积极探索垃圾焚烧发电与 IDC 的“供电+供热”协同新模式
思瀚产业研究院    2025-05-28

在中国“东数西算”战略布局下，不同区域的能源禀赋差异为垃圾焚烧发电与数据中心的协同发展创造了独特机遇。从区域分布来看：成渝、贵州等西南地 区依托丰富水电资源，内蒙古、宁夏和甘肃等西北地区凭借优质风光资源，已 形成清洁能源支撑的算力集群；而京津冀、长三角、粤港澳等东部经济核心区受限于风光水电资源稀缺，正积极探索垃圾焚烧发电与 IDC 的“供电+供热”协同新模式。

绿电直供+余热制冷，破解 IDC 能耗限制

垃圾焚烧发电被国家认定为可再生能源，其电力输出计入数据中心绿电占比考核，帮助 IDC 满足绿电占比要求。垃圾焚烧发电项目作为生活垃圾无害化处置 的末端处理设施，既能解决“垃圾围城”问题，又能为城市提供绿色电能，其电力输出具备低碳属性，可满足 IDC 对绿电的规模化需求。此外，溴化锂吸收 式制冷技术与 LNG 余冷技术的创新应用正推动行业能效革命，这两种技术的协 同应用，不仅完美契合最新 PUE 标准要求，更构建了“余热利用+冷能回收”的 双重节能体系，为数据中心实现绿色低碳运营提供了创新解决方案。

浦东黎明智算中心项目作为国内首个“垃圾焚烧发电+数据中心”协同示范工程，正在构建绿色算力新标杆。根据浦东发布公众号消息，该项目位于浦发零 碳绿谷园区，总建筑面积 2 万平方米，设计总功率 18MW，采用 8kW-30kW 高密 度机柜部署，建成后将提供 12.7EFLOPS 高性能算力。

项目创新性地整合园区 内 2000 吨/日垃圾焚烧发电设施，实现 70%绿电就近直供，并配套蒸汽余热溴 化锂制冷、LNG 相变余冷及“光伏+储能”系统，形成多能互补的供能体系。通 过产权一体化设计突破“隔墙售电”限制，年均可减少输配电损耗 4%，节省电 费 500 万元。该项目于 2023 年 5 月获批能耗指标，2024 年 7 月开工建设，计划 2025 年 10 月投入运营，其超低 PUE 设计和资源循环利用模式，为东部地区 破解绿电资源约束、发展低碳算力提供了创新解决方案。

溴化锂吸收式制冷技术助力数据中心能效跃升。溴化锂吸收式制冷系统利用垃圾焚烧厂产生的余热作为驱动能源，通过溴化锂和水作为工质对，在发生、冷凝、蒸发、吸收四个环节形成闭环循环，实现高效制冷。这一技术的最大突破在于完全摆脱了对传统电力制冷系统的依赖，开创了废热回收利用的新模式。

根据宽原科技公众号消息，以五沙宽原数据中心的应用实践为例，该技术成功将能源使用效率提升至全新高度，PUE 值稳定控制在 1.27 以下，每年可节省制 冷用电高达 3931 万千瓦时。这不仅大幅降低了运营成本，更显著减少了碳排放，为数据中心的绿色转型提供了可复制的成功案例。该系统的环保特性同样突出，采用无毒无害的溴化锂水溶液作为工质，避免了传统制冷剂的环境污染问题。随着全球对碳中和目标的持续推进，溴化锂吸收式制冷技术有望在更多 高耗能领域推广应用，成为工业余热利用和节能减排的重要技术路径。

年运行 8400 小时，媲美基荷电源

优质垃圾焚烧项目年有效运行小时数约 8400 小时。垃圾焚烧有效发电时长媲美国内核电机组平均的 7710 小时，远高于风电 2000-3000 小时、光伏 1200- 1800 小时，没有间歇性缺陷。根据界面消息发布，全球最大的垃圾焚烧厂上海老港再生能源利用中心二期项目日处理垃圾 6000 吨，采用德国马丁炉排炉技术，通过智能化运维实现全年无间断运行，2022 年实际运行超过 8400 小时。

根据深圳市城市管理和综合执法局介绍，国家 AAA 级垃圾焚烧厂深圳南山能源生态园 2021-2023 年有效运行时间连续超 8300 小时。此外，优质项目垃圾充 足，城市生活垃圾供应趋于稳定，避免风电、光伏“靠天吃饭”的波动性。焚 烧处理逐步成为主流的垃圾处理方式，相比其他绿电，垃圾焚烧发电稳定性突出。

垃圾焚烧处理能力攀升，垃圾焚烧发电前景广阔。根据国家能源局统计，2020- 2024 年，核电，风电、太阳能发电以及垃圾焚烧发电等中国主要绿电产能均呈 现上升趋势。风电从 2020 年 4146 亿千瓦时增至 2024 年 9360.5 亿千瓦时，年 均增速达 22.7%，成为增速最快的绿电类型。

中国垃圾焚烧技术已跻身国际先 进前列，垃圾焚烧处理能力以及发电装机容量逐年增长，根据灵动核心测算， 2024 年中国垃圾焚烧厂数量达 700 座，每日垃圾处理能力达 85 万吨，发电装 机容量达 3000 万千瓦。

中国垃圾焚烧发电行业已从高速扩张期转入存量优化 与国际化拓展的新阶段。尽管短期内面临产能过剩挑战，但通过技术升级、协同处置、海外布局和政策创新，行业仍具备显著增长潜力。未来需重点平衡规 模扩张与运营效率，推动“无害化”向“资源化+能源化”转型，助力“双碳” 目标实现。

垃圾焚烧发电具备较强成本优势，为“算电一体化”提供支撑

垃圾焚烧发电厂的收入主要包括垃圾处理费和电费收入，其中电费收入包括上网电价+地方补贴+国家补贴。根据垃圾发电学院统计，国内垃圾处理费一般在60-89 元/吨左右，均价为 76 元/吨。以光大环境等 9 家垃圾焚烧上市公司 2024 年 6 月底数据进行测算，平均每吨垃圾上网电量 316.03 度。

根据国家政策， 每吨生活垃圾折算成上网电量为 280 千瓦时以内部分，执行全国统一垃圾发电 标杆上网电价每千瓦时 0.65 元；超出 280 千瓦时的部分，执行当地燃煤机组上网电价 0.41 元。 垃圾焚烧发电厂的成本主要包括建设投资、运营成本和折旧摊销等。采用炉排 炉工艺的垃圾焚烧电厂吨建设投资成本稳定在 40-52 万元。

据薛城区 2020 年 中科垃圾焚烧发电项目全成本预算绩效评价报告，其单位生产成本为 124.52元 吨，主要由直接人工费、材料费、维修费、废物处理费等费用组成，设备等固 定资产需按使用年限折旧摊销，吨折旧摊销主要由吨投资和产能利用率决定。

假设设备折旧年限为 15 年，吨投资为 45 万元，则年折旧费为 3 万元/吨，分 摊到每天则为 82.19 元/吨。综合下来每吨垃圾发电的总成本约 206.71 元。 吨垃圾发电总收入 245.88 元。

绿电资源匮乏区域，垃圾焚烧发电成本优势显著。根据各地电网统计，在绿电资源匮乏的上海、浙江、江苏等东部地区，10kV 和 35kV 工业用电价格普遍在 0.63-0.72 元/度区间，同时还需叠加 40.8-51.2 元/千瓦·月的容量电价。相比之下，垃圾焚烧发电度电成本仅为 0.43 元/度，较工业用电节省超过 40%的 成本。这一显著的成本优势在绿电开发受限的东部地区尤为突出，而西部风光 资源优越地区如甘肃等地则保持 0.44-0.45 元/度的低电价水平，形成明显的 区域能源成本差异。

在垃圾焚烧发电行业中，垃圾焚烧 IDC 模式通过自给自足的低成本电力供应实现可观的盈利并增厚企业利润。按照收入和成本测算，每吨垃圾的发电理论利 润为 39.18 元，而“国补”+“地补”共计 59.12 元/吨，单靠补贴就已超过理论利润，可见补贴对隔墙售电模式盈利保障的关键作用。另一方面，度电成本 约 0.43 元，若在垃圾焚烧 IDC 算电一体化模式下以市场价 1 元/度直接向 IDC 用户供电，则每度电可获得约 0.57 元的差价，这部分盈利完全由企业内部运 营驱动，无需依赖电网，脱离“国补”和“地补”仍能实现可观的利润厚增， 自给自足地提升环保企业的利润水平与估值。

分布式布局契合 IDC 区域需求

中国垃圾焚烧产能与算力需求在东部沿海地区形成双重集聚效应，催生出“垃圾焚烧+IDC”的协同发展新路径。主流垃圾焚烧公司的项目产能分布集中聚集在长三角和珠三角区域，分别占主流垃圾焚烧公司的产能总量的 32.1%和 18.8%。

与此同时，这些地区也是全国算力需求的核心承载地，长三角、珠三角与京津冀算力节点枢纽在用机架数分别占全国总量的 24.5%、9.5%和 21.5%，阿里、字节、腾讯等科技巨头高度集聚，除了京津冀目前的绿电比较充足以外，其余核 心地带可再生能源禀赋薄弱，化石能源依赖度高，难以满足 IDC 的绿色低碳发 展要求。在此背景下，东部沿海地区通过成熟的垃圾焚烧发电技术，为本地算 力枢纽提供稳定低碳电力，有效弥补绿电缺口，形成“以废能补绿能”的循环 经济模式，兼具缓解能源约束与优化算力碳中和路径的双重价值。

垃圾焚烧 IDC 模式在地理协同与能源效率方面展现出显著优势。与风光电站多位于偏远地区不同，垃圾焚烧厂通常选址在城市近郊，具备土地规模大、交通便利、供水供电配套完善等特点。根据《数据中心设计规范》，IDC 选址需同时满足电力充足、通信畅通和灾害风险低等硬性条件，而城市边缘的垃圾焚烧厂 恰能提供符合要求的空间条件，这种“隔墙布局”不仅缩短输电距离，还通过 共用主干水电网和交通设施降低基建成本。城市近郊的选址不仅便于垃圾收运， 也为未来配套建设算力中心提供了理想场地。

在城市土地资源日益紧张的背景下，这种区位优势将愈发凸显其战略价值。在短距离供电的情况下，直供电的 输配电能源损耗显著小于常规电网的输配电能源损耗。例如上海黎明项目采用 800V 直流直供，实测线损仅 0.3%，较电网输电节省 4.7 个百分点，大幅降低了输配电损耗带来的成本影响。这一模式不仅缓解了东部算力枢纽对传统电网的依赖，更通过“就地焚烧-就地供电”的闭环，实现了能源效率与成本控制的双重突破。

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