印尼垃圾焚烧市场专家交流纪要关键要点 一、 行业与公司概述 * 涉及的行业为垃圾焚烧发电行业，特别是印尼及东南亚市场 [1][2] * 涉及的公司类型包括拥有自主知识产权炉排炉等主设备的中国制造商，如康恒和重庆三峰 [2][24] * 中国企业在印尼市场以EPC（设计、采购、施工） 总包方、投资方或主设备供应商等多种身份参与竞争 [24] 二、 政策环境与核心变化 * 核心驱动：2025年11月出台的新总统令对行业产生颠覆性影响，解决了2018年一号总统令未能成功推行的难题 [1][2][4] * 收入模式变革：从过去依赖门费（Tipping Fee） 和并网电价的双重收入，转变为仅依赖固定电价作为主要收入来源 [1][2][4] * 固定电价定为0.2美元/千瓦时，而过去并网电价约为10美分，加上约15美元/吨的垃圾处理费 [5] * 新政策取消了门费 [1][5] * 收益保障增强：新总统令提供30年固定电价，而过去是5年一签，增强了项目收益的长期保障性 [1][5] * 容量限制取消：新政策中未提及容量上限，允许提高工作小时数和燃料热值，从而增加发电量和收益 [1][6] * 次要盈利点：新政策引入了碳收益和炉渣再利用两个次要盈利维度 [1][3][4] * 炉渣可卖给当地混凝土企业，从成本中心转变为盈利点 [3] 三、 市场前景与项目经济性 * 市场定位：以印尼为首的东南亚国家成为中国垃圾焚烧出海企业未来5至10年的核心主战场 [3] * 内部收益率提升：新模式下，通过简单计算可知项目内部收益率显著提高 [5] * 垃圾供应保障：项目业主方直接与当地政府根据设计容量商定垃圾供应量，政府承担部分民生保障角色，对项目运营是重大利好 [1][7] * 解决了2018年项目因垃圾收集频次与电力负荷不匹配、垃圾处理费和收集系统不完善而失败的核心问题 [2][4][5] * 政府支持与背书：当地主权基金通过参股确保政府从项目中获得收益，并作为政府背书，增强项目的稳定性和可信度 [1][8] * 主权基金参股比例较高，不仅是象征性的1%，而是实际参与项目 [8] * 电费支付保障：电费补贴主要由当地电力公司PLN承担，并由国家兜底，在大政治风险不偏离的情况下，政策在短中期内有较好的延续性 [19] 四、 投资成本与构成 * 总投资成本：以1,000吨处理量为例，总造价约为5亿人民币，每吨处理量造价约50万人民币 [1][9] * 成本构成： * 硬件设备价值量占总投资成本的大约70%，是主要投资项 [1][9][10] * 新总统令免除了土地租赁费用 [1][9] * 除设备外，还包括开发费用和人力成本 [12] * 成本波动因素： * 50万/吨的造价已考虑了属地化比例要求（2018年要求为20%） [9][11][14] * 地理位置因素（如土建、打桩、防潮防台等）可能导致成本增加，例如在印尼或香港，土建成本可能占EPC总成本的20%左右，使单吨造价增至70万甚至接近100万 [13] * 不可控费用主要来自劳工政策、属地化要求（如签证、当地招聘比例）以及咨询公司拆解属地化指标等 [11] 五、 运营与竞争格局 * 运营期差异：与国内相比，印尼运营期主要考虑关税、备品备件及人力成本 [15] * 中国工人在印尼的生产成本是当地工人的两倍多，但效率更高，总体运营成本略有提高但不会高很多 [15] * 中国企业竞争态势： * 中国企业在EPC领域竞争激烈，可能出现内卷现象，压低造价，更多赚取前期EPC的钱，而非运营的钱 [2][16] * 拥有自主知识产权的炉排炉主设备的企业（如康恒、重庆三峰）更具竞争力，可灵活参与项目 [2][24] * 炉排造价直接决定了EPC造价，没有自己炉排供应商的企业（如上海电气）竞争劣势明显 [24] * 项目效率与挑战： * 发电效率主要受炉排技术及垃圾燃料组分影响 [20] * 印尼垃圾组分非常不稳定，热值波动大（例如三个月内三次调研发现热值差异达30%），且垃圾分类差、水分含量高，影响燃烧效率 [20][21] * 后续项目可能采用预筛技术提高燃烧表现 [20] 六、 发展节奏与项目进展 * 推进节奏：印尼作为典型东南亚国家，推进速度较慢 [22][23] * 2026年垃圾焚烧项目建设速度可能会有所放缓 [23] * 一个垃圾电站的建设周期为22到26个月，从中标到投运约需两年 [23] * 政府通常会等到第一批项目进入地上阶段建设后才启动下一批，以确保垃圾供应的稳定性 [23] * 首批项目情况： * 第一批项目是“吃螃蟹的人”，面临供料稳定性和垃圾组分不确定性问题 [21] * 2025年印尼领导人参观了国内四家供应商的项目，这些供应商基本入围首批短名单 [22] * 有业绩记录的企业在东南亚环境下更具先发优势 [22]