文章核心观点 - 垃圾焚烧行业在东盟十国及印度市场拥有广阔的投资空间，测算投资额约2500亿元人民币，行业增长逻辑从国内转向海外市场拓展 [1] - 海外项目因更高的垃圾处理费和上网电价，单吨收入显著高于国内项目，盈利能力更强，其中印尼新项目模式因政策变革带来显著的收益提升 [2][4] - 印尼垃圾焚烧发电政策发生根本性转变，商业模式从依赖地方政府处理费补贴转为与国家电力公司签订长期固定高电价合同，提升了项目支付信用和收益确定性 [3] - 印尼新项目的盈利能力对投资成本、融资成本和运营成本非常敏感，有效的成本管控能大幅提升项目回报率 [5][6] 海外市场空间与投资机会 - 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 [1] - 假设垃圾焚烧渗透率达到50%，该市场日焚烧量空间为49.69万吨/日 [1] - 以单吨投资50万元谨慎估算，东盟十国及印度垃圾焚烧投资空间达到2485亿元人民币 [1] - 国内垃圾焚烧企业如康恒环境、中国天楹、军信股份、光大环境等在运营出海方面领先，三峰环境在设备及EPC出海方面经验丰富 [1] 海外项目收益优势分析 - 海外项目因高处理费和高电价驱动，单吨收入明显高于国内项目 [2] - 测算案例显示：国内项目单吨收入为268元，而吉尔吉斯、越南、印尼项目单吨收入分别为324元、413元、582元，较国内增幅分别为21%、54%、117% [2] - 核心假设：项目年运行330天，单位垃圾发电上网量国内为320度/吨，吉尔吉斯和印尼为410度/吨，越南为370度/吨 [2] 印尼政策与商业模式变革 - 政策升级：从地方主导转为国家主导，资金来源从地方预算转为国家预算 [3] - 商业模式转变：取消地方政府垃圾处理费补贴，改为与国家电力公司直接签订30年固定电价合同，电价为0.20美元/度 [3] - 计划在全国范围内建设33座垃圾焚烧发电厂，总投资约56亿美元，每座处理规模约1000吨/日 [3] - 进展迅速：印尼主权基金已于2025年11月启动首批项目招标，覆盖7个地区，审批走“绿色通道” [3] 印尼新项目经济性测算 - 印尼新项目采用单一电价收入模式，上网电价约1.42元/度，无垃圾处理费 [4] - 测算结果显示，印尼新项目单吨收入为512元/吨，较国内基准模型（238元/吨）增长115% [4] - 印尼新项目单吨净利为155元/吨，较国内基准模型（66元/吨）增长135% [4] - 印尼新项目净利率为30.23%，ROE为17.04%，分别较国内基准模型提升2.52个百分点和2.52个百分点 [4] - 对比印尼老项目（有处理费模式），新项目在收入、毛利、净利及ROE上均有进一步提升 [4] 成本管控对盈利能力的影响 - 投资成本：印尼新项目单吨投资从100万元降至70万元，ROE将从17.04%显著提升至31.44% [5] - 投资成本分别为70/80/90/100万元时，对应单吨净利为200/185/170/155元/吨，项目ROE分别为31.44%/25.44%/20.77%/17.04% [5] - 融资成本：贷款利率每降低1个百分点，ROE将提升约1.82个百分点 [5] - 贷款利率分别为7%/6%/5%/4%时，对应单吨净利为105/122/138/155元/吨，项目ROE分别为11.58%/13.40%/15.22%/17.04% [5] - 运营成本：若印尼项目的经营成本、管理及其他费用从高出国内30%降至与国内一致，ROE将提升2.39个百分点至19.43% [6] - 当经营成本等较国内高出0%/30%/50%时，对应单吨净利为177/155/140元/吨，项目ROE分别为19.43%/17.04%/15.44% [6]