（来源：东吴双碳环保研究）

• 东盟十国及印度保守预计约50万吨/日垃圾焚烧增量空间，对应投资规模约2500亿元。以2024年人口测算东盟十国及印度市场垃圾产量达到146万吨/日。假设各国垃圾焚烧渗透率达到50%（新加坡回收体系完备，假设达到40%焚烧率），东盟十国及印度市场垃圾焚烧空间仍有49.69万吨/日，单吨投资以50万元谨慎估算，投资空间达到2485亿元。国内垃圾焚烧企业出海遍布东南亚&中亚等，康恒环境、中国天楹、军信股份、光大环境等运营出海领先，三峰环境设备&EPC出海经验丰富。

• 高处理费/高电价驱动海外项目单吨收入明显提升。假设项目年运行天数330天，单位垃圾发电上网量分别为国内320度/吨、吉尔吉斯410度/吨、越南370度/吨、印尼410度/吨，我们测算国内垃圾处理量1000吨/天项目的单吨收入268元，吉尔吉斯/越南/印尼项目单吨收入（含增值税）分别为324元/413元/582元，较国内项目增幅分别为21%/54%/117%，主要由海外项目高处理费+高电价驱动。

• 印尼通过单一化收入来源优化商业模式并提升支付主体信用等级。①政策升级：从地方主导到国家主导，资金来源从地方预算到国家预算。②商业模式转变：取消地方政府主导的垃圾处理费补贴，与国家电力直签30年固定电价0.20美元/度。③范围扩大：计划全国范围内建设33座垃圾焚烧发电厂，总投资约合56亿美元，每座处理规模约1000吨/日。④进展迅速：印尼主权基金已于2025年11月启动首批垃圾发电项目招标，覆盖7个地区，所有审批流程走“绿色通道”。

• 印尼模式不断进化，新项目高电价单吨收益大幅跃升。国内VS印尼老项目VS印尼新项目经济性测算假设：1000吨/日项目年运行330天，资本金比例30%，折旧摊销年限28年，国内/印尼项目吨上网量分别320/410度/吨。①投资成本假设：国内吨投资50万元，印尼吨投资100万元。②融资成本假设：国内贷款利率3%，印尼项目4%。③运营成本假设：印尼项目经营成本、管理及其他费用比国内高出约30%。1）国内基准模型测算：①垃圾处理费70元/吨（含增值税）；②上网电价0.65元/度（超过280度/吨部分按0.4元/度，含增值税）。测算得单吨收入（不含增值税）241元/吨，单吨净利66元/吨，净利率27.29%，ROE 14.49%。2）印尼老项目测算：①垃圾处理费180元/吨（含增值税）；②上网电价约0.95元/度（含增值税）。测算得单吨收入（不含增值税）508元/吨（较国内基准模型+110%，下同），单吨净利151元/吨（+129%），净利率29.75%（+2.45pct），ROE 16.61%（+2.13pct）。3）印尼新项目测算：①无垃圾处理费；②上网电价约1.42元/度（含增值税），测算得单吨收入（不含增值税）520元/吨（+115%），单吨净利160元/吨（+144%），净利率30.87%（+3.58pct），ROE 17.65%（+3.17pct）。

• 印尼项目盈利能力受成本管控影响较大，但均显著高于国内。1）投资成本：若单吨投资从100万元降至70万元，ROE将从17.65%提至32.32%。假设单吨投资从100万元降至90、80、70万元，对应单吨净利从160元/吨提至176、191、206元/吨，ROE从17.65%提至21.46%、26.21%、32.32%。2）融资成本：贷款利率每增加1pct，ROE将降低1.82pct。假设贷款利率分别从4%增加至5%、6%、7%，对应单吨净利从160元/吨降至144、127、111元/吨，ROE从17.65%降至15.83%、14.01%、12.19%。3）运营成本：若印尼经营成本、管理及其他费用从高出国内30%降至与国内一致，ROE将提升2.40pct至20.05%。假设印尼项目经营成本、管理及其他费用较国内分别高出0%、30%、50%，对应单吨净利为182、160、146元/吨，ROE为20.05%、17.65%、16.06%。

• 垃圾焚烧板块提ROE逻辑持续兑现，出海新成长可期。1）出海新成长：垃圾焚烧出海空间广阔，海外项目受益高电价&高处理费增收明显。印尼政策推动商业模式转为单一电费收入，若成本管控良好单吨收益提升明显。推荐【伟明环保】高冰镍&出海贡献有望超预期；【三峰环境】运营稳健&期待出海加速；【光大环境】【军信股份】红利价值&出海成长兼具。2）提分红+提ROE兑现：【瀚蓝环境】【绿色动力A+H】【光大环境】【上海实业控股】【海螺创业】【永兴股份】【军信股份】。

  风险提示：海外政策变动风险，出海竞争格局加剧，税收政策变化。

1. 垃圾焚烧新成长，出海市场广阔

1.1. 空间：东盟十国及印度市场垃圾焚烧投资空间约2500亿元

东南亚等海外市场空间广阔，我们按2024年人口测算东盟 10 国及印度市场垃圾日产量达到146万吨/日。受益于“一带一路”沿线国家城镇化率提升及基础设施建设需求释放，环保企业出海逻辑持续兑现。根据世界银行数据，我们对东盟10国及印度生活垃圾处理需求进行测算，2024年印度及东盟10国人口合计22.03亿人，按各国人均生活垃圾日产量进行加权，生活垃圾日处理需求达146.15万吨。

按照单吨投资50万元测算垃圾焚烧投资空间达到2485亿元。东盟各国（除新加坡）垃圾处理结构亟待优化，目前仍以填埋及利用回收为主，焚烧发电占比处于低位，替代空间广阔。首先，前端收运体系尚不完备，生活垃圾源头收集率不足。其次，受制于技术禀赋差异，除新加坡外其余东盟国家更多依赖传统填埋甚至露天堆积，导致环境负荷较重。考虑到当地土地资源日益紧张及国际环保标准趋严，焚烧替代填埋将是长期确定的技术路径。假设各国垃圾焚烧渗透率达到50%（新加坡回收体系完备，假设达到40%焚烧率），东盟十国及印度市场垃圾日焚烧量空间仍有49.69万吨，单吨投资以50万元谨慎估算，投资空间达到2485亿元。

1.2. 进展：多家企业出海拓展，东南亚&中亚等市场大有可为

国内多家垃圾焚烧企业出海拓展，项目足迹遍布东南亚&中亚等，集中于越南、泰国、乌兹别克斯坦等地。目前康恒环境、中国天楹、军信股份、光大环境等运营项目出海呈现领先态势，三峰环境设备&EPC出海经验丰富。从运营项目看，大体量标杆项目奠定区域格局。康恒环境据不完全统计，截至25H1海外12个项目的垃圾日处理量规模合计约15000吨/日，海外控股产能/国内控股已投运产能比达36%。中国天楹打造越南河内4000吨/日等标杆项目，海外规模共计超10000吨/日，海外控股产能/国内控股投运产能比达54%。军信股份差异化瞄准中亚市场，在吉尔吉斯斯坦与乌兹别克斯坦锁定4个项目共计9000吨/日处理规模，海外控股产能/国内控股已投运产能比达76%，未来弹性较大。从EPC及设备项目看，三峰环境主持多个EPC及设备销售项目，设备出海足迹遍布全球。

1.3. 海外VS国内项目对比：海外项目受益高处理费/高电价，单吨收入较国内提升明显

海外VS国内项目案例收入测算：假设项目年运行天数330天，单位垃圾发电上网量分别为国内320度/吨、吉尔吉斯410度/吨、越南370度/吨、印尼410度/吨，以国内项目数据为基准进行测算比较：

高处理费/高电价驱动海外项目单吨收入明显提升：我们测算国内垃圾处理量1000吨/天的项目单吨收入268元（含增值税，下同），吉尔吉斯/越南/印尼项目单吨收入分别为324元/413元/582元，单吨收入增幅分别为21%/54%/117%，主要由海外项目高处理费+高电价共同驱动。

1）基准模型测算：以国内日垃圾处理量1000吨的项目为例，假设吨投资50万元，项目年运行天数330天，测算得出单吨收入268元/吨，其中：①垃圾处理单价70元/吨，得到垃圾处理费收入达到2310万元/年；②假设单位垃圾上网发电量320度/吨，上网电价约0.65元/度（吨上网超280度部分上网电价为0.4元/度），得到上网发电收入达到6534万元/年。综上收入合计8844万元/年，测算得出单吨收入268元/吨。

2）吉尔吉斯1000吨/日项目案例：吨投资约67万元（较国内项目+35%，下同），垃圾处理单价约121元/吨（较国内项目+72%，下同），上网电价约0.50元/度，测算单吨收入324元/吨（较国内项目+21%，下同）。

3）越南4000吨/日项目案例：吨投资约57万元（+14%），垃圾处理单价约149元/吨（+113%），上网电价约0.71元/度，测算单吨收入413元/吨（+54%）。

4）印尼1000吨/日项目（按新项目假设）：吨投资约100万元（+100%），无处理费，上网电价高达0.20美元/度（按美元兑人民币汇率0.71，约1.42元人民币/度），测算单吨收入582元/吨（+117%）。

2. 印尼政策驱动商业模式优化，项目盈利能力强

2.1. 政策升级：商业模式优化&支付主体信用等级提升

印尼通过单一化收入来源优化商业模式并提升支付主体信用等级，决心大力推动垃圾焚烧发电项目建设。在印度尼西亚2018年35号总统令的背景下，印尼垃圾焚烧项目的盈利来源包括电费和地方政府支付的垃圾处理费，资金主要来源于地方预算，中央预算可提供最高每吨50万印尼盾的垃圾处理服务费补贴。然而，中央与地方之间缺乏高效的拨付机制，导致中央补贴悬空，最终加重了地方政府的财政压力，资金缺口导致大量项目停滞。2025年109号新总统令取消垃圾处理费，通过直接与国家电力签订固定电价来确保垃圾发电项目的收益，电价统一大幅提升至0.2美元/千瓦时。若新上网电价导致电力公司（PLN）平均发电成本上升或需开发特殊设施，PLN有权获得政府补偿，项目的支付风险从地方政府转移至信用等级较高的国家电力公司。

1）政策升级：从地方主导到国家主导，由主权基金Danantara遴选合作企业，资金来源从地方预算到国家预算。Danantara计划在每个项目中持有至少30%股权，必要时可进一步增持至51%控股地位。

2）商业模式转变：取消了地方政府主导的垃圾处理费补贴，直接与PLN签订为期30年的电价协议，电价高达0.20美元/度，电价直接提高约50%。

3）范围扩大：计划全国范围内建设33座垃圾焚烧发电厂，总投资约合56亿美元，每座处理规模约1000吨/日。

4）进展迅速：印尼主权基金Danantara已于2025年11月启动首批垃圾发电项目招标，覆盖雅加达、日惹、巴厘岛、万隆、勿加泗、丹格朗、三宝垄7个地区，所有审批流程走“绿色通道”。从政策演进看，2018年总统令在地方执行层面仍受制于资金补贴等现实困难，项目落地受阻。2025年总统令进一步明确央地责任边界、提高电价优化商业模式并快速推进招标流程，表明了印尼政府推动垃圾焚烧发电行业发展的决心。

我国垃圾焚烧发电行业发展成熟，中资企业深受印尼认可。印尼国家主权基金Danantara已于2025年10月31日宣布24家公司入围首批垃圾发电项目遴选名单，其中20家为中国企业。印度尼西亚于2025年11月启动首批招标范围（包含7个地区），每座垃圾发电设施预计投资2.5万亿-3.2万亿印尼盾（10.48亿元-13.41亿元）。首批项目招标结果将于2026年第一季度公布。

2.2. 印尼模式单吨收益高，优化成本管控将显著提升项目盈利能力

2.2.1 印尼垃圾焚烧发电项目经济性测算——基准模型

参考《印度尼西亚垃圾发电项目行业分析和经济评价》及垃圾焚烧发电行业整体水平，我们作出国内VS印尼老项目VS印尼新项目经济性测算假设条件：

①基础假设：垃圾处理量1000吨/日的单项目年运行天数330天，资本金比例30%，贷款比例70%，折旧摊销年限28年，国内/印尼项目吨上网量分别实现320/410度/吨。

②投资成本假设：国内项目单吨投资50万元，印尼项目单吨投资100万元（主要系设备进口及土建成本较高的影响）。

③融资成本假设：国内项目贷款利率3%，印尼项目贷款利率4%。

④运营成本假设：国内1000吨/日典型项目营业成本约4300万元/年，管理及其他费用率7%；印尼项目经营成本比国内高出约30%（折旧摊销外），管理及其他费用较国内高出约30%。

以国内项目数据为基准进行测算比较，印尼项目高电价+高吨发带来单吨收入大幅提升，盈利能力受成本管控影响较大。

1）国内基准模型测算：①垃圾处理费：参考补贴退坡前，国内垃圾焚烧项目平均处置费约70元/吨（含增值税）；②上网电费：吨上网280度以内上网电价0.65元/度（含增值税），超过280度/吨的部分按当地燃煤基准电价上网，全国各省平均约0.40元/度（含增值税）。③增值税优惠：国内垃圾焚烧发电可享受增值税即征即退政策，电费收入可享受增值税即征即退100%，垃圾处理费收入增值税即征即退70%。基于此，我们测算得出国内项目单吨收入（含增值税）268元/吨，单吨收入（不含增值税）241元/吨，单吨毛利111元/吨，单吨净利66元/吨，净利率27.29%，ROE 14.49%。

2）印尼老项目测算：①垃圾处理费：参考《印度尼西亚垃圾发电项目行业分析和经济评价》，印尼项目垃圾处理服务费大约在20-30美元左右（约140-210元人民币），最终由企业报价来确定，2021年中国天楹中标印尼雅加达首都特区南部服务区项目，处置费约214元人民币/吨。我们保守假设项目平均处置费单价180元/吨（含增值税）；②上网电费：根据2018年35号令，电费按容量分档定价（≤20MW为13.35美分/度，＞20MW按公式计算），假设电价13.35美分/度，约合人民币0.95元/度（含增值税），③增值税优惠：尚未明确，暂不考虑。基于此，我们测算得出单吨收入（含增值税）569元/吨（较国内基准模型+112%，下同），单吨收入（不含增值税）508元/吨（+110%），单吨毛利300元/吨（+171%），单吨净利151元/吨（+129%），净利率29.75%（+2.45pct），ROE 16.61%（+2.13pct）。

3）印尼新项目测算：①无垃圾处理费；②上网电费：根据2025年109号令，上网电价0.20美元/度，约合人民币1.42元/度（含增值税）。③增值税优惠：尚未明确，暂不考虑。基于此，我们测算得出单吨收入（含增值税）582元/吨（+117%），单吨收入（不含增值税）520元/吨（+115%），单吨毛利313元/吨（+182%），单吨净利160元/吨（+144%），净利率30.87%（+3.58pct），ROE 17.65%（+3.17pct）。

2.2.2 印尼垃圾焚烧发电项目敏感性测算——投资成本

若单吨投资从100万元降至70万元，项目ROE将从17.65%显著提升至32.32%。我们在基准模型下考虑投资成本的变化对印尼新项目盈利能力的敏感性测算，假设单吨投资从100万元分别降至90、80、70万元，运营期单吨折旧摊销从108元/吨分别降至97、87、76元/吨，总投资节约带来财务费用下降，单吨财务费用从85元/吨降至76、68、59元/吨，对应单吨净利从160元/吨提升至176、191、206元/吨，项目ROE从17.65%提升至21.46%、26.21%、32.32%。

2.2.3 印尼垃圾焚烧发电项目敏感性测算——融资成本

若贷款利率每增加1pct，项目ROE将降低1.82pct。我们在基准模型下考虑融资成本对印尼新项目盈利能力的敏感性测算，假设贷款利率分别从4%增加至5%、6%、7%，单吨财务费用将从85元/吨增加至106、127、148元/吨，对应单吨净利将从160元/吨降至144、127、111元/吨，项目ROE分别从17.65%降至15.83%、14.01%、12.19%。

2.2.4 印尼垃圾焚烧发电项目敏感性测算——运营成本

若印尼项目的经营成本、管理及其他费用分别高出国内项目0%、30%、50%，对应项目ROE分别为20.05%、17.65%、16.06%。我们在基准模型下考虑运营成本对印尼新项目盈利能力的敏感性测算，假设印尼项目经营成本、管理及其他费用较国内分别高出0%、30%、50%，单吨经营成本为76、99、114元/吨，单吨管理及其他费用为17、22、25元/吨，对应单吨净利分别为182、160、146元/吨，项目ROE分别为20.05%、17.65%、16.06%。

3. 投资建议

垃圾焚烧板块提ROE逻辑持续兑现，出海新成长可期。1）出海新成长：垃圾焚烧出海空间广阔，多家企业拓展东南亚&中亚市场，受益高电价或高处理费等项目增收明显。印尼政策推动垃圾焚烧项目商业模式转为单一化电费收入，若成本管控良好单吨收益提升明显。重点推荐：【伟明环保】高冰镍&出海贡献有望超预期，装备订单高增保障26年收入，对应26年PE 12.7倍。【三峰环境】运营稳健增长，期待设备及EPC业务出海加速；现金流支撑分红提升潜力大。【光大环境】【军信股份】红利价值&出海成长兼具。2）提分红+提ROE兑现：①现金流：资本开支下降自由现金流增厚，国补回收加速+居民付费理顺商业模式，分红能力持续提升！②盈利能力：进入成熟运营期，通过提吨发、改供热、炉渣提价、AIDC合作等增收，集采、债务置换等降本，促ROE和估值双升。重点推荐：【瀚蓝环境】【绿色动力A+H】【光大环境】【上海实业控股】【海螺创业】【永兴股份】【军信股份】。

4. 风险提示

1）海外政策变动风险：部分发展中国家政策稳定性较弱，如因政权变更等发生政策变动，或将影响出海项目预期收益。

2）出海竞争格局加剧：国内企业出海可能面临国内多家企业、当地企业或其他国际企业的竞争，或导致项目获取不及预期。

3）税收政策变化：如果项目所在国家调整企业所得税、增值税等税率，或影响项目盈利能力。

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