国内垃圾焚烧发电市场日趋饱和，产能过剩、中标规模下滑、设备利用率不足等问题凸显，出海已然成为国内环保企业突破增长瓶颈的核心出路。当前东南亚、中亚等新兴市场需求爆发，叠加各国政策红利与国内全产业链技术优势，为中企出海创造了千亿级蓝海机遇。但出海之路并非坦途，企业仍面临标准壁垒、地缘风险、运营难题与品牌短板。本文深度拆解行业出海现状、机遇与挑战，详解项目核心收入模式、全流程出海合规路径，并结合头部企业实战案例，为环保企业全球化布局提供全套落地参考。

一、出海现状  

1. 国内饱和倒逼出海

近年来，中国垃圾焚烧发电行业经历了从高速扩张到产能饱和的结构性拐点。全国垃圾焚烧处理能力已达110万吨/日，占全球60%以上。2025年新增垃圾焚烧中标规模仅0.59万吨/日，同比下降35%。部分焚烧厂产能利用率仅约60%，“吃不饱”现象突出。在国内市场趋于成熟的背景下，出海已从战略选项升级为生存必需。

2.海外项目快速扩张

在海外市场，中国企业表现活跃。据不完全统计，截至2025年底，中企海外垃圾焚烧项目已达101座，覆盖亚、非、欧、美、澳五大洲。2025年签约/中标项目总投资超27亿美元，日处理能力超2.9万吨。2026年以来，中国垃圾焚烧发电企业出海步伐显著提速，年初至今已有至少9个海外项目完成签约或中标。

3.主要出海企业与区域布局

出海区域高度聚焦于“一带一路”沿线国家，东南亚和中亚是两大主战场。主力企业包括光大环境、康恒环境、中国天楹、军信股份、伟明环保、旺能环境等，其中康恒环境在海外项目数量（13个）和处置规模（16,260吨/日）方面均处于前列。民营企业凭借灵活的市场拓展机制和技术创新能力，在出海浪潮中表现尤为突出。

二、出海机遇和挑战

（一）出海机遇

1. 海外市场空间广阔

东南亚、南亚国家正经历快速城市化，垃圾产生量急剧增加，但焚烧处理率普遍不足10%。据广发证券测算，东南亚垃圾焚烧产能需求至2030年将达22.2万吨/日，2050年攀升至49.1万吨/日，对应千亿元级以上投资空间。华泰证券测算，2030年东南亚和中亚垃圾焚烧投资/运营空间分别达1,829/257亿元，远高于中国2025年的196/714亿元。

2.东道国政策红利显著

主要目标国家纷纷出台明确的政策支持。越南、泰国、马来西亚、印尼等国均制定了垃圾焚烧发电产业政策，包括垃圾处理费补贴、上网电价优惠等。例如，越南明确2030年城市固体生活垃圾填埋占比降至10%；印尼出台2025年第109号总统令，确立全国统一固定电价0.20美元/度且30年不变，由国家电力公司（PLN）签订长期购电协议。中亚各国也因垃圾围城与电力短缺问题，加速出台相关政策推进项目建设。

3. 中国企业竞争优势突出

中国垃圾焚烧产业经过近40年发展，已形成涵盖焚烧、发电、炉渣利用的全产业链标准体系，具备向世界提供中国标准、中国方案和中国案例的基础。中国炉排炉技术适配发展中国家垃圾高厨余、高湿度的特性，建设成本比欧美低30%-50%，周期短、运营稳。以统一规模项目假设，东南亚项目收入约为国内的1.8倍至2.7倍，利润约为国内的2倍至5倍。

4. 国内政策协同支持

“一带一路”倡议始终将绿色发展作为重点领域。工信部等三部门出台政策，支持企业承建国际节能环保工程、推动成立国际环保科技组织、鼓励海外研发与产业链延伸。中华环保联合会启动“‘一带一路’绿色品牌出海计划”，搭建平台助力企业出海。此外，出口信用保险机构（如中国信保）在项目融资承保方面发挥了重要支撑作用，开辟了垃圾发电项目融资承保的“新赛道”。

（二）出海挑战和难点

1.技术标准差异与环保壁垒

发达国家通过技术标准设置隐性壁垒。欧盟《废弃物框架指令》要求垃圾焚烧厂二噁英排放限值≤0.1ngTEQ/m³，远超中国现行标准（0.5ngTEQ/m³），中国企业需额外投入20%-30%的设备改造费用以满足要求。部分国家通过本地化生产要求限制外资，如印尼规定固废处理项目中本地设备采购比例不得低于40%。在高端市场竞争中，排名靠前的仍主要是日本、欧洲及美国环保巨头。

2.地缘政治与政策风险

部分目标国家政局不稳，政策变动风险较大。越南某项目曾要求设备原产G7国家，限制中国技术准入。能源价格波动（如欧洲因俄乌冲突能源成本上涨40%）也可能显著推高运营成本。跨境监管日趋严格，《巴塞尔公约》塑料废物修正案等国际公约形成了多层监管网络。

3. 运营管理与社区关系

中国企业在长期运营管理方面经验相对不足，部分企业仍存在“重建设交付、轻长期运营”的EPC思维惯性。社区“邻避效应”是普遍难题，例如日本某企业曾因二噁英排放争议遭居民联合诉讼，项目审批耗时延长3年。部分国家强制要求本地员工比例（如南非≥70%），语言障碍和技能培训不足可能导致生产效率下降15%-20%。

4.品牌影响力与话语权不足

尽管中国企业在国际招投标中入围数量可观（如印尼24家入围企业中中国企业占20席），但在高端市场的核心竞争圈仍处于追赶地位。中国企业尚未充分参与国际规范制定，在国际技术标准制定和ESG评价体系中话语权不足，面临“品牌天花板”困境。

三、垃圾发电项目的收入逻辑

与光伏、风电等纯发电资产不同，垃圾发电项目所发电力是垃圾处理过程的副产品，故垃圾发电项目的主要收入构成体现为垃圾处理费和电费的结合体。从全球实践来看，垃圾发电项目的收入架构可归纳为“双合同模式”和“单合同模式”两种主要类型。

1. 双合同模式

项目公司分别签约：与地方政府签垃圾供应协议，收取垃圾处理费；与购电方签购电协议，收取电费。两笔收入独立核算，对应不同支付主体。

欧洲市场广泛采用。以英国为例，垃圾处理费通过招标竞争形成，政府常提供保底供应量，不足部分可从商业市场补充；电力则进入批发市场或企业购电协议出售。若政府信用好、法律完善、垃圾供应稳定且处理费有竞争力，即使电价补贴退坡，项目仍能保持财务稳健。余热利用在北欧等地区普遍，项目增加热力销售合同，形成“多合同模式”，收入来源更多元。需要注意的是，若地方财政薄弱，垃圾处理费可能成为短板，因此需重点评估地方支付能力。

2. 单合同模式

所有收入集中于一份与政府或国企的合同，垃圾处理费内化进电价，不再单独收取。

印尼是典型。2025年第109号总统令重构机制：地方政府提供垃圾但不付处理费，改由国家电力公司PLN作为单一购电方，按20美分/千瓦时固定电价全额收购电力。这一电价远高于此前2018年第35号令的水平，溢价实质上覆盖了垃圾处理成本。改革逻辑是用信用优良的中央级国企替代财力各异的地方政府，简化付费结构，显著提升项目可融资性，改变了过去因地方支付困难导致项目停滞的局面。

综上，双合同分拆风险，单合同信用集中。投融资分析需穿透合同形式，聚焦付费链可靠性、调价弹性与币种匹配，才能准确判断项目现金流质量。

四、 出海流程

（一）国内审批备案阶段-ODI备案

·发改委立项（备案/核准）

非敏感类项目：实行备案管理，向国家或省级发改委申请。

敏感类项目：实行核准管理。

核心材料：投资决策文件（董事会/股东会决议）、资金来源证明（银行资信/验资报告）、境外投资备案申请表、经审计财报、股权架构图、营业执照、投资协议、真实性承诺书等。

注意：备案通知书有效期2年，需在此期限内完成后续手续。

·商务部门审批发证

提交申请，取得《企业境外投资证书》，有效期2年。

核心材料：境外投资备案表、营业执照、前期工作说明（尽调、可研等）、董事会决议、真实性承诺书；若有并购需提供并购协议。

核准项目（如涉及敏感行业）还需提交申请书、境外投资申请表及出口限制相关许可。

·外管局备案及资金汇出

前期费用登记：未获外汇登记证前可汇出前期费用（≤总投资15%），凭书面申请、营业执照、投标/并购文件、前期费用承诺函办理。6个月内须设立境外项目，否则退回，最长可延至12个月。

境外直接投资登记：在银行办理，获《境外直接投资外汇登记证》后方可合规汇出投资款。需提交外汇申请表、资金来源说明、营业执照、发改/商务核准文件、前期费用凭证等。

变更要求：若投资额、主体、目的地等重大变更，10个工作日内重新备案，逾期原备案失效。境外再投资超出原备案范围须重走ODI程序。

其他注意事项

中央企业还需经国资委特别监管程序。企业需在有效期内完成外汇登记及资金汇出，并定期向主管部门报送项目进展情况。

（二）东道国准入阶段

企业在东道国需完成以下关键步骤：

·了解东道国投资政策：掌握外资准入条件、持股比例限制、行业准入要求等。如印尼第109号总统令对外资持股限制较为宽松，并由主权基金统一主导招标。

·项目招标/投标：参与东道国政府或主权基金组织的项目招标。印尼已从地方分散招标升级为国家主权基金统一招标，审批流程走“绿色通道”。

·项目公司设立：在东道国注册设立项目公司，一般为合资企业形式。印尼要求主权基金在每个项目中持有至少30%股权。

·获取许可文件：包括环境影响评价（如印尼的AMDAL）、建设许可、运营许可等。

·签订关键协议：与东道国电力公司签订购电协议（PPA），与地方政府签订垃圾供应协议、土地供应协议等。

·融资安排：通常采用“30%股权+70%债务”的项目融资模式，可借助中国信保等机构提供出口信贷保险支持。

（三）项目实施运营阶段

·项目设计与建设：通常为2年左右建设期。可独立承建或与央企组成联合体，“央企的融资与基建能力+专业环保企业的技术与运营能力”已成为经典组合。

·调试与并网发电：完成焚烧炉、发电机组调试，与当地电网实现并网。

·长期运营：进入20-30年运营期，需建立本地化运营团队，确保环保合规、社区关系稳定和设备持续高效运行。

五、 典型案例  

1.伟明环保印尼巴厘岛项目（BOT模式）

2026年3月，伟明环保牵头联合体成功中标印尼巴厘岛垃圾焚烧发电项目。项目规划建设约1,500吨/日炉排炉垃圾焚烧处理及发电设施，总投资不超过1.75亿美元，建设期约2年，运营合作期限为商业运营后30年。该项目属于印尼主权投资基金（Danantara）主导的首批国家级招标项目，采用0.20美元/千瓦时固定电价、30年长期购电协议模式。

此案例表明，中国企业正从单纯的EPC工程承包商向“投资-建设-运营”全链条服务商转型。

2.康恒环境—全产业链出海标杆

康恒环境累计签约13个海外项目，覆盖越南、印尼、马来西亚、泰国、乌兹别克斯坦等国，总处理规模达16,260吨/日，占中国企业海外总产能的36.5%，以“海外再造一个康恒”为目标。其标志性项目包括：越南胡志明市心生义项目（3,000吨/日，BOT模式25年）、印尼望加锡项目（700吨/日）以及乌兹别克斯坦纳沃伊项目（7,000吨/日）。

康恒在泰国暖武里府项目采用DBOO模式（设计-建设-拥有-运营），不仅输出技术和设备，还输出资本和20-30年的运营管理能力。该案例体现了“央企融资与外交+民企技术与运营”的抱团出海新模式。

3.中国天楹越南河内项目—规模效应典范

中国天楹在越南河内的垃圾焚烧发电项目是海外超大单体项目的代表。项目日处理规模达4,000吨，总投资3.5亿美元，垃圾处理费单价80美元/吨，回款周期仅1个月。2026年4月，项目扩建工程破土动工，总投资约2.2亿美元，建成后总日处理能力将提升至5,600吨，年发电量预计超10亿度，可满足河内市约22万户家庭的全年用电需求。这一案例充分展示了中国企业在超大项目运营中的综合实力。