东吴证券研究报告从经济性维度深入分析了垃圾焚烧发电在IDC合作中的价值优势。参考绿色动力2020-2023年数据，垃圾焚烧度电营业成本平均约0.37元/度，优于燃气发电（0.5-0.8元/度），光伏风电配储100%（24h）后度电成本升至1.84-1.91元/度。供热方面，按蒸汽售价150元/吨测算，供热较发电单吨垃圾增收42元，单吨净利弹性约75%。综合考虑稳定性和清洁性，垃圾焚烧发电在IDC绿电供给中具备显著的经济性优势。

绿色动力2020-2023年垃圾焚烧度电营业成本平均约0.37元/度，与其他绿电发电成本相比较高，但算力中心用电的核心诉求是清洁性+稳定性。从稳定性维度看，垃圾焚烧优势显著——年有效利用小时数超8200h，可比核电，显著优于水电、风电、光伏。

从横向对比看，燃气发电度电成本对气价高度敏感，气价2元/方时0.50元/度，气价3元/方时0.60元/度，气价4元/方时升至0.80元/度，成本整体较高且波动大。核电机组作为基荷电源容量大，更多服务于大电网而非分布式算力。综合考虑，垃圾焚烧0.37元/度的度电成本在诸多电源方案中具备综合优势，尤其在需要兼顾清洁性、稳定性和分布式的场景下更为突出。

清洁电源提升稳定性需配置储能，而储能配置将显著推高发电成本。经测算，光伏配储比例100%、配储时间6h/12h/24h后，度电成本从0.56元/度分别升至0.99元/度、1.84元/度；风电配储后从0.63元/度分别升至1.05元/度、1.91元/度。

随着储能配置比例和时间的增加，度电成本呈非线性上升。垃圾焚烧0.37元/度的度电成本无需额外配储即可提供稳定输出，经济性优势随储能配置比例提高而更加显著。在政策要求IDC绿电占比持续提升的背景下，垃圾焚烧发电的“稳定输出+无需配储”特性使其在分布式绿电供给中具备独特的成本竞争力。

垃圾焚烧IDC合作不仅体现在供电端，余热制冷和供热同样创造显著经济价值。垃圾焚烧企业积极开展供热业务，2024H1中科环保供热量78万吨（+60%）、城发环境67万吨、瀚蓝环境67万吨（+36%）。发电供热比方面，中科环保31.5%（+6.59pct）、旺能环境9.7%（+1.22pct）、城发环境9.5%（+1.00pct）位居前三，中科环保供热比提升7个百分点，体现B端供热服务能力持续增强。

按垃圾焚烧供汽价格150元/吨蒸汽、1吨蒸汽发电200度、所得税率25%测算，单吨垃圾供热收入240元，较发电收入198元增收42元/吨，单吨净利弹性约75%。若蒸汽售价200元/吨，供热增收可达122-230元/吨。IDC余热制冷属于高品质热用户，对蒸汽参数和稳定性要求较高，垃圾焚烧电厂可提供持续稳定的蒸汽供应，双方合作具备天然契合点。

垃圾焚烧IDC合作的经济性正在从多维度得到验证。一方面，对于补贴期内项目，垃圾焚烧发电直供电价在保持当前平均上网电价0.6元/度的情况下仍可帮数据中心降本（算力中心工商业电价平均0.7元/度），且商业模式to B无现金流风险。对于补贴到期或无补贴项目，直供电价有望超出燃煤标杆电价水平。另一方面，余热制冷可有效降低IDC制冷系统能耗40%以上，溴化锂制冷技术可将PUE从1.48降至1.3以下，帮助IDC满足政策要求同时降低运营成本。

从企业层面看，中科环保（供热比31.5%行业首位，B端服务经验丰富）、旺能环境（供热比9.7%行业第二，浙江产能过半）、城发环境（供热比9.5%）等在供热领域已建立先发优势，有望率先受益于垃圾焚烧IDC合作带来的盈利增量。