东吴证券发布研报称，测算东盟10国及印度市场垃圾日产量达到146万吨/日，海外市场空间广阔，东盟十国及印度垃圾焚烧投资空间约2500亿元。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。2)提分红+提ROE兑现。

东吴证券主要观点如下：

海外市场空间广阔，东盟十国及印度垃圾焚烧投资空间约2500亿元

该行按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。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。国内垃圾焚烧企业出海项目遍布东南亚&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。

海外VS国内项目案例收入测算

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，该行测算国内垃圾处理量1000吨/天的项目单吨收入268元，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。

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”。

印尼项目单吨收益大幅跃升，高电价溢价逻辑兑现

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：1000吨/日单项目年运行天数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。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：国内项目营业成本4300万元，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%。1)国内基准模型测算：①垃圾处理费单价70元/吨;②上网电价0.65元/度(超过280度/吨部分按0.4元/度)。测算得单吨收入238元/吨，单吨毛利108元/吨，单吨净利66元/吨，净利率27.71%，ROE 14.51%。2)印尼老项目测算：①垃圾处理费单价180元/吨;②上网电价约0.91元/度。测算得单吨收入487元/吨(较国内基准模型+104%，下同)，单吨毛利279元/吨(+159%)，单吨净利135元/吨(+104%)，净利率27.71%(+0.01pct)，ROE 14.84%(+0.33pct)。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。测算得单吨收入512元/吨(+115%)，单吨毛利305元/吨(+183%)，单吨净利155元/吨(+135%)，净利率30.23%(+2.52pct)，ROE 17.04%(+2.52pct)。

印尼项目盈利能力受成本管控影响较大

1)投资成本：若单吨投资从100万元降至70万元，ROE将从17.04%显著提至31.44%。假设单吨投资分别为70/80/90/100万元，对应单吨净利分别为200/185/170/155元/吨，项目ROE分别为31.44%/25.44%/20.77%/17.04%。2)融资成本：贷款利率每降低1pct，ROE将提升1.82pct。假设贷款利率分别为7%/6%/5%/4%，对应单吨净利分别为105/122/138/155元/吨，项目ROE分别为11.58%/13.40%/15.22%/17.04%。3)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2.39pct至19.43%。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%，对应单吨净利分别为177/155/140元/吨，项目ROE分别为19.43%/17.04%/15.44%。

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。