（报告出品方：华泰证券）
中国电力工业：从解决短缺问题，到可持续的能源转型
中国电力体制的不断改革贯穿中国电力工业发展历程
中国电改大体分为四个阶段：1）1980 年代电力投资上允许多家办电，改变过去独家办电， 初步扭转电力短缺问题；2）2002 年 2 月“5 号文”启动的电改，实现厂网分离、主辅分开、 政监分开，电力供给侧大幅发展；3）2015 年 3 月“9 号文”启动的新一轮电改，主要内容 是“三放开、一独立、三强化”，吸取之前的教训，进一步推进电力市场化。4）2021-2030 年构建新型电力系统，解决不稳定供给与不可测需求之间的矛盾。
“5 号文”电改释放供给侧活力，电力供给从短缺走向宽松
体制束缚导致 2002-2004 年的电力供给短缺。20 世纪 80 年代后期，中国用电量增速一直 维持在 9%-10%之间，1992-1993 两年维持在 11%以上，这一时期经济过热，全社会电力 紧张。1993-1998 年中国经济经历长达 5 年的“软着陆”，用电量增速持续下滑，1998 年 下降到谷底 2.8%，发电能力大量闲置，国家计委由此颁布硬性规定：“三年不许开工新的 火电项目”。1999-2000 年全国用电量增速分别回升到 6.1%和 9.5%。2002 年“电荒”开 始，从长三角迅速向珠三角以及全国其它地区蔓延，2002-2004 年全国拉闸限电的省市自 治区分别达到 12/22/24 个（包括西南/西北等经济欠发达地区），电力装机缺口分别为 2,035/4,485/3,000 万千瓦。
工业用电引领电力消费总量，高耗能贡献尤为突出。2002-2014 年中国电力消费结构中， 工业占比长期维持 72~75%的比例，其中高耗能行业占比为 46~49%；从电力消费增长贡献 度来看，高耗能行业长期超过 45%、仅在个别年份低于 30%（包括 2008 年 26%、2012 年 30%）。（注：根据国家统计局口径，六大高耗能行业包括石油、煤炭及其他燃料加工业， 化学原料和化学制品制造业，非金属矿物制品业，黑色金属冶炼和压延加工业，有色金属 冶炼和压延加工业，电力、热力、燃气及水生产和供应业）
2002 年“5 号文”启动电力体制改革，拆分国家电力公司，发电侧引入竞争。2002 年中国 以英国电力改革模式为范本，开始进行电力体制改革。改革之前，中国与英国面临相似的 问题：垂直垄断经营、低效率、省际间市场壁垒阻碍市场形成、政企不分。1989 年英国《电 力法》确立了电力所有权从国家向私人投资者的转变，电力工业实行私有化；引入竞争性 电力市场，打破垂直一体化垄断、重组电力工业的市场化结构，实行发、输、配、售各自 独立；建立单一购买机制和建立独立的管制制度，基本实现私有化和市场竞争，并建立公 平、透明、开放的电力交易市场。 2002 年中国国务院正式批准了《电力体制改革方案》，分拆国家电力总公司，中国电力体 制实现了厂网分离，成立了国家电网、南方电网两家电网公司以及国电集团、大唐集团等 五大发电公司，以及葛洲坝集团、水利水电建设总公司等四家辅业集团；此外，组建国家 电监会，行使监管职能。第二次“电改”的成就在于在发电环节引入竞争机制。
发电规模与技术水平大幅提高，电力供给从短缺走向宽松。发电侧引入竞争机制后，大幅 促进了发电企业的发展，形成了国有、集体、民营及外资等多元化投资主体和全方位竞争 的格局。2002-2014 年中国发电装机容量由 3.57 亿千瓦增长至 13.79 亿千瓦，CAGR 达到 12%，平均装机增速高于 GDP 增速，解决了困扰多年的“硬缺电”问题；电源结构不断优 化，非化石能源发电装机容量比重大幅提升，2006-2014 年持续上升至 32%；此外其它经 济技术指标如输配线损、厂用电率、CO2排放亦在不断优化。
发电机组利用小时的变化也反映了电力供需由偏紧转向宽松的趋势。1998-1999 年，由于 经济增长放缓，电力需求不旺，供大于求导致设备闲置，中国发电机组年平均利用小时在 4300-4500 的区间。2004-2014 年随着电力供需由偏紧转向宽松，中国发电机组年平均利 用小时由 5,455 小时一路下行至 4,318 小时。
“9 号文”电改推进电力市场化，电价形成机制初步理顺
2015 年 3 月中发“9 号文”启动新一轮电改，“三放开、一独立、三强化”推进电力市场 化。此轮电改主要内容包括：有序放开输配以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开 配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划；交易机构相对独立；对区域电 网、输配电体制深化研究。同时，强化政府监管、统筹规划、安全可靠供应，构建“管住 中间，放开两头”的体制架构，核心是建立有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、 价格合理、监管有效的市场体制。理顺电价形成机制是 2015 电改核心任务之一。1）单独核定输配电价：按“准许成本加合理 收益”原则，分电压等级核定；2）分步实现公益性以外的发售电市场化定价：放开竞争性环 节电力价格，把输配电价与发售电价在形成机制上分开，参与电力市场交易的发电企业上 网电价由用户或售电公司与发电企业通过协商、市场竞价等方式自主确定，参与电力市场 交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价（含线损）、政府性基金三部分组成；3） 妥善处理电价交叉补贴，结合电价改革进程，配套改革不同种类电价之间的交叉补贴。
构建新型电力系统，立足能源安全，推动能源转型
电力需求侧：新动能接替高耗能，消费结构更加趋于平衡。传统高耗能产业虽为用电量主 力，但其用电增量减少，导致对用电量增长的拉动作用持续减弱。随着产业结构转型及“新 基建”拉动，5G 基站建设、大数据中心等信息技术相关产业，或接力传统高耗能，保障全 社会用电量温和增长。我们预计“十四五”期间“新基建”用电增量贡献度增加 5pct 至 14.0%。 我们以 4G/5G 基站、大数据中心、新能源充电桩测算新基建对于用电需求拉动的影响。据 我们测算，“十三五”期间，“新基建”行业用电量增加 1683 亿度，占同期全社会用电量增 量的 9.0%。随着国家加快推进“新基建”建设，我们预测“十四五”期间“新基建”行业 用电量增量 3367 亿千瓦时，占同期全社会增量的比重增加至 14.0%，占比提升 5pct；“十 五五”期间“新基建”行业用电增量 4075 亿千瓦时，占同期全社会增量比重提升 4pct 至 18%。
电力供给侧：基于对未来十年电供给的预测，我们认为风电/光伏装机将迎来快速增长，十 四五/十五五期间年均风电装机增长为 60/78GW，年均光伏装机增长为 138/200GW，至 2025/2030 年末，风光发电装机将占总装机的 43%/57%。风光装机的快速增长带来风光发 电量的占比提升，至 2025/2030 年，风光发电量占比将从 2022 年的 14%提升至 22%/36%。 同时，我们认为火电“十四五”期间还将陆续有少量新增装机，“十五五”碳达峰目标临近， 我们预计 2030 年火电装机为 1,574GW、占比 31%，火电电量占比将从 2022 年的 68%下 降到 2030 年的 45%。
印度电力工业：脆弱的电网系统或难以支撑快速增长的电力需求
当前面临的主要矛盾：基荷电源不足、输配线路老化、可再生能源效率低
基荷电源不能满足快速增长的能源需求
印度是世界第二大人口大国，是仅次于中国和美国的第三大电力生产国和第三大电力消费 国，以及拥有全球第五大火力发电装机容量。2022 年，印度总发电量达到 1484TWh，可 再生能源发电量 323TWh，占总发电量 21.7%。在所有可再生能源发电量中，太阳能、风 能、生物质能等占据 53%以上，水电占 47%。截至 2023 年 8 月，印度总装机容量 411GW， 其中印度可再生能源发电装机容量（包括水电）为 174GW，占比达 42.2%。根据 IEA 预测， 到 2030 年印度装机容量将达到 830GW，相当于整个欧盟装机容量总和；到 2040 年，印 度对全球能源需求增长的贡献将达到 25%。当前印度仍在提高本国的非化石清洁能源的发 电量。
印度电力短缺，尽管 2021 年通电率已达 99%，但停电现象经常发生，截至 2023 年 8 月， 印度峰时电力缺口为 700 万 kW，印度电力短缺问题将持续存在。印度人均用电量长期低于 世界平均水平。由于长期存在电力缺口，印度每个邦的电力资源都是按照配额来分配。与 之形成鲜明对比的是，印度经济正处于快速增长期，根据 Mordor Intelligence 的预测，印 度电力市场在 2022-2027 年的预测期内将以超过 3% 的复合年增长率增长，长期增长空 间大。
电力需求增长过快，煤炭供给出现短缺。近年来，印度工业经济复苏叠加极端高温天气反 复，电力需求快速增长，电力供需趋紧。印度虽是全球第二大的煤炭生产国和消费国，但 仍需进口接近三分之一的煤炭。这使得印度的电力供应受到国内外因素的影响，容易出现 煤炭短缺的情况。2022 年，据印度民意调查机构对 2 万多人的调查显示，有三分之二的家 庭经常遇到停电，有三分之一的家庭每天停电时间超过两小时。这主要是由于国际煤炭价 格上涨，印度进口商减少了进口量，而国内产量未能及时跟上，造成了数月的煤炭供应不 足。
电力设备和线路老化严重，输配电损耗率高
印度电力设施建设落后，电力设备和电力线路老化严重，且偷电现象普遍存在。印度目前 虽然电气化率高，但缺电问题仍然严重，农村地区和小城镇供电不足尤为明显，印度历史 上也经常出现大面积断电，其背后的核心原因是印度有着脆弱且落后的电网。Smart Power India 2020 年调查显示，近 87%的印度人口可以使用电网供电，13%的人口仍无法获得并 网电力。在使用非电网资源的人口中，62%为农业客户。印度缺少有效的继电保护和危机 处理能力，传输损耗率高，电力控制系统陈旧，不能满足不断增长的用电需求。印度的高 压输电技术亟需提升和更新，其主干电网的电压等级较低，抗故障能力弱，不适合当前的 输电容量和距离。此外，印度还普遍存在偷电的行为，使得电力公司难以为继。新华社 2023 报道显示，印度在输配电环节的损耗率高达 25%，部分地区的输配电损耗率甚至超过 50%， 印度电力公司不堪重负。
备用容量不足导致可再生能源效率较低
为填补能源需求缺口，印度开发出多种可再生能源发电手段，但随着新能源发电系统接入 电网，其供电不稳定的缺陷也逐步显现。光伏方面，印度的光照条件优越，度电成本低廉， 是发展太阳能的理想之地。印度国家电力计划（NEP）预计，从 2021-22 财年至 2026-27 财年，印度的能源需求将以每年 7%的速度增长。风电方面，印度的风能市场主要依赖于陆 上风能，印度是全球第四大风电装机国，截至 2022 年底，总装机容量达到 42 吉瓦，比 2021 年增长了 5%。印度也在探索利用其 7600 公里海岸线上的海上风能资源，以扩大其绿色能 源组合。
尽管可再生能源（非水电）拥有第二大容量份额，但其在 2022 年印度总发电量中的占比不 足 12%。燃煤发电占装机容量的 50%左右，在 2022 年贡献了超 73%的发电量。就代表经 济效益的每单位发电量而言，核电的效率最高，其在印度电力部的评价中得分超过 7 分。 可再生能源的效率最低，在 2022 至 23 年的评价中得分低于 2 分。这是因为可再生能源的 发电容量系数较低，通常最多仅能达到 15%-20%。
如果没有备用容量支持，大功率的可再生能源发电系统有频繁引发停电问题的隐患，进而 影响电力供应安全。由于可再生能源不能稳定提供所需电力，因此在必要时，必须辅之以 其他手段以保障电力供应安全。比如，给予消费者补偿以减少其用电需求，或支付维持备 用容量的所需费用（备用发电手段包括储蓄电池、燃煤发电、燃气发电等）等。针对前者， 过去印度通常通过强制停电强行减少农村消费者的用电需求，但被迫停电者通常得不到停 电补偿。被迫适应停电的消费者显示出了“电力备用系统”的功能，即通过消费者用电侧 缓冲发电侧电量不稳定，以保持电力供需匹配。这种系统是不正常的存在，亟需被淘汰。 针对后者，目前印度储能仍处在较低水平，当前电池储能仅 37MW，未来印度为配合可再 生能源发电增长，计划大力发展储能。据印度储能联盟（IESA）数据，为了在 2030 年之 前实现 500GW 的非化石燃料电源并入电网，届时印度将需要至少 160GWh 的储能。
配电公司财政困难无法建立容量市场
印度政府对可再生能源给予持续的政策支持，恐使电价长期保持在低位，进而削弱发电商 建造新电厂的动力。容量市场旨在通过向供应商付费，让供应商承诺在未来数年交付所需 电力，从而确保电网的可靠性。然而，容量市场的落地仍面临着一些现实问题。 一方面，畸形的定价系统以及严重的偷电问题使得印度配电公司亏损严重。《经济日报》2023 年 1 月报道显示，印度国营配电公司的亏损目前约占国内生产总值的 1.5%，超过了财政赤 字。各邦政府将优惠电价作为赢得民众选票的重要武器，导致配电公司从发电厂购买的电 价甚至高于终端零售电价，配电公司蒙受损失，依靠政府补贴艰难度日。各邦配电公司财 政状况不断恶化，不得不削减对发电、电网和消费者计费基础设施的投资。在亏损严重导 致财政困难的境况下，其能否为多年后未必会出现的负荷事件支付容量成本仍存在疑问。 另一方面，印度配电公司在拨款之后，仍面临电力系统不稳定等诸多问题，印度输配电环 节平均电力损耗接近 25%，远超 10%的全球平均水平，在供给效率低下和需求剧烈波动等 深层次问题未得到妥善解决时，建立稳定的容量市场仍非易事。
应对矛盾的潜在措施：配售电投资、吸收海外资金、积极发展备用容量
持续投资于配售电环节。根据 Research and Markets 报告，未来 10 年，印度预计投资 449 亿美元用于智能计量、配电自动化、电池储能及其他智能电网市场领域。此举能够加强电 网建设，提高配电效率，减少电能损耗和供电中断等问题，从而提高电力供应的可靠性和 稳定性。此外，也将扩大备用容量，有助于提高可再生能源发电的效率，降低碳排放和环 境污染，推动印度向清洁能源转型，实现可持续发展。配售电环节效率的提高及新能源电 力规模的扩张将有效填补快速增长的电力需求缺口。 积极吸收海外资金解决前期投入。为解决经济发展所需资金，印度自 1947 年独立后便积极 利用世界银行、IMF 等国际组织，以及前苏联、欧美国家提供的官方优惠援助。与此同时， 印度也确立了利用与限制结合的外资政策。但是在利用与限制之间摇摆是印度外资政策的 一贯传统，主要原因在于印度的经济发展充满了波折与反复。在本国输配电公司财政困难， 以及电力系统落后的情况下，如若能够制定稳定有效的外资引入政策，将有望为整个电力 工业带来资金与技术。
积极发展备用容量。如何在满足日渐增长的电力需求和减少对污染严重的燃煤发电厂的依 赖之间取得平衡，一直是印度政府所面临的一大挑战。由于这两个问题之大，印度短期难 有解决方案。印度待开发的风、光资源丰富，且风电、光伏装机量也有足够储备，通过发 展备用容量或有望逐步实现可再生能源发电替代煤电。目前来看，储能系统高昂的成本是 住宅、商业和工业客户部署和采用的最大障碍。因此需要建立健全的政策框架和提供财政 激励措施来开展更多工作，以确保储能部署能够跟上印度可再生能源快速增长的发展步伐。
越南电力工业：电力缺口扩大日益增加煤炭依赖
当前面临的主要矛盾：火电依赖、新能源投资意愿低、输配系统薄弱
日益增长的用电需求提升火电依赖
越南电力结构以火力发电和水力发电为主，火电仍是装机增长主力，煤炭储备丰富。不管 是从装机量还是发电量来看，煤电和水电都是越南的绝对发电主力。EVN 披露，2020 年越 南装机容量为 69.3GW，其中水电装机量为 20.8GW，煤电装机量为 21.6GW，占比分别达 到 29.98%和 31.10%，是越南最主要的发电方式。燃机、风电、光伏和其他发电方式的装 机量分别为 8.9GW、0.5GW、16.7GW 和 0.9GW，是水电和煤电的重要补充。EVN 官网 的数据显示，2023 年 1-8 月越南的电源结构中，燃煤发电约占 47.3%，水电占 26%，燃气 发电占 10.3%，燃油热电占 0.7%，可再生能源发电占 14.1%，进口电力占 1.4%。 越南煤炭储备丰富，越南煤炭进口的增长主要是由本国火力发电厂用煤需求增长的驱动。 根据英国石油公司(BP)《世界能源统计 2021》数据，2020 年，越南已探明煤炭储量达 3360 Mt，储产比为 69。以广宁煤田为代表的优质无烟煤举世闻名，褐煤和泥煤主要分布在红河 三角洲地区和湄公河三角洲地区。据英国能源学会（EI）发布的《世界能源统计》数据显 示，2015 年以前越南煤炭产量大于煤炭消费量；2015 年起，越南煤炭消费量超过产量， 到 2022 年煤炭消费量超过产量 0.88Mt。
越南煤电大幅度提升，但受地形和气候影响，水电装机将停滞。虽然红河、湄公河的径流 总量不小，达到 8400 亿立方米，位居世界第 12 位；但是相对上游来说，流经越南的河段 地形平坦，几乎没什么峡谷可用，也就没法修水电站。若采用人工筑高坝的方法，但同样 是因为地形平坦，可能还没等发电，河水就溢出来了。所以，越南空有两条大河，但没法 在河上修水电站发电，只能在一些小的支流上修。但小支流水量又有限，发电能力更是薄 弱。并且受高温干旱天气影响，近两年来，越南电力不时出现短缺危机状况。据越南工贸 部安全技术与工业环境司 2023 年 6 月 8 日发布的一份报告显示，有 9 座水位低于死水位的 水电站，还有 11 座水电站因流量和湖水水位较低而不得不停止发电；这使得电力供应受到 较大影响。在越北，除了和平水电站水库外，大部分水电站的水库处于死水位。
最近十几年来，越南低端制造业崛起，带来用电量增加，用电缺口扩大。近十年来，越南 制造业蓬勃发展，其产值及占比呈上升趋势。2021 年，越南生产总值达到 5,134 万亿越南 盾，其中加工制造业产值达到 1,202 万亿越南盾，占生产总值 23.4%，超过农业、林业和 渔业，仅次于服务行业。随着制造业的发展，越南的用电消耗量逐年递增，但发电能力在 2020 年后进入瓶颈期，电力缺口也随之产生。越南工贸部的最新预测指出，胡志明市的制 造业中心预计从 2022 年开始出现局部电力短缺，到 2030 年将短缺 10000 兆瓦以上，占总 发电产能的 7.5%。这个局面会使越南整体电力供需问题更加突出，并给旅游、制造业等重 要产业带来潜在威胁。
2023 年年初至今，由于越南天气异常，全国降雨量低于往年平均，水力发电量减少，以及 大量工业生产用电，居民夏季用电高峰，导致越南出现用电荒，煤电未来仍将是发电主力。 近两年水力发电能力严重受限，导致越南北部工业园区出现突然断电的现象，工厂生产一 度中断。在重压之下，越南采取了拉闸限电、进口电力等一系列措施，一些在疫情期间封 存的太阳能板也被打理干净重新启用。考虑到煤炭发电直接有效，在未来的较长一段时期， 燃煤发电仍将是越南电力行业的主要来源，仍将要靠煤炭来满足该国大部分的能源需求。
电价不足以拉动新能源发电投资
上网电价受到政府部门的严格管制，不太遵循市场规律，投资商面临运营成本高等困难， 新能源发发电投资的热情不足。根据政府发布的电价决定，2019 年 3 月 20 日起商品电平 均零售价格上调 144 越盾/度，上调幅度为 8.36%，新的平均零售电价从 1720.65 越盾/度调 整为 1864.44 越南盾（约 0.08 美元）/千瓦时（不含增值税）。电价因用电时段、行业、电 压、用电主体性质不同有较大差别。居民生活用电价格为 1678-2927 越南盾（约 0.072-0.126 美元）/千瓦时，工业用电价格为 970-4587 越南盾（约 0.042-0.197 美元）/千瓦时（不含 增值税）。越南工业与贸易部(MIOT)于今年推出了新的上限电价，用于越南境内的风电+光 伏电力销售价格。地面集中式电站项目的上限电价已从 0.0709 美元/千瓦时降至 0.0502 美 元/千瓦时 ，使得大型集中式光伏电站项目的财务可行性降低。
薄弱的输电系统难以匹配南北聚集的负荷需求
特高压直流输电缺乏规模效益，负荷分布形态呈棒状，南北分别都是负荷中心，但是中心 的负荷体量小。越南国内输电体系为“一输五配”格局，其中全国输电业务由越南国家输 电公司（EVNNPT）管理，管辖范围为国内 220kV、500kV 线路及部分 110kV 线路（多为 跨境线路），该国配电公司分别有北部公司、中部公司及南部公司及两个直辖市级配电公司， 即：河内配电公司及胡志明市配电公司。截止 2021 年底，越南用电覆盖已达 100%。电网 输电及配电业务仍由 EVN 公司管辖。
总体来说，越南形成了南北两个核心经济圈，也形成了分别处于国家两头的两个负荷中心： 河内地区和胡志明市地区。北边河内水电煤电发达，电源类型多样化，供电压力不大；但 是南部仅有煤电能够稳定供给，有电荒风险。从资源结构上来看，该国发展远距离高压输 电是有意义的，但是经济效益却不明显，因为负荷分布形态呈棒状的国家，不建设特高压 直流输电会存在缺电风险，但其规模效益又较弱。虽然越南的南北分别都是负荷中心，但 负荷体量较小，若传输容量太大又将带来电力消纳压力，无法像中国一样建设特高压直流 输电。在越南政府批准的《第八个国家电力发展规划》中，工贸部提议继续建设 500 千伏 的电力传输系统，将电力从中部高地、中南部海岸和中北部地区的主要电力来源中心传输 到越南的主要负载中心。
应对矛盾的潜在措施：装机产能扩张、强化电网能力、跨国合作
增加电力产能。为应对快速增长的电力需求，越南政府积极推动电力产能的增加，通过建 设新的发电厂和扩大现有电力设施的规模来提高发电能力。例如，越南计划建设多个燃煤、 天然气和水力发电厂，以增加电力供应。根据越南工贸部的要求，越南电力部门需要在东 南地区增加 18%的天然气供应，在西南地区增加 8%的天然气供应，并要求在 2023 年 5 月 份增加约 30 万吨煤炭产量的基础上，6 月份和 7 月份各增加约 10 万吨煤炭产量以应付电 力缺口。目前，越南政府已批准了《第八个国家电力发展规划》，将投入 1347 亿美元资金 用于电力发展，以确保充足的电力供应，来推动在 2021-2030 年期间预计 7%的年国内生 产总值增长率。
发展可再生能源。越南政府将可再生能源发展作为解决电力问题的重要途径之一。越南自 然资源条件优越，是清洁能源储量最丰富的东盟国家之一，在太阳能和风能领域具有较大 的潜力，政府鼓励投资者开发和建设可再生能源项目。越南位于热带地区，全年日照量达 2500 小时，具有丰富稳定的太阳能资源，越南中部和南部沿海省份的风电和太阳能发电项 目发展强劲。越南拥有 3000 公里长的海岸线，沿海地区风能资源较为丰富，部分地区年均 风速可达 8.0m/s 以上，越南国土面积的 8.6%适合风力发电，其中包括内陆面积和海岛。 世界银行统计越南风能资源理论蕴藏量 2099GW，其中越南中部、南中部及南部等地区具 有巨大的发展潜力，特别是宁顺省和平顺省。PDP 8 规划至 2025 年，越南陆上和近岸风电 总容量约为 10.7-13.6 GW；2030 年约为 11.7-16.1 GW，2045 年上看 55 GW。 海上风电 总则目标 2030 年装机量达到 7 GW，至 2045 年约 30-64.5 GW。
提高电网和输电线路的能力。越南现有的能源基础设施不足，电网容量薄弱，这将阻碍新 发电项目特别是可再生能源项目发展。与输电线路相比，可再生能源的建设时间通常要短 得多。近两年可再生能源激增给越南电网带来较大压力。国家负荷调度中心一直在降低水 电站的产量，以优先考虑太阳能发电并防止电网过载。根据 PDP8 草案，工贸部估计 2021-2030 年间需要 329 亿美元来开发电网。草案提议继续扩大 500 千伏传输系统，将电 力从中部和南部地区的电源中心传输到胡志明市和红河三角洲的大型负载中心。该部还在 试验将智能电网和 4.0 技术应用于输电网络。越南政府将坚定地致力于改善电网基础设施， 为全国各地的输电和配电部门提供许多机会。随着输配电的大量投资，越南预计将增加对 电力变压器、断路器、断路开关、电容器、计算软件以及电信和信息技术设备等控制和保 护设备的需求。 跨国合作。越南国土狭长，与其他国家和国际组织合作，与周边国家加强电网互联互通在 促进电力绿色低碳转型中效率更高，也能更好地解决电力问题。近期，越南积极与多国进 行电力合作。越南与中国、老挝等签署了电力合作协议，进口电力以满足国内需求；与俄 罗斯国家电网签署了合作意向书，帮助越南国家电力传输总公司引进先进技术；与英、美 两国电力公司开展技术和新能源转型方面的合作。
印尼电力工业：群岛地形抑制新能源发展
当前面临的主要矛盾：退煤挑战、新能源利用率低、群岛资源不均
富煤国家面临的退煤挑战
丰富的煤炭资源使印度尼西亚成为煤电大国，也是全球重要的煤炭出口国。印尼煤炭资源 丰富，印尼能矿部 2021 年数据显示，其煤炭储量达 388.4 亿吨，预计能维持至少 60 年开 采。印尼的煤炭产品产能增长迅猛，IEA 数据显示，1990-2020 年印尼各类煤炭产品总和由 24.48 万太焦提升至 1240 万太焦，近 5 年年均复合增长率达 139%，次烟煤增长量占增长 总量的 82.06%。同时印尼也是全球最大的煤炭出口国，1990-2020 年期间，印尼煤炭出口 量由不足 12 万太焦提升至超 920 万太焦，增长超 80 倍。
煤矿产业长期以来都是印尼的重点产业之一，近年来环保政策的推行导致煤炭需求下降， 为抵消需求下降对煤矿产业发展的影响，印尼政府向煤电行业提供了大量资金补贴以及政 策支持，使得煤炭发电在印尼的成本极为低廉。PLN 2022 年统计数据以及 2021 年年报显 示，在定下去煤目标前的 2020 年，煤炭发电成本仅为 636.55 印尼盾/kWh，不足平均发电 成本 1348 印尼盾/kWh 的一半。在全球化减碳浪潮中，产业和政策背景使得印尼的燃煤发 电量及其在总发电量中的占比逐年增长，分别从 9768GWh/29.9%（1990 年）提升至 180869GWh/61.98%（2020 年）。PLN 数据显示，2022 年燃煤发电约占印尼发电总量的 62.5%，其次是燃气发电，占比约为 22.2%，太阳能及其他非水可再生能源仅占比约 0.3%。
全球能源监测数据显示，丰富的煤炭资源和政府政策资金的大力支持，21 世纪以来印尼无 燃煤电厂退役，且历年来燃煤发电容量多有新增，在 2011、2012、2019 和 2022 年新增燃 煤电厂容量均超 0.4GW，且在 2022 年新增规模达到近 20 年最高的 0.51GW。据南方能源 观察《东盟特辑》报道，截至 2022 年 10 月，印尼在运和新建的煤电项目共计总装机量为 46.6GW，其中，独立发电商（IPP）拥有的燃煤电厂装机量为 63%（29.3GW），印尼国家 电力公司（PLN）旗下燃煤电厂装机量占比 37%（17.3GW）。
印尼的电气化率较高，但居民实际生活中仍有严重的缺电问题。印尼能矿部的 ESDM 报告 显示，2012-2021 年期间，印尼全国电气化率提升了 22.89pcts，2021 年已达到 99.45%。 PLN2022 统计数据显示，划分省份，除巴布亚山区（12.09%）、巴布亚中部（47.36%）和 东努沙登加拉省（69.06%）电气化率较低，其余省份电气化率均在 70%以上，且爪哇（Java） 和爪哇以外地区整体电气化率分别达到了 99.37%和 95.12%，统计数据十分亮眼。人均电 量消费也在 2015-2022 年期间以 3.11%的年均增速稳定增长至 1173 千瓦时。然而实际居 民用电问题十分严峻，世界银行高级社会发展专家塞特约瓦蒂(Abidah Setyowati)指出“每 天实际通电时间仅有 1-2 小时，且稳定性和质量不一”。
21 世纪以来，印尼碳排放量快速增长，煤电新增二氧化碳占总新增一半以上，为印尼降碳 减排带来压力。2022 年 9 月，国际能源署（IEA）发布的《印尼实现净零排放的能源部门 路线图》（An Energy Sector Roadmap to Net Zero Emissions in Indonesia，以下简称《路 线图》）显示，2000-2021 年期间，印尼能源部门的二氧化碳排放量增长超两倍，GDP 增 长超 2.5 倍，两者增长紧密相关。同时 IEA 数据显示，2000—2021 年，印尼全国总二氧化 碳排放增加了三倍多，煤炭是最大的驱动力，其新增排放占新增总排放量的 64%，其次是 石油和天然气需求的增长促使了排放量额外的增长。Ember 数据显示， 2011-2020 年间， 印尼电力产业的二氧化碳排放量年均增速达4.89%，高于全国总排放量4.62%的年均增速， 2020 年发电二氧化碳排放量增长至 182.3 MMTCDE，发电二氧化碳排放强度稳定在 600 克二氧化碳/kWh以上，以年均0.73%的增速缓慢增长至2020年的663.49克二氧化碳/kWh， 人均排放量增长了 0.21 公吨二氧化碳，年均增速达 3.83%。
政府计划通过淘汰、升级部分煤电站，逐步减少燃煤电厂新增，提升可再生能源发电占比， 推动国家电力工业降碳减排。根据中国商务部《对外投资合作国别（地区）指南 印度尼西 亚（2022 年版）》，正在编制的碳中和路线图中，PLN 将在 2025 年前将燃煤电站和燃气电 站改造升级为可再生能源电站，计划到 2030 年、2035 年、2040 年、2045 年依次淘汰 1GW、 9GW、10GW、24GW 的燃煤电站，2056 年淘汰全部燃煤电站，2058 年进入大规模可再 生能源电站发展阶段。目前，印尼全国发电总量 63GW，其中化石燃料电站占 35GW，燃 煤电站 21GW。此外，2022 年 9 月 13 日，印尼总统佐科签署了第 112/2022 号总统条例， 除上述已纳入规划外的项目，停止为新建燃煤电厂发放许可证。
挣扎的新能源
源荷空间错配制约新能源发展。可再生资源富集区域与负荷中心位置不匹配，也是印尼发 展绿色电力的一大制约。印尼能矿部和 IRENA 数据显示，2014-2021 年期间，印尼可再生 能源容量由 8.42GW 逐年稳定增长至 11.16GW，年均增速 3.59%，且在定下去煤目标后的 2021 年同比增长达 6.19%，为期间最高。但在此期间除了 2021 年，可再生能源容量增速 均不及总容量增速，导致可再生能源容量的总容量占比下降了 1.7pcts，期间最低仅14.33%， 可再生能源发电项目落地情况并不理想。
印尼可再生能源丰富且总体利用率低。印尼政府和 PLN 于 2021 年 10 月发布的《2021— 2030 年国家电力发展规划》（以下简称“RUPTL”）的数据显示，印尼新能源/可再生能源 总体开发潜力为 443.3GW，包括地热能、水电/微小型水电、生物能、太阳能、风能、海洋 能，其中太阳能光伏开发潜力最大，为 208GW，占总可再生能源开发潜力的 47%，远超其 后的水电（75GW/17%）和风电（60.6GW/14%），海洋能潜力最小，不足 18GW。RUPTL 中的最新数据显示，2015 年印尼可再生能源总装机容量 8.22GW，其中水电装机容量为 4.83GW ，占比高达 58.75% ， 随 后 是 生 物 质 能 （ 1.67GW /20.33% ） 和 地 热 能 （1.44GW/17.51%），其余能源装机容量占比均不足 3%，尤其是风电容量仅为 3.1MW。 可再生能源总体利用率仅为 1.85%，开发潜力巨大。其中，水能、生物质能以及地热能利 用率相对较高，分别为 6.43%、5.12%和 4.87%，而太阳能、风能和海洋能利用率较低， 分别为 0.04%、0.01%和 0.002%，主要系主要系印尼地处赤道无风地带，有丰富的光照资 源，全域太阳能资源丰富，但风资源不佳所致。
印尼已对可再生能源进行规划，然而政策对可再生能源的推动效果不明显。根据 RUPTL 提出的目标，2025 年印尼可再生能源发电占比要达到 23%，到 2050 年不低于 31%。2021 —2030 年，印尼计划新增新能源 20.92GW，其中，过去的 2021 年和 2022 年目标新增 752MW 和 647MW 的发电容量，年新增容量预计将在 2025 年达到最高值 5544MW，后经 历两年短暂的下滑后将在 2028-2030年期间回到 2000MW 以上的容量新增。划分能源类型， 各类新能源产能规划较为温和保守，预计水电（包括小型/微型水电）将增加 10.39GW 容 量，占总新增容量近一半，其余太阳能光伏、地热、生物质能/垃圾、风能新增容量分别为 4.68GW、3.36GW、0.60GW、0.59GW，占比 22.37%、16.04%、2.85%、2.82%。此外， 可再生能源的储能电站计划新增 1.01GW、0.3GW 的发电容量，分别满足基本电荷和尖峰 电荷需求。
印尼是东盟国家中较早出台光伏补贴政策的国家，自 2009 年以来，印尼能矿部下属的可再 生能源和节能总局（DGNREEC，以下简称“新能源局”）多番尝试制定有效的政策促使印 尼太阳能行业快速稳定发展，但过去很长一段时间里，由于电价政策缺乏连贯性，并没有 达到预期效果。印尼曾两次推出 FIT 补贴机制，而后又匆忙撤销，接替 FIT 补贴的是基准 电价机制（Biaya Pokok Produksi，BPP），规定光伏、风能、潮汐能等上网电价不高于当 地 BPP 的 85%，水力、地热、垃圾发电等价格上限为 BPP。BPP 是指项目所在地平均发 电成本，基本由煤电决定，在 BPP 机制下，如果没有额外补贴，难以推动可再生能源发展。 第 112/2022 号总统条例明确了新的新能源电价政策，对项目还贷期设置了较高的“天花板” 价，并与多维变量挂钩。2022 年 9 月，印尼国有企业部长埃里克·托希尔（Erick Thohir） 表示，该国能源转型需要超过 6000 亿美元的资金支持。 印尼政府于 2021 年 3 月推出的投资“优先清单”，取代了 2016 年第 44 号总统条例中以“负 面清单”为主要模式的外商投资准入制度，取消了对外商投资发电厂、输配电等项目的股 权比例限制。2022 年 10 月，印尼能矿部拟进一步放开投资限制，允许独立发电商（IPP） 在特定区域内自行投资建设和运营输配电网。PLN 购电采取照付不议机制，公司负债水平 较高，是否愿意以较高的电价采购可再生能源电力仍是一个未知数，同时短期内也难以直 接投资可再生能源发电项目。目前，由于缺乏清晰的盈利模式，印尼广阔的可再生能源发 展前景虽然吸引着众多关注，但落地项目不多。
群岛地形抑制
印尼是世界上最大的群岛国家，拥有约 17000 个岛屿。各个岛屿人口和自然资源分布不均， 经济发展水平也各不相同。其中，人口多聚集于爪哇岛、苏门答腊两大岛屿中的几个主要 城市及周边区域。
爪哇岛贡献了印尼人口总量和国内经济生产总值的 60%，用电量约占印尼全国的 75%。印 度尼西亚公用事业级太阳能光伏发电（PV）的技术潜力约为 1 500 千兆瓦（GW），陆上 风力发电的技术潜力约为 500 千兆瓦（GW）。苏门答腊岛和加里曼丹岛拥有其中约 40% 的太阳能光伏发电潜力，而经济强省爪哇岛仅拥有 4% 的太阳能光伏发电潜力和 14% 的 风力发电潜力。 发展分布式光伏需要在有一定经济基础、具备电量消纳能力的区域及城市，由于印尼各岛 人口较少且较为贫困，电力消纳能力有限，经济消费水平较低，目前尚难以承受分布式光 伏的成本。IEA 发布的《路线图》数据显示，为解决印尼可再生资源与需求中心不匹配问题， 到 2050 年，苏门答腊岛和爪哇岛之间大约需要 25GW 的传输能力，加里曼丹岛和爪哇岛 之间大约需要 17GW 的传输能力，爪哇和努沙腾加拉岛之间大约需要 16GW 的传输能力。
应对矛盾的潜在措施：清洁能源降本、优化审批流程、适度补贴投资
清洁电力投资取决于多种因素，特别是项目成本、政策和监管、获得许可和购买土地的难 易程度、向投资者提供的基础合同以及输电限制。尽管在部分领域取得了进展，但与其他 新兴市场经济体相比，长期存在的风险因素推高了印尼可再生电力项目的总体投资成本。 国际能源署发布的《新兴和发展中经济体的清洁能源转型融资》（Financing Clean Energy Transitions in Emerging and Developing Economies，以下简称《转型融资》）显示，印尼 公用事业规模的太阳能光伏发电和风力发电的资本成本高于南非和巴西，也远高于中国和 印度。《转型融资》表明，如果印尼公用事业规模的太阳能光伏发电的融资条件能够降至发 达经济体的平均水平，那么相关技术的平准化电力成本（LCOE）可降低约 40%。
明确电价，提高收入流可预测程度，以吸引更多私人资本投资可再生能源发电项目。印尼 可再生能源电价的不确定性一直是阻碍投资的关键因素。2020 年，印尼政府通过了第 4/2020 号部级法规，规定可再生能源发电优先调度，并取消了以 “建设-拥有-运营-转让” 为基础的“建设-拥有-运营”开发可再生能源项目的要求，这一转变给开发商获取土地和融 资造成了困难。然而，这一条例并没有改变电价机制，目前上网电价仍然不易计算且限制 性过低，此外该条例也没有明确拍卖在发电容量分配中的作用。 印尼是一个庞大且不断扩大的可再生能源市场，其规模足以吸引国际参与者。为在 2025 年 前增加太阳能光伏发电的发展，政府宣布将在旧矿区开发 2.3 GW 的太阳能光伏发电容量， 以取代柴油发电，此外，IESR 2021 年年度报告中提到了一项 10 亿美元的屋顶太阳能推 广计划。从 2010-2020 年巴西和南非的公用事业级太阳能光伏和风能累计投资量变化事实 证明，引入明确的多阶段采购计划，为投资者和融资者展现长期可见性，可有效促进市场 发展。多个新兴市场和发展中经济体已将此类计划与减让性基金相结合，以帮助降低特定 风险。这些计划一般有两个关键组成部分：分配发电容量的竞争机制（拍卖）和严密设计 的基础交易合同，两者都有助于降低资本成本，但印度尼西亚还没有这样的计划。
优化可再生能源项目相关审批流程，降低交易成本。土地使用权、许可证以及输电系统整 合越来越多可再生资源的能力对确保项目的银行可担保性十分重要，但相关担保材料以及 许可授权资格的审批流程却又十分繁琐。印尼基本服务改革研究所（IESR）2021 年度报告 中的一项调查数据显示，超过 85%的受访可再生能源电力开发商表示，许可审批程序耗时， 增加了总体交易成本，因此如果能够优化简化许可和授权程序将会对可再生能源的项目落 地有所帮助。 调整合同，提高投资者的投资热情及信心。允许煤炭和天然气发电厂以更低的产能系数更 灵活地运行，同时减少对可再生能源发电能力的削减，避免调度高成本、高排放的发电厂。 据 IEA 的《路线图》分析表明，如果印尼能够实现上述方向的合同改革，那么在 2030 年 印尼整个电力系统预计可节省 5%以上的成本。但需要注意的是，对现有合同进行改革时 需要确保投资者获得足够的回报，避免损害其对电力行业的信心。
坚持退煤计划，同时适当给予补偿以缓解阵痛。在世界各国纷纷定下退煤目标和计划的浪 潮中，印尼也在 2021 年定下了自己的退煤目标并制定了详细的路线安排。相比于其他国家 而言，印尼的退煤之路可能会更加艰难，需要克服内部煤电成本低廉的诱惑，对煤电的高 度依赖以及外部的融资挑战等，但坚持退煤计是长期发展的方向，根据第 112/2022 号总统 条例，印尼将在除部分已纳入规划外的项目，停止为新建燃煤电厂发放许可证，并淘汰老 化的煤炭产能。2030 年后应加快退役速度，并重新评估对已规划煤电厂的需求。 虽然要 逐步退煤，但是《路线图》表明，到 2030 年，煤炭将继续在印尼电力安全方面发挥重要 作用，提供 50% 的调峰能力，因此，在退煤的过程中，应当向煤炭发电厂以及相关就业 人员提供一定的补偿，以缓解产业结构调整所带来的阵痛。
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精选报告来源：【未来智库】。
