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2017 年 12 月 12 日，国家发改委联合五部委下发《对于进一步做好生活垃圾焚烧发电厂规划选址工作的通知》，要求各省（区、市）应编制本地区省级生活垃圾焚烧发电中长期专项规划。截至 2022 年 5 月底，全国已有 21 个省（区、市）发布中长期专项规划及修订稿，13 个省（区、市）相继发布涉及生活垃圾焚烧发电的“十四五”规划，整理后得到 29 个 省（区、市）规划新增项目数量合计 974 个，新增处理规模合计 84.3 万吨/日。其中，规划新增项目数量前三的省（区、市）为河北、江苏和安徽，分别为78/71/65 个，规划新增处理规模前三的省（区、市）为广东、江苏和河北，分别为 7.4/7.2/7.1 万吨/日。

2021 年 5 月 6 日，国家发改委、住房城乡建设部印发《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》（“十四五”规划），规划指出，“十三五”期间，城镇生活垃圾设施处理能力超过 127 万吨/日，生活垃圾无害化处理率达到 99.2%，全国共建成生活垃圾焚烧厂 254 座，累计在运行生活垃圾焚烧厂超过 500 座，焚烧设施处理能力 58 万吨/日，全国城镇生活垃圾焚烧处理率约 45%，初步形成了新增处理能力以焚烧为主的垃圾处理发展格局。对比国家发改委、住房城乡建设部于 2016 年 12 月 31 日印发的《“十三五”全国城镇生活垃圾无害化处理设施建设规划》（“十三五”规划）中各项目标，“十三五”期间，垃圾收运和利用、垃圾无害化处理方面，除西部及东北部分地区建制镇垃圾无害化处理率低于30%， 未完成规划目标（70%）以外，其他目标均完成或基本完成；垃圾焚烧处理方面，累计焚 烧处理能力达到 58 万吨/日，基本完成“十三五”规划目标 59.14 万吨/日，东部地区城市生活垃圾焚烧处理率完成规划目标（60%），但是中西部地区城市生活垃圾焚烧处理率未完成规划目标（50%），导致全国城镇生活垃圾焚烧处理率（45%）低于规划目标 9 个百分点， 因此“十四五”期间中西部地区仍存在较大规模的垃圾焚烧市场空间。

“十四五”规划提出，到 2025 年底，全国城镇生活垃圾焚烧处理能力达到 80 万吨/日左右，相对“十三五”末期增量空间为 22 万吨/日；城市生活垃圾焚烧处理能力占比 65%左右，相对 “十三五”末期提升空间仍有 20 个百分点。此外 13 个省（区、市）相继发布涉及生活垃圾焚烧发电的“十四五”规划，结合国家统计局公布的 2020 年生活垃圾焚烧发电产能数据，本文测算得到“十四五”期间 13 个省（区、市）规划新增垃圾焚烧项目 204 个，新增产能 21.2 万吨/日，其中，规划新增处理规模前二的省（区、市）为河南和广东，分别为 5.3/5.1 万吨/日，对应规划新增项目数量均为 30 个。

通过对生活垃圾焚烧信息平台和电厂联盟网所列示的全国生活垃圾焚烧项目（全口径，包含城市及县城）进行统计，2019-2021 年新增投运产能分别为 10.8/8.5/13.9 万吨/日，2021 年底城镇垃圾焚烧投运产能达 74.5 万吨/日，与 2025 年垃圾焚烧处理规模达 80 万吨/日的“十四五”目标仅相差 5.5 万吨/日，本文预计2022-2023年提前完成“十四五”目标将是大概率事件。自上而下测算，2022-2024 年新增产能分别为 6.3/4.6/3.8 万吨/日，新增产能明显放缓。

1） 假设总人口保持 0.1%左右的增长率，参考社科院《中国农村发展报告 2020》，假设城镇化率由 2021 年的 64.7%逐步提高至 2025 年 65.5%；2）考虑到固废法修订草案二审稿提出， 城乡结合部或者人口密集的农村的生活垃圾，可纳入城市生活垃圾分类收集、运输、处理系统，假设 2020-2025 年人均生活垃圾清运量保持增长，由 0.92 提高至 1.04 千克/(人·日)， 生活垃圾无害化处理率由 99.4%提高至 100.0%；3）根据“十四五”规划公布的数据，2020 年我国城镇垃圾焚烧占无害化处理的比例约 45%，2025 年目标为 65%左右，结合各省垃圾焚烧中长期规划和“十四五”规划，假设 2021-2025 年垃圾焚烧占无害化处理的比例逐 年提升至 49%/53%/57%/61%/65%。综合以上假设，得到 2022-2025 年生活垃圾焚烧处理能力80.8/85.4/89.3/93.0 万吨/日，对应新增处理能力 6.3/4.6/3.8/3.7 万吨/日。

同时，我们选取光大环境等 8 家典型垃圾焚烧上市公司，根据我们对投产项目的统计和对在建项目的投产进度预测，8 家典型公司 2021-2024 年新增投运产能合计 10.1/4.5/3.5/2.8 万吨/日，2021 年垃圾焚烧市场新增投运产能 13.9 万吨/日。假设 2022-2024 年市场与典型公司新增投运产能之比维持 2021 年水平，测算得到 2022-2024 年市场新增投运产能为 6.2/4.8/3.8 万吨/日，与自上而下测算结果基本一致，从而验证 2022-2024 年市场新增投运产能将明显回落。

本文预计“十四五”期间垃圾焚烧发电总市场规模达 3769 亿元。根据对市场产能和项目盈利能力的分析，我们假设：1）产能利用率=日均生活垃圾焚烧无害化处理能力*365/年生活垃圾焚烧无害化处理量，根据国家统计局生活垃圾无害化处理量数据和我们统计的生活垃圾焚烧无害化处理能力，计算得到历年产能利用率情况，考虑到 2022 年起新投运产能明显放缓， 我们假设 2022-2025 年产能利用率逐年提升至 59%/62%/65%/68%；2）2022-2025 年行业存量和新增项目平均处理费为 72/74/76/78 元/吨；3）2022-2025 年吨发电量为 379/381/383/385 度；4）假设上网电价为 0.65 元/千瓦时，2022-2025 年上网比例逐年提升 0.2 个百分点至 84.6%，则垃圾焚烧发电总运营市场规模至 2025 年将达到 587 亿元，“十四五”期间复合增速 12.8%。根据我们对典型公司运营项目投资额的测算，2019-2021 年垃圾发电项目单位投资成本维持在 55 万元/（吨/日）左右，我们假设 2022-2025 年单位投资成本维持 55 万元/（吨/日）；考虑典型的垃圾发电项目投资结构，工程土建、工程安装、设备以及其他分别占比 25%、13%、38%、24%，同时假设垃圾焚烧发电项目建设周期为 18 个月，T 年投运的项目在T-2/T-1/T 年的建设期分别为 2.5/10/5.5 个月，则“十四五”期间垃圾焚烧发电总工程及设 备市场规模分别达到 787 亿元和 578 亿元。综合考虑工程、设备以及运营市场，“十四五” 期间垃圾焚烧总市场规模达到 3769 亿元。

1.增量规模下降

预计 2022-2025 年新增投产产能为 2018-2021 年新增投产产能的 48%。根据我们对垃圾焚烧市场新增产能的测算，2018-2021 年新增投产产能 38.2 万吨/日， 对应复合增速 20%，2022-2025 年预计新增投产产能 18.5 万吨/日，对应复合增速 6%。2022-2025 年预计新增投产产能仅为 2018-2021 年新增投产产能的 48%，未来 4 年垃圾焚烧新增产能规模将大幅减少。

2.行业并购加速

2018 年起项目收购开始提速。通过对生活垃圾焚烧信息平台和电厂联盟网所列示的全国生活垃圾焚烧项目（全口径，包含城市及县城）进行统计，“十三五”期间，新增投产产能 34.3 万吨/日，2021 年新增投产产能 14.6 万吨/日，本文预测 2022-2025 年新增投产产能 18.5 万吨/日。随着增量项目规模萎缩，行业标准提升（环保等成本增加），以及国补退坡影响，本文判断行业并购整合力度将会加大。根据对光大环境等 8 家典型垃圾焚烧上市公司的并购情况梳理，2015-2021 年共发生 52 起项目收购，其中城发环境、粤丰环保、伟明环保、瀚蓝环境收购项目数量居前，分别收购 13/10/10/8 个项目（同一项目一、二期合计视为一个项目），对应产能分别为 1.10/1.25/0.78/0.67 万吨/日，2018-2021 年项目收购数量和规模均维持在较高水平且处于增长趋势。

2022-2025 年并购整合将继续加速。前述 8 家典型公司 2018-2021 年项目收购数量分别为 8/13/5/18 个，对应产能 0.97/1.26/0.64/1.51 万吨/日，项目收购数量和规模均维持在较高水平且处于增长趋势，其中 2020 年收购数量和规模有所回落，可能是受到新冠疫情对并购交易进度的影响。2022-2025 年期间，新增项目将面临项目规模化效应减弱，国补竞价上网和垃圾焚烧产能趋于饱和带来较低产能利用率，部分运营水平较低的公司将在运营能力和盈利能力方面迎来更大考验，同时其融资环境也不容乐观，垃圾焚烧项目（建成的和待投运的）的并购整合将继续加速。（报告来源：未来智库）

传统垃圾焚烧发电项目的盈利模式较为清晰，发电收入、处理费和 CCER 增量淡化国补退坡影响。项目收入主要由垃圾处理费与发电收入构成，垃圾处理费主要由项目所在地环卫或城管部门支付，吨价与地方财政支付能力关系较大，发电收入为垃圾处理量、吨垃圾上网电量与单位电价的乘积，其中吨垃圾上网电量主要受到垃圾热值和公司的技术能力的影响，单位电价由燃煤标杆电价、省补、国补三部分组成，国补可将单位电价补至 0.65 元/度。通过对垃圾焚烧发电的收入进行拆分，本文发现以下因素的综合作用，使垃圾焚烧发电的盈利能力在未来有进一步增长的空间：（1）吨上网电量与垃圾处理费均呈现上升趋势；（2） CCER 项目带来附加收入，增厚利润空间；（3）国补退坡导致收入下滑，但影响较为有限。

吨上网电量和垃圾处理费提升

吨发电量与上网比率的双重增长带动吨上网电量显著提升。将 8 家典型公司的吨发电量进 行整理和计算，发现 2017-2021 年吨发电量由 334 度提升至 377 度，本文认为主要有以下两方面原因：1）垃圾分类带动入炉垃圾热值水平上升。厨余垃圾含水量高，热值较低，而近年来垃圾分类在全国范围内的推广，使厨余垃圾与生活垃圾相分离，导致入炉焚烧的厨余垃圾占比减少；2）炉排炉技术进一步推广。2016 年全国垃圾焚烧厂中，使用炉排炉技术的焚烧炉占比为 78%，2020 年占比已经提升至 85%以上，相比于流化床技术，炉排炉技术能使垃圾燃烧的更加充分，从而提升吨发电量，预计2022-2025 年吨发电量为379/381/383/385 度。另外，随着行业整体运营水平上升，各公司致力于生产环节节能降耗，降低厂用电率，行业整体上网比率也持续增长，2018-2021 年间由 81.3%增长至 83.8%，预计 2022-2025 年上网比例逐年提升 0.2 个百分点至 84.6%。以上双重因素带动吨上 网电量显著提升。

2019 年开始新中标项目垃圾处理费明显提升。根据 E20 项目中标价格数据与本文的测算， 2014-2018 年间新中标项目单价较低，仅为 60-67 元/吨，自 2019 年开始新中标项目平均处理单价明显提升，2021 年提高至 88 元/吨，较 2014 年处理费水平增长 40%以上，2022 年前五个月平均吨垃圾处理费提升至新高 96 元/吨。本文认为这一增长主要由两方面因素导致：

（1）财政节能环保支出增长迅速，2013-2019 年间增长 120%，在财政支出各类别中增速较高，2020 年后疫情导致财政支出重心转移，节能环保支出有所下滑，但 2022M1-5 重拾增长，同比+1.7%。

（2）近年全国较多城市向居民增收垃圾处理费，以此增加地方财政收入以及地方财政支付垃圾处理费用的能力。本文预计 2022-2025 年存量项目平均处理费将稳步提升。对历年垃圾处理费进行产能加权平均计算，测算发现存量项目平均处理费于 2014 年开始下滑，2018 年降至最低点约 68 元/吨，此后新中标项目处理费提升驱动存量项目平均处理费触底反弹，由于新订单占存量规模在 2018-2021 年由 26%下降至 4%，存量项目平均处理费在 2018-2021 年由 68 元/ 吨缓慢提升至 70 元/吨。展望未来，一方面新中标项目处理费仍将提升，另一方面，垃圾焚烧特许经营协议中普遍存在提价条款，国补退坡情况下处理费有望上调，预计 2022-2025 年存量和新增项目平均处理费为 72/74/76/78 元/吨。

国补退坡影响有限

根据测算，2021 年底行业国补规模为 64.17 亿元/年。2012 年 4 月 10 日，国家发改委发布《对于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》，明确生活垃圾折算上网电量暂定为 280 千瓦时/吨，并执行全国统一垃圾发电标杆电价每千瓦时 0.65 元，其中，当地省级电网负担每千瓦时 0.1 元。2012-2018 年，发改委、财政部和能源局共发布 7 批补贴清单，补贴覆盖产能约 18.87 万吨，覆盖率约 45.9%。2020 年 3 月 12 日，财政部明确第一批至第七批可再生能源电价附加补助目录内的可再生能源发电项目，由电网公司对相关信息进行审核后，直接纳入补贴清单。此后存量项目入库进程加快，第 8 批补贴清单中，2020 年纳入 6.02 万吨，各批次清单于 2021 年共纳入 21.41 万吨，截至 2021 年底累计补贴产能达 46.30 万 吨，覆盖率提升至 62.2%。假设有效运行天数为 330 日/年，补贴单价为 0.15 元/度，测算得到 2021 年底行业国补规模为 64.17 亿元/年。

随着垃圾焚烧项目入库进程加快，垃圾焚烧公司应收补贴规模增加，本文整理公司公告得到，2021 年底光大环境/绿色动力/伟明环保/瀚蓝环境/旺能环境应收补贴为 60/11/7/6.4/5 亿元，粤丰环保应收补贴为 6.2 亿港元。

补贴拖欠问题有望解决。2021 年 3 月 24 日国家财政部印发《2022 年中央政府性基金支出预算表》，“其他政府性基金支出”中“中央本级支出”从 2021 年的 928 亿元增加至 4,528 亿元，增量支出或将用于解决可再生能源补贴拖欠等历史遗留问题。若补贴拖欠问题解决，垃圾焚烧公司将因此受益，现金流有望进一步改善，同时资金占用减少带动财务费用下降。2021 年 8 月国家发改委等3部门发布《2021 年生物质发电项目建设工作方案》，《方案》明确 2021 年国补资金总额为 25 亿元，其中非竞争配置/竞争配置项目为 20/5 亿元，后续将逐年增加用于竞争配置的国补规模。《方案》主要根据时间对非竞争配置与竞争配置项目做出了划分，其中 2020 年底前开工且 2021 年底前并网的项目均为非竞争配置项目，可享 受全额补贴，2021 年新开工的项目则为竞争配置项目。由于竞争配置项目补贴占比低，该政策引发市场担忧，电价补贴未来会减少甚至取消，垃圾发电标杆电价可能会进一步向燃煤发电机组标杆电价靠拢。

根据本文的测算，国补退坡对盈利影响相对有限。按照 2012 年《对于完善垃圾焚烧发电价格政策的通知》中的价格，国补范围内每吨生活垃圾折算上网电量暂定 280 度，垃圾发电电价 0.65 元/度，超出 280 吨的部分则按照 0.4 元/度计算。取各地燃煤标杆电价中值 0.4 元/度，推算目前国补约为 0.15 元/度。按照 2021 年上市公司吨上网电量平均值计算，并假设国补价格减少 10%/20%/30%，对垃圾焚烧发电项目总体收入的负面影响分别为 -1.5%/-3.0%/-4.4%，对净利润的负面影响分别为-6.6%/-13.1%/-19.7%，但考虑到根据补偿议价条款垃圾处理费仍有上调空间、吨上网电量提升和 CCER 带来利润增厚，本文认为国补退坡对垃圾焚烧项目盈利影响相对有限。

CCER 项目带来利润增厚

2012 年我国开始建立自愿减排碳信用交易市场，其标的为 CCER，全称为国家核证自愿减排量，是经国家发改委备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，碳排放公司需要按照减去自愿减排量的排放量来进行生产经营活动，排放超额则会受到处罚，但可以向拥有多余配额的公司购买排放权来规避处罚。CCER 的主要来源为风电、光伏、水电、秸秆发电、垃圾焚烧发电等项目。

CCER 项目在传统项目盈利模式基础上带来附加收入，增厚利润空间。垃圾焚烧发电项目主要在以下两个方面实现了碳减排：（1）焚烧替代填埋，减少了因填埋产生的甲烷。（2） 焚烧发电替代火力发电，生产相同电量下的碳排放量相对更少。选取中国自愿减排交易信息平台上披露减排量的垃圾焚烧项目，可以计算出每吨垃圾产出的 CCER 约为 0.3 吨，同时根据复旦大学可持续发展研究中心的数据，目前 CCER 的买入价格预期约为 60 元/吨， 对应每吨垃圾可带来的增量收入约为 18 元。吨垃圾处置费取 2021 年行业平均值 87.9 元/ 吨，吨垃圾上网电量取 2021 年上市公司平均数据进行测算，CCER 在收入/利润端可为项目带来约 6.4%/28.7%的增厚空间。在国补减少 30%情况下，CCER 在收入/利润端仍可带 来 1.9%/8.6%的增厚空间。

产能增长有望消除财务费用和折旧摊销影响

确认建造收入拉低净利率。2022 年 1 月 26 日，财政部印发《公司会计准则解释第 14 号》， 规定 PPP 项目社会资本方提供建造服务或发包给其他方等，应当确认建造收入，自 2021 年起开始施行。因建造收入毛利率较低，垃圾焚烧公司确认建造收入后，毛利率均有较大 程度下滑，带动净利率同步下滑。绿色动力/上海环境/旺能环境均为 2021 年首次确认建造收入，建造收入占营业收入比例提升幅度（48.0/28.0/19.5pp）为行业最高，对应净利率下 滑（8.8/8.5/4.8pp）也最显著。

财务费用和折旧摊销影响下，产能增长有望稳定盈利水平。2021 年伟明环保和城发环境均实施了较大规模的并购，并购交易对价分别为不超过 11.62/10.08 亿元，其财务费用率同比均有小幅提升，本文认为，并购在短期会带来财务费用增长，但投运产能的不断增加将提供稳健现金流，改善公司财务结构，有望消除财务费用增加的短期影响。绿色动力由于首次确认建造收入和固废业务增长，2021 年营业收入同比+122%，因此财务费用率下降 10.7pp。新增投运产能带来折旧摊销上涨，项目投运初期产能利用率较低，盈利能力相对较低，本文认为，投运项目产能度过爬坡期之后，盈利能力可达到稳定状态。

市场表现复盘，高质量增长可期

复盘垃圾焚烧公司相对市场指数收益，本文认为行业高质量增长可期。我们采用相对收益观察 2020 年 1 月至今 A 股和港股垃圾焚烧龙头公司相对收益走势。在 2020 年上半年新冠疫情影响背景下，垃圾焚烧行业刚需属性凸显，各省陆续发布垃圾焚烧行业中长期专项规划，明确中长期规划产能和垃圾焚烧处理率，在建产能快速释放。在投资者关注的补贴方面，2020 年 1 月到 4 月期间，对于可再生能源发电和垃圾焚烧发电补贴的政策密集出台，要点总结包括：

1）坚持以收定支原则，做到新增项目不新欠；开源节流，通过多种方式增加补贴收入,缓解存量项目补贴压力；凡符合条件的存量项目均纳入补贴清单；对不同可再生能源发电项目实施分类管理。

2）第一批至第七批可再生能源电价附加补助目录内的可再生能源发电项目，审核后直接纳入补贴清单。

3）2020 年 1 月 20 日 后并网发电的生活垃圾焚烧发电（含沼气发电）项目为新增项目，国家按照以收定支的原则，通过可再生能源发展基金继续予以支持。电价补贴政策明确后，市场预期行业盈利和现金流情况将迎来改善，叠加前述多重因素共振，行业景气度提升，A 股公司总体上涨趋势相近，H 股公司受市场整体行情拖累，股价有所下调。

2020 年下半年市场情绪回暖，垃圾焚烧公司运营情况在疫情后恢复平稳，但行业项目释放和建设进度受到较大影响，导致投资者对全年业绩预期较为悲观。另外在市场关注度方面，投资者更为关注疫情后业绩反弹逻辑，垃圾焚烧公司关注度较低，在此期间各公司股价均出现明显下挫。2021 年初，垃圾焚烧公司估值再次回到相对较低位置，投资者对 2020 年疫情影响的预期已充分消化，股价逐步复苏。2021 年 5 月 6 日，“十四五”规划出台，明确“十四五”期间增量空间为 22 万吨/日，城市生活垃圾焚烧处理能力提升空间仍有 20 个百分点。2021 年 8 月发改委等 3 部门发布《2021 年生物质发电项目建设工作方案》，明确电价补贴方案，一是中央补贴资金安排，2021 年生物质发电中央补贴资金总额为 25 亿元，用于安排非竞争配置项目的中央补贴资金 20 亿元；用于安排竞争配置项目的中央补贴资金 5 亿元。二是央地分担规则，2020 年 9 月 11 日前全部机组并网项目的补贴资金全部由中央承担。2020 年 9 月 11 日（含）以后全部机组并网项目的补贴资金实行央地分担。2021 年行业公司股价上行至 阶段性高点。行业内部分公司积极拓展新业务，伟明环保和旺能环境分别布局新能源材料和动力电池回收，对股价形成催化。

2022 年以来，垃圾焚烧公司处于下行和震荡通道，本文判断系由于投资者担忧市场趋于饱和，增量规模下降，垃圾焚烧公司成长空间下降。伟明环保股价连创新高，则是由于投资者对于新能源材料业务项目进度和增长空间的预期提升。通过对垃圾焚烧公司在建和在手产能数据的整理和分析，本文认为行业头部公司产能储备充足，可保障近 2-3 年增长无虞， 同时行业步入竞价时代，头部公司运营管理和成本控制优势凸显，高质量增长可期。（报告来源：未来智库）

公司层面：CR10 在 60%左右，运营属性逐步强化

竞争格局：行业集中度较高，CR10 在 60%左右

根据 2022 年 5 月底的垃圾焚烧项目在手规模排序，目前垃圾焚烧行业主要的参与者包括：1）国企：光大国际、中国环境保护集团、深圳能源、绿色动力、锦江环境、三峰环境、北京控股、上海环境、广州环保、瀚蓝环境等；2）民企：康恒环境、粤丰环保、伟明环保、中国天楹、旺能环境等。

行业集中度较高且较为稳定。从在手订单来看，根据 E20 的数据及中国政府采购网的项目信息，垃圾焚烧 CR10 市占率从 2012 年的 55%提升至 2021 年的 60%，2022M5 小幅下滑至 59%，行业集中度整体呈现出较高且较稳定的特点。

运营效率：垃圾入库量和吨上网电量稳定增长

2021 年以来，垃圾焚烧上市公司进入投产高峰期，大量项目投产带来 2021 年垃圾入库量同比显著增加。2021 年垃圾焚烧公司的吨垃圾上网电量同比多有增加，其中，三峰环境的吨上网电量最高，为 343 度/吨（同比+2%）；中国天楹、海螺创业、旺能环境的吨上网电量增长明显，同比分别+11%/+9%/+8%至 262/308/291 度/吨。

收入结构：在建产能占比下降，运营属性逐步强化

本文以运营产能/(运营产能+在建产能)作为垃圾焚烧公司运营属性指标，统计其 2019-2021 年项目投产和建设进度并对 2022-2024 年数据进行测算。2019-2021 年各上市公司运营产能占比普遍处于 70%-88%区间，其中 2020-2021 年各上市公司在建产能维持高位，运营产能占比相对较低。城发环境于 2019 年进入垃圾焚烧市场，2020 年首次形成运营产能，2021 年运营产能占比达到 61%。预计2022-2024 年各上市公司运营产能占比普遍处于 86%-98% 区间，且逐年上升。随着在建产能占比下降，运营产能占比提升，垃圾焚烧公司将逐步强化运营属性，资本支出占比下降，经营性现金流改善在即。

业务拓展：进军新能源业务，打造第二成长曲线

随着垃圾焚烧市场产能趋于饱和，同时依靠运营项目提供稳健现金流支撑，部分上市公司结 合自身优势，通过产业链延伸、业务协同等方式进军新能源业务，有望打造第二成长曲线。

伟明环保：联合青山、盛屯，进军高冰镍和正极材料领域

（1）拓展高冰镍冶炼业务

2021 年 6 月 29 日，伟明环保与青山集团签署战略合作协议，双方有意向在固废处理、工业废水废气处理、能源电厂 EPC 工程建设及运营管理、环保设备销售服务、矿山尾矿处理、废旧电池回收利用、碳减排技术以及绿色高效新能源解决方案等领域建立合作。2021 年 11 月，公司控股股东伟明集团与 Indigo 公司签署《战略合作框架协议》，双方拟共同在印尼规划投资开发建设红土镍矿冶炼 4 万吨高冰镍项目。项目位于印度尼西亚哈马黑 拉岛 Weda Bay 工业园（IWIP）内，项目总投资不超过 3.9 亿美元，伟明环保持股 70%，对外投资不超过 2.73 亿美元。2022 年 1 月 24 日，伟明环保与 Indigo 公司全资子公司 Merit 公司签署合资协议，双方设立合资公司 PT.JiaMan New Energy Indonesia，中文名为印尼嘉曼新能源有限公司。伟明环保主要负责办理中国政府相关手续，牵头融资，提供技术和管理支持。Merit 主要负责协助办理印尼相关事务，协助合资公司使用 IWIP 基础设施，提供技术和管理支持。

公司拟采用火法冶炼富氧侧吹工艺，具有较大成本优势。红土镍矿现有主要处理工艺包括火法冶炼 RKEF 工艺、湿法冶炼 HPAL 工艺和火法冶炼富氧侧吹工艺。富氧侧吹还原技术是以多通道侧吹喷枪以亚音速向熔池内喷人富氧空气和燃料（天然气、发生炉煤气、粉煤），熔池中的物料由于受到鼓风的强烈搅动作用，快速浸没于熔体之中，完成物理化学反应的一种用于处理不发热物料的强化熔池熔炼技术，此技术特别适合红土镍矿的处理。与其他几种工艺相比，富氧侧吹工艺具有以下优势：1）原料备料简单，块矿和粉矿均能使用；2） 炉内还原度可控，镍铁分离效果好；3）氧气浓度高，热利用效率高；4）燃料适应性强。根据中国恩菲的测算，在 1.8%品位红土镍矿冶炼中，富氧侧吹工艺成本为 5.37 万元/吨， 相较传统工艺电炉法 6.09 万元/吨和高炉法 8.23 万元/吨，具有较大成本优势。

设备研发制造能力有望迁移至高冰镍业务，加强成本优势。公司子公司伟明设备被认定为 2021 年度浙江省“专精特新”中小公司，伟明设备自主研发制造垃圾焚烧处理设备、烟气处理设备、自动化控制系统等垃圾焚烧发电关键设备，设备制造与运营业务协同是公司毛利率高于行业平均水平的重要原因。高冰镍冶炼中的富氧侧吹于垃圾焚烧设备工艺原理相通，公司设备研发制造能力有望迁移至高冰镍业务，加强成本优势。

（2）进军高镍正极材料，贯通产业链上下游

2022 年 4 月 25 日，伟明环保与盛屯矿业、青山控股签署《锂电池新材料项目战略合作框架协议》，三方拟合作，在温州市共同规划投资开发建设高冰镍精炼、高镍三元前驱体生产、高镍正极材料生产及相关配套项目，年产 20 万吨高镍三元正极材料，公司持股 51%；2022 年 4 月 25 日，公司、盛屯矿业、青山控股与温州市龙湾区人民政府签署《温州锂电池新材料产业基地项目投资协议书》。新能源产业链贯通，有望打开成长空间。青山集团旗下瑞浦兰钧规划温州龙湾和佛山南海 两大基地，根据公司官网，截至 2022 年 4 月，产能已达 26 GWh，2025 年规划产能 200GWh，对应三元正极材料需求有望达到 30-40 吨。伟明环保相继布局印尼高冰镍项目和高镍三元正极材料项目，实现新能源产业链上下游贯通，同时下游市场需求强劲，新能源业务发展路线渐趋明朗，有望打开成长空间。

2.旺能环境：切入动力电池回收，打造循环再生经济

旺能环境于 2022 年 1 月以 9450 万元收购浙江立鑫新材料科技有限公司 60%的股权，其动力电池回收项目一期已于 2022 年 4 月开始正式运营，公司预计全年可完成 70%以上的产能，2023 年可全部达产。全部达产后对应镍钴锰提纯量 3000 金吨/年，碳酸锂提纯量 1000 吨/年。2022 年 6 月 28 日，公司全资子公司浙江旺能城矿科技有限公司与永兴特种材料科技股份有限公司控股子公司湖州永兴新能源有限公司签署了《战略合作框架协议》，双方在废旧动力蓄电池回收项目展开合作，共同研究废旧动力蓄电池的回收利用技术、共同建立废旧动力蓄电池回收网络。公司动力电池回收目前的原料来源主要为3C 电池、电池边角料及报废动力电池，未来将继续开拓汽车公司、电池公司、梯次利用公司、第三方回收商等合作方，作为长期稳定的电池来源。此外，公司股东美欣达集团的汽车拆解子公司也将有效增加电池回收渠道。此外公司预计将在 2022 年下半年启动动力电池回收二期项目建设，项目规划对应镍钴锰提纯量 7500 金吨/年，碳酸锂提纯量 2800 吨/年。同时公司亦开始布局磷酸铁锂电池回收产能，规划产能规模为 6 万吨废电池/年。公司拥有成熟的动力电池回收渠道，与公司股东美欣达集团汽车拆解等业务充分协同，有望打造由资源再生循环经济驱动的第二增长曲线。

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