供暖：中国供暖热量居全球首位，但人均用热量低于均值水平

中国能源消耗总量居全球首位，但人均用热量低于全球主要经济体平均水平

需要说明的是，在此章节中，1）全球主要经济体：指2024年GDP前10的国家，具体包含：美国、中国、德国、日本、印度、英国、法国、意大利、加拿大、巴西；2）人均用热量：用于住宅空间供暖的热量/人口数量，反映人均空间供暖强度。

中国能源消耗总量居全球首位，美国与加拿大人均能源消耗量领先

中国是全球最大的能源消费国，2024年能源消耗总量占全球的27%。据Energy Institute，2024年全球主要经济体中能源消耗量排名前五的国家依次为中国、美国、印度、日本、加拿大，合计能源消耗量占全球能源消耗总量比例达54%，其中中国内地能源消耗量达158.88EJ，占全球能源消耗总量的27%，且2017年以来能源消耗总量逐年提升；美国能源消耗量达91.83EJ，占全球能源消耗总量的16%。

人均能源消耗量层面，2024年加拿大与美国位居前二，中国位列第六。据Energy Institute，2024年全球主要经济体中人均能源消耗量排名前六的国家依次为加拿大、美国、法国、日本、德国、中国，其中中国人均能源消耗量为112GJ/人，略低于主要经济体平均水平（133GJ/人），但2017年以来逐年提升。受工业化水平、气候条件、人口规模等因素影响，全球主要经济体的人均能源消耗量差异较大，2024年落在26~299GJ人的区间内。

中国是世界主要供热市场之一，2023年住宅建筑空间供暖用热量居全球首位

我们测算2023年中国住宅建筑空间供暖用热量达5703PJ，在全球主要经济体中位列第一。中国是世界主要供热市场之一，据IEA与清华大学建筑节能研究中心，2022年中国热力消费占全球总量近33%，其中建筑部门消费占全球的比重约为20%，空间供暖和热水的能源总需求位居全球第二，仅次于美国。据我们测算，2023年中国住宅建筑空间供暖用热量达5703PJ，略高于美国的5673PJ，在全球主要经济体中位列第一。

不同气候区影响下，2023年中国人均用热量较全球主要经济体平均水平低67%

2023年中国住宅建筑空间供暖人均用热量约4.0GJ/人，较全球主要经济体平均水平低67%。据我们测算，2023年全球主要经济体住宅建筑空间供暖人均用热量均值为12.22GJ/人，中国（4.0GJ/人）较平均水平低67%，仅略高于日本（3.6GJ/人）。

我国国土幅员辽阔，气候区跨度大叠加南方地区“部分时间、部分空间”的分散采暖模式，拉低了平均供暖强度。不同气候区的空间供暖强度差异较大，2022年我国北方城市空间供暖强度为75~140千瓦时/平方米，而夏热冬冷气候区空间供暖强度为0~20千瓦时/平方米。中国国土横跨五个气候区，严寒及寒冷地区实行集中供暖（后文将详细介绍我国集中供暖情况），但其余气候区（夏热冬冷地区、夏热冬暖地区、温和地区）尤其农村地区的采暖需求、供热设备市占率及使用率均较低，甚至部分家庭一天中仅有部分时间仅有1个房间采暖，拉低了我国平均供暖强度。

我们认为供暖费用在一定程度上限制了我国居民供暖强度的提升，若未来清洁供暖比例提升，我国居民供暖强度仍有提升空间。我们从供暖费用、热源成本两个维度对比了中国和美国主力热源的供暖成本（中国为煤炭，美国为天然气），发现：1）从供暖费用来看，中国单位面积供暖费与美国相近。据EIA，2024年供暖季以天然气为热源的美国家庭平均取暖开销为648美元/户；据美国人口普查局，2024年新建单户住宅的中位面积为2146平方英尺（~200平方米）；故我们认为2024年供暖季以天然气为热源的美国家庭单位面积供暖费约23元/平方米。如图表7，2024年供暖季我国多地单位面积供暖费中位数在25元/平方米左右。2）从热源成本来看，美国的天然气较中国的煤炭具有较为明显的价格优势。据Wind，2024年亨利港天然气现货均价为2.05美元/MMBTu。按照1吨标准煤≈27.7MMbtu换算，对应标煤单价约397元/吨。据百川盈孚，2024年秦皇岛动力煤市场价（5500kcal）均值为866元/吨，换算为标煤单价约1102元/吨。故我们认为若未来清洁供暖比例实现提升（我们测算发现我国不同热源的供热成本由低到高排序为核电<垃圾焚烧<煤电<气电，详细测算过程见后文），我国居民供暖强度将实现提升。

全球主要经济体供暖模式梳理

受气候条件、能源禀赋等因素影响，全球主要经济体的供暖模式各具特色，此章节中我们对中国、美国、德国、日本的供暖模式、主要热源、收费机制等情况予以梳理。

中国：传统集中供暖区域以“秦岭-淮河”一线为界，地方政府具有定价权

传统集中供暖区域以“秦岭-淮河”一线为界。根据中华人民共和国住房和城乡建设部于2012年发布的《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》，根据几十年的实践经验，累年日平均温度稳定低于或等于5℃的日数大于或等于90天的地区，在同样保障室内设计环境的情况下，采用集中供暖系统更为经济、合理。这类地区是北京、天津、河北、山西、内蒙古、辽宁、吉林、黑龙江、山东、西藏、青海、宁夏、新疆等13个省、直辖市、自治区的全部，河南（许昌以北）、陕西（西安以北）、甘肃（除陇南部分地区）等省的大部分，以及江苏（淮阴以北）、安徽（宿县以北）、四川（川西高原）等省的一小部分，此外还有某些省份的高寒山区。近些年，随着我国经济发展和人民生活水平提高，累年日平均温度稳定低于或等于5℃的日数小于90天地区的建筑也开始逐渐设置供暖设施。

热源仍以煤炭为主，余热及可再生能源利用程度较低。受我国“多煤贫油少气”的资源禀赋影响，我国供热主要以锅炉房和热电联产为主，燃料主要为传统化石能源，对于太阳能、深层地热能、水源热泵、地源热泵、空气源热泵、污水源热泵等清洁和可再生能源供热方式应用较少。据惠天热电公告，2021年我国北方城镇地区供热方式中，仍以燃煤供热为主，占比约72%（热电联产45%，锅炉房27%）、天然气占比20%，电供热占比4%，可再生能源占比3%，工业余热占比为1%。

城镇集中供热价格（热价）原则上实行政府定价或政府指导价。2020年4月，为提升公用事业垄断环节价格监管的科学化、精细化、规范化水平，发改委同有关部门研究起草了《城镇集中供热价格和收费管理办法（征求意见稿）》、《城镇集中供热定价成本监审办法（征求意见稿）》，向社会公开征求意见。《意见》明确指出，热价原则上实行政府定价或者政府指导价，由省（区、市）人民政府价格主管部门或者经授权的市、县人民政府制定；并鼓励供热企业与非居民用户协商确定供热价格。热力销售价格由购热费用、管输费用、销售成本和销售环节合理收益构成，销售成本和销售环节原则上采用“准许成本加合理收益”方式确定。供热价格需要定期进行校验，以确保价格的合理性和公平性，校验周期原则不应超过三年；在制定和调整供热价格的过程中，政府会综合考虑当地的经济发展水平和用户的承受能力等因素，适当控制价格水平或降低调整幅度，以避免价格过高和出现大幅波动。从上市公司的角度看，居民供热企业热价稳定性较强，单位面积供暖价格基本保持稳定。

美国：以分布式供暖为主，主要热源为天然气及电力

美国绝大部分地区均采用分布式供暖。美国地区普遍采用分布式供暖，以户为单位，按需供暖，我们认为或主因1）住宅密度较低，多为占地面积较大的独栋，市政铺设管网经济性较差；2）天然气资源丰富，成本较低，入户的壁炉、锅炉等设备已发展成熟。

天然气、电力为主力热源，2024年约90%的家庭使用天然气或电供暖。据EIA，美国2024年供暖季（指2024年11月1日至2025年3月31日，后文同）共有1.32亿户家庭，其中6108万户使用天然气供暖（46.1%）、5600万户使用电供暖（42.3%），此外还有620万户使用丙烷供暖、451万户使用燃油或煤油供暖、170万户烧柴供暖、295万户其他（或无供暖）。为规避燃料燃烧等因素造成的室内空气质量问题，多个州及地方政府已明令禁止在新建或改造住宅中使用天然气供暖。受政策影响，近年来采用天然气供暖的家庭占比略有下滑，而用电供暖的家庭占比小幅提升。

居民热价与热源类型紧密相关，天然气供暖具备成本优势。美国的居民供暖定价机制市场化程度较高，需缴纳的供暖费取决于用户选择的热源类型（天然气、电力、燃油等）和消耗量，热源的价格则由全球和美国能源市场的供需关系决定。受益于丰富的天然气资源，对美国家庭来说，使用天然气供暖经济性更优。据EIA，2024年供暖季美国家庭平均取暖开销为：天然气（648美元/户）、电力（1090美元/户）、燃油（1516美元/户）。

德国：集中供暖与分布式供暖并存，主要热源为天然气及燃油

德国集中供暖与分布式供暖并存，2024年约16%的建筑采用集中供暖。作为高纬度国家，德国的冬天漫长而寒冷，供暖需求强劲，其中东德集中供暖占比较高，西德分布式供暖占比更高。据德国联邦能源和水工业协会（BDEW），2024年德国约16%的建筑集中供暖。

当前主要热源为天然气及燃油，未来可再生能源占比或逐渐提升。2023年9月8日，德国联邦议院正式通过供暖法案《建筑能源法》，该法案规定，自2024年1月1日起，德国每个新安装的供暖系统应使用至少65%的可再生能源，如使用热泵或生物质锅炉。据BDEW，2024年德国56%、17%的建筑使用天然气、燃油供暖。

集中供暖价格=基本价格 热量价格，不同地区差异较大。在德国，基于耗热量的供热计费模式是强制性的，至少50%的供暖费用必须按消耗量进行结算，剩余部分允许按照面积计算。基本价格由供热企业在合同中约定，指其为用户提供的最大供热容量（以千瓦为单位），每年缴纳一次；热量价格则根据用户实际用量计费，以柏林为例，2025年约为13-24欧分/千瓦时。集中供暖通常签订长期合同，且合同包含价格调整条款，供热企业可以通过调整热量价格将提高的燃料成本转嫁给用户。除燃料和供热容量外，供热管网也会影响供暖费用，连接较多用户的热网维护费用通常更低，故德国不同地区供热成本差异较大。

日本：分布式供暖为主，居民通过空调、被炉、蓄热式电暖器等分散式手段取暖

日本绝大部分地区均采用分布式供暖。日本居民普遍通过空调、被炉、蓄热式电暖器等分散式手段取暖，我们认为或主因：1）为抵御地震灾害，日本房屋多为木造房屋或墙体较薄，保温性能较差，不适合集中供暖；2）二战后日本迅速实现工业化及城市化，当前市区不具备铺设热力管网的条件。3）日本国土狭长，大部分地区属于温带气候，供暖期较短。

工业供热：显著增厚电力企业盈利，未来市场广阔

工业用热占我国整体用热需求比重较大，应用场景较为广泛，在化工、冶金、造纸、印染、食品、医药等行业均有所应用。与供暖市场明显的季节性不同，工业供热需求为连续需求，主要采用蒸汽供热，且对蒸汽参数要求较高，蒸汽需求量较大。

2022年我国工业热力终端消费量占比达75%，细分行业中制造业占比最大

我国用热需求中工业占比较高，2022年工业热力终端消费量占比达75%。据国家统计局，2022年我国热力终端消费量为82.73亿吉焦，其中工业/居民生活终端消费量为61.89/16.54亿吉焦，占比75/20%。工业细分行业中，制造业占比较大，2022年制造业热力终端消费量为60.00亿吉焦，占工业热力终端消费量的96%，其中化学原料和化学制品制造业、石油、煤炭及其他燃料加工业是热力消费主力行业，2022年热力终端消费量为28.68/9.30亿吉焦，占工业热力终端消费量的46/15%。

对比热力终端消费量、电力终端消费量、天然气终端消费量情况，我们发现1）从产业分布看，工业占比均最高（热力/电力/天然气终端消费量占比分别为75/64/64%）；2）从工业细分行业集中度来看，热力终端消费量分布更为集中，2022年工业细分行业中制造业占比达96%（电力/天然气分别为81/89%），制造业中细分行业占比前五的行业占比合计达78%（电力/天然气分别为50/57%）。

价格机制：煤热联动或由供需双方自行协商，多地已实行煤热价格联动机制

蒸汽价格可实行煤热联动或由供需双方自行协商。为理顺煤炭、热力价格关系，2005年国家发展改革委、原建设部印发《关于建立煤热价格联动机制的指导意见的通知》，明确了热力出厂价格应与煤炭价格联动。2017年国家发展改革委发布《关于进一步加强垄断行业价格监管的意见》，提出落实煤热、气热价格联动机制，开展供热成本监审，按照“多用热、多付费”原则，逐步推行基本热价和计量热价相结合的两部制价格制度，合理引导热力消费。目前价格联动机制的主要对象为工业蒸汽，蒸汽价格也可由供需双方自行协商。

近年来我国多个省市逐渐建立针对工业蒸汽的煤热价格联动机制方案。以连云港市为例，连云港市物价局于2022年11月8日印发《连云港市市区煤热价格联动办法》，以中国煤炭资源网发布的秦皇岛港动力煤5500大卡混煤港口平仓价格作为计算依据；3个月为一个联动周期；煤热比以1吨5500大卡煤炭生产6吨蒸汽计算；煤炭价格变动额实行按比例负担，同步调整的原则，煤炭价格变动额20%由热电联产企业自行消化，80%通过调整供热销售价格解决。

我们以长源电力、福能股份作为工业供热企业（供蒸汽）的样本企业，以建投能源、联美控股作为居民供热的样本企业，计算这四家企业2019-2023年单位热价并与秦皇岛动力煤（Q5500）平仓价走势进行比较，发现2020-2022年煤价高企时，长源电力、福能股份供热价格同步提升，工业供热企业热价与煤价走势明显相关。

经济性：工业蒸汽（热电联产）经济性显著优于纯发电

细分行业经济性测算：工业供热市场对于火电、核电和垃圾焚烧来说是有效补充

考虑到1）当前我国最主要的供热方式为热电联产；2）热电联产主要生产电力及蒸汽，其中电力将按“以热定电”原则全额优先上网并按政府定价结算；多地蒸汽价格实行煤热价格联动机制；我们主要对具体细分行业热电联产模式下的经济性表现进行测算。

各地热价主要根据煤价联动，在770元/吨煤价、192元/吨蒸汽价格下，我们测算额外供热会带给火电、垃圾焚烧和核电6.85/2.10/2.01pct的全投资IRR增厚（细分行业具体情况及测算参数假设可参考我们于2025年3月17日外发报告《供热：居民供暖或迎修复，工业蒸汽盈利好于供电》）。

上市公司回顾：南北区域分化显著，热电比震荡上行

需要说明的是，当前A股市场中从事供热业务并单独披露供热业务营收、毛利率、供热量等核心数据的上市公司数量较少，供热业务通常与电力生产、垃圾处理业务等业务合并披露，数据透明度较低。如多数热电联产上市公司仅披露总发电量、总供热量等合并数据，未单独拆分热电联产机组的发电量、供热量或拆分供热量中工业与居民的占比。

我们对从事供热业务的A股上市公司进行了梳理，选择了22家单独披露供热业务或未单独披露供热业务但披露供热量数据的上市公司作为样本公司，回顾样本公司2018-2024年的经营情况，我们发现了三大特点：1）从区域分布来看，南北区域分化显著，多数供热企业采用“工业供热 居民供暖”的互补结构；2）从盈利水平来看，工业供热的经济性明显优于居民供暖；3）供热需求提升及能源价格波动驱动供热企业热电比震荡上行。

从区域分布来看，南北区域分化显著，多数供热企业采用“工业供热 居民供暖”的互补结构。从供热业务属性来看，大部分供热企业采用“工业供热 居民供暖”的业务模式，具体结构差异在南、北方企业中表现突出。北方地区因冬季寒冷漫长，集中供暖需求刚性且规模较大，因此北方供热企业普遍以居民供暖为主（联美控股、陕西能源、京能电力等）；南方地区不属于传统集中供暖区域，居民供暖需求以分散式为主，用热需求主要源于工业园区，因此南方企业多以供汽（工业供热）为主（浙能电力、福能股份等）。

从盈利水平来看，工业供热的经济性明显优于居民供暖。样本公司中，共有9家上市公司单独披露了供热业务营收及毛利率情况，我们梳理了这些公司2018-2024年供热业务的毛利率情况，发现以工业供热为主的上市公司供热业务毛利率（2018-2024年供热业务毛利率均值：福能股份21%、浙能电力25%）明显高于以居民供热为主的上市公司供热业务毛利率均值（-17%）。我们认为主要有三个原因：1）热负荷稳定性差异：工业供热的热负荷稳定性更强，全年较为稳定且负荷波动较小，而居民供暖季节性属性明显，非供暖期设备利用率较低，固定成本分摊压力较大；2）定价机制差异：工业供热多采用煤热联动价格机制或协商定价，成本波动的传导较为通畅，而居民供暖民生属性较强，政府具备定价权，燃料成本变动无法及时传导，多地热价已有近十年未经调整；3）运营模式差异：工业供热的热用户多靠近热源，管网运输距离较短，热损失较少，而居民供暖覆盖范围更广，终端用户更分散，管网建设的初始成本及运维成本较高，热损失较多。

供热需求提升及盈利结构优化驱动供热企业热电比震荡上行。样本公司中，共有20家上市公司披露了供热量情况，我们梳理了这些公司2018-2024年供热量变化情况，发现绝大部分样本公司的供热量及热电比（供热量/发电量）均呈震荡上行趋势，我们认为这一趋势反映了1）全国工业供热需求规模持续扩张：中西部承接东部产业转移，供热需求可观，传统高耗能产业如钢铁、化工、建材、造纸等的产能优化及工艺升级、新型制造业如半导体制造的快速发展，均对供热的连续性及稳定性提出更高要求，推动了供热市场规模扩张；2）供热企业能源综合利用效率的持续提升及盈利结构的持续优化：“双碳”目标鼓励传统燃煤供热向热电联产、余热利用等方式转型，企业还可通过拓展供热业务弥补电价下行周期中发电业务的利润缺口。以中科环保为例，2024年公司供热量同比 57%至175万吨，发电量同比 13%至10.07亿千瓦时，热电比同比 40%至17.4万吨/亿千瓦时，归母净利同比 19%至3.2亿元。

未来趋势：新核准项目&存量项目释放供热潜力，或对供热市场产生冲击

政策出台 经济性优势双轮驱动，新核准项目&存量项目或将释放供热潜力

火电：2025年1-10月新核准煤电项目中62%具备供热能力，同比 17pct

随“双碳”进程加速，我们认为我国新核准煤电项目中具备供热能力的项目占比或将持续提升，供热将成为未来煤电增量装机的主流配置。发改委、能源局2021年印发的《全国煤电机组改造升级实施方案》要求存量煤电机组应改尽改灵活性，明确采暖机组供热期最小出力需达40%，鼓励现有燃煤发电机组替代供热，积极关停采暖和工业供汽小锅炉，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造，在落实热负荷需求的前提下，“十四五”期间改造规模力争达到5000万千瓦。据我们统计，2025年1-10月新核准煤电项目中62%具备供热能力，较2024年1-10月的45%同比 17pct。

核电：2025年11月我国第二个工业供汽项目投运，单台机组能满足3000万m2供暖需求

国务院2021年10月印发的《2030年前碳达峰行动方案》明确要积极推动高温气冷堆、快堆、模块化小型堆、海上浮动堆等先进堆型示范工程，开展核能综合利用示范。国务院2024年5月印发的《2024-2025年节能降碳行动方案》明确提出，要有序推进蒸汽驱动改电力驱动，鼓励大型石化化工园区探索利用核能供汽供热。据国资委报道，核能抽汽供热具有装机容量大、无间歇性、受自然条件约束少等特点。1台百万千瓦核电机组只要抽出已经发过部分电的五分之一的蒸汽，就可以满足一个百万人口城市的居民用暖需求。单台百万千瓦核电机组实施改造后能够提供3000万平方米的供暖能力，而往往一座核电基地包括多台核电机组，可满足直径100公里范围内的供暖需求。

当前我国投运的核能供热项目以居民供暖为主，实现工业供汽的项目相对较少，仅有中国核电旗下的浙江海盐工业供热项目、田湾核电“和气一号”项目与海南核电“和气一号”项目。其中浙江海盐工业供热项目的热能由秦山核电站提供，在不影响原有发电量和安全性能的前提下，利用秦山核电机组剩余热功率产生的热量，通过层层隔离的供热管网传输给工业用户；江苏田湾核电蒸汽供能项目的热能则由田湾核电站提供，田湾核电3、4号机组内的核燃料发生核裂变产生的能量，加热二回路的水，产生高温高压的蒸汽，再经过三回路管网传送到用汽端（连云港石化产业基地）进行工业生产利用。据中国能源报，江苏核电“和气一号”项目已为连云港石化产业基地提供480万吨工业蒸汽。海南核电“和气一号”项目于2025年11月实现稳定供汽，成为我国第二个投产的核能工业供汽项目，项目依托海南核电1、2号机组，最大供汽能力达每小时50吨。

2024年8月国务院核准的江苏徐圩核能供热发电厂项目（一期）是国内首个以供汽供热为主要目的，兼顾电力供应的项目。采用我国具有完全自主知识产权的第三代核电技术华龙一号和第四代核电技术高温气冷堆耦合的方案建设核能供热系统，拟建设2台华龙一号压水堆核能发电机组和1台高温气冷堆核能发电机组，配套建设蒸汽换热站。首次采取以热定电的运行模式，通过华龙一号主蒸汽加热除盐水制备饱和蒸汽，再利用高温气冷堆主蒸汽对饱和蒸汽二次升温，建成后设计工况下将同时具备高品质蒸汽供应能力和发电能力。

垃圾焚烧：政策出台 经济性优势双轮驱动，或助力供热标配化发展

政策出台划定转型方向，经济性增益驱动企业实践。2021年5月，国家发改委、住建部印发的《“十四五”城镇生活垃圾分类和处理设施发展规划》提出“加强垃圾焚烧设施规划布局。加强与国土空间规划和生态环境保护、环境卫生设施、集中供热供暖等专项规划的衔接，统筹规划生活垃圾焚烧处理设施”。2022年11月，国家发改委等部门在《关于加强县级地区生活垃圾焚烧处理设施建设的指导意见》中再次提出，“加强垃圾焚烧项目与已布局的工业园区供热、市政供暖、农业用热等衔接联动，丰富余热利用途径，降低设施运营成本。有条件的地区要优先利用生活垃圾和农林废弃物替代化石能源供热供暖。2025年5月1日起实施的《生活垃圾焚烧处理与能源利用工程技术标准》明确提出“焚烧厂周围有热（冷）用户的，优先建设热电联产的焚烧厂，符合国家节能政策。一般热电联产的焚烧厂总的热利用效率可达40%～60%，为纯发电的2倍～3倍，节能效益非常可观”。经济性方面，如前文所述，当蒸汽价格为192元/吨时，工业供汽将带给垃圾焚烧2.10pp的全投资IRR增厚。

不同热源供热成本测算：供热成本由低到高排序为核电<垃圾焚烧<煤电<气电

如前文所述，我们认为未来火电、核电、垃圾焚烧项目中具备供热能力的项目占比将不断提升，经济性将决定未来供热市场中哪种热源能够拿到更大的市场份额，故我们对各类热源的供热成本进行测算，分别通过1）只考虑燃料成本（煤电vs气电）；2）项目供热成本两个角度进行比较，结论为供热成本由低到高排序为：核电<垃圾焚烧<煤电<气电。

燃料成本对比：当煤价为770元/吨时（5500kcal），气价需降至1.27元/方，则燃煤热电联产与燃气热电联产的燃料成本相当。

测算假设：

1） 燃料热值及单价：我们假设燃煤热电联产项目使用的煤炭热值为5500kcal/kg，单价为770元/吨；燃气热电联产项目使用的天然气热值为9000kcal/m3，单价为3.13元/m3；

2） 供热标煤耗：参考实际项目，我们假设燃煤热电联产项目的供热标煤耗为37.35kg/GJ（参考泉惠石化工业区热电联产二期工程及华能古雷热电联产项目），燃气热电联产项目的供热标煤耗为37.02kg/GJ（参考国能惠州二期燃气热电联产项目及广东大唐惠州博罗燃气热电联产项目）；

3） 吨蒸汽蕴含的热量：我们假设为1吨蒸汽=2.777GJ；

4） 吨蒸汽需要消耗的燃料：燃煤热电联产项目=供热标煤耗（kg/GJ）*7000（kcal/kg）/5500（kcal/kg）*2.777（GJ/吨）/1000（kg/吨），燃气热电联产项目=供热标煤耗（kg/GJ）*7000（kcal/kg）/9000（kcal/m3）*2.777（GJ/吨）；

5） 燃料成本=吨蒸汽需要的燃料*燃料单价，测算发现对于热电联产项目，燃煤作为热源的燃料成本为101.64元/吨，天然气作为热源的燃料成本为250.57元/吨。

项目供热成本对比：供热成本由低到高排序为核电<垃圾焚烧<煤电<气电

测算假设：

1） 发电热耗：指每发1度电需要消耗的热量。参考实际项目，我们假设燃煤热电联产项目的发电热耗为6598KJ/KWh（参考泉惠石化工业区热电联产二期工程及华能古雷热电联产项目），燃气热电联产项目的发电热耗为4855KJ/KWh（参考国能惠州二期燃气热电联产项目及广东大唐惠州博罗燃气热电联产项目），核电工业供热项目的发电热耗为18907KJ/KWh（参考江苏田湾“和气一号”项目），垃圾焚烧热电联产项目的发电热耗为13885KJ/KWh（参考中科环保慈溪中科项目）；

2） 吨蒸汽蕴含的热量：我们假设为1吨蒸汽=2.777GJ；

3） 度电成本：参考实际项目，我们假设燃煤热电联产项目的发电热耗为0.38元/KWh（煤炭热值为5500kcal/kg，单价为770元/吨），燃气热电联产项目的发电热耗为0.48元/KWh（参考国电投荆门燃机热电厂项目），核电工业供热项目的发电热耗为0.32元/KWh（参考江苏田湾“和气一号”项目），垃圾焚烧热电联产项目的发电热耗为0.67元/KWh（参考中科环保慈溪中科项目，考虑项目初始投资较其他垃圾焚烧热电联产项目更高，假设折价系数0.9）；

4） 供热成本（元/GJ）=度电成本（元/KWh）/发电热耗（KJ/KWh）*10^6，测算发现对于热电联产项目，供热成本由低到高排序为核电<垃圾焚烧<煤电<气电。

市场规模测算：2024年工业供热市场规模达4908亿元，对应工业蒸汽~25亿吨

据我们测算，2024年工业热力终端消费量或达68.15亿吉焦（~24.54亿吨蒸汽），对应工业供热市场规模达4908亿元。据国家统计局，2022年我国热力终端消费量为82.73亿吉焦，其中工业/居民生活终端消费量为61.89/16.54亿吉焦，占比75/20%。我们假设2023/24年热力终端消费量增速与能源消费总量一致，工业/居民生活热力终端消费量占比维持2022年水平，则得到2024年我国工业热力终端消费量为68.15亿吉焦（~24.54亿吨蒸汽）。参考多地蒸汽单价接近200元/吨，2024年我国工业供热市场规模达4908亿元。

从热源角度看，我们测算2024年煤炭/天然气分别供应工业蒸汽4.25/2.34亿吨。据国家统计局，2022年工业终端能源消费量中煤炭/天然气占比分别为17/10%（不包含煤气、热力、电力等能源）。我们假设工业热力终端消费量中煤炭/天然气占比与工业终端能源消费量一致，则2024年煤炭供应工业蒸汽4.25亿吨，从能量角度看对应电量1790亿度，从燃料角度看消耗标煤0.44亿吨；天然气供应工业蒸汽2.34亿吨，从能量角度看对应电量1338亿度，从燃料角度看消耗天然气187.08亿方（我们测算占2024年工业领域天然气消费量的6%）。

供热潜力测算：2030年或贡献11亿吨工业蒸汽增量，对应工业供热市场规模2259亿

火电（煤电 气电）：2030年或供应5.37亿吨工业蒸汽，对应工业供热市场规模1074亿元

我们假设至2030年底，燃煤/燃气机组中具备供热能力的机组比例较当前增加24/2%。当前工业供热的燃煤/燃气机组发电热耗约为6598/4855KJ/KWh，我们假设2030年发电热耗提升10%至7258/5341KJ/KWh，发电利用比例约为85%，则将供应工业蒸汽5.33/0.03亿吨，对应工业供热市场规模1066.90/6.82亿元，合计供应工业蒸汽5.37亿吨，对应工业供热市场规模1073.72亿元。

核电：2030年或供应6710万吨工业蒸汽，对应工业供热市场规模134亿元

据中国能源报，到2030年，我国将有超过30%核电厂实现工业供汽功能。当前工业供热的核电机组发电热耗约为18907KJ/KWh（参考江苏田湾“和气一号”项目），我们假设2030年发电热耗提升10%至20797KJ/KWh，发电利用比例约为96%，则将供应工业蒸汽6710万吨，对应工业供热市场规模134亿元。

垃圾焚烧：2030年或供应3.11亿吨工业蒸汽，对应工业供热市场规模623亿元

据世界纪录认证（WRCA），截至2024年底，我国（含县城及以上）已投运的生活垃圾焚烧产能达到116.6万吨/日。我们假设至2030年全国生活垃圾焚烧产能增长10%至128.26万吨/日，吨垃圾供热能力为1.7吨，供热比例为38%，则将供应工业蒸汽3.11亿吨，对应工业供热市场规模623亿元。

生物质：2030年或供应2.14亿吨工业蒸汽，对应工业供热市场规模429亿元

据《农林生物质发电（含热电联产）项目CCER方法学开发关键问题研究》，截至2024年底，我国农林生物质发电项目累计装机容量约17.10GW，其中在运项目8.53GW，利用小时6600小时，对应发电量562.98亿度，按照当前项目发电热耗13885KJ/KWh换算，假设供热比例为38%，则对应在运项目工业蒸汽供应量1.07亿吨。若至2030年末，当前我国农林生物质发电项目全部投运，则将供应工业蒸汽2.14亿吨，对应工业供热市场规模429亿元。

看好发电机组供热改造解锁新机遇，聚焦工业供热相关标的

工业供热业务可有效增厚发电企业盈利，未来发电机组或标配供热能力。如前文所述，在770元/吨煤价、192元/吨蒸汽价格下，我们测算额外供热会带给火电、垃圾焚烧和核电6.85/2.10/2.01pct的全投资IRR增厚。且电价下行周期中供热业务对发电企业的盈利增厚将更为显著，我们认为未来火电、核电、垃圾焚烧项目中具备供热能力的项目占比将不断提升，发电机组或逐渐标配供热能力。

建议关注工业供热领域的相关标的，推荐名单请见研报原文。

风险提示

工业蒸汽价格调整灵活度不及预期：热电联产项目经济性表现与蒸汽价格紧密相关，若蒸汽价格煤热联动灵活度不及预期，将影响公司业绩表现。

测算假设与实际情况偏差风险：测算中对部分参数基于一系列关键假设，关键假设来源于历史情况和未来展望，现实情况与假设或存在偏差。