供热模式的前期投入更大（管网投资、客户培育），回报周期更长，风险也更高。

其实，不管是发电，还是供热，行业并没有什么标准答案。但方向是清晰的：当补贴无法再依赖、当垃圾变成稀缺、当发电不再是唯一出路，行业的下一个十年，比拼的将不再是谁建得更多，而是谁用得更聪明。