根据我们测算，2023年我国供热市场规模或达3240亿元，其中居民占比约85%，工业供热市场规模472亿。居民供热行业（集中供暖）可能迎来类似城镇供水行业的定价模式变化，终端热价有上行潜力；即便价格维持不变，煤价下降也会带来相关公司的盈利修复。工业供热市场对于火电、核电和垃圾焚烧来说是有效补充，考虑到电价下行周期，供热业务对发电企业的盈利增厚较为显著，我们尤其看好四代核电未来的发展。
核心观点
工业供汽：吨蒸汽或对应电价0.42~1.25元/度，看好四代核能供热
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。其中，对于造价较高的四代核电高温气冷堆（假设造价49元/W），在我们假设的最悲观的电价、热价下（电价基准下浮20%，热价取连云港市2020年以来蒸汽价格最低值184元/吨），资本金IRR仍达8.32%，所以我们对四代核电未来的发展有较强信心。工业供热超额回报的主要来源在于热价相比电价的优势，据我们测算，每牺牲一度电供应的蒸汽或对应电价0.42~1.25元/度，高于各地基准电价。
居民供暖：定价模式理论上可以参照供水，或将进入政府集中调价周期
历史上我国居民热价上涨较难，2020年下半年以来煤价维持高位运行，从事居民供热业务的公司，不管是热源企业（包括热电联产的火电厂）还是特许经营的供热公司，盈利明显承压。2024年来，已经开始有部分政府不同程度上调终端供热价格（例如河北新乐），或部分政府结构性上调热源出厂价以缓解企业亏损（如华电能源公告的黑龙江华电齐齐哈尔热电有限公司由33元/GJ调整至40元/GJ）。2020年，发改委出台《城镇集中供热价格和收费管理办法（征求意见稿）》，倘若终稿可以推出，供热企业的核价模式理论上应该与水务行业类似。结合发改委和国家能源局印发的两部制电价政策，我们认为居民热价的调价周期或将开启，叠加煤价下行，相关公司业绩有望实现改善。
展望未来：发电机组供热改造或为新趋势，数据中心能源需求快速增长
基于额外供热对全投资IRR的增厚效果，我们认为未来存量机组或将进行供热改造。据我们测算，若燃煤/燃气/生物质/核电机组新增改造比例19/2/50/30%，则改造机组发电量在2023年基础上下滑1%，将新增供汽量0.38亿吨，占2023年蒸汽供应量的16%。我国数据中心（IDC）能源需求快速增长，节能降耗成为降低PUE的核心，我国已有个别项目开始尝试垃圾焚烧厂+IDC合作使用余热制冷（溴化锂制冷）。据我们测算，若电价高于0.55/0.51元/度，即除我国少数北方地区以外，与电制冷相比，垃圾焚烧纯发电/热电联产项目+IDC选用溴化锂制冷更具备经济性。我们预测2025年我国IDC用电量3847亿度，若PUE为1.5，制冷需求中20%由余热制冷满足，则对应蒸汽需求0.75亿吨，占2023年蒸汽供应量的32%。
风险提示：工业蒸汽价格调整灵活度不及预期，居民热价调涨不及预期，测算假设与实际情况偏差风险。
正文
核心观点
工业供热业务可有效增厚发电企业的盈利，看好四代核电（高温气冷堆）供热业务。据我们测算，在770元/吨煤价、192元/吨蒸汽价格假设下，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。且对于造价较高（假设49元/W）的四代核电高温气冷堆，在我们假设的最悲观的电价、热价下（电价基准下浮20%，热价取连云港市2020年以来蒸汽价格最低值184元/吨），资本金IRR仍达8.32%，故我们认为1）未来存量发电机组供热改造或为新趋势，能有效增厚发电企业的盈利；2）我们看好未来四代核电工业供热业务的发展。
数据中心的快速发展或新增供热需求，除我国少数北方地区外，热电联产+IDC或具备经济性。正如我们在2025年2月27日发布的报告《AI+能源系列：电力篇——AI能否带动电力提前跨越周期底部？》所述，我们预测2025-30年数据中心（IDC）用电量CAGR高达25%，带动全社会用电量增速从4.5%增加至5.3%（“十五五”CAGR）。随着我国IDC能源需求快速增长，节能降耗成为降低PUE的核心，我国已有个别项目开始尝试垃圾焚烧厂+IDC合作使用余热制冷（溴化锂制冷）。据我们测算，若电价高于0.55/0.51元/度（即除少数北方地区以外），与电制冷相比，垃圾焚烧纯发电/热电联产项目+IDC选用溴化锂制冷更具备经济性。我们预测2025年我国IDC用电量3847亿度，若PUE为1.5，制冷需求中20%由余热制冷满足，可以增加2023年蒸汽供应量的32%。
与市场的不同之处
市场担忧供热企业业绩能否修复。鉴于历史上我国居民热价稳定性较强，且2020年下半年以来煤价高企，居民供热企业盈利明显承压，部分企业出现亏损。但2024年已经开始有部分政府不同程度上调终端供热价格（如河北新乐）或热源出厂价（如华电能源）以纾解企业盈利压力。我们认为居民热价的调价周期或将开启，叠加煤价下行，居民供热企业业绩有望实现改善。
供热行业：城市基础设施的重要组成部分，或迎来发展机遇期
热力生产和供应行业指的是利用煤炭、油、燃气等能源，通过锅炉等装置生产蒸汽和热水，或外购蒸汽、热水进行供应销售、供热设施的维护和管理的活动。
产业链结构简明清晰，由分散式供热逐渐转向集中供热
供热行业是一个覆盖能源供应、热力生产和消费的完整产业链。上游产业提供燃料应用于热力生产，主要包括煤炭、石油、天然气等传统能源或是生物质能、太阳能等新能源；中游环节包括热力生产和供应，通过燃烧燃料或利用新能源产生热能，并通过管网系统、换热站输送和分配热能；下游消费市场则由非居民（工业、商业等）用户和居民用户组成，其中工商业用户主要将热力用于生产和建筑采暖，而居民用户则主要用于冬季采暖。
中国的集中供热行业主要经历了四个发展阶段，实现了从分散式供热向集中供热的转变。在新中国成立之初，由于城市基础设施建设滞后，我国主要采用利用小型供热设备在相对较小的区域提供热能的分散式供热。1970年左右，随热电厂逐渐增多，热力行业虽然开始发展，但仍然缺乏长远规划；1980年后，通过集中的热源产生热量，然后通过管网系统将热量输送到各个用户或建筑物中的“集中式供热”在城市端逐渐普及，对集中供热的需求也随之增长；2003年，原建设部、国家发改委等八部委联合发布文件，停止了福利供热政策，推动用热商品化和货币化，标志着集中供热市场化的正式启动，城市集中供热因此迎来了快速发展的新时期。
目前，我国尚未形成全国性的大型供热集团，行业集中度较低。由于热力在传输过程中会存在损耗，长距离热力传输不经济，所以在规划供热项目时以集中供热为前提，这使得供热业务呈现出区域性的分布特点。根据2016年国家发改委公布的《热电联产管理办法》，以热水和蒸汽为供热介质的热电联产机组，供热半径一般分别按20公里和10公里考虑，供热范围内原则上不再另行规划建设抽凝热电联产机组或其他热源点。企业以在主要热源点附近开发项目抢占先发优势、区域排他性优势为主要竞争方式，在城市或区域内行业竞争度较低。
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%。
主要输热媒介为热水和蒸汽，2023年市场规模或达3240亿元
主要产品为热水和蒸汽，热水供热量占比更高。热水主要为居民用户和非居民用户供暖；蒸汽则主要供非居民用户中的工业用户生产使用。相较于蒸汽供热，热水供热具有输送过程中热能损失更少、安全性更高等优势，因此我国民用及公共建筑多采用热水供暖，蒸汽则多用于要求升温速度较快、人们停留时间较为集中或短暂的工厂、车间等。
我国集中供热面积、供热总量稳中有升，2023年热水供热总量占比接近85%。随着城市化进程的加速和居民生活水平的提高，我国集中供热面积及用户供热需求不断提升，2018-2023年城市集中供热面积/热力供应量CAGR 6.81/3.07%。
据我们测算，2023年我国供热市场规模或达3240亿元，居民占比约85%。我们对供热市场规模展开测算，1）关于热水供热市场规模：据《中国城镇供热发展报告（2024）》，2023年全国70个城市居民平均供热价格为22.74元/平方米。据住建部披露，2023年我国集中供热总面积143.24亿平方米，考虑到在集中供热面积计算中，或已将蒸汽供热总量换算为可供热面积，我们按照热水供热量占比（据国家统计局数据2023年为85%）拆分出实际热水供热面积121.75亿平方米。则以热水为媒介的供热市场2023年规模达2769亿元。2）关于蒸汽供热市场规模：据国家统计局数据，2023年我国蒸汽供热总量6.55亿吉焦，换算为重量为2.36亿吨（1吨蒸汽=2.777吉焦）；参考多地蒸汽单价接近200元/吨；则以蒸汽为媒介的供热市场2023年规模达472亿元。
热价定价机制：“准许成本+合理收益”，地方政府具有定价权
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。
热力出厂价格、管网输送价格：准许成本加合理收益，成本联动机制较弱
准许成本：供热定价成本包括折旧费和运行维护费。折旧费是指对供热业务相关的固定资产按照本办法规定的折旧方法和年限计提的费用；运行维护费包括燃料动力费用、材料费用、修理费用、职工薪酬和其他运营费用等。准许成本是根据政府制定价格成本监审办法等有关规定确定；对热电联产企业，应当在严格核定成本的基础上，将相关成本在电、热之间进行合理分摊。
热电联产企业成本应合理分摊。虽然《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）》并未详细阐明如何对热电联产企业的成本进行分摊，但参考部分地方政府出台的供热定价成本监审办法，以江苏省发改委2017年印发的《江苏省供热定价成本监审办法》为例，热电联产企业应当分别计算供热、供电成本。供热业务的专属费用直接归集为供热成本，供热与供电业务共同发生的费用采取下列方法进行合理分摊：1）燃料动力费用、材料费用、生产部门职工薪酬和制造费用依据“供热标准煤耗用比例”分摊。计算公式为：供热标准煤耗用比例=供热标准煤消耗量÷标准煤总消耗量；供热标准煤耗用比例=供热量×供热标准煤耗率÷（供热量×供热标准煤耗率+供电量×供电标准煤耗率）。2）期间费用、税金及附加按照供热、供电业务的收入比例分摊。
准许收益（合理收益）：按“可计提收益的有效资产×准许收益率”计算确定。根据国家发改委、建设部，可计提收益的有效资产通过成本监审确定，具体由热价定价机关会同有关部门研究确定。准许收益率的计算公式为：准许收益率=权益资本收益率×（1－资产负债率）+债务资本收益率×资产负债率。其中：权益资本收益率，按本定价周期初始年前一年国家10年期国债平均收益率加不超过3 pct核定；债务资本收益率，参考同期人民币贷款基准利率与热力生产企业实际融资结构和借款利率核定；资产负债率参照本定价周期初始年前3年企业实际资产负债率平均值核定。
价格计算：热力出厂价格、管网输送价按准许总收入（准许成本+准许收益）除以供热量或蒸汽重量计算确定。为避免因供热量较低或蒸汽重量较低而导致价格较高的情形，对最低供热量作出限制性规定；产输销一体化的热力企业热力销售价格可以按照此定价办法直接核定包含热力出厂价格和管网输送价格的供热价格。
成本联动机制较弱，各地区调价频率远低于原材料波动周期。由于供热行业属于重要的公共事业，政府管制力度较大，调价频率较低。以华电能源为例，近两次调价频率为5年，分别在2019-2020供热期和2024-2025供热期进行热力出厂价格和一级管网价格的上调。
热力销售价格（终端热价）：两部制热价，蒸汽/热水市场化程度差异较大
两部制热价包括基本热价和计量热价。基本热价主要反映固定成本，原则上按面积计收；计量热价主要反映变动成本，原则上按热量计收。更公平地分配供热成本，使得费用与实际用热量挂钩，避免按面积收费可能导致的不公平现象，此外通过按实际用热量收费，激励用户节约能源。从推行效果来看，截至2023年底，我国已安装供热计量装置的建筑面积约25亿平方米，占北方城镇集中供热面积的比例不足15%，其中实现按计量热价收费的面积约10亿平方米，占北方城镇集中供热面积的比例不足6%。
蒸汽价格可实行煤热联动或由供需双方自行协商，热水价格仍由地方政府定价。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》，随后我国各省市逐渐形成煤热价格联动机制方案，目前价格联动机制的主要对象为工业蒸汽，蒸汽价格可由供需双方自行协商。
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。
热水价格定价权仍在地方政府手中，稳定性较强。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，且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，北方供热以热水为主，所以受到热力销售价格约束的影响较大，单位面积供暖价格基本保持稳定。在6个样本供热企业中，除金房能源外，其余上市公司单位供热收入稳定性较强。
集中供热与城镇供水定价逻辑基本一致。我们对比了国家发改委2021年发布的《城镇供水价格管理办法》和2020年发布的《城镇集中供热价格和收费管理办法（征求意见稿）》，发现供水和供热的定价逻辑基本一致，在实行政府定价的基础上，均通过采用准许成本+合理收益确定的准许总收入除以供热（供水）量确定价格。收费端均采用两部制收费。
蒸汽：多地实行煤热价格联动机制，我们更关注细分行业经济性
政策推动建立煤热价格联动机制
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。
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。
细分行业热电联产经济性分析：火电、核电及垃圾焚烧发电
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；我们将在本篇报告中重点研究具体细分行业热电联产模式下的经济性表现。
介绍细分行业热电联产模式前，我们需要先厘清目前主要几种汽轮机的定义、供热方式及特点。
火电热电联产主要涉及背压式汽轮机、抽背式汽轮机、抽气凝汽式汽轮机（抽凝）。
背压式汽轮机：将汽轮机的排汽供给热用户。排汽压力高，通流部分的级数少，结构简单，不需要庞大的凝汽器和冷却水系统。排汽用于供热时，热能可得到充分利用，但这时汽轮机的功率与供热所需蒸汽量直接联系，因此不可能同时满足热负荷和电（或动力）负荷变动的需要。
抽背式汽轮机：从汽轮机的中间级抽取部分蒸汽，供需要较高压力等级的热用户，同时保持一定背压的排汽，供需要较低压力等级的热用户使用。经济性与背压式机组相似，设计工况下的经济性较好，但对负荷变化的合适性差。
抽汽凝汽式汽轮机（抽凝）：从汽轮机中间抽出部分蒸汽，供热用户使用。一般又分为单抽汽和双抽汽两种。其中双抽汽汽轮机可供给热用户两种不同压力的蒸汽。主要特点是当热用户所需的蒸汽负荷突然降低时，多余蒸汽可以经过汽轮机抽汽点以后的级继续做功发电（注：一台汽轮机可由单级组成，也可以由多级组成。现代大型汽轮机都是由多级串联而成的）。汽轮机的总输出功率是汽轮机各级输出功率之和。优点是灵敏性较大，能在较大范围内同时满足热负荷和电负荷的需要，适用于负荷变化幅度较大，变化频繁的区域性热电厂。缺点是供热时存在冷源损失，即部分蒸汽在凝汽器中被冷却成水，未能充分利用，导致热效率相对较低。
核电热电联产主要涉及饱和蒸汽汽轮机、过热蒸汽汽轮机等，主要取决于核电站的堆型和运行条件。
饱和蒸汽汽轮机：核电站中最为常见的类型，主要用于压水堆（PWR）和沸水堆（BWR）核电站。由于受反应堆冷却剂温度的限制，一般压水堆平均出口温度低于310℃，所以二回路只能产生压力较低（5～7 MPa）的饱和蒸汽（或微过热蒸汽）。
过热蒸汽汽轮机：主要用于高温气冷堆（HTGR）、快中子增殖堆等堆型的核电站。进汽参数已完全达到常规火电厂的标准。也可采用中间再热，容量已达到甚至超过常规火电厂。
火电热电联产：以燃煤热电联产为例，工业热电联产项目较纯供电项目经济效益显著
燃煤热电联产是以煤炭为主要燃料的一种发电、供热方式，将煤炭破碎后在锅炉内进行充分燃烧，煤炭的化学能转化为热能，生产出的蒸汽有两种供热途径：1）不进入汽轮机，直接供给热用户；2）带动汽轮发电机组进行发电，经场内变压器升压并入国家电网输电线路，经汽轮发电机组发电后的蒸汽输送给热用户。
我国一直鼓励热电联产的发展，2019年背压型热电联产明确被列为鼓励类产业，2022年提出鼓励将存量凝气式煤电机组实施热电联产改造。2016年国家发展改革委、国家能源局、财政部、住房城乡建设部、环境保护部联合发布的《热电联产管理办法》中，“鼓励各地建设背压热电联产机组和各种全部利用汽轮机乏汽热量的热电联产方式满足用热需求。背压燃煤热电联产机组建设容量不受国家燃煤电站总量控制目标限制。电网企业要优先为背压热电联产机组提供电网接入服务，确保机组与送出工程同步投产”。2019年发改委发布的《产业结构调整指导目录》明确将背压（抽背）型热电联产列为鼓励类产业。2022年《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》提出“要充分挖掘现有大型热电联产企业供热潜力，鼓励在合理供热半径内的存量凝汽式煤电机组实施热电联产改造。”
我们建立DCF，对燃煤供热经济性进行分析。主要比较纯供电、热电联产、纯供热三类项目的经济性，其中考虑燃煤热电联产项目涉及的汽轮机存在差异，将燃煤热电联产细分为三种类型：1）背压式机组，2）抽背式机组，3）抽凝式机组；每种类型中又拆分为供居民、供工业两种情形。
由于燃煤热电联产项目的市场供需、所在地、实际工况等因素存在较大差异，我们在测算中，每种类型的项目参数均尽量选取实际项目的值，以减小假设与实际可能存在的偏差。其中纯供电项目参考新集能源板集一期电厂；热电联产（供工业）项目中：背压项目参考兄弟科技彭泽县工业园矶山工业园区热电联产项目及东台协鑫热电有限公司东台协鑫热电燃煤背压项目，抽背项目参考福能股份福能晋南热电联产项目，抽凝项目参考福能股份泉惠石化工业区热电联产二期工程；热电联产（供居民）项目参考建投能源任丘热电二期2×350MW热电联产项目；纯供热项目参考福建泉州热电公司。
测算中电价参考江苏省基准电价0.391元/度；煤价参考2025年2月底镇江港动力煤平仓价（5500kcal）770元/吨；蒸汽价格取192元/吨，热量热价取64.71元/吉焦。
经测算，我们发现IRR视角下，热电联产（供工业）>纯发电>热电联产（供居民，抽凝除外）>纯供热。测算结果表明，热电联产（供工业）项目供应工业蒸汽带来的经济效益，超过了损失的发电量减少的经济效益，即该类项目实际收益率与供工业热价、热电比紧密相关。DCF测算中我们假设蒸汽价格为192元/吨（适用于背压、抽背项目）、热量热价为64.71元/吉焦（适用于抽凝项目），在此基础上，我们测算发现1）额外供热（工业热电联产）将带给火电6.85pp的全投资IRR增厚（背压、抽背、抽凝项目均值）；2）对于背压项目，蒸汽价格下降28.5%至137元/吨或热电比下降5.4pp至77%时；3）对于抽背项目，蒸汽价格下降15.0%至163元/吨或热电比下降2.3pp至81%时；4）对于抽凝项目，热量价格下降15.0%至55元/吉焦或热电比下降10.0pp至30%时，热电联产供工业项目IRR与纯供电项目接近。
若以2025年2月底镇江港动力煤平仓价（5500kcal）770元/吨为基准煤价，参考连云港工业蒸汽煤热联动机制，计算蒸汽价格变化对应的煤价变化，则对于工业热电联产（背压）项目，当煤价下降至360元/吨时，其IRR与纯供电项目接近；对于工业热电联产（抽背）项目，当煤价下降至554元/吨时，其IRR与纯供电项目接近；对于工业热电联产（抽凝）项目，当煤价下降至561元/吨时，其IRR与纯供电项目接近。
核电热电联产：无接触多级换热，具有成本优势
核电供热主要有单一核能供热与热电联产两种方式。单一核能供热方式是指以主要以供热为目的建造的低温供热核反应堆，在供热期内主要以供热方式运行，在非供热期内停运检修，考虑经济性也可用于生产同位素等其他应用。中国、前苏联、加拿大、德国、瑞士、法国等国都对低温核供热堆进行了研发。我国早期研发了“燕龙”、NHR-200 I、NHR-200 II、HAPPY 200等多种型号的低温供热堆。由于相比价格较低的化石能源供热，单一核能供热当时在经济性方面并不占优势，没有得到推广应用。
热电联产是指从大型核电机组的汽轮机或管道中抽取部分热量供热。有的以发电为主、供热为辅，有的以供热为主、发电为辅。根据国际原子能机构统计，2020年全球有59台商用核电机组（占总数的13.3%）在发电的同时产生热水或蒸汽用进行区域供热，主要分布于寒冷的北欧和东欧国家，如俄罗斯、乌克兰、瑞典。
以压水堆核电机组二回路主蒸汽作为热源通过厂内供热首站进行换热后向外输出热量，生活供热以热水的形式输送，工业供热以蒸汽的形式输送。以我国首个核能供热商用示范工程——“暖核一号”海阳核能供热工程为例，这个过程是由五个回路完成的：首先，一回路核反应产生的热量，通过蒸汽发生器，将二回路的水加热成高温高压蒸汽；二回路部分蒸汽被抽取用来加热核电厂内换热站的水，加热后的水通过三回路传送到热力公司总换热站；在总换热站，三回路继续加热四回路内的水；接着四回路的水就沿市政供热网络传输到小区的换热站中，将热量传递给五回路，进而送入千家万户家中，从而实现为居民供暖的目的。五个回路之间只有热量的传递，没有水的交换。
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与田湾核电蒸汽供能项目。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。
此外，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。
核能供热经济性具备优势。中国核能可持续发展论坛2023年春季国际高峰会议上，中国核能行业协会专家委员会特邀顾问、国家电力投资集团有限公司原董事长王炳华先生表示：从经济性来看，核能供热（包括供暖、供汽）成本与燃煤供热相当，较燃气供热具有优势。根据当前已投运的海阳核电、秦山核电供热项目，并结合新建核电项目同步考虑核能供热进行成本测算，核电机组热电联产出厂热价约为30-40元/GJ（不含厂外投资），在动力煤价格1000元/吨以上的情况下，核能供热具有成本优势。
我们建立DCF，对核能供热经济性进行分析。首先比较纯供电、热电联产、纯供热三类项目的经济性，其中结合核能供热项目实际运行情况，将核能热电联产细分为三种情形：1）不牺牲电量供热给居民；2）牺牲电量供热给居民；3）牺牲电量供热给工业。
主要假设：
1） 指标选取依据说明：由于核能供热项目数量较少，我们在测算中，每种情形的项目参数均尽量选取实际项目的值，以减小假设与实际可能存在的偏差。为增强项目可比性，我们假设电价为江苏省基准电价0.391元/度。
2） 单位造价：纯供电项目参考大部分三代核电机组单位造价16元/瓦；热电联产不牺牲电量供居民的项目单位造价与纯供电相等，牺牲电量供居民的项目单位造价较纯供电项目上浮25%取20元/瓦，牺牲电量供工业的项目单位造价参考中国核电江苏徐圩一期取23元/瓦；纯供热项目参考中国核网报道，一座400MW池式低温供热堆总投资约15亿元，即单位造价4元/瓦。
3） 发电有效利用比例：据中国核能协会，2022年我国平均核电机组能力因子为91.67%，故纯供电与热电联产不牺牲电量供居民的项目取91.67%；热电联产牺牲电量供居民的项目，参考红沿河核电站核能供暖示范项目（装机规模6713MW，年发电量达480亿千瓦时）取81.62%；热电联产牺牲电量供工业的项目，参考江苏徐圩一期项目（装机规模3076MW，建成投产后最大发电量超115亿千瓦时）取42.68%。
4） 单位装机供热量：热电联产不牺牲电量供居民的项目，参考浙江海盐核能供热示范工程（装机规模6664MW，年供热量达70.4万吉焦）取0.011万吉焦/MW。
5） 单位装机集中供热面积：热电联产不牺牲电量供居民的项目，参考浙江海盐核能供热示范工程单位装机供热量0.011万吉焦/MW，且2023年我国供热总量42.85亿吉焦，集中供热面积143.24亿平方米，单位装机集中供热面积取0.04万平方米/MW；热电联产牺牲电量供居民的项目，参考红沿河核电站核能供暖示范项目（装机规模6713MW，6号机组年供热面积24.24万平方米）取0.02万平方米/MW。
6） 居民热价：据《中国城镇供热发展报告（2024）》，2023年全国70个城市居民平均供热价格为22.74元/平方米。
7） 单位装机供蒸汽量：热电联产牺牲电量供工业的项目，参考江苏徐圩一期项目（装机规模3076MW，建成投产后年供应工业蒸汽3250万吨）取1.06万吨/MW。
8） 蒸汽价格：参考火电DCF假设，取192元/吨。
9） 池式供热堆热价：据人民网报道，池式供热堆的供热热价为40元/吉焦。
经测算，我们发现IRR视角下，热电联产（牺牲电量供工业）>纯供热≈热电联产（不牺牲电量供居民）≈纯发电>热电联产（牺牲电量供居民）。测算结果表明，额外供热（工业热电联产）将带给核电2.01pp的全投资IRR增厚，即热电联产（牺牲电量供工业）项目，如江苏徐圩一期项目，因供应工业蒸汽带来的经济效益，超过了因损失发电量而减少的经济效益，即该类项目实际收益率与蒸汽价格紧密相关。DCF测算中我们假设蒸汽价格为192元/吨，在此基础上，我们测算发现当蒸汽价格下降27%至140元/吨时，热电联产牺牲电量供工业项目IRR与纯供电项目接近。
若以2025年2月底镇江港动力煤平仓价（5500kcal）770元/吨为基准煤价，参考连云港工业蒸汽煤热联动机制，则蒸汽价格下降至140元/吨对应煤价下降至311元/吨，由于2016年以来镇江港动力煤平仓价（5500kcal）均高于该水平，故我们认为即使未来煤价延续下降趋势，核电热电联产供工业的项目仍具有较强经济性。
此外，我们认为未来4代核电机组（高温气冷堆）供热或成为新发展趋势，建立DCF对其工业热电联产项目经济性进行测算。
主要假设：
1） 单位造价：参考中国核电江苏徐圩一期取49元/瓦（按照16元/瓦的单位造价剔除两台华龙一号机组的投资，得到高温气冷堆的真实造价）。
2） 发电有效利用比例：参考江苏徐圩一期项目（装机规模3076MW，建成投产后最大发电量超115亿千瓦时）取42.68%。
3） 单位装机供蒸汽量：参考江苏徐圩一期项目（装机规模3076MW，建成投产后年供应工业蒸汽3250万吨），假设是其1.5倍，取1.58万吨/MW。
4） 蒸汽价格：参考火电DCF假设，取192元/吨。
经测算，我们发现IRR视角下，高温气冷堆工业热电联产项目能实现盈利。当前DCF测算中，工业蒸汽价格为192元/吨，使用的电价为江苏省基准电价0.391元/度。考虑2025年以来煤价呈下行趋势，我们以不同的汽价、电价假设，对工业热电联产项目进行敏感性测算。煤价方面，我们以2025年2月底镇江港动力煤平仓价（5500kcal）770元/吨作为基准煤价。并参考连云港工业蒸汽煤热联动机制，计算不同汽价情景对应的煤价。
测算发现，即使在最悲观的假设下：1）电价下浮20%至0.31元/度；2）蒸汽价格降至184元/吨（连云港市2020年以来蒸汽价格最低值，该价格自2020年5月1日起执行），四代核电（高温气冷堆）工业热电联产项目仍能收回投资，资本金IRR为8.32%，投资回收期21年。
垃圾焚烧热电联产：经济性表现较单纯发电的垃圾焚烧项目更优
垃圾焚烧项目无论是否对外供应蒸汽，垃圾焚烧产生的热能加热余热锅炉均会产生蒸汽。只是多数垃圾焚烧项目产生的蒸汽进入汽轮发电机组做功产生电能，完成做功后的低压蒸汽直接冷凝后循环利用。
既发电又供热的垃圾焚烧项目主要有两种。第一种，通过管网向外供蒸汽，以中科环保慈溪项目为例（热电联产项目），垃圾焚烧产生的高温烟气通过烟道与余热锅炉进行热交换，通过余热锅炉产生高温蒸汽，并将其中部分蒸汽经调温调压后通过热网管道对外供应（双减供汽）。剩余部分高温蒸汽推动抽凝式、背压式、抽背式汽轮发电机组发电，同时完成做功后的中低压蒸汽亦部分经调温调压后对外供应（抽汽供汽）。
慈溪项目供应蒸汽具有多种规格，其中部分高规格蒸汽需通过双减供汽方式实现，以致进入汽轮发电机组做功发电的蒸汽量减少，因此在锅炉产汽量一定的前提下，项目供热与发电呈反向关系。第二种，以蒸汽、热水的形式，把热能通过管道储存至移动储能车的储能罐体内，并用牵引设备运输到用热客户处，满足工业用热、居民供暖和生活热水等需求。
与单纯发电的垃圾焚烧项目相比，热电联产垃圾焚烧项目经济性表现更优。我们分别对仅发电的垃圾焚烧项目及热电联产垃圾焚烧项目搭建DCF模型，由于市场上成熟的垃圾焚烧热电联产项目并不多，且数据披露较不充分，我们选取2022年上市的中科环保的慈溪项目（热电联产）为例进行分析。
主要假设：
1） 产能：参考中科环保慈溪项目产能2250吨/日。
2） 垃圾处理产能利用率：参考中科环保垃圾焚烧项目整体利用率（较为接近）。
3） 吨发电量：热电联产垃圾焚烧项目选取慈溪项目19-21年吨发电量均值；仅发电垃圾焚烧项目选取剔除慈溪项目后，中科环保垃圾焚烧项目19-21年吨发电量均值。（即该参数的差异中已经隐含了慈溪项目为了供汽少发的电量）。
4） 上网比例：热电联产垃圾焚烧项目选取慈溪项目19-21年上网比例均值；仅发电垃圾焚烧项目选取剔除慈溪项目后，中科环保垃圾焚烧项目19-21年上网比例均值。
5） 上网电价：垃圾焚烧发电厂在吨垃圾发电量不大于280度时可以享受国家0.65元/度的电价补贴政策，我们假设超过吨发电量超过280度的部分对应0.4153元/度的电价。
6） 垃圾处理费：不同项目差异较大，目前均选用中科环保慈溪项目垃圾处理费95元/吨。
7） 吨供热量：选用中科环保慈溪项目19-21年指标均值。
8） 平均供热单价：参考火电DCF假设，取192元/吨。
9） 吨产能投资：仅发电项目参考部分上市公司垃圾焚烧项目取50万元/（吨/日)；热电联产项目假设吨投资增加25%。
经测算，我们发现IRR视角下，热电联产垃圾焚烧项目经济性表现明显更优。测算结果表明，额外供热（工业热电联产）将带给垃圾焚烧2.10pp的全投资IRR增厚，即热电联产项目因供应工业蒸汽带来的经济效益，超过了损失的发电量减少的经济效益，即该类项目实际收益率与蒸汽价格紧密相关。DCF测算中我们假设蒸汽价格为192元/吨，在此基础上，我们测算发现当蒸汽价格下降32%至131元/吨时，热电联产项目IRR与纯供电项目接近。若参考连云港工业蒸汽煤热联动机制，蒸汽价格下降61元/吨对应煤价下降461元/吨，我们取2025年2月底镇江港动力煤平仓价（5500kcal）770元/吨为基准煤价，则煤价降至309元/吨时，垃圾焚烧热电联产项目IRR与纯供电项目接近。由于2016年以来镇江港动力煤平仓价（5500kcal）均高于该水平，我们认为未来热电联产垃圾焚烧项目仍具有较强经济性。
热耗率为核心指标，燃煤/核电/垃圾焚烧每牺牲一度电供应的蒸汽或对应电价0.42~1.25元
热耗率是指每产生1kWh电能所消耗的热量（KJ/KWh），是衡量发电系统热经济性的重要指标。热耗率越低，表明发电系统的热经济性越高，即能量转换效率越高。
若以184元/吨的工业蒸汽价格作为基准价格（连云港市2020年以来蒸汽价格最低值），我们测算燃煤/核电/垃圾焚烧每牺牲一度电供应的蒸汽或对应电价0.42/1.25/0.92元/度。参考实际项目，我们取燃煤/核电/垃圾焚烧项目的热耗率分别为6330/18907/13885KJ/KWh，则每少发1度电对应0.002/0.007/0.005吨蒸汽，以基准汽价计算对应的电价为0.42/1.25/0.92元/度。
热水：供热企业毛利率承压，或将迎来热价上调窗口期
2021-2022年煤价高企，供热企业毛利率承压
目前A股集中供热主要上市公司多以煤炭为主要热源，北方地区多以热水供应为主。我们梳理了A股主要集中供热上市公司，发现除北京地区集中供热企业外，其余企业的最主要热源仍是煤炭，且北方地区主要产品为热水，南方地区主要产品为蒸汽。九家上市公司的经营模式均为产输销一体化，受销售端价格影响较大。
煤炭作为供热企业的主要燃料，其价格的波动直接影响供热成本。当煤炭价格上涨时，供热公司的燃料成本随之增加，导致供热成本上升。在北方集中供暖区域近60-70%的供热成本为燃料成本，因此煤价的上涨对供热成本的影响尤为显著，直接影响到公司的经营成本。2020年下半年起，煤炭价格一路走高并维持高位运行，直接推高了供热公司的燃料成本。以联美控股为例，2018年公司燃料、购热及辅助环保材料成本占比62%，2021-2023年，燃料成本占比分别达到71%、71%和69%，提高6-9 pct。
北方煤热企业毛利率波动较大。从上市公司毛利率的角度看，在2021-2022年煤炭价格处于高位时期，采用煤炭为燃料的上市公司毛利率均出现不同程度下滑，2年累计下滑幅度位于13.23-50.77 pct。2023-2024H1，随煤炭增产扩产调控政策持续，进口煤管控进一步放松，供需关系重构，煤炭价格略微走弱，以及上市公司成本控制优化，采购策略调整等影响，上市公司毛利率有所修复，但大部分公司尚未达到2018-2020年的水平。此外，部分上市公司，如惠天热电和华电能源，受到政府价格管制的影响，供热业务长期处于亏损状态，调价紧迫性较强。南方地区供热企业产品主要为蒸汽，由于价格市场化程度相对较高，因此对比北方供热企业，毛利率表现明显更加稳健和健康。
政府补贴后毛利率基本面未改变。从2017年至2023年的数据来看，以煤为燃料的样本公司中，其他收益项目绝大部分为政府补贴。特别是在2020年以来，政府补贴数额呈现逐年上升的趋势。此外，陕西咸阳市于2023-2024采暖季全面调整了补贴政策，提高了补贴标准，优化了补贴方式，扩大了补贴范围，将采暖季运行补贴标准从500元/户提高到600元/户。这些政策的调整和延续表明政府在供热企业成本承压阶段为减轻供热企业负担，保障居民供暖需求。上市公司层面，惠天热电在2023年收到高达13亿的政府补贴（主要系市财政补贴），整体毛利率得到改善，但1H24毛利率再度转负。
终端热价涉及民生，历史价格较为稳定，或将进入集中调价窗口期
由于热力销售价格制定和调整直接牵涉到工商业成本及生活成本，在涉及热力销售价格或热力销售价格形成机制时，需按规定举行听证会听取各方面意见，并考虑价格调整对低收入居民生活的影响，然后才能进行调价。因此，热力销售价格由政府管制，市场化程度较低，价格长期保持稳定。比如威海市区2004年确定的供热价格长期未作调整，在全省处于最低价位；随煤炭价格上涨，市区供热成本价格倒挂，迫于成本压力，威海市才于2021年上调非居民住宅供热价格，2023年上调居民住宅供热价格。2024年以来，北方多地进行供热价格调整，上涨幅度不一；我们认为目前可能已进入集中调价窗口期，或将直接利好供热公司。
目前各地供热价格差距较大，未来调价幅度或参差不齐。受制于地区温度，经济发展程度以及燃料资源，各地区的供热价格差距较大。从居民供热角度看，黑龙江省哈尔滨市由于天气严寒，居民供热成本最高，达到38.3元/平方米，山西省作为煤炭大省，具备燃料资源优势，居民供热价格最低，仅为15.6元/平方米。非居民端看，供热价格差距相对较小，吉林省长春市非居民供热价格最低，为31.0元/平方米，北京非居民供热价格最高，为44.0元/平方米。
调价分析：若实行煤热联动机制，供热企业业绩或能明显改善
全国层面看，供热占可支配收入比重第二高。我们按照36个主要城市的公用事业费用测算了2023年公用事业产品占居民可支配收入的比重，测算假设：1）电、气、水和供暖的价格均采用36个主要城市的公用事业费用；2）各需求量采用总需求量/人口总数；3）占可支配收入比例=各项支出/人均可支配收入。测算发现居民用电、天然气、水和供热的占比分别为0.96%、0.22%、0.42%和0.67%，我国整体供热价格虽仍有提升空间，但政府考虑民生，调价动作或相对谨慎。
由于热水供热主要用户为居民，我们认为热水端实行类蒸汽端的煤热联动机制可能性较小，但考虑到2020年以来供热企业毛利率明显承压，且当前地方政府面临一定财政压力，我们仍参考连云港市发改委蒸汽价格煤热联动机制，测算若热水供热实行煤热联动，2020年以来供热业务毛利率表现如何。
关键假设：1）确定2017年各公司单位面积营收为各公司基准价格；2）将2017年第一季度CCTD秦皇岛动力煤(Q5500)月度综合平均价作为煤炭联动基准价格；3）每3个月作为一个联动周期，进行煤炭价格测算；4）变动幅度按照最新联动周期综合平均价格与上一个调价基准价格进行比较，若波动幅度小于30元/吨，则当期不进行调价，若波动幅度大于30元/吨，则进行调价，若变动幅度超过80元/吨，按照80元/吨波动进行调价；5）煤价波动由供热企业自行承担20%，销售终端承担80%；6）当期供热销售价格=上期供热销售价格+联动期供热销售价格调整金额；联动期供热销售价格调整金额＝联动周期内煤炭价格变动额×80%÷6。
经测算，2017-2023年煤价有5次触及调价标准。分别发生在2020Q2、2021Q1、2021Q3、2021Q4和2023Q3，调价幅度分别为-4.84元/平方米、7.51元/平方米、9.64元/平方米、10.67元/平方米和-5.73元/平方米。且由于调价适用期有一个季度的延迟，所以热价上调带来的潜在受益主要在2022-2023年得到体现。
若按照煤热联动实施调价，样本公司毛利率有较为明显的改善。发生调价后，2022-2023年上市公司的业绩能得到明显的修复和改善。其中，持续亏损的惠天热电和华电能源的毛利率能够由负转正，2023年分别提升至41.01%和24.05%。四家样本公司2023年平均供热业务毛利率达到39.89%。
发电机组供热改造或为新趋势，数据中心能源需求快速增长
热电联产市场的开拓增厚发电企业回报的同时，或对供热市场产生冲击
2021年国家发展改革委、国家能源局印发《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，提出统筹推进节能改造、供热改造和灵活性改造，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。且基于前文测算，我们发现对发电企业而言，工业热电联产业务将较纯发电业务实现更高的收益，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。我们认为未来发电企业对存量发电机组进行供热改造是实现能源高效利用、提高回报的重要举措。
我们对于存量发电机组供热改造将新增的供热规模进行测算，具体分为1）不牺牲电量为居民供热；2）牺牲电量供工业蒸汽两种情形。
关键假设：
1） 新增改造比例：我们假设燃煤/燃气/生物质/核电机组新增改造比例为19/2/50/30%。
2） 热电比（不牺牲电量）：参考浙江海盐供热项目取0.36%。
3） 热耗率（牺牲电量）：与前文测算假设一致，假设燃煤/燃气/生物质/核电机组热耗率为6330/6330/13885/18907千焦/度。
不牺牲电量为居民供热情景下，改造完成后将新增5.95亿居民供热市场规模，对现有市场影响较小（2023年我国居民供热市场规模2769亿元）。我国目前实施集中供暖的省市为黑龙江、吉林、辽宁、北京、天津、河北、山西、内蒙古、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、山东，2023年发电量合计40178.90亿度，占全国发电量比例43%，其中火电/核电发电量31024.40/693.80亿度，占全国火电/核电发电量比例51/16%。我们通过“某电源类型新增供热量=2023年该电源类型发电量*集中供暖省市该电源类型发电量占比*度电供热量”得到新增供热市场规模，发现燃煤/燃气/生物质/核电机组将新贡献供热量686/4/66/27万吉焦，合计800万吉焦；对应市场规模5.22/0.03/0.50/0.21亿元，合计5.95亿元。
牺牲电量供工业蒸汽情景下，1）若燃煤/燃气/生物质/核电机组发电利用比例（热电联产/纯供电）为85/85/90/96%，则新增供汽量3.55/0.02/0.50/0.35亿吨，合计4.42亿吨，已超2023年工业蒸汽供应量2.36吨。2）若改造的机组发电量在2023年基础上下滑1%，燃煤/燃气/生物质/核电新增供汽量0.24/0.001/0.05/0.09亿吨，合计0.38亿吨，低于2023年工业蒸汽供应量2.36亿吨。
数据中心制冷需求增长，能耗约束下部分地区余热制冷或为更优选
数据中心用电量或将快速增长，催生制冷需求。正如我们在2025年2月27日发布的报告《AI+能源系列：电力篇——AI能否带动电力提前跨越周期底部？》所述，我们预测2025-30年数据中心用电量CAGR高达25%，带动全社会用电量增速从4.5%增加至5.3%（“十五五”CAGR）。随着数据中心行业的快速发展，尤其是人工智能（AI）和高性能计算（HPC）的兴起，数据中心的制冷需求不断增加。
政策驱动数据中心绿色转型。2024年7月，国家发改委等部门印发《数据中心绿色低碳发展专项行动计划》，提出到2025年底，全国数据中心布局更加合理，整体上架率不低于60%，平均电能利用效率（PUE=数据中心总能耗/IT设备能耗）降至1.5以下；新建及改扩建大型和超大型数据中心电能利用效率降至1.25以内，国家枢纽节点数据中心项目电能利用效率不得高于1.2；国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%。
节能降耗需求下部分地区余热制冷或为更优选。目前我国数据中心制冷方式仍以电制冷为主，个别项目如上海黎明智算中心已开始尝试溴化锂制冷，我们对电制冷与溴化锂制冷的经济性进行比较，发现1）当纯垃圾焚烧发电项目与IDC合作时，若电价高于0.55元/度，损失部分电量转为热电联产，为IDC供应蒸汽更具有经济性；2）当垃圾焚烧热电联产项目与IDC合作时，若电价高于0.51元/度，为IDC供应蒸汽较外售蒸汽更具有经济性。若按照2025年3月大部分地区披露的工商业用电（两部制，1-10（20）KV）电量电价，则除少数北方地区如蒙东、青海、陕西、甘肃、新疆外，其余地区溴化锂制冷均较电制冷具备经济性。
核心假设：
1） 制冷量：假设均为2000KW，即年供冷量1752万KWh。
2） COP：电制冷取4.0；溴化锂制冷取1.3。
3） 蒸汽耗量：若1吨蒸汽=2.777吉焦，则对应蒸汽潜热2777KJ/kg。溴化锂制冷蒸汽耗量=制冷量/蒸汽潜热*3600=1.7吨/小时，年耗蒸汽量1.46万吨。
4） 蒸汽结算价：当150℃蒸汽驱动溴化锂制冷时，我们假设售价为153元/吨，成本价为117元/吨。由于我们考虑垃圾焚烧厂与IDC合作情形，我们假设以成本价结算。
5） 垃圾焚烧发电项目转为热电联产损失的电量：我们假设1度电可生产约13.33公斤150℃蒸汽。
据我们测算，若2025年数据中心制冷需求中20%由余热制冷满足，对应热量需求或达0.75亿吨，约占我国2023年工业蒸汽供应量的32%。我们预测2025年我国数据中心用电量为3847亿度，若PUE为1.5，则制冷耗电量为1282亿度。在电制冷COP 4.0，溴化锂制冷COP 1.3，蒸汽潜热2777KJ/kg的假设下，该耗电量对应3.7亿吨蒸汽。若制冷需求中20%由余热驱动溴化锂机组满足，则将新增热量需求0.75亿吨，占2023年我国工业蒸汽供应量的32%。
投资建议
我们看好居民供热行业相关公司的盈利修复；看好工业供热业务对发电企业的盈利增厚，尤其看好四代核电未来的发展。
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。
居民热价调涨不及预期：居民热价受政府约束较强，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。
