2022中国经济怎么样？听听这十大机构的预测
2021年12月10日
2021年，中国从容应对百年变局和世纪疫情，奋力完成改革发展艰巨任务，实现“十四五”良好开局。在2022年即将到来之际，多家机构也对明年中国经济走势给出预测。
中国社科院：注重做好跨周期调节
社科院研究团队指出，综合考虑短期宏观调控和中长期经济高质量发展需要，为促进中国经济恢复更加稳固和平衡，应适度加大宏观政策逆周期调节力度，注重做好跨周期调节。
其发布的2022年《经济蓝皮书》还建议，坚持就业优先政策，加快破除劳动力市场结构性矛盾，强化城镇就业扩容提质；努力做好保供稳价工作，切实降低企业运营成本；同时，注重加强财政、货币、产业、区域、竞争等方面政策协调，既要防止相互掣肘，也要避免政策叠加共振。
工银国际：经济运行出现三大特征
工银国际首席经济学家程实认为，展望2022年，经济发展增质提效、宏观杠杆稳定可控和通胀价格分化收敛将是中国经济运行的三个基本特征。基于此，中国将继续施行跨周期宏观调控政策，“松货币、紧信贷、宽财政”的政策搭配基调将长期维系，政策制定与执行将更加强调灵活精准、效率优先和目标导向。
“着眼更远的未来，2022年将是中国迈向共富时代的承启之年，长期资源配置将以公平正义为主线，持续深化‘创新、协调、绿色、开放、共享’的发展理念，积极构建双循环新发展格局，推动中国经济在高质量发展的道路上行稳致远。”程实说。
中金公司：关注点向需求端侧重
“我们认为宏观经济的关注点将从供给端向需求端侧重。”对于明年中国经济，中金公司研究团队认为，考虑到能源短缺推升企业经营成本等影响，非政府部门的债务负担上升，给2022年内需带来下行压力。
该团队预计，货币政策继续稳中偏松，但财政政策力度或将加大。在前期宏观政策大幅扩张的基础上，美国劳动力短缺既通过推升工资和消费需求，也通过提升合意库存需求，而继续支撑中国明年出口。2022年中国经济增速或呈现企稳回升的态势，PPI通胀将高位回落，但中枢仍高于疫情前，而CPI通胀将低位回升。
毕马威：中国通胀压力整体可控
毕马威研究团队表示，今年中国通胀走势的一个明显特点就是居民消费价格指数(CPI)和工业生产者价格指数(PPI)走势出现明显分离。展望2022年消费品价格走势，由于今年基数较低、消费持续恢复、以及部分上游价格上涨向下游的传导，预期明年消费价格指数将有所回升。而随着疫情逐步好转，原材料产品供给不断恢复，供需紧张局面将有所缓解，叠加今年高基数效应，预计明年PPI将稳步回落。
该团队称，综合来看，2022年中国通胀压力总体可控，但同时也需要密切关注全球通胀走势，警惕输入性通胀对中国经济的潜在影响。
摩根大通：政策执行应更多注意协调
摩根大通中国首席经济学家兼大中华区经济研究主管朱海斌直言，从大逻辑来讲，今年经济政策的变化相信只是一个起点，它代表的不仅仅是一个短期、周期性的经济政策变化，更多代表的是中国对于未来30年新发展理念在经济政策里的实施。
他进一步称，从明年来看，建议在政策执行过程中更多注意政策协调。尤其是目前中国从高增长到高质量增长的转型过程中，以前的政策和部门间协调机制，以前使用的政策工具，可能在也需要做一些调整。
摩根士丹利：中国政策空间充足
“经历了今年的去杠杆和监管改革，中国政策空间充足，明年经济蓄势待发。”摩根士丹利中国首席经济学家邢自强预计，中国经济明年会温和复苏。中国经济增速有望在今年四季度触底，明年上半年企稳恢复，营造出良好的宏观经济和就业环境。
邢自强特别提到，过去一年，与海外采取了史无前例的财政刺激相比，中国更聚焦于“系统升级”，既采取了宏观紧缩举措积极去杠杆，又重塑对房地产、互联网、碳排放等领域的监管框架；随着这些举措执行落地进入尾声，给明年开始的高质量增长和政策回归常态奠定了基础。
瑞银：预计维持“房住不炒”基调不变
瑞银亚洲经济研究主管、首席中国经济学家汪涛说，未来几个月预计政策还会进一步放松来缓和房地产下行压力、避免经济硬着陆，但不会出台刺激扭转房地产活动的下行趋势。政府可能维持“房住不炒”的政策基调不变，也不会出台任何强刺激。
她进一步称，在此框架下，政府可能继续合理放松房贷限制、加快房贷审批，放松开发商获取贷款及在岸债券市场融资的限制，放宽部分预售资金的过紧限制，从而改善开发商融资和现金流。部分地方政府可以放松目前限购和限价政策，加快公租房建设。此外，政府还可以提振基建投资，以及放松信贷政策。
高盛：“共同富裕”指引经济增长方向
高盛首席中国经济学家闪辉指出，中国2022年增长前景面临的不确定性尤其显著，明年形势取决于新冠疫情发展、房地产市场放缓态势、能源限制，而最关键的是中国政府的政策响应方式。
“虽然我们预计明年的宏观政策将因为支持增长而有所放松，但今年强化的结构性收紧措施不会取消，特别是在房地产领域。”闪辉还认为，虽然中国的宏观经济形势仍充满挑战，但就新监管格局之下的投资而言，“共同富裕”将继续指引经济增长方向和投资主题。
富达国际：长线投资者迎来好时机
富达国际亚洲股票投资总监缪子美表示，对于中国股票市场而言，促进共同富裕是中国实现消费可持续增长这一长期战略的重要组成部分。中国展现出向以实体经济为着力点的经济模式转向的决心，倾向削减债务、解决不平等问题，而非对金融资产价格下跌采取行动。这将促使投者更准确地为资产定价，因此长远来看将有利于市场发展。
缪子美补充说，“对长线投资者而言，2022年是开始投资中国股市的好时机。投资者可关注与中国下一阶段经济发展密切相关的行业，例如高端制造、可再生能源、电动汽车、软件、大众消费，以及新一代医疗保健等行业。”
威灵顿投资管理：中国仍具投资吸引力
威灵顿投资管理投资总监李以立认为，在2022及未来几年内，如果策略得当，投资中国的吸引力仍然不减。尽管近期市场出现了几轮波动，但由于中国经济长期增长潜力仍具有吸引力，因此外资流入中国在岸股票市场的趋势预计仍将持续。
从宏观经济角度来看，李以立补充说，尽管投资者必须关注通胀压力加大所导致的货币政策方向，但其认为中国央行在控制流动性过剩方面一直相对谨慎。目前流动性保持在适度安全水平。如果2022年货币政策仍保持稳健，通胀也应该会得到控制。此外，中国的股票估值已回落至具有吸引力的水平，主要指数例如MSCI中国指数的远期市盈率约为13倍；与美国等主要市场超过18倍的市盈率相比，估值折让尤其明显。
2021年12月10日
2021年，中国从容应对百年变局和世纪疫情，奋力完成改革发展艰巨任务，实现“十四五”良好开局。在2022年即将到来之际，多家机构也对明年中国经济走势给出预测。
中国社科院：注重做好跨周期调节
社科院研究团队指出，综合考虑短期宏观调控和中长期经济高质量发展需要，为促进中国经济恢复更加稳固和平衡，应适度加大宏观政策逆周期调节力度，注重做好跨周期调节。
其发布的2022年《经济蓝皮书》还建议，坚持就业优先政策，加快破除劳动力市场结构性矛盾，强化城镇就业扩容提质；努力做好保供稳价工作，切实降低企业运营成本；同时，注重加强财政、货币、产业、区域、竞争等方面政策协调，既要防止相互掣肘，也要避免政策叠加共振。
工银国际：经济运行出现三大特征
工银国际首席经济学家程实认为，展望2022年，经济发展增质提效、宏观杠杆稳定可控和通胀价格分化收敛将是中国经济运行的三个基本特征。基于此，中国将继续施行跨周期宏观调控政策，“松货币、紧信贷、宽财政”的政策搭配基调将长期维系，政策制定与执行将更加强调灵活精准、效率优先和目标导向。
“着眼更远的未来，2022年将是中国迈向共富时代的承启之年，长期资源配置将以公平正义为主线，持续深化‘创新、协调、绿色、开放、共享’的发展理念，积极构建双循环新发展格局，推动中国经济在高质量发展的道路上行稳致远。”程实说。
中金公司：关注点向需求端侧重
“我们认为宏观经济的关注点将从供给端向需求端侧重。”对于明年中国经济，中金公司研究团队认为，考虑到能源短缺推升企业经营成本等影响，非政府部门的债务负担上升，给2022年内需带来下行压力。
该团队预计，货币政策继续稳中偏松，但财政政策力度或将加大。在前期宏观政策大幅扩张的基础上，美国劳动力短缺既通过推升工资和消费需求，也通过提升合意库存需求，而继续支撑中国明年出口。2022年中国经济增速或呈现企稳回升的态势，PPI通胀将高位回落，但中枢仍高于疫情前，而CPI通胀将低位回升。
毕马威：中国通胀压力整体可控
毕马威研究团队表示，今年中国通胀走势的一个明显特点就是居民消费价格指数(CPI)和工业生产者价格指数(PPI)走势出现明显分离。展望2022年消费品价格走势，由于今年基数较低、消费持续恢复、以及部分上游价格上涨向下游的传导，预期明年消费价格指数将有所回升。而随着疫情逐步好转，原材料产品供给不断恢复，供需紧张局面将有所缓解，叠加今年高基数效应，预计明年PPI将稳步回落。
该团队称，综合来看，2022年中国通胀压力总体可控，但同时也需要密切关注全球通胀走势，警惕输入性通胀对中国经济的潜在影响。
摩根大通：政策执行应更多注意协调
摩根大通中国首席经济学家兼大中华区经济研究主管朱海斌直言，从大逻辑来讲，今年经济政策的变化相信只是一个起点，它代表的不仅仅是一个短期、周期性的经济政策变化，更多代表的是中国对于未来30年新发展理念在经济政策里的实施。
他进一步称，从明年来看，建议在政策执行过程中更多注意政策协调。尤其是目前中国从高增长到高质量增长的转型过程中，以前的政策和部门间协调机制，以前使用的政策工具，可能在也需要做一些调整。
摩根士丹利：中国政策空间充足
“经历了今年的去杠杆和监管改革，中国政策空间充足，明年经济蓄势待发。”摩根士丹利中国首席经济学家邢自强预计，中国经济明年会温和复苏。中国经济增速有望在今年四季度触底，明年上半年企稳恢复，营造出良好的宏观经济和就业环境。
邢自强特别提到，过去一年，与海外采取了史无前例的财政刺激相比，中国更聚焦于“系统升级”，既采取了宏观紧缩举措积极去杠杆，又重塑对房地产、互联网、碳排放等领域的监管框架；随着这些举措执行落地进入尾声，给明年开始的高质量增长和政策回归常态奠定了基础。
瑞银：预计维持“房住不炒”基调不变
瑞银亚洲经济研究主管、首席中国经济学家汪涛说，未来几个月预计政策还会进一步放松来缓和房地产下行压力、避免经济硬着陆，但不会出台刺激扭转房地产活动的下行趋势。政府可能维持“房住不炒”的政策基调不变，也不会出台任何强刺激。
她进一步称，在此框架下，政府可能继续合理放松房贷限制、加快房贷审批，放松开发商获取贷款及在岸债券市场融资的限制，放宽部分预售资金的过紧限制，从而改善开发商融资和现金流。部分地方政府可以放松目前限购和限价政策，加快公租房建设。此外，政府还可以提振基建投资，以及放松信贷政策。
高盛：“共同富裕”指引经济增长方向
高盛首席中国经济学家闪辉指出，中国2022年增长前景面临的不确定性尤其显著，明年形势取决于新冠疫情发展、房地产市场放缓态势、能源限制，而最关键的是中国政府的政策响应方式。
“虽然我们预计明年的宏观政策将因为支持增长而有所放松，但今年强化的结构性收紧措施不会取消，特别是在房地产领域。”闪辉还认为，虽然中国的宏观经济形势仍充满挑战，但就新监管格局之下的投资而言，“共同富裕”将继续指引经济增长方向和投资主题。
富达国际：长线投资者迎来好时机
富达国际亚洲股票投资总监缪子美表示，对于中国股票市场而言，促进共同富裕是中国实现消费可持续增长这一长期战略的重要组成部分。中国展现出向以实体经济为着力点的经济模式转向的决心，倾向削减债务、解决不平等问题，而非对金融资产价格下跌采取行动。这将促使投者更准确地为资产定价，因此长远来看将有利于市场发展。
缪子美补充说，“对长线投资者而言，2022年是开始投资中国股市的好时机。投资者可关注与中国下一阶段经济发展密切相关的行业，例如高端制造、可再生能源、电动汽车、软件、大众消费，以及新一代医疗保健等行业。”
威灵顿投资管理：中国仍具投资吸引力
威灵顿投资管理投资总监李以立认为，在2022及未来几年内，如果策略得当，投资中国的吸引力仍然不减。尽管近期市场出现了几轮波动，但由于中国经济长期增长潜力仍具有吸引力，因此外资流入中国在岸股票市场的趋势预计仍将持续。
从宏观经济角度来看，李以立补充说，尽管投资者必须关注通胀压力加大所导致的货币政策方向，但其认为中国央行在控制流动性过剩方面一直相对谨慎。目前流动性保持在适度安全水平。如果2022年货币政策仍保持稳健，通胀也应该会得到控制。此外，中国的股票估值已回落至具有吸引力的水平，主要指数例如MSCI中国指数的远期市盈率约为13倍；与美国等主要市场超过18倍的市盈率相比，估值折让尤其明显。
生物质发电专题报告
1、行业市场发展总体情况
生物质指通过光合作用直接或间接形成的各种有机体，包括植物、动物和微生物等。生物 质能指由太阳能以化学能的形式在生物质中贮存的能量，是一种清洁环保的可再生能源。生物质发电是指利用生物质具有的生物质能进行发电。生物质发电分为农林生物质发电、 垃圾焚烧发电和沼气发电。农林生物质发电从发电技术上又可分为直接燃烧发电和混合燃 烧发电。
我国生物质发电装机容量连续3年世界第一 。截止到2020年年底，全国已投产生物质 发电项目1353个；并网装机容量2952千瓦 ，年发电量1326万千瓦，年上网电量1122 万千瓦。近年来，我国生物质能发电量保 持稳步增长态势。2020年，中国生物质年 发电量达到 1326 亿千瓦时 ， 同比增长 19.35%。
生物质发电装机容量中垃圾焚烧发电和农林生物质发电合计贡献96%。根据国家能源局统计 数据，截至2020年底，全国生物质发电在建容量1027.1万千瓦。其中，垃圾焚烧发电624.5万千 瓦，占比60.8%；农林生物质发电382.9万千瓦，占比37.3%；沼气发电19.7万千瓦，占比1.9%。截至2020年底，全国生物质发电累计并网装机2962.4万千瓦。其中，垃圾焚烧发电1536.4万千 瓦，农林生物质发电1338.8万千瓦，沼气发电87.2万千瓦。（报告来源：未来智库）
垃圾焚烧装机近几年增速较快。垃圾焚 烧装机容量2015-2020复合增速26.9% ；农林生物质发电项目利用受补贴拖欠影 响较大。农林生物质发电项目利用小时 数从2018年开始逐年走低，主要原因是 可再生能源补贴拖欠对农林生物质发电 项目影响较大。2020年农林生物质发电 新增装机容量也有所下降，为217万千 瓦。
分地区看，生物质发电累计装机规模 整体呈现东强西弱的局面。累计并网 装机规模看，2020年山东、广东、浙 江、江苏和安徽五省累计并网装机均 超过200万千瓦，占全国累计并网容 量的46.6%
在生物质发电新政的基调下，十四 五生物质发电的政策走向主要有以 下五大方面：1）竞争性配置项目资 源：自2021年1月1日起，规划内已 核准未开工、新核准的生物质发电 项目全部通过竞争方式配置并确定 上网电价；2）建立电价补贴分担机 制，中央补贴滑坡，预计到“十四 五”末期，新建生物质发电项目电 价补贴将全部由地方承担；3）鼓励 生物质能多元化和高附加值利用；4 ）逐步推动生物质发电走向市场化 ；5）进一步强化生物质发电项目建 设运行管理。
2、投资收益模式
垃圾发电运营收入稳定，项目现金流较好。垃圾运营一般采取特许经营的方式，主流的是 BOT（建设-经营-转让）或BOO（建设-拥有-运营）模式，特许经营期一般在25-30年。垃圾 焚烧属于重资产行业，项目前期公司需要投入较多资金完成项目建设，项目建设周期一般为 2年左右，项目内部收益率一般在6%-12%，回收期一般5-10年。 垃圾焚烧运营收入主要来自于上网电费（向电网收取）和垃圾处理费（向政府收取），上网 电费一般占比70%~80%，垃圾处理费一般占比20%~30%。
上网电费：根据《国家发展改 革委关于完善垃圾焚烧发电价 格政策的通知》，垃圾焚烧上 网电价大致由三部分组成：1 ）当地脱硫燃煤机组标杆上网 电价、省级电网负担及可再生 能源补贴；2）每吨生活垃圾 折算上网电量暂定为280千瓦 时，并执行全国统一垃圾发电 标杆电价每千瓦时0.65元；3） 对于高出当地脱硫燃煤机组标 杆上网电价的部分实行两级分 摊。其中，当地省级电网负担 每千瓦时0.1元，电网企业由此 增加的购电成本通过销售电价 予以疏导，其余部分纳入全国 征收的可再生能源电价附加解 决。
垃圾焚烧行业负债率较高，融资需求高：垃圾焚烧行业资金要求高，建设期资金投入大。2014年 以前，我国环保投资的融资主体主要为地方政府。2014年，中央经济会议提出将化解地方政府性 债务作为重点任务之一，且发文强化地方债务管理；同时财政部发文推广PPP项目模式。此后， 企业逐步成为行业加杠杆主体，垃圾焚烧企业近年负债率不断提升。龙头企业平均负债率由2015 年的52%左右增长至2020年的64%左右。
REITS在垃圾焚烧行业大有可为：1）垃圾焚烧项目契合REITs对底层资 产要求。行业盈利能力较高且稳定性 强。垃圾焚烧企业ROE整体表现稳定 （伟明环保2016年有所波动主要由于 公司刚刚上市导致净资产提升所致） 2）政府刚需属性明确，项目现金流稳 定性高：地方政府、电网支付能力强 ，垃圾焚烧企业收入来源稳定。从行 业主要公司数据来看，瀚蓝环境、伟 明环保、旺能环境等公司2015年以来 现金流均呈现上升状态。垃圾焚烧项 目现金流稳定，利于行业长期发展。（报告来源：未来智库）
行业REITS发行情况：6月21日，首钢绿能作为国家首批9只公募REITs之一成功上市， 也是垃圾处理行业第一只发售的公募REITs。在首钢绿能REIT整个基础设施项目中，生 活垃圾处置及发电收入占整个收入超过90%。
3、碳中和下生物质发电前景看好
3.1、上游分析
目前我国主要生物质资源年生产量约为34.94亿吨，生物质资源作为能源利用的开发潜力为 4.6亿吨标准煤。随着我国经济的发展和消费水平的不断提升，生物质资源产生量呈不断上升趋势，总资源量 年增长率预计维持在1.1%以上。预计2030年我国生物质总资源量将达到37.95亿吨，到2060年 我国生物质总资源量将达到53.46亿吨。
根据农业农村部相关统计数据，可估算我国目前秸秆产生量约为8.29亿吨，可收集资源量约 为6.94亿吨。根据国家统计局发布的我国关于粮食产量统计数据分析，近年来我国粮食产量 总体保持1%的平稳上涨趋势，预计未来秸秆资源总量也将保持平稳上升，2030年秸秆产生量 约为9.16亿吨，秸秆可收集资源量约为7.67亿吨。
3.2、下游分析
碳达峰碳中和目标是我国经济进入高质量发展的内在要求和必然趋势，电力系统建设也在发 生结构性转变。生物质发电技术是目前生物质能应用方式中最普遍、最有效的方法之一。目前我国生物质资源量能源化利用量约4.61亿吨，生物质能各类途经的利用包括生物质发电 、生物质清洁供热、生物天然气、生物质液体燃料、化肥替代等共实现碳减排量约为2.18亿 吨。预计到2030年我国生物质发电总装机容量达到5200万千瓦，提供的清洁电力超过3300亿千瓦 时，碳减排量超过2.3亿吨。
报告节选：
1、行业市场发展总体情况
生物质指通过光合作用直接或间接形成的各种有机体，包括植物、动物和微生物等。生物 质能指由太阳能以化学能的形式在生物质中贮存的能量，是一种清洁环保的可再生能源。生物质发电是指利用生物质具有的生物质能进行发电。生物质发电分为农林生物质发电、 垃圾焚烧发电和沼气发电。农林生物质发电从发电技术上又可分为直接燃烧发电和混合燃 烧发电。
我国生物质发电装机容量连续3年世界第一 。截止到2020年年底，全国已投产生物质 发电项目1353个；并网装机容量2952千瓦 ，年发电量1326万千瓦，年上网电量1122 万千瓦。近年来，我国生物质能发电量保 持稳步增长态势。2020年，中国生物质年 发电量达到 1326 亿千瓦时 ， 同比增长 19.35%。
生物质发电装机容量中垃圾焚烧发电和农林生物质发电合计贡献96%。根据国家能源局统计 数据，截至2020年底，全国生物质发电在建容量1027.1万千瓦。其中，垃圾焚烧发电624.5万千 瓦，占比60.8%；农林生物质发电382.9万千瓦，占比37.3%；沼气发电19.7万千瓦，占比1.9%。截至2020年底，全国生物质发电累计并网装机2962.4万千瓦。其中，垃圾焚烧发电1536.4万千 瓦，农林生物质发电1338.8万千瓦，沼气发电87.2万千瓦。（报告来源：未来智库）
垃圾焚烧装机近几年增速较快。垃圾焚 烧装机容量2015-2020复合增速26.9% ；农林生物质发电项目利用受补贴拖欠影 响较大。农林生物质发电项目利用小时 数从2018年开始逐年走低，主要原因是 可再生能源补贴拖欠对农林生物质发电 项目影响较大。2020年农林生物质发电 新增装机容量也有所下降，为217万千 瓦。
分地区看，生物质发电累计装机规模 整体呈现东强西弱的局面。累计并网 装机规模看，2020年山东、广东、浙 江、江苏和安徽五省累计并网装机均 超过200万千瓦，占全国累计并网容 量的46.6%
在生物质发电新政的基调下，十四 五生物质发电的政策走向主要有以 下五大方面：1）竞争性配置项目资 源：自2021年1月1日起，规划内已 核准未开工、新核准的生物质发电 项目全部通过竞争方式配置并确定 上网电价；2）建立电价补贴分担机 制，中央补贴滑坡，预计到“十四 五”末期，新建生物质发电项目电 价补贴将全部由地方承担；3）鼓励 生物质能多元化和高附加值利用；4 ）逐步推动生物质发电走向市场化 ；5）进一步强化生物质发电项目建 设运行管理。
2、投资收益模式
垃圾发电运营收入稳定，项目现金流较好。垃圾运营一般采取特许经营的方式，主流的是 BOT（建设-经营-转让）或BOO（建设-拥有-运营）模式，特许经营期一般在25-30年。垃圾 焚烧属于重资产行业，项目前期公司需要投入较多资金完成项目建设，项目建设周期一般为 2年左右，项目内部收益率一般在6%-12%，回收期一般5-10年。 垃圾焚烧运营收入主要来自于上网电费（向电网收取）和垃圾处理费（向政府收取），上网 电费一般占比70%~80%，垃圾处理费一般占比20%~30%。
上网电费：根据《国家发展改 革委关于完善垃圾焚烧发电价 格政策的通知》，垃圾焚烧上 网电价大致由三部分组成：1 ）当地脱硫燃煤机组标杆上网 电价、省级电网负担及可再生 能源补贴；2）每吨生活垃圾 折算上网电量暂定为280千瓦 时，并执行全国统一垃圾发电 标杆电价每千瓦时0.65元；3） 对于高出当地脱硫燃煤机组标 杆上网电价的部分实行两级分 摊。其中，当地省级电网负担 每千瓦时0.1元，电网企业由此 增加的购电成本通过销售电价 予以疏导，其余部分纳入全国 征收的可再生能源电价附加解 决。
垃圾焚烧行业负债率较高，融资需求高：垃圾焚烧行业资金要求高，建设期资金投入大。2014年 以前，我国环保投资的融资主体主要为地方政府。2014年，中央经济会议提出将化解地方政府性 债务作为重点任务之一，且发文强化地方债务管理；同时财政部发文推广PPP项目模式。此后， 企业逐步成为行业加杠杆主体，垃圾焚烧企业近年负债率不断提升。龙头企业平均负债率由2015 年的52%左右增长至2020年的64%左右。
REITS在垃圾焚烧行业大有可为：1）垃圾焚烧项目契合REITs对底层资 产要求。行业盈利能力较高且稳定性 强。垃圾焚烧企业ROE整体表现稳定 （伟明环保2016年有所波动主要由于 公司刚刚上市导致净资产提升所致） 2）政府刚需属性明确，项目现金流稳 定性高：地方政府、电网支付能力强 ，垃圾焚烧企业收入来源稳定。从行 业主要公司数据来看，瀚蓝环境、伟 明环保、旺能环境等公司2015年以来 现金流均呈现上升状态。垃圾焚烧项 目现金流稳定，利于行业长期发展。（报告来源：未来智库）
行业REITS发行情况：6月21日，首钢绿能作为国家首批9只公募REITs之一成功上市， 也是垃圾处理行业第一只发售的公募REITs。在首钢绿能REIT整个基础设施项目中，生 活垃圾处置及发电收入占整个收入超过90%。
3、碳中和下生物质发电前景看好
3.1、上游分析
目前我国主要生物质资源年生产量约为34.94亿吨，生物质资源作为能源利用的开发潜力为 4.6亿吨标准煤。随着我国经济的发展和消费水平的不断提升，生物质资源产生量呈不断上升趋势，总资源量 年增长率预计维持在1.1%以上。预计2030年我国生物质总资源量将达到37.95亿吨，到2060年 我国生物质总资源量将达到53.46亿吨。
根据农业农村部相关统计数据，可估算我国目前秸秆产生量约为8.29亿吨，可收集资源量约 为6.94亿吨。根据国家统计局发布的我国关于粮食产量统计数据分析，近年来我国粮食产量 总体保持1%的平稳上涨趋势，预计未来秸秆资源总量也将保持平稳上升，2030年秸秆产生量 约为9.16亿吨，秸秆可收集资源量约为7.67亿吨。
3.2、下游分析
碳达峰碳中和目标是我国经济进入高质量发展的内在要求和必然趋势，电力系统建设也在发 生结构性转变。生物质发电技术是目前生物质能应用方式中最普遍、最有效的方法之一。目前我国生物质资源量能源化利用量约4.61亿吨，生物质能各类途经的利用包括生物质发电 、生物质清洁供热、生物天然气、生物质液体燃料、化肥替代等共实现碳减排量约为2.18亿 吨。预计到2030年我国生物质发电总装机容量达到5200万千瓦，提供的清洁电力超过3300亿千瓦 时，碳减排量超过2.3亿吨。
报告节选：
新型电力系统专家解读纪要
专家
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
专家
风光增加后，谐波等安全性隐患问题也会加剧；电力系统的安全稳定供电也有难度，因为新能源可调性比较差。
电力系统的基本特点，1）时间维度上，保证发输配用都保持时刻的平衡，包括有功功率、无功功率。新能源大规模并网后，都是通过电力电子器件连接的，会加剧平衡的难度；2）空间维度上，三北地区的风光资源最丰富，西南是水电，中东部是电力需求核心，要求电力系统具备跨省跨区的能力，是特高压的发展逻辑。3）未来碳中和目标之下，电力平衡是指未来全社会最大的用电负荷是多少，根据这个去规划未来一定时间内的装机负荷规模，风光的波动比较大，对电力平衡支撑比较弱，所以需要水电、核电、储能、火电去进行最大负荷的平衡支撑，如果这个保证不了，会出现拉闸限电的现象。
新型电力系统最大的特点是新能源高比例的装机，新能源的强随机性、波动性、电力电子器件接入的特点（火电、气电是旋转设备接入的，是有旋转惯性的，可以产生无功功率）。
1）一低：低的转动惯性，新型电力系统会更脆弱；
2）双高：高比例可再生能源+高比例的电子电力装备，电力电子对电力系统影响很大，传统电网不欢迎大量电力电子器件接入电网，比如大量谐波的产生，电网电压频率发生变化之后电力电子器件会主动解裂加剧电网的脆弱；
3）双峰：提高终端电气化比例，夏天、冬天都会是用电高峰；
4）双随机：电源侧、用户侧都会向随机化变化，对电力系统的实时平衡会有很大的挑战。
解决挑战的方式：
1）全国层面优化电力资源格局，新能源的最好利用方式是就地消纳，大规模跨区域运输，需要解决风光的出力稳定性，或者特高压建设（特高压的利用率会比较低，特高压设计的利用小时大概5000+小时，但是风光发电小时1000-2000+小时），目前很多电解铝企业把产能迁到三北、数据中心也去新能源分布比较多的地区；
2）发电侧需要考虑新的技术，新能源出力难以预测，涉及到新能源预测的技术，或者配一些转动惯性来配合新能源的出力；
3）电网侧，需要做到发电和用电的实时平衡，以及清洁能源的大量消纳，资源优化配置；
4）用户侧会有新的形态出现，电能质量会有变化，会影响用电设备的质量和寿命，但是在一个逐步显现的过程；未来充电桩也会有交互的作用，配网潮流都会发生变化，对于配网的结构也需要改造；
5）储能侧，不同储能路线的应用场景也不太一样。
电网的建设方面，和十三五期间没有太大的变化，特高压、配网改造这些还是十四五的重点建设任务，抽蓄是新增量。总投资方面，未来十四五的电网投资总量和十三五相比增长大概7-8%，其中配电网会作为投资主体，占到60%以上的投资占比（十三五大概50%以上的占比），会更偏向数字化、智能化的产品，所以接入电网的设备都要做到可观可测可控，还有智能终端设备也会比较大，包括传感器、在线检测、故障诊断、一二次融合等等；特高压方面十四五期间投资量和十三五相比有所增长，增长幅度不是特别大，但是从开工线路数量要低于十三五期间（十三五期间特高压投运31条特高压，国网27条；十四五目前大概7条直流，交流继续建设受端网架），特高压目前利用率比较低，可能因为电源建设比较落后等等，利用小时数2025年要达到4500小时。此外，终端负荷侧目前5%的响应总量，2025年达到10%的响应能力，大约对应6000多万KW的调控能力结余；未来要推动储能的商业化发展，让其发挥越来越大的作用。
问答
1、配网投资的主要方向？
配网总体投资规模超过1万亿元，占到电网投资60%以上，具体方向：1）配电网自身的扩容改造，终端电气化、充电桩接入之后对于电网容量提出新的要求；2）配网数字化，十四五末要实现所有接网设备的全状态感知，需要大量的在线检测和数字化技术；3）电能质量改善方面，各类补偿装置（电容、电感器、SVC、SVG等等），会随着新能源占比提升而大幅度增加。
未来新型电力系统会越来越往配电网领域集中。因为，储能技术未来理论上完全解决的话，会对主网产生比较大的影响。
2、配网这块产品的竞争格局？
这一块能做的企业数量确实比较多，但是不同企业的质量不一样；比如在线检测，设备可靠性、监测准确性都是有差异的；另外，市场也是足够大的市场，可以孕育出很多企业，会成为一个多元化的竞争格局。
3、电化学储能的市场空间？
抽蓄之前印发的文件，十四五末累计6200万千瓦，2030年1.2亿千瓦；分布来看目前主要是华南、中东部，在西北地区没有项目，应该主要是场址资源比较有限；所以抽蓄和新能源地区上是不匹配的。抽蓄定位是电网侧的区域性的储能设施，比较难为几个新能源基地去做调峰调频。
火电灵活性改造十三五建设不及预期，主要是电力辅助服务市场没有建设完全，未来需要依靠电力辅助服务市场，不然火电企业不愿意做这个改造，因为要做污染物排放控制以及利用小时数会下降。未来还是一个非常重要的支撑，国家会去解决这个问题。预计未来会保留一批火电机组进行兜底。
新型电化学储能，2025年达到3000万千瓦，2030年达到1亿千瓦装机，2030年之后新型储能装机肯定要超过抽蓄；考虑电力平衡，预计未来储能要到9-10亿千瓦的需求，抽蓄总量有限，中长期4亿千瓦（最后落实多少也是一个疑问），剩下的就是新型储能。十四五是新型储能的发展期。
4、柔性直流等新技术未来的发展展望？
柔性直流个人认为是电网未来升级的必然趋势，电网和电力电子技术是密不可分的，现在的IGBT，下一代的SiC的产品都代表新一代电力电子技术；IGBT柔直可以解决新能源无功补偿的问题，柔直对新能源适应性更好。
目前主要问题是造价比较贵，目前柔直的单位造价是常规直流的1.8倍左右，最新的线路有的可能降到1.5倍左右；技术目前还是以示范为主，国内柔直有7条示范线路，早期的线路示范效果不是特别好，最新投产的线路运行情况还是比较稳定的。
柔直还是需要待进一步进行技术认证和成本降低，未来有望成为主流技术。欧洲目前新能源装机比例非常高，欧洲新建的还是以柔直为主。
5、火电未来保留的量？
新能源取决电量平衡，火电取决电力平衡，所以需要取决于2060年的最大用电负荷，再减去水电、燃气、储能等等剩下的就是火电的。之前清华那边研究是未来火电6亿千瓦的量，个人判断可能高于6亿千瓦的规模。
具体机组方面，个人建议30万以下的可以关停；30万等级要充分利用，因为30万等级是调峰性能最优的等级；60万、100万机组要尽可能做为基础机组。
6、电源侧、电网侧储能的差异？
模式不一样，比如电网侧需要考虑建设成本的问题，抽蓄是最主要推动的，因为抽蓄有两部电价有明确收益；新型储能电网侧没有太大的积极性，因为没有明确的投资回报的模式（个人认为短期改变可能比较困难，因为新型储能要有可对比的行业标准，所以短期比较难，未来肯定是可预期的）；发电侧目前有强制性的政策要求，这个是硬性要求，比如之前提到的15%容量。
从美国来看，没有所谓的电网、电源侧储能，都是独立第三方，可以给电网、电源、用户提供服务，基于比较完善的电力市场，比如一个储能项目可以一年就运行几十小时，因为电价高也可以支撑运行下去了。共享储能要有比较合适的电力市场，目前国内电力市场还是差强人意的，建设比较滞后，还是政府管制的市场；共享储能要和不同利益主体去谈判，可能存在利益分配的问题。
综合看，国内发电侧储能政府比较好抓，比较好推动；电网侧需要技术再进步；用户侧因为峰谷价差拉大后具备盈利能力，是一个市场化的行为；独立共享储能项目还在示范过程中。
7、电价短期、长期的机制判断？
电价会尽可能往终端用户去疏导，目前主要通过峰谷电价、阶梯电价拉开价差去传导，短期居民电价应该是不会去动的。
中长期看，成本还是会上升的，估计还要往终端去传导的。
8、配网建设的节奏？
配网建设是新形势下的新要求，十三五配网中一半是农网改造，新型电力系统之下对于配电网提出更高的要求，预计未来需要发生大规模的投资，是未来新的方向和要求，是即将要发生的状态。国网未来还没有明确的针对配电网的规划，都是还是在总体规划下的内容，比如加大配电网建设投入，适应分布式能源、微电网的需要等等。很多问题都还是一个时间的过程，比如终端电能质量短期问题还不是很大，但是随着时间会凸显。
今年上半年南网明确提出在有些负荷中心要配置无功补偿装置改善电能质量。
9、目前的风光清洁能源的装机水平，电网有感受到压力吗？电网目前对于这块建设升级的迫切性如何？
内部迫切性还是比较高的，但目前新能源的发展目标还是比较稳健的；这个里面整县光伏对于配网的并网消纳要求还是比较高的，现在676个县在做整县推进，在开发之前要先拿到电网接入文件，项目报了之后说明可以满足当地电网的接入能力（申报试点的时候理论上要和电网公司沟通过，但是有没有拿到入网文件不太确定）。
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