来源：国研网（《中国环保产业》）
作者：国务院发展研究中心资源与环境政策研究所副所长、研究员 常纪文； 中华保联合会垃圾焚烧专业委员会 郭云高；
昆山杜克大学 张翰
在“双碳”目标驱动与城市化进程加速的双重背景下，我国垃圾焚烧发电产业进入高质量发展时期。截至2024年年底，全国生活垃圾焚烧处理能力突破110万吨/日，解决了全国30%的垃圾无害化处置难题。垃圾焚烧发电产业作为城市固废综合治理的支柱性产业，其进一步转型面临一些挑战，需从政策、技术、商业模式等方面予以化解。
1 我国垃圾焚烧发电产业绿色低碳转型的进展
经过近40年的发展，我国垃圾焚烧发电产业已建成并投运近千个项目，构建了从规划、研发、设计、投资、制造、建设到运营全环节协同发展的完善产业体系。截至2024年12月31日，我国垃圾焚烧发电装机容量突破2200万千瓦，全国城镇生活垃圾焚烧处理能力约为112.86万吨/天，基本解决了工业化、城镇化发展带来的城镇垃圾多、处理急、难处理等问题。为了实现高质量发展，我国于2014年7月1日起实施《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB18485—2014）。同时，法律要求垃圾焚烧发电厂设置显示屏公开环保数据，并安装与生态环境部门联网的自动监测设备。自2020年1月1日起实施《生活垃圾焚烧发电厂自动监测数据应用管理规定》；自2023年9月30日起实施《生活垃圾焚烧发电厂现场监督检查技术指南》（HJ 1307—2023）。目前，我国垃圾焚烧的环保标准和监管要求已达国际领先水平，截至2024年底，已有356个项目的排放平均值达到并优于欧盟标准（2010/75/EU）。调研发现，与欧盟和日本的同类企业相比，我国垃圾焚烧设施的建设周期缩短约50%，吨造价成本降低约67%，吨垃圾处理成本降低约50%，在清洁、高效、兼容、和谐四方面，特别是生活垃圾和工业固废协同处置的兼容方面具备优势。
2021—2023年，我国城市生活垃圾焚烧处理能力的新增量逐年下降，垃圾焚烧产业已切换到存量发展模式，发展的重心由追求发展速度转向提高发展质量。在这个过程中，我国垃圾焚烧发电产业的绿色低碳转型呈现一些新动态：一是推进设施的数智化改造，提升安全、稳定、高效和绿色运行水平。如某一企业引入人工智能算法和大数据预测分析，焚烧稳定性提升了23.08%，人工工作量下降了87%；另一企业的物耗和能耗有效降低，吨发电水平得到提升。二是处置模式正由单一的生活垃圾处理进化为多元化城市固废协同处置。2020年后，一些城市的垃圾焚烧产能开始出现过剩，有的开始关闭燃煤窑炉，利用垃圾焚烧炉协同处置工业固废。随着美丽中国建设及“无废城市”建设的不断深入，这一模式具有广阔的发展空间。三是在集中式垃圾焚烧发电项目发展的同时，分布式垃圾焚烧发电、小型化的微电网发电等新型项目也开始兴起。四是开始走向广阔的海外市场。凭借成本低、效率高、适应性强、产业链齐全等优势，中国企业已逐渐成为东南亚垃圾焚烧市场的竞争主体。根据统计，截至2025年5月，中国企业已在亚洲、非洲、欧洲、大洋洲、南美洲、北美洲参与垃圾焚烧项目79个。未来，中国垃圾焚烧发电产业有望在“一带一路”国家发挥更大作用，推动全球垃圾处理行业可持续发展。
2 我国垃圾焚烧发电产业进一步绿色低碳转型面临的挑战
面向高质量发展的目标，我国垃圾焚烧发电产业在不断解决老问题的同时，在进一步绿色低碳转型中也面临一些比较突出的挑战。
2.1 国内产能出现区域性过剩，部分垃圾焚烧发电厂陷入困境
国内垃圾焚烧发电产能已出现区域性过剩。在长三角地区，住房和城乡建设部数据显示，截至2024年，该地区建成垃圾焚烧发电产能36.8万吨/日，但实际处理量仅为23.5万吨/日，产能利用率不足64%。江苏某地级市建成3座垃圾焚烧发电厂，但因垃圾量不足，单厂日均负荷率仅为55%，不仅导致设备闲置率高，还使得企业运营成本增加、投资回报率下降。在中西部地区，存在超需求建设的现象，如贵州、甘肃的一些城市按“十三五”规划的需求建设垃圾焚烧发电项目，但因城镇化速度低于预期，部分焚烧发电厂建成后被迫降负荷运行，设备闲置率超30%。产能过剩不仅浪费了投资，企业还不得不减少运行时间甚至暂停部分设备运行，设备维护、人员管理等成本难以摊薄，陷入运营成本高、收益低的困境，增加了地方政府的财政负担。
2.2 环境治理成本增加，飞灰处置和利用越来越难
为了改善区域空气质量，一些地方提高了垃圾焚烧发电厂的排放标准。海南、河北、福建、天津、河南、陕西等地已发布生活垃圾焚烧发电行业地方标准，山东、江苏、湖北、安徽等地正在制定地方标准。浙江省已于2024年12月印发了《浙江省生活垃圾焚烧厂超低排放改造实施方案》。总的来看，省级层面有竞相提标的态势。排放标准的提高意味着环保投入的增加，以二噁英的控制为例，欧盟2023年将排放限值由0.5ngTEQ/Nm3收紧至0.1ngTEQ/Nm3，国内一些重点区域要求参照该标准同步实施超低排放改造。以浙江某项目为例，这一标准的变化就让其烟气净化系统投资占比从18%升至34%，年运维成本增加1800万元。根据测算，为了满足更严格的氮氧化物排放标准，如无经济可行的创新技术可以利用，一些企业需增加数百万甚至上千万元的投资用于设备改造和运行。由于地方垃圾处置收费相对固定，企业的利润会大幅减少，一些中小型企业会出现亏损甚至倒闭。
垃圾焚烧发电行业面临着飞灰处置难题。首先，飞灰的资源化利用面临技术和经济瓶颈，如飞灰玻璃化技术能耗高达1500度/吨，商业化应用成本太高。目前，全国仅3家企业实现了飞灰制建材量产，产品附加值不足300元/吨，而且建材行业近几年不景气，利用飞灰制造的建材销售越来越难。其次，飞灰运输半径如太大，会导致处置和综合利用困难。国内飞灰处理成本为800—1200元/吨，占项目总成本的15%—20%，这对项目整体的经济效益造成较大负担。例如，重庆某垃圾焚烧发电项目因综合利用不划算，而且运输距离太远增加了飞灰处理成本，最终导致飞灰积压量超过5万吨，项目方不得不申请应急填埋以缓解处理压力。
2.3 项目面临应收账款过多、补贴退坡和不当干预较多的风险
项目运行面临应收账款过多和补贴退坡风险。一些地方拖欠处理费，导致企业应收账款过高。例如，截至2024年10月，有的企业应收账款金额超过亿元，给企业带来财务负担过重问题。对于垃圾焚烧发电补贴，2023年新投产项目补贴电价下调了0.05元/度，国家补贴政策从“全量补贴”转向“增量退坡”。一些项目的前期评估预计内部收益率在8%左右，但补贴退坡后降至6.5%左右，几乎接近社会必要资本的成本下限。例如，河南某垃圾焚烧发电项目内部收益率从8.7%降至6.2%。垃圾焚烧发电行业整体依赖财政补贴或提高处置收费来平衡成本和收益，国家补贴如退坡，则需地方政府提高垃圾处理费或加大财政补贴予以缓解，但这些措施实施的可持续性目前尚不确定。产业界认为，国家将垃圾发电行业与风电、光伏等纯能源项目并列管理，减少补贴，实际上忽视了其环保公共服务属性。
项目运行面临行政干预较多的风险。在重污染天气期间或电力供应需调节时，项目的运行会受到有关部门的干预，如实施近零排放、停炉、电力负荷调节等，增加了运营成本。有的电力调度部门频繁要求调整发电负荷，导致焚烧炉运行不稳定，二噁英控制难度加大，进一步提高了项目的环保成本。
2.4 对外投资面临出海难，外卷式竞争日趋激烈
国内垃圾焚烧发电产业出海面临一些问题。首先，一些目标国的公众对垃圾焚烧的先进工艺缺乏了解，对垃圾焚烧存在一些抵触情绪，导致一些前期投资大的项目落地难。为防止出现舆情，有的国家超越法律要求，不断要求中国企业开展技术升级和标准对接，由此增加的投资和运行成本让企业难以承受。其次，随着国内垃圾焚烧发电行业市场趋于饱和，不少企业到东南亚等国家和地区寻找新市场。例如，2024年某企业与印度、泰国、越南等国项目签订供货合同，总金额超过8亿元。由于竞争激烈，国内投资内卷化现象延伸到了海外市场，出现中国企业为他国解决环境问题却难赚钱的怪象。再次，一些出海企业项目运营经验不足，对目标国的政策法规和政治动态掌握不充分，经常遇到审批流程复杂、沟通协调不畅、承诺难以兑现等情况，影响向海外推广垃圾处理绿色低碳方案的进程。
3 我国垃圾焚烧发电产业进一步绿色低碳转型的建议
进一步推动我国垃圾焚烧发电产业绿色低碳转型，需以现实存在的问题为导向，构建“政策引导—产能调控—价值延伸”体系，从以下几个方面推动产业从规模扩张向质量效益转型。
3.1 建立产能预警机制，实行区域协同调控和产能共享
建议各省级区域参考一些地方平衡解决“垃圾围城”和垃圾焚烧发电厂来料不足问题的经验，对各地级市设定0.8—1.2的产能弹性系数（设计产能/规划产能），要求新建项目配套30%的冗余处理能力。各省级区域应实时监控各区域垃圾产生量与现有处理能力之间的匹配情况，对产能严重不足和产能严重过剩的情况及时予以预警。为了提升行业的运营效率和经济效益，必要时可按法定程序调整规划，让区域垃圾焚烧发电规划和项目建设更加符合实际。各省级区域宜推行跨区域协同调控，实行产能共享。对于一些效率和效益低下的垃圾焚烧发电项目，按照合同约定或者双方协商开展限期转型，对于最终关闭的，应予以补偿。对现有项目全面开展技术和管理数智化升级，降低运营成本和环境风险。
3.2 稳妥推进节能减污降碳，缓解行业环境成本压力
一是稳妥推进节能减污降碳工作。为改进行业污染防治工作，建议渐进式地提高二噁英排放限值，对氮氧化物逐步实施近零排放，倒逼行业示范推广高效烟气净化设备、智能燃烧控制技术，推动整个产业转型升级。标准的提升要考虑企业的成本承受能力，对于成本合理的要求应果断发布；对于成本不合理的要求，可先支持技术创新和示范推广，待成本合理后再予以发布。为减轻企业提标的经济压力，建议针对省级区域出台垃圾焚烧行业规范化提标的指导意见，配套调整垃圾处理费或财政补贴标准，纠正提标过急和提标不提价等不合理现象。支持企业利用AI算法预测垃圾热值波动，优化焚烧炉运行参数，改进焚烧工艺，协同实现节能、减污、降碳。
二是深入推进行业相关的循环经济发展。建议在园区和区域循环经济体系的大格局中，针对垃圾焚烧发电行业构建“源头减量—高效焚烧—副产物利用—碳资源化—智能管控”的循环经济工作体系。其一，多措并举解决飞灰处置的出路。在环境风险可控、便于监督管理、市场可接受的前提下，提倡飞灰就地减量和资源化技术工艺、水泥窑协同处置工艺等多种资源化技术协同发展，加大政府对飞灰制建材产品的采购力度。其二，鼓励采用磁选回收等技术回收炉渣中贵金属资源，探索建立二氧化碳捕集并用于制造工业碳酸盐、培育微藻等领域的碳循环产业链。其三，创新商业模式，鼓励余热资源向周边工业园区或居民区开放，实现能源多级利用；在长江以南等区域，政府通过修订标准、出台激励措施，推动项目加装热交换器、吸收式热泵等余热回收系统，将中低温余热转化为热水或蒸汽，用于数据中心的制冷系统，以减少电耗。
三是探索建立项目环境影响的补偿机制。为破解“邻避效应”，长期、稳定维护项目与社区的和谐关系，建议参考一些地方的做法，按垃圾处理量的3%计提社区发展基金，用于受补偿区域环保等惠民设施的建设和运行。“邻利转化”机制可使社区居民从风险承受者转变为治理参与者和价值分享者。
3.3 优化经济和行政措施，促进行业高质量发展
一是出台应收账款的解决方案。建议从保证城市环境基础设施正常运营的角度，中央财政和地方政府应尽快联合发布解决垃圾焚烧行业应收账款问题的方案。2024年11月，国家针对地方隐性债务出台的置换方案落地后，多家垃圾焚烧发电企业的应收账款回款金额高达数亿元。建议巩固这一成果，更大规模地实施垃圾焚烧行业隐性债务置换方案。建立长效监管机制，促进财政扶持政策的落地实施，确保行业健康稳定发展。二是对项目运行继续开展适度奖补。明确垃圾焚烧发电行业的环保公共服务定位，将其纳入市政公共服务范畴，建立“处理费为主、电费为辅”的收益机制。对欠发达地区项目延长财政补贴期限。对提标幅度较大地区的项目，参考燃煤机组超低排放激励措施出台环保电价政策，按0.05元/度的额度进行奖励，或者根据BOT协议，基于提标增加的运营成本适度提高垃圾处置费。推动垃圾焚烧项目参与绿证交易。三是针对不当干预建立申诉与赔偿机制。为了减少行政干扰，实现项目稳定高效运行，建议明确干预的条件、程序和法律后果，严格限制对垃圾焚烧项目正常运行的干扰。实施合规运行项目的“免打扰”制度，因重污染天气等原因确需介入项目正常运行的，由财政予以充分补偿。建立项目运营方对不当干预的申诉和索赔机制。
3.4 建立对外投资引导机制，提升中国企业国际竞争力
为避免中国企业在海外投资“外卷”，建议有关部门针对出海的中国垃圾焚烧发电企业出台引导性投资指南，针对国有企业、国有资本参股企业、享受财政奖补政策的民营企业实施海外垃圾焚烧发电项目投资备案制度，对企业的资质、技术、资金等开展实体性审核，要求企业获得国际通行的管理体系和技术标准认证，确保其具备安全生产、职业卫生、劳动保障、环境保护等能力。有关部门应资助国内垃圾焚烧行业协会加强分析研究，定期发布海外垃圾焚烧市场研究报告，梳理各目标国最新的政策法规、市场需求、竞争态势、环保标准等动态信息，发布合规流程、注意事项和风险提示，推介先进的技术和工艺，协助企业作出科学、合理的投资决策。
