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（来源：华泰证券研究所）

投资亮点

1）发展阶段和市场空间：2023年东南亚大部分国家人均GDP处于1300-7200美元区间，或将进入环境问题库兹涅茨区间，已处于垃圾焚烧发电行业大发展前夜。根据我们的测算，2024年东南亚大部分国家焚烧处理比例在10%以内，中亚至今尚无垃圾焚烧发电项目投运。2030年东南亚和中亚垃圾焚烧投资/运营空间1829/257亿元vs中国2023年284/650亿元，其中印尼在单一国家市场中规模最大，2030年投资/运营783/110亿元。

2）商业模式和收益率：部分国家已建立长期规划和较为完善的垃圾处理费/PPA电价机制，印尼/泰国/马来/越南/哈萨克市场发展空间较大、产业政策相对完善。海外典型项目收益率水平较高，测算全投资/资本金IRR分别达到10.4/15.8%。我们从市场空间、政策规划、垃圾处理费和电价等8个维度，尝试对海外市场吸引力进行评分，发现东南亚/中东/中亚市场吸引力较高。

3）竞争格局：垃圾焚烧发电行业国际竞争中，中资企业在成本控制、建设和运营经验、本地化布局方面具备明显优势，海外市场有望为设备能力优秀、海外布局较早、对出海战略有深度理解与前瞻布局的垃圾焚烧发电公司贡献业绩增量。我们看好设备能力优秀、海外布局较早、对出海战略有深度理解与前瞻布局的垃圾焚烧发电公司。

中国垃圾焚烧发电企业有望受益于海外市场大发展

工业化和城市化发展往往伴随着环境问题，东南亚（不含新加披，全文同，后文不再单独说明）和中亚地区垃圾焚烧产业有望迎来高速发展，此外中东/非洲/拉美也可能成为中国垃圾焚烧企业出海的要地。中国企业在东南亚/中亚/中东均已建立一定基础，有望受益于海外市场大发展。我们看好设备能力优秀、海外布局较早、对出海战略有深度理解与前瞻布局的垃圾焚烧发电公司。推荐公司名单请见研报原文。

东南亚/中亚或已处于大发展前夜，测算2030年投资+运营市场超2000亿

根据中国/新加坡/日本经验，人均GDP达到500-4000美元时，垃圾焚烧处理开始进入库兹涅茨区间，当前东南亚大部分国家环境容量压力较大，2023年人均GDP处于1300-7200美元区间，或已处于垃圾焚烧发电行业大发展的前夜。根据我们测算，2024年东南亚大部分国家焚烧处理比例在10%以内，中亚至今尚无垃圾焚烧发电项目投运。我们测算2030年东南亚和中亚垃圾焚烧投资/运营空间1829/257亿元vs中国2023年284/650亿元，出海带来的增量空间广阔；其中印尼市场最大，2030年投资/运营783/110亿。

印尼/泰国/马来/越南/哈萨克为基本盘，中东/非洲/拉美有拓展空间

印尼/泰国/马来/越南/哈萨克市场发展空间较大、产业政策相对完善，我们判断是我国垃圾焚烧公司短期出海的基本盘。印尼市场规模最大，两任总统持续推动，政策连续性强，已建立稳定的商业模式；泰国2037年垃圾发电目标900MW，上网电价机制明确；马来西亚价格机制明确，计划到2040年建造18座垃圾焚烧厂；越南电价新政将取消固定上网电价，盈利不确定性上升；哈萨克斯坦规划7座垃圾焚烧电厂，保障垃圾量供应和15年PPA绿色电价。中东/非洲/拉美处于行业发展初期，中资企业已实现突破，未来有望贡献增量。

出海痛点：政局和汇率变化、落地慢、依赖补贴和电价PPA机制的稳定性

与大多数行业出海情况类似，垃圾焚烧企业海外拓展面临的两大难点：1）当地政局、外交变化的风险、海外汇率波动（印尼、越南、吉尔吉斯斯坦等国电价按照美元计价）等；2）东南亚各国行政效率相对较低，项目执行层面容易低于预期。垃圾焚烧因其独有的商业模式，还额外面临两大痛点：1）电费和处理费中都有不同程度的中央和地方补贴，对当地政策连贯性依赖度较大；2）作为收入的主要来源，PPA机制可能会随着电价体制改革、新能源渗透率提升和当地电力供需形势的变化有所波动。因此大部分公司出海投资型项目都会在当地与本土企业合作、处理费和电价选择以美元计价。

海外项目收益率明显高于国内，三峰/伟明/光大/瀚蓝/军信均有项目落地

我们测算海外典型项目资本金IRR为15.8%vs中国8.6%，部分海外项目净利率可达35-40%。我们观察到，欧美日韩等发达国家企业在东南亚与中亚垃圾焚烧发电行业参与程度较低，中国全球最庞大的垃圾焚烧项目经验积累及明显的成本优势已经为我们在周边国家的出海打下了坚实的基础。1）投资运营：中国企业在一带一路沿线国家已取得一定成果，伟明环保/光大环境/瀚蓝环境/军信股份/中国天楹/康恒环境/中科环保等企业已运营或签约多个项目。2）设备和工程：截至2024年6月30日，三峰设备已应用于国内外254个垃圾焚烧项目，中国天楹已签署多份海外设备合同，伟明环保/旺能环境/绿色动力等逐步拓展海外市场。

风险提示：宏观环境影响，盈利能力的不确定性。

投资亮点

1）发展阶段和市场空间：2023年东南亚大部分国家人均GDP处于1300-7200美元区间，或将进入环境问题库兹涅茨区间，已处于垃圾焚烧发电行业大发展前夜。根据我们的测算，2024年东南亚大部分国家焚烧处理比例在10%以内，中亚至今尚无垃圾焚烧发电项目投运。2030年东南亚和中亚垃圾焚烧投资/运营空间1829/257亿元vs中国2023年284/650亿元，其中印尼在单一国家市场中规模最大，2030年投资/运营783/110亿元。

2）商业模式和收益率：部分国家已建立长期规划和较为完善的垃圾处理费/PPA电价机制，印尼/泰国/马来/越南/哈萨克市场发展空间较大、产业政策相对完善。海外典型项目收益率水平较高，测算全投资/资本金IRR分别达到10.4/15.8%。我们从市场空间、政策规划、垃圾处理费和电价等8个维度，尝试对海外市场吸引力进行评分，发现东南亚/中东/中亚市场吸引力较高。

3）竞争格局：垃圾焚烧发电行业国际竞争中，中资企业在成本控制、建设和运营经验、本地化布局方面具备明显优势，海外市场有望为设备能力优秀、海外布局较早、对出海战略有深度理解与前瞻布局的垃圾焚烧发电公司贡献业绩增量。我们看好设备能力优秀、海外布局较早、对出海战略有深度理解与前瞻布局的垃圾焚烧发电公司。

和市场的不同之处

市场最大的担忧为海外项目商业模式不完善，难以保证项目长期稳定性和收益率。我们认为，印尼/泰国/马来/越南/哈萨克市场发展空间较大、产业政策相对完善，盈利能力明显高于国内，是我国垃圾焚烧公司短期出海的基本盘。1）行业长期发展的确定性较为明确：2014年起，印尼前后2位总统大力推进垃圾焚烧发电，35号总统令推动12个城市建设垃圾焚烧项目，外资可100%持股；泰国2037年垃圾焚烧发电规模目标900MW；马来西亚将垃圾焚烧发电列入国家5年规划，计划到2040年建造18座垃圾焚烧厂。2）收益率较高：海外项目垃圾处理费和电价普遍高于国内项目，部分项目净利率可达35-40%，我们测算海外典型项目资本金IRR为15.8%vs中国8.6%。

出海展望：东南亚/中亚或已处于大发展前夜，测算2030年垃圾焚烧发电投资+运营市场超2000亿

中国/新加坡/日本实践：政策推动与库兹涅茨周期

垃圾焚烧发电实现社会经济双重效益。中国用40年的时间基本上完成了发达国家100多年的工业化和城市化发展进程，但另一方面也只用了大约30年的时间“集聚”和“爆发”了发达国家100多年的环境问题，其中垃圾围城曾经引起广泛关注和担忧。中国通过垃圾焚烧发电解决垃圾围城、实现转废为能，一举两得，获得生态环境和资源循环的社会经济双重效益。

产业政策和电价机制推动中国垃圾焚烧发电发展。中国垃圾焚烧发电发展可以分为三个阶段：初步探索阶段（2000年之前）、尝试完善阶段（2001-2010年）、快速发展阶段（2011年至今）。2006年《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》明确生物质发电分地区制定标杆电价，2012年发改价格[2012]801号规定垃圾焚烧发电上网电价0.65元/度，十二五规划垃圾焚烧产能至30.7万吨/日，2017年财建[2017]455号文规定政府参与的垃圾处理项目全面实施PPP模式。

中国垃圾焚烧发电库兹涅茨区间出现在人均GDP 2000美元至1.2万美元。国际经验表明，人均GDP达到某个水平后可能出现环境状况转好的库兹涅茨区间。中国近40年来经济快速增长，我们观察到垃圾焚烧发电库兹涅茨区间出现在2006-2023年期间，人均GDP由约2000美元增长至12000美元左右，垃圾焚烧处理能力从4万吨/日增长至86万吨/日，焚烧比例从5.4%增长至78.2%。

新加坡垃圾焚烧发电库兹涅茨区间出现在人均GDP 4000美元至2.4万美元。新加坡第一个垃圾焚烧发电厂乌鲁班丹项目于1979年投运，当时新加坡人均GDP约4000美元，随着经济快速发展，人均GDP和垃圾焚烧处理能力同步提升，2000年大士南焚烧厂投运，当时人均GDP约2.4万美元，此后较长一段时期垃圾焚烧处理能力稳定在8000吨/日左右。

日本垃圾焚烧发电库兹涅茨区间出现在人均GDP 500美元至1万美元。早在1930年，日本中央政府已经要求各市将垃圾焚烧处理以改善公共健康状况，但并未彻底执行。20世纪60年代，日本经济快速增长，1964年举办了东京奥运会，垃圾量和垃圾处理问题得到重视，垃圾焚烧比例持续扩张，由1960年约34%提升至1980年约70%，在此期间日本人均GDP由509美元增长至9700美元。20世纪90年代，日本垃圾资源化比例提升，2000年开始，垃圾收费制度得到大规模实施，垃圾总产量和人均垃圾量开始下降，截至2020年日本焚烧比例约80%。

市场概况：东南亚/中亚人口和经济增长，垃圾焚烧发电具备发展空间

2023年东盟十国人口约6.7亿，2024年东盟五国GDP有望增长。目前东盟共有10个成员国：文莱、柬埔寨、印度尼西亚、老挝、马来西亚、菲律宾、新加坡、泰国、缅甸、越南。东盟十国总面积约449万平方千米，2023年人口约6.716亿，是亚洲第三大经济体和世界第六大经济体。根据IMF的预测，2024年东盟五国（印尼、泰国、菲律宾、越南和马来西亚）的实际GDP预测增速分别为5.0%、2.9%、6.0%、5.8%和4.4%，显示出较好的经济增长潜力。

东南亚固废管理模式粗放，2024年大部分国家焚烧处理比例均在10%以内。从处理方式来看，东南亚固废处理以露天倾倒和填埋为主。新加坡是一个特例，由于国土面积有限且经济发展水平较高，其焚烧处理比例达到约70%；越南近年来鼓励发展垃圾焚烧发电，我们统计2017-2024年投运产能1.03万吨/日，测算2024年焚烧处理比例达到28%；其他8个国家仍以露天倾倒和填埋为主，焚烧处理比例均在10%以内，固废处理仍处于无有效管理或粗放管理阶段。

中亚五国政治经济稳定，2023年总人口接近8000万。中亚五国总人口从2015年6871万人增长到2023年7883万人，复合增速1.7%，其中乌兹别克斯坦和哈萨克斯坦人口数量较多，2023年哈萨克斯坦人均GDP达1.31万美元。总体而言中亚五国人口处于增长态势，政治经济形势相对稳定，且当前中亚尚无垃圾焚烧项目投运，具备垃圾焚烧发电发展空间。

出海空间：预计2030年东南亚+中亚投资空间1829亿/运营空间257亿

东南亚市场空间：2030年投资/运营空间1660/233亿元

测算2030年印尼垃圾产量达24.10万吨/日，东南亚人均垃圾日产量低于0.6千克。根据世界银行报告What a Waste 2.0: A Global Snapshot of Solid Waste Management to 2050预测，2030年东南亚垃圾产量达到51.08万吨/日，其中印尼垃圾产量规模显著领先于其他国家，2030年达到24.10万吨/日，泰国达到8.90万吨/日，菲律宾、马来西亚和越南处于4.3-5.5万吨/日区间。印尼、泰国、马来西亚、文莱人均垃圾产量相对较高，预计2030年处于0.30-0.54千克/(人×日)区间，参考新加坡/中国城镇人均垃圾产量水平（2023年1.41/0.95千克），随着经济发展，东南亚人均垃圾产量仍有提升空间。

测算2030年东南亚投资、运营市场规模达1660、233亿元。关键假设如下：1）当前东南亚生活垃圾焚烧处理比例较低，2024年大部分国家焚烧处理比例均在10%以内，参考中国垃圾焚烧发电发展进程（十三五/十四五规划54/65%、2020/2023年实际焚烧比例54/78%），假设2030、2050年东南亚焚烧比例达到50%、80%；2）参考中国垃圾焚烧项目吨投资和吨收入水平，假设2030、2050年焚烧项目单吨投资额65、70万元，吨垃圾收入250、260元。测算得到2030、2050年东南亚投资市场规模达1660、3771亿元，运营市场规模为每年233、511亿元。

中亚市场空间：2030年投资/运营空间169/24亿元

测算2030年哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦垃圾产量均超1.8万吨/日。根据世界银行报告What a Waste 2.0: A Global Snapshot of Solid Waste Management to 2050和我们测算，中亚五国中，哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦垃圾产量较高，2030年分别约为1.88、1.81万吨/日。世界银行预测，随着人口和经济发展，各国2030、2050年垃圾产量将持续增长。

测算2030年中亚垃圾焚烧投资、运营市场规模达169、24亿元。关键假设如下：1）当前中亚尚无投运的垃圾焚烧项目，参考中国垃圾焚烧发电发展进程（十三五/十四五规划54/65%、2020/2023年实际焚烧比例54/78%），假设2030、2050年中亚焚烧比例达到50%、80%；2）参考中国垃圾焚烧项目吨投资和吨收入水平，假设2030、2050年焚烧项目单吨投资额65、70万元，吨垃圾收入250、260元。测算得到2030、2050年中亚投资市场规模达169、419亿元，运营市场规模为每年24、57亿元。

垃圾设备/EPC企业：出海后2030年垃圾焚烧投资市场规模有望扩大至1829亿元

中国垃圾焚烧行业进入成熟期，测算2030年运营市场规模达728亿元。我们对2030年中国垃圾焚烧市场规模进行测算，参考中国垃圾焚烧发电发展进程（十三五/十四五规划54/65%、2020/2023年实际焚烧比例54/78%、2023年人均生活垃圾清运量0.95千克/(人×日)），假设2030年垃圾焚烧方式占比85%，人均生活垃圾清运量1.04千克/(人×日)；根据垃圾焚烧行业吨投资和吨收入水平，假设垃圾处理费单价88元，上网电价0.65元，吨投资成本65万元，预计2023年中国垃圾焚烧投资、运营市场规模分别为284、650亿元，2030年分别为169、728亿元。

受益于人口和经济增长预期，测算2030年东南亚和中亚合计投资规模1829亿元、运营规模257亿元。东南亚地区人口和经济发展活跃，当前垃圾焚烧比例大多不高于10%，垃圾处理总量和垃圾焚烧渗透率均有提升空间，有望带来市场增量。我们预计2030、2050年投资市场规模分别达到1660、3771亿元，工程和设备供应商有望迎来发展机遇，运营市场规模分别达到233、511亿元。中亚地区受总人口和经济发展水平限制，市场空间总量有限，但考虑到中亚地区尚无垃圾焚烧项目投运，当前焚烧渗透率为0，且面临紧迫的固废处理需求，垃圾焚烧仍有明显发展空间，测算2030、2050年投资市场规模分别达到169、419亿元，运营市场规模分别达到24、57亿元。

出海格局：部分市场已形成稳定商业模式，寻找空间较大/政策完善的基本盘

印尼：政策连续性强，已建立稳定的商业模式和定价机制

印尼政府积极推动垃圾焚烧发电行业发展。佐科总统（总统任期：2014年10月20日-2024年10月20日）在任期间，力主推动垃圾焚烧发电建设，在任上签发了一系列条款，以确保地方政府在推进垃圾焚烧发电项目时，不受到地区法院、警方和反腐委员会等机构的影响。2021年5月6日，印尼泗水（Surabaya）Benowo项目投运，该项目为2016年18号总统令规定的7个城市中首个投运的垃圾焚烧发电项目，投运仪式上，佐科总统表示希望在其他城市推广泗水模式。

印尼废物管理和能源政策连续性强。普拉博沃于2024年3月20日当选印尼总统（副总统为佐科长子吉布兰），当选总统后将中国作为首访国家，并表示愿延续佐科总统的对华友好政策；2024年10月20日正式就职总统（任期5年），再次将中国作为首访国家，并表示将加强基础设施和能矿等全方位全产业链合作，欢迎中国企业赴印尼投资。

印尼第35号总统令推动12个城市建设垃圾焚烧项目，外资持股限制相对宽松。2018年，政府颁布第35号总统令（Presidential Regulation No. 35 of 2018），决定加快建设垃圾焚烧发电厂，该法令覆盖12个城市，包括DKI Jakarta, Tangerang, South Tangerang, Bekasi, Bandung, Semarang, Surakarta, Surabaya, Makassar, Denpasar, Palembang and Manado。根据KBLI No. 38211 (management and disposal of non-hazardous waste) 规定，外资可拥有垃圾处理项目100%股权。

印尼已建立明确的垃圾焚烧商业模式和定价机制。运营商可获得垃圾处理费和电费收入，地方政府支付垃圾倾倒费，每吨最高50万印尼卢比（约35美元），中央政府向地方政府支付同等金额。售电电价规定如下：对于容量≤20MW的发电设施，其上网电价为13.35美分/度（约0.96RMB/度）；容量＞20MW的，上网电价（美分/度）=14.54美分(约1.05RMB)-(0.076×容量)，电费由印尼国家电力公司（PLN）支付。

印尼终端垃圾处理费由政府财政承担，2017-2019财年政府预算中固废处理占比约1~4%。印尼未征收垃圾处理税费，固废处理资金来自当地政府预算（Local Government Budget or APBD）。使用者付费资金主要用于源头至临时储存站的垃圾运输环节，而非垃圾处理环节。据ASEF（Asia-Europe Foundation）对2017-2019财年印尼10个地区固废处理政府预算的统计，雅加达、班达亚齐占比为4%，其他区域均为1~2%，整体较低。

雅加达为印尼最重要市场，固废处理财政支出占比高于北京/上海/新加坡。北京/上海/新加坡/东京环保支出占比分别为1.8/1.7/3.0/7.3%（东京为2021年数据，其他均为2024年数据），雅加达是印尼首都和最大城市，政府财政支付能力较强，固废处理预算占比达到4%，高于北京/上海/新加坡，雅加达当地政府对于固废处理支持力度较强。

印尼大部分项目处于中标或建设状态，印尼/中国/日本企业参与开发。泗水Benowo项目于2021年投运，为当前印尼已投运的垃圾焚烧发电代表性项目，其垃圾焚烧处理规模750吨/日，总投资4986万美元，BOT协议期限20年。中国天楹于2021年中标雅加达南部服务区项目，项目期限25年，垃圾处理费约人民币214元/吨。根据Bali Sun、清气团固废展望微信公众号等报道，伟明环保签署巴厘岛Temesi项目协议，项目采用BOO模式，特许经营期40年，2024年2月，巴厘岛要求所有国际游客抵达时支付专项旅游税约人民币68元，其中50-70% 将用于垃圾处理。Jabar Environmental Solutions（印尼当地企业和日本企业合资成立）于2023年中标Legok Nangka项目，处理规模2000吨/日。

泰国：2037年装机目标900MW，上网电价明确/购电期限20年

2037年泰国垃圾焚烧发电规模目标900MW。2015年，泰国政府发布《替代能源发展规划2015-2036》（AEDP 2015），提出2036年替代能源占比达到20%，垃圾焚烧发电规模达到500MW。2020年更新为《替代能源发展规划2018-2037》（AEDP 2018），发展目标提升为2037年替代能源占比达到30%，垃圾焚烧发电规模达到900MW。2022年5月6日，泰国国家能源政策委员会批准34座超小型和小型垃圾焚烧厂上网电价，总装机282.98MW，商运时间为2025-2026年。2022年6月2日，泰国能源管理委员会（ERC）发布垃圾焚烧项目电力采购规范。

泰国垃圾焚烧上网电价由固定电价、变动电价和溢价组成，购电期限为20年。超小型垃圾焚烧项目（VSPP，装机容量≤10MW）固定定价、变动电价分别约0.50、0.57RMB，附加电价0.15RMB，变动电价根据CPI等因素调整，部分项目附加电价期限为前8年。小型垃圾焚烧项目（SPP，10MW＜装机容量≤50MW）上网电价约0.77RMB。

2024年泰国垃圾焚烧产能达2.9万吨/日，大部分为在建或筹建状态。据我们不完全统计，2024年泰国垃圾焚烧项目达到29个，总处理规模约2.9万吨/日，其中投运项目较少且多为水泥窑协同处置，大部分处于在建或筹建状态，部分项目已获得20年PPA，其中前8年可享受电价溢价。开发商包括泰国本土企业和中国、美国、日本等外资企业，泰国宝麟集团凭借在水泥和能源领域优势以及能源转型政策获得了多个垃圾焚烧项目，泰国Thachang Green Energy公司（TGE）有7个项目，其中4个在建、3个筹建。

马来西亚：电价机制/售电年限明确，计划到2040年建造18座垃圾焚烧厂

可持续废物管理目标列入马来西亚国家五年规划，长效机制仍有待推进。2001年可持续废物管理目标列入马来西亚第8个五年规划（2001-2005年），2007年马来西亚颁布《固废和公共清洁管理法案2007》（672法案），672法案于2011年在6个州（共13个州）、2个联邦直辖区（共3个）执行，6个州分别为Perlis, Kedah, Pahang, Negeri Sembilan, Melaka, Johor，2个联邦直辖区为Kuala Lumpur和Putrajaya。马来西亚第12个五年规划（2021-2025年）仍然包含可持续废物管理目标，但672法案未能在全国范围内统一执行，长效废物管理目标仍有待推进。

马来西亚市政固废处理收入包括垃圾倾倒费、电费和副产品销售。以马来西亚唯一一个投运的垃圾焚烧项目Kajang Municipal Council WtE为例，该项目位于雪兰莪州Semenyih镇，由政府支付处理费每吨46令吉（约13美元），垃圾热值1,200-1,400 kCal/kg，制成垃圾衍生燃料（RDF）后焚烧发电，RDF热值4,000-4,500 kCal/kg。政府已批准柔佛州一个1000t/d的垃圾焚烧项目，总投资5000万美元，其收入来源包括3个部分：1）垃圾倾倒费；2）电费；3）塑料、金属等副产品销售和有机物堆肥。

马来西亚10MW、20MW项目2025年固定电价分别为0.50、0.47RMB/度，奖励电价最高可达0.13RMB/度。马来西亚生物质发电电价包括固定电价和奖励电价，以10MW、20MW项目为例，2025年固定电价分别为0.50、0.47 RMB/度，奖励电价最高可达0.13 RMB/度。1）固定电价根据装机容量和投运日期确定，2013-2025年期间，装机容量≤10MW电价约0.50RMB/度，10MW＜装机容量≤20MW电价约0.47RMB/度，20MW＜装机容量≤30MW电价约0.44RMB/度，大于30MW项目须额外审批。2）奖励电价视技术、燃料、装置而定，2020-2025年期间各项奖励电价保持稳定，最高可获得0.13RMB/度。

目前马来西亚垃圾焚烧主要应用于小型医废危废处理。根据马来西亚住房和地方政府部数据，2015年马来西亚填埋占比达89%，焚烧为第二大处理方式，国家规定医废必须焚烧处理，因此焚烧在医废和危废处理中得以广泛运用。截至2023年，马来西亚已就地建设5个区域焚烧装置（处理能力200~500kg/h）和7个小型焚烧装置（处理能力20~50kg/h）。

马来西亚政府计划到2040年建造18座垃圾焚烧发电厂。马来西亚住房和地方政府部计划到2025年建设6座垃圾焚烧发电厂，政府计划到2035年每个州均拥有垃圾焚烧发电厂。马来西亚政府2024年宣布，计划到2040年以前，在马来西亚建造18座垃圾焚烧发电厂。

越南：原有商业模式较好，电价新政下盈利不确定性上升

越南规划2030年垃圾填埋比例降至10%，垃圾焚烧比例有望快速提升。根据越南政府Decision No.450/QD-TTg法案，全国环境保护战略2030提出到2025年城镇垃圾填埋比例降至30%，到2030年降至10%。目前越南多地已建设垃圾焚烧发电厂，其中包括河内市的数座垃圾焚烧发电厂；胡志明市自然资源和环境局规划，2025年胡志明市垃圾焚烧处理比例达到80%，2030年达到100%。

越南原有的垃圾发电商业模式较好，电价新政下盈利不确定性上升。越南自然资源和环境部规定处理费约20美元/吨，2014年至今的项目上网电价10.05美分/度，享受土地租金免缴11年，土地租赁年限49年，企业所得税“4免9减半”，设备进口税等优惠。近期电价政策发生变化，2023年12月18日，越南工业和贸易部（MOIT）发布通知草案，如获通过，新建可再生能源项目（含垃圾焚烧）将单独和越南电力公司（EVN）协商PPA，MOIT将每年发布不同技术路线的“标准电厂”电价上限。新政策将取消固定上网电价，新建的垃圾焚烧发电项目盈利不确定性上升。

2024年越南垃圾焚烧发电潜力约1400MW，实施规模约300MW。根据联合国开发计划署（UNDP）和International Finance Corporation测算，2024年越南垃圾焚烧发电潜力约1400MW，实施规模约300MW。当前主要困难为缺少政策和法规支持、建设和运营成本较高、公众认知和接受水平有限、相关机构专业知识和资源不足。

中资企业积极参与越南垃圾焚烧建设，河内和胡志明市项目体量较大。据我们不完全统计，越南已有15个垃圾焚烧项目，其中河内和胡志明市项目体量较大。本国和外国开发商均有参与，外国开发商以中国和日本企业为主，其中光大环境、中国天楹均已签约多个项目。目前越南有8个项目投运，主要分布在河内、北宁、芹苴和顺化等地，海阳项目已终止，其他项目处于在建或筹建状态。

菲律宾：从严格禁止到逐步推动，垃圾焚烧有待发展

从严格禁止到逐步推动，环境影响担忧是菲律宾垃圾焚烧发展的最大制约。菲律宾对于垃圾焚烧的管制相对严格，主要是基于废气排放和环境影响担忧。1999年之前政府禁止垃圾焚烧处理，1999年《干净空气法案》再次明确禁令。2002年最高法院裁定未严格禁止垃圾焚烧，同时政府积极推动可再生能源发展，2008年《可再生能源法案》引入上网电价和税收优惠，设定可再生能源发电占比2040年目标50%，明确可降解生物质发电属于可再生能源，但对其他生活垃圾尚未明确。2019、2022年环境和自然资源部、能源部相继发布政策，推动垃圾焚烧发展。

菲律宾固废处理项目整体处于在建或试验阶段，开发商主要为本国和欧美企业。目前菲律宾有13个垃圾焚烧项目在能源部注册，装机容量为100kW到45MW。菲律宾转废为能（WtE）固废处理项目目前以气化技术为主，据不完全统计，目前投运的仅有特雷塞马蒂雷斯项目，采用气化技术，且装机容量仅100kW，以试验性质为主。开发商以本国企业为主，宝洁、苏伊士等国际公司亦参与部分项目。

新加坡：市场已进入成熟期，基本实现垃圾焚烧全覆盖

新加坡已建立完善的垃圾焚烧处理体系。东南亚地区首个垃圾焚烧厂——乌鲁班丹焚烧厂于1979年7月30日投运；2009年吉宝西格斯大士焚烧厂投运，乌鲁班丹焚烧厂运行30年后停运；2021年TuasOne 焚烧厂投运，随后运营36年的大士焚烧厂停运。目前新加坡在运营的垃圾焚烧厂共4个，处理能力9800t/d，装机容量328MW。新加坡大士综合废物处理设施（IWMF）项目在建，处理能力5800t/d，装机容量230MW。

中亚：中资企业为建设主力，预计乌兹别克/吉尔吉斯建设进度靠前

哈萨克斯坦提出加强固废处理和循环利用力度。2021年1月2日，哈萨克斯坦颁布No. 400-VI法令，其中环境条款对固废处理提出规范，到2030年生活垃圾处理率达到100%，卫生处置达到95%，循环利用比例40%，工业固废循环利用比例44%。

哈萨克斯坦政府保障垃圾量供应，垃圾焚烧项目可获得15年PPA绿色电价。哈萨克斯坦已有超90个可再生能源项目获得长期PPA，总装机1050MW。对于垃圾焚烧发电项目，地方政府保障持续的市政垃圾来源，通过拍卖获得15年PPA绿色电价，同时有机会获得税收和定制优惠。

哈萨克斯坦规划7座垃圾焚烧发电厂，阿拉木图和努尔苏丹项目规模较大。据我们统计，中亚地区目前有在建和筹建的垃圾焚烧发电项目，暂无已投运项目。哈萨克斯坦目前规划7座垃圾焚烧发电厂，阿拉木图和努尔苏丹项目处理规模较大，规划产能约1300、960吨/日，其他项目处于200~600吨/日之间。

乌兹别克垃圾焚烧项目整体规模较大，已有5家中资企业参与，但目前都尚未开工。乌兹别克斯坦政府和沙夫卡特·米尔济约耶夫总统积极推动垃圾焚烧发电建设，2024年1月4日，总统颁布《关于改进废物管理系统并减少其环境负面影响的措施》。2024年政府与来自中国、阿联酋和韩国的6家公司签订固废处理协议，预计2025年初开工，2026年底投运。据我们不完全统计，目前共5家中资企业参与乌兹别克垃圾焚烧发电市场，包括中工国际、康恒环境、光大环境、成都环境集团和中科环保。截至2024年底，中科环保已签署两份合作备忘录，推动建设安集延和扬吉尤利项目。由于乌兹别克在中亚五国中人口最多，其垃圾焚烧项目体量相对较大，已公布项目处理规模约1200-3800吨/日。

吉尔吉斯垃圾焚烧商业模式与国内接近，垃圾处理费17美元/吨、上网电价0.07美元/度。吉尔吉斯斯坦第一个垃圾焚烧项目为军信股份投资运营的比什凯克垃圾焚烧发电项目，项目处理规模3000吨/日，协议有效期35年（包括建设期和运营期），一期建设规模1000吨/日，总投资9500万美元。比什凯克市政府在项目投产之前协调吉尔吉斯共和国国家能源部、燃料和能源综合管理授权机构和相关部门将本项目垃圾发电的上网电价上调到0.070美元/千瓦时，如果最终本项目实际上网电价低于0.070美元/千瓦时，则政府予以补差，吉尔吉斯斯坦国家电网股份有限公司全量收购项目所有可售电力。垃圾处理保底量为36.5万吨/年，垃圾处理服务费单价以美元计价，单价为17美元/吨，付款以吉尔吉斯索姆支付。

中东/非洲/拉美：行业发展初期，中资企业实现突破

中东：欧日企业主导迪拜项目，康恒环境获得伊拉克项目。中东地区垃圾焚烧发电行业尚处于发展早期，大部分项目处于规划阶段。当地面临填埋场库容紧张问题，同时政策规划发展清洁能源和资源循环，因此整体鼓励发展垃圾焚烧发电行业。中东市场对垃圾焚烧发电运行效率、项目规范和环保要求较高，中资企业如果能打造标杆项目，有望增强对北非、东非等市场辐射影响能力。

1）阿联酋规划到2050年实现75%清洁能源占比，该国迪拜DWMC项目已于2024年3月投运，该项目规模较大，垃圾处理能力5666t/d，装机规模190MW，项目公司股东包括迪拜/日本/比利时公司。

2）伊拉克政府已启动巴格达垃圾焚烧发电项目，中资企业进入中东市场。康恒环境于2025年1月获得授权，项目垃圾处理能力3000t/d，装机容量100MW，拟投资4.97亿美元，伊拉克政府各部门积极配合支持，费用由卫生/电力/环境部门/市政府支付，财政部提供融资支持，电力部已获授权签署PPA。

3）沙特国家固废中心（National Center for Waste Management, MWAN）计划在2040年垃圾焚烧发电比例达到16%。受地形和气候条件影响，中东地区人口和垃圾量分布集中，以沙特为例，沙特国家固废中心（National Center for Waste Management, MWAN）数据显示，2023年沙特产生固废超1.1亿吨，其中利雅得、吉达、达曼3个城市垃圾量占比分别达到21、14、8%。

4）巴林每年产生固废约180万吨（据伦敦交易所旗下新闻网站ZAWYA统计），其垃圾焚烧发电项目于2008年启动，法国CNIM公司中标，其后受政治变化等因素影响未取得实质性进展，2022年招标有10余家国际公司参与，包括中国港湾、中设集团、深圳能源、中国天楹等多家中资企业。

非洲：首个项目于2019年投运，中资企业提供设备和工程服务。非洲第一个垃圾焚烧发电项目是埃塞俄比亚莱比项目，位于首都亚的斯亚贝巴，于2019年4月商业运行，项目规模为垃圾处理量1200吨/天，装机容量50MW。项目由埃塞俄比亚电力公司运营，中国电工、三峰环境参与工程施工和设备供应。埃塞项目主要面临两个问题：1）配套政策尚不完善，固废处理费用和垃圾焚烧发电上网的电价较低，垃圾发电厂难以获利；2）当地员工受教育程度有限，培训周期长、流动性大。

拉美：目前市场参与者以欧美/本地企业为主，首个项目预计2025年投运。拉美地区主要以填埋处理为主，在固废处理资源化利用方面，主要采用填埋气发电、厌氧消化、气化和热解等方式，目前尚无垃圾焚烧发电项目投运。部分国家对电力、水务和固废处理等基础设施资产的所有权和运营权实施私有化，垃圾焚烧发电市场以欧美/本地企业为主。巴鲁埃里垃圾发电项目是拉美首座也是最大的垃圾发电站，垃圾处理量870吨/天，装机容量19.1MW，该项目是2021年9月30日巴西电监局A5电源拍卖中标的唯一一个垃圾发电项目。墨西哥早在2017年就曾启动垃圾焚烧发电项目，2017年5月由威立雅中标，但后续因多重原因项目取消。

出海进展：投资运营/设备工程双轮驱动

设备和工程：三峰环境领跑，中企多点开花

截至2024年6月30日，三峰设备已应用于254个垃圾焚烧项目。三峰环境拥有全球最大的垃圾焚烧炉总装基地，其垃圾焚烧核心设备在部分海外市场区域优势突出、市场占有率较高。2024年5月，公司与苏伊士集团签署《全面战略合作框架协议》，截至2024年6月30日，三峰卡万塔核心技术和装备已应用于国内及美国、印度、埃塞俄比亚、泰国、越南等多个国家的254个垃圾焚烧发电项目中的413条焚烧线，日处理生活垃圾超过22万吨，焚烧炉设备国内市场占有率居前，核心技术及设备在泰国、印度、越南等国际市场占有率领先。

与苏伊士战略合作，中国天楹已签署多份海外垃圾焚烧项目设备合同。2024年11月27日，中国天楹与苏伊士签署全面战略合作框架协议，苏伊士将与中国天楹分享更多的项目机会，推升中国天楹在垃圾焚烧发电工艺设备销售，如炉排、锅炉及烟气处理等业务上的跨越式发展。中国天楹已签署多份海外垃圾焚烧项目设备合同，其中马尔代夫、法国Valo'Marne、法国Novasteam设备合同金额分别达到5150万美元、3500万欧元、3462万欧元。

具备设备能力的厂商逐步拓展海外市场。伟明环保持续投资印尼固废处理和新能源材料市场，2024年1月签署青山园区垃圾焚烧设备采购合同；2024年9月26日，旺能环境与Siam Power签署4份设备合同，为泰国呵叻府2个垃圾焚烧发电项目提供设备和服务；绿色动力参与马来西亚垃圾焚烧发电 EPC 项目投标；康恒环境获得越南、泰国等地设备供货合同；中科环保已签订印尼巨港、泰国MAHA、沙缴府、猜纳府、春蓬府、叻武里府项目的核心装备供货服务合同。

投资运营：加速获取项目，收益率明显高于国内

越南/印尼/泰国/乌兹别克等地持续突破

垃圾焚烧发电出海取得突破，光大环境/中国天楹等布局较早。中国垃圾焚烧发电企业逐步加大海外投资运营力度，在一带一路沿线国家已取得一定成果。光大环境、中国天楹在海外布局较早：光大环境越南芹苴项目于2018年投运，越南顺化项目于2024年竣工；中国天楹河内朔山项目于2017年获批，2023年3月投运产能达到4000吨/日，海外项目在手产能超9000吨/日。伟明环保拟投资印尼巴厘岛项目；瀚蓝环境已投资3个泰国项目，其中农垦一期项目已投运；军信股份2024年7月签约吉尔吉斯比什凯克项目，特许经营期35年，2025年3月签订吉尔吉斯奥什项目框架协议，处理规模2000吨/日，特许经营期最长35年。

康恒环境/中科环保等公司于东南亚/中亚持续获取项目。康恒环境在泰国、印尼、越南、乌兹别克均有斩获，其中泰国暖武里项目已于2024年8月22日开工；中科环保已就乌兹别克安集延和扬吉尤利项目签署合作备忘录；浙能锦江环境2018年收购印尼巨港项目95%股权，于2024年9月22日开工；云南水务拥有印尼泗水、泰国普吉两个项目；中工国际、成都环境集团于乌兹别克市场取得突破。

海外垃圾处理费和电价较高，泰国TGE项目净利率可达35-40%

瀚蓝/国投泰国农垦一期项目实现稳定盈利。2023年8月，瀚蓝环境向新源香港收购其持有的新源中国40%股权，新源中国已投产运营贵州六盘水垃圾发电项目（1200吨/日）、餐厨污泥处理项目（100吨/日），以及泰国农垦一期（500吨/日）垃圾发电项目，并筹建泰国农垦二期（1400吨/日）和安努（1400吨/日）垃圾发电项目，筹建项目已经签署PPA（长期购电协议）。筹建项目总投资额约98亿泰铢（约20.23亿元人民币）。泰国农垦一期项目自2016年投产后，盈利能力稳定，2023年受电费补贴到期的影响（前7年享受3.5泰铢/千瓦时的电费补贴到期），盈利能力下降，但2023年1-5月仍实现净利润1947.69万元。

泰国TGE项目电价1.24人民币/度，500吨/日项目净利率35-40%。泰国Thachang Green Energy公司（TGE）拥有7个垃圾焚烧发电项目，处理能力在400-500吨/日，其电价为1.24人民币/度(固定电价0.50+变动电价0.59+附加电价0.15)。以处理规模500吨/日的沙没沙空府、乌汶府、巴真府3个项目为例，TGE预计其年营收8400万-1.05亿人民币，净利率35-40%，盈利能力较高。TGE 7个项目中有4个在建，全部由中国公司提供EPC服务。

天楹河内项目IRR 9.77%，垃圾处理费回款周期1个月。中国天楹越南河内朔山项目总处理规模4000吨/日，已于2023年3月全部投运，总投资3.19亿美元，特许经营期49年，垃圾处理费21美元，上网电价10.05美分/kWh（不含增值税）。根据公司可转债可行性分析报告，每年收入7440.77万美元，利润总额2502.16万美元，项目投资回收期10.12年，财务内部收益率9.77%。河内项目回款情况良好，垃圾处理费回款周期为1个月左右。

海外项目内部收益率明显高于国内，测算资本金IRR 15.8%

测算海外项目资本金IRR 15.8%vs中国8.6%。我们对中国和海外垃圾焚烧发电典型项目盈利能力进行测算，对于垃圾处理能力1000吨/日的项目，假设其产能利用率90%，入厂垃圾吨发电量380度，上网比例15%，处理费中国80元/吨、海外140元/吨，上网电价中国享受国补电价、海外0.80元/度，总投资中国6.0亿元、海外6.5亿元，特许经营期30年，贷款利率中国5%、海外7%，测算得到中国典型项目全投资IRR 5.9%/资本金IRR 8.6%、海外典型项目全投资IRR 10.4%/资本金IRR 15.8%。海外项目内部收益率明显高于国内项目，我们认为已充分反应其风险溢价。

东南亚/中东/中亚市场吸引力较高。我们从市场空间、政策规划、垃圾处理费和电价等8个维度，以满分10分尝试对海外市场吸引力进行评分，从综合得分来看，东南亚区域的印尼、马来西亚、泰国、越南市场吸引力较强，主要是由于其商业模式、政策规划和付费机制相对较好；中东和中亚市场亦具备一定吸引力：中东地区市场空间、经济水平较高，且对北非、东非等地有辐射带动作用，中亚地区政策规划和支持力度强，政治和经济发展稳定。

1）宏观环境影响：垃圾焚烧发电行业发展和项目推动受宏观环境影响较大，包括地缘政治变化、政策以及社会经济的稳定性、各国中央政府和地方政府的推动力度等因素均可能影响海外项目进程。

2）盈利能力的不确定性：垃圾焚烧发电行业盈利主要来自垃圾处理费和电价收入。垃圾处理费依据项目协议约定收取，与当地政府支付能力关联度较高；电价收入受售电协议、上电量、上网电价等影响，各国对可再生能源和垃圾焚烧的定价可能发生变化。垃圾处理费和电价收入的不确定性可能影响项目盈利能力。

研报：《垃圾焚烧发电出海：大发展前夜》2025年3月4日

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