電力行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈轉(zhuǎn)移市場分析

電力行業(yè)產(chǎn)業(yè)鏈轉(zhuǎn)移市場分析中國電力工業(yè)：從解決短缺問題，到可持續(xù)的能源轉(zhuǎn)型中國電力體制的不斷改革貫穿中國電力工業(yè)發(fā)展歷程中國電改大體分為四個階段：1）1980年代電力投資上允許多家辦電，改變過去獨家辦電，初步扭轉(zhuǎn)電力短缺問題；2）2002年2月“5號文”啟動的電改，實現(xiàn)廠網(wǎng)分離、主輔分開、政監(jiān)分開，電力供給側(cè)大幅發(fā)展；3）2015年3月“9號文”啟動的新一輪電改，主要內(nèi)容是“三放開、一獨立、三強化”，吸取之前的教訓(xùn)，進一步推進電力市場化。4）2021-2030年構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，解決不穩(wěn)定供給與不可測需求之間的矛盾。“5號文”電改釋放供給側(cè)活力，電力供給從短缺走向?qū)捤审w制束縛導(dǎo)致2002-2004年的電力供給短缺。20世紀(jì)80年代后期，中國用電量增速一直維持在9%-10%之間，1992-1993兩年維持在11%以上，這一時期經(jīng)濟過熱，全社會電力緊張。1993-1998年中國經(jīng)濟經(jīng)歷長達5年的“軟著陸”，用電量增速持續(xù)下滑，1998年下降到谷底2.8%，發(fā)電能力大量閑置，國家計委由此頒布硬性規(guī)定：“三年不許開工新的火電項目”。1999-2000年全國用電量增速分別回升到6.1%和9.5%。2002年“電荒”開始，從長三角迅速向珠三角以及全國其它地區(qū)蔓延，2002-2004年全國拉閘限電的省市自治區(qū)分別達到12/22/24個（包括西南/西北等經(jīng)濟欠發(fā)達地區(qū)），電力裝機缺口分別為2,035/4,485/3,000萬千瓦。工業(yè)用電引領(lǐng)電力消費總量，高耗能貢獻尤為突出。2002-2014年中國電力消費結(jié)構(gòu)中，工業(yè)占比長期維持72~75%的比例，其中高耗能行業(yè)占比為46~49%；從電力消費增長貢獻度來看，高耗能行業(yè)長期超過45%、僅在個別年份低于30%（包括2008年26%、2012年30%）。（注：根據(jù)國家統(tǒng)計局口徑，六大高耗能行業(yè)包括石油、煤炭及其他燃料加工業(yè)，化學(xué)原料和化學(xué)制品制造業(yè)，非金屬礦物制品業(yè)，黑色金屬冶煉和壓延加工業(yè)，有色金屬冶煉和壓延加工業(yè)，電力、熱力、燃氣及水生產(chǎn)和供應(yīng)業(yè)）2002年“5號文”啟動電力體制改革，拆分國家電力公司，發(fā)電側(cè)引入競爭。2002年中國以英國電力改革模式為范本，開始進行電力體制改革。改革之前，中國與英國面臨相似的問題：垂直壟斷經(jīng)營、低效率、省際間市場壁壘阻礙市場形成、政企不分。1989年英國《電力法》確立了電力所有權(quán)從國家向私人投資者的轉(zhuǎn)變，電力工業(yè)實行私有化；引入競爭性電力市場，打破垂直一體化壟斷、重組電力工業(yè)的市場化結(jié)構(gòu)，實行發(fā)、輸、配、售各自獨立；建立單一購買機制和建立獨立的管制制度，基本實現(xiàn)私有化和市場競爭，并建立公平、透明、開放的電力交易市場。2002年中國國務(wù)院正式批準(zhǔn)了《電力體制改革方案》，分拆國家電力總公司，中國電力體制實現(xiàn)了廠網(wǎng)分離，成立了國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)兩家電網(wǎng)公司以及國電集團、大唐集團等五大發(fā)電公司，以及葛洲壩集團、水利水電建設(shè)總公司等四家輔業(yè)集團；此外，組建國家電監(jiān)會，行使監(jiān)管職能。第二次“電改”的成就在于在發(fā)電環(huán)節(jié)引入競爭機制。發(fā)電規(guī)模與技術(shù)水平大幅提高，電力供給從短缺走向?qū)捤伞０l(fā)電側(cè)引入競爭機制后，大幅促進了發(fā)電企業(yè)的發(fā)展，形成了國有、集體、民營及外資等多元化投資主體和全方位競爭的格局。2002-2014年中國發(fā)電裝機容量由3.57億千瓦增長至13.79億千瓦，CAGR達到12%，平均裝機增速高于GDP增速，解決了困擾多年的“硬缺電”問題；電源結(jié)構(gòu)不斷優(yōu)化，非化石能源發(fā)電裝機容量比重大幅提升，2006-2014年持續(xù)上升至32%；此外其它經(jīng)濟技術(shù)指標(biāo)如輸配線損、廠用電率、CO2排放亦在不斷優(yōu)化。發(fā)電機組利用小時的變化也反映了電力供需由偏緊轉(zhuǎn)向?qū)捤傻内厔荨?998-1999年，由于經(jīng)濟增長放緩，電力需求不旺，供大于求導(dǎo)致設(shè)備閑置，中國發(fā)電機組年平均利用小時在4300-4500的區(qū)間。2004-2014年隨著電力供需由偏緊轉(zhuǎn)向?qū)捤桑袊l(fā)電機組年平均利用小時由5,455小時一路下行至4,318小時?！?號文”電改推進電力市場化，電價形成機制初步理順2015年3月中發(fā)“9號文”啟動新一輪電改，“三放開、一獨立、三強化”推進電力市場化。此輪電改主要內(nèi)容包括：有序放開輸配以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，有序向社會資本放開配售電業(yè)務(wù)，有序放開公益性和調(diào)節(jié)性以外的發(fā)用電計劃；交易機構(gòu)相對獨立；對區(qū)域電網(wǎng)、輸配電體制深化研究。同時，強化政府監(jiān)管、統(tǒng)籌規(guī)劃、安全可靠供應(yīng)，構(gòu)建“管住中間，放開兩頭”的體制架構(gòu)，核心是建立有法可依、政企分開、主體規(guī)范、交易公平、價格合理、監(jiān)管有效的市場體制。理順電價形成機制是2015電改核心任務(wù)之一。1）單獨核定輸配電價：按“準(zhǔn)許成本加合理收益”原則，分電壓等級核定；2）分步實現(xiàn)公益性以外的發(fā)售電市場化定價：放開競爭性環(huán)節(jié)電力價格，把輸配電價與發(fā)售電價在形成機制上分開，參與電力市場交易的發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價由用戶或售電公司與發(fā)電企業(yè)通過協(xié)商、市場競價等方式自主確定，參與電力市場交易的用戶購電價格由市場交易價格、輸配電價（含線損）、政府性基金三部分組成；3）妥善處理電價交叉補貼，結(jié)合電價改革進程，配套改革不同種類電價之間的交叉補貼。構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，立足能源安全，推動能源轉(zhuǎn)型電力需求側(cè)：新動能接替高耗能，消費結(jié)構(gòu)更加趨于平衡。傳統(tǒng)高耗能產(chǎn)業(yè)雖為用電量主力，但其用電增量減少，導(dǎo)致對用電量增長的拉動作用持續(xù)減弱。隨著產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型及“新基建”拉動，5G基站建設(shè)、大數(shù)據(jù)中心等信息技術(shù)相關(guān)產(chǎn)業(yè)，或接力傳統(tǒng)高耗能，保障全社會用電量溫和增長。我們預(yù)計“十四五”期間“新基建”用電增量貢獻度增加5pct至14.0%。我們以4G/5G基站、大數(shù)據(jù)中心、新能源充電樁測算新基建對于用電需求拉動的影響。據(jù)我們測算，“十三五”期間，“新基建”行業(yè)用電量增加1683億度，占同期全社會用電量增量的9.0%。隨著國家加快推進“新基建”建設(shè)，我們預(yù)測“十四五”期間“新基建”行業(yè)用電量增量3367億千瓦時，占同期全社會增量的比重增加至14.0%，占比提升5pct；“十五五”期間“新基建”行業(yè)用電增量4075億千瓦時，占同期全社會增量比重提升4pct至18%。電力供給側(cè)：基于對未來十年電供給的預(yù)測，我們認為風(fēng)電/光伏裝機將迎來快速增長，十四五/十五五期間年均風(fēng)電裝機增長為60/78GW，年均光伏裝機增長為138/200GW，至2025/2030年末，風(fēng)光發(fā)電裝機將占總裝機的43%/57%。風(fēng)光裝機的快速增長帶來風(fēng)光發(fā)電量的占比提升，至2025/2030年，風(fēng)光發(fā)電量占比將從2022年的14%提升至22%/36%。同時，我們認為火電“十四五”期間還將陸續(xù)有少量新增裝機，“十五五”碳達峰目標(biāo)臨近，我們預(yù)計2030年火電裝機為1,574GW、占比31%，火電電量占比將從2022年的68%下降到2030年的45%。印度電力工業(yè)：脆弱的電網(wǎng)系統(tǒng)或難以支撐快速增長的電力需求當(dāng)前面臨的主要矛盾：基荷電源不足、輸配線路老化、可再生能源效率低基荷電源不能滿足快速增長的能源需求印度是世界第二大人口大國，是僅次于中國和美國的第三大電力生產(chǎn)國和第三大電力消費國，以及擁有全球第五大火力發(fā)電裝機容量。2022年，印度總發(fā)電量達到1484TWh，可再生能源發(fā)電量323TWh，占總發(fā)電量21.7%。在所有可再生能源發(fā)電量中，太陽能、風(fēng)能、生物質(zhì)能等占據(jù)53%以上，水電占47%。截至2023年8月，印度總裝機容量411GW，其中印度可再生能源發(fā)電裝機容量（包括水電）為174GW，占比達42.2%。根據(jù)IEA預(yù)測，到2030年印度裝機容量將達到830GW，相當(dāng)于整個歐盟裝機容量總和；到2040年，印度對全球能源需求增長的貢獻將達到25%。當(dāng)前印度仍在提高本國的非化石清潔能源的發(fā)電量。印度電力短缺，盡管2021年通電率已達99%，但停電現(xiàn)象經(jīng)常發(fā)生，截至2023年8月，印度峰時電力缺口為700萬kW，印度電力短缺問題將持續(xù)存在。印度人均用電量長期低于世界平均水平。由于長期存在電力缺口，印度每個邦的電力資源都是按照配額來分配。與之形成鮮明對比的是，印度經(jīng)濟正處于快速增長期，根據(jù)MordorIntelligence的預(yù)測，印度電力市場在2022-2027年的預(yù)測期內(nèi)將以超過3%的復(fù)合年增長率增長，長期增長空間大。電力需求增長過快，煤炭供給出現(xiàn)短缺。近年來，印度工業(yè)經(jīng)濟復(fù)蘇疊加極端高溫天氣反復(fù)，電力需求快速增長，電力供需趨緊。印度雖是全球第二大的煤炭生產(chǎn)國和消費國，但仍需進口接近三分之一的煤炭。這使得印度的電力供應(yīng)受到國內(nèi)外因素的影響，容易出現(xiàn)煤炭短缺的情況。2022年，據(jù)印度民意調(diào)查機構(gòu)對2萬多人的調(diào)查顯示，有三分之二的家庭經(jīng)常遇到停電，有三分之一的家庭每天停電時間超過兩小時。這主要是由于國際煤炭價格上漲，印度進口商減少了進口量，而國內(nèi)產(chǎn)量未能及時跟上，造成了數(shù)月的煤炭供應(yīng)不足。電力設(shè)備和線路老化嚴(yán)重，輸配電損耗率高印度電力設(shè)施建設(shè)落后，電力設(shè)備和電力線路老化嚴(yán)重，且偷電現(xiàn)象普遍存在。印度目前雖然電氣化率高，但缺電問題仍然嚴(yán)重，農(nóng)村地區(qū)和小城鎮(zhèn)供電不足尤為明顯，印度歷史上也經(jīng)常出現(xiàn)大面積斷電，其背后的核心原因是印度有著脆弱且落后的電網(wǎng)。SmartPowerIndia2020年調(diào)查顯示，近87%的印度人口可以使用電網(wǎng)供電，13%的人口仍無法獲得并網(wǎng)電力。在使用非電網(wǎng)資源的人口中，62%為農(nóng)業(yè)客戶。印度缺少有效的繼電保護和危機處理能力，傳輸損耗率高，電力控制系統(tǒng)陳舊，不能滿足不斷增長的用電需求。印度的高壓輸電技術(shù)亟需提升和更新，其主干電網(wǎng)的電壓等級較低，抗故障能力弱，不適合當(dāng)前的輸電容量和距離。此外，印度還普遍存在偷電的行為，使得電力公司難以為繼。新華社2023報道顯示，印度在輸配電環(huán)節(jié)的損耗率高達25%，部分地區(qū)的輸配電損耗率甚至超過50%，印度電力公司不堪重負。備用容量不足導(dǎo)致可再生能源效率較低為填補能源需求缺口，印度開發(fā)出多種可再生能源發(fā)電手段，但隨著新能源發(fā)電系統(tǒng)接入電網(wǎng)，其供電不穩(wěn)定的缺陷也逐步顯現(xiàn)。光伏方面，印度的光照條件優(yōu)越，度電成本低廉，是發(fā)展太陽能的理想之地。印度國家電力計劃（NEP）預(yù)計，從2021-22財年至2026-27財年，印度的能源需求將以每年7%的速度增長。風(fēng)電方面，印度的風(fēng)能市場主要依賴于陸上風(fēng)能，印度是全球第四大風(fēng)電裝機國，截至2022年底，總裝機容量達到42吉瓦，比2021年增長了5%。印度也在探索利用其7600公里海岸線上的海上風(fēng)能資源，以擴大其綠色能源組合。盡管可再生能源（非水電）擁有第二大容量份額，但其在2022年印度總發(fā)電量中的占比不足12%。燃煤發(fā)電占裝機容量的50%左右，在2022年貢獻了超73%的發(fā)電量。就代表經(jīng)濟效益的每單位發(fā)電量而言，核電的效率最高，其在印度電力部的評價中得分超過7分?？稍偕茉吹男首畹停?022至23年的評價中得分低于2分。這是因為可再生能源的發(fā)電容量系數(shù)較低，通常最多僅能達到15%-20%。如果沒有備用容量支持，大功率的可再生能源發(fā)電系統(tǒng)有頻繁引發(fā)停電問題的隱患，進而影響電力供應(yīng)安全。由于可再生能源不能穩(wěn)定提供所需電力，因此在必要時，必須輔之以其他手段以保障電力供應(yīng)安全。比如，給予消費者補償以減少其用電需求，或支付維持備用容量的所需費用（備用發(fā)電手段包括儲蓄電池、燃煤發(fā)電、燃氣發(fā)電等）等。針對前者，過去印度通常通過強制停電強行減少農(nóng)村消費者的用電需求，但被迫停電者通常得不到停電補償。被迫適應(yīng)停電的消費者顯示出了“電力備用系統(tǒng)”的功能，即通過消費者用電側(cè)緩沖發(fā)電側(cè)電量不穩(wěn)定，以保持電力供需匹配。這種系統(tǒng)是不正常的存在，亟需被淘汰。針對后者，目前印度儲能仍處在較低水平，當(dāng)前電池儲能僅37MW，未來印度為配合可再生能源發(fā)電增長，計劃大力發(fā)展儲能。據(jù)印度儲能聯(lián)盟（IESA）數(shù)據(jù)，為了在2030年之前實現(xiàn)500GW的非化石燃料電源并入電網(wǎng)，屆時印度將需要至少160GWh的儲能。配電公司財政困難無法建立容量市場印度政府對可再生能源給予持續(xù)的政策支持，恐使電價長期保持在低位，進而削弱發(fā)電商建造新電廠的動力。容量市場旨在通過向供應(yīng)商付費，讓供應(yīng)商承諾在未來數(shù)年交付所需電力，從而確保電網(wǎng)的可靠性。然而，容量市場的落地仍面臨著一些現(xiàn)實問題。一方面，畸形的定價系統(tǒng)以及嚴(yán)重的偷電問題使得印度配電公司虧損嚴(yán)重?！督?jīng)濟日報》2023年1月報道顯示，印度國營配電公司的虧損目前約占國內(nèi)生產(chǎn)總值的1.5%，超過了財政赤字。各邦政府將優(yōu)惠電價作為贏得民眾選票的重要武器，導(dǎo)致配電公司從發(fā)電廠購買的電價甚至高于終端零售電價，配電公司蒙受損失，依靠政府補貼艱難度日。各邦配電公司財政狀況不斷惡化，不得不削減對發(fā)電、電網(wǎng)和消費者計費基礎(chǔ)設(shè)施的投資。在虧損嚴(yán)重導(dǎo)致財政困難的境況下，其能否為多年后未必會出現(xiàn)的負荷事件支付容量成本仍存在疑問。另一方面，印度配電公司在撥款之后，仍面臨電力系統(tǒng)不穩(wěn)定等諸多問題，印度輸配電環(huán)節(jié)平均電力損耗接近25%，遠超10%的全球平均水平，在供給效率低下和需求劇烈波動等深層次問題未得到妥善解決時，建立穩(wěn)定的容量市場仍非易事。應(yīng)對矛盾的潛在措施：配售電投資、吸收海外資金、積極發(fā)展備用容量持續(xù)投資于配售電環(huán)節(jié)。根據(jù)ResearchandMarkets報告，未來10年，印度預(yù)計投資449億美元用于智能計量、配電自動化、電池儲能及其他智能電網(wǎng)市場領(lǐng)域。此舉能夠加強電網(wǎng)建設(shè)，提高配電效率，減少電能損耗和供電中斷等問題，從而提高電力供應(yīng)的可靠性和穩(wěn)定性。此外，也將擴大備用容量，有助于提高可再生能源發(fā)電的效率，降低碳排放和環(huán)境污染，推動印度向清潔能源轉(zhuǎn)型，實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展。配售電環(huán)節(jié)效率的提高及新能源電力規(guī)模的擴張將有效填補快速增長的電力需求缺口。積極吸收海外資金解決前期投入。為解決經(jīng)濟發(fā)展所需資金，印度自1947年獨立后便積極利用世界銀行、IMF等國際組織，以及前蘇聯(lián)、歐美國家提供的官方優(yōu)惠援助。與此同時，印度也確立了利用與限制結(jié)合的外資政策。但是在利用與限制之間搖擺是印度外資政策的一貫傳統(tǒng)，主要原因在于印度的經(jīng)濟發(fā)展充滿了波折與反復(fù)。在本國輸配電公司財政困難，以及電力系統(tǒng)落后的情況下，如若能夠制定穩(wěn)定有效的外資引入政策，將有望為整個電力工業(yè)帶來資金與技術(shù)。積極發(fā)展備用容量。如何在滿足日漸增長的電力需求和減少對污染嚴(yán)重的燃煤發(fā)電廠的依賴之間取得平衡，一直是印度政府所面臨的一大挑戰(zhàn)。由于這兩個問題之大，印度短期難有解決方案。印度待開發(fā)的風(fēng)、光資源豐富，且風(fēng)電、光伏裝機量也有足夠儲備，通過發(fā)展備用容量或有望逐步實現(xiàn)可再生能源發(fā)電替代煤電。目前來看，儲能系統(tǒng)高昂的成本是住宅、商業(yè)和工業(yè)客戶部署和采用的最大障礙。因此需要建立健全的政策框架和提供財政激勵措施來開展更多工作，以確保儲能部署能夠跟上印度可再生能源快速增長的發(fā)展步伐。越南電力工業(yè)：電力缺口擴大日益增加煤炭依賴當(dāng)前面臨的主要矛盾：火電依賴、新能源投資意愿低、輸配系統(tǒng)薄弱日益增長的用電需求提升火電依賴越南電力結(jié)構(gòu)以火力發(fā)電和水力發(fā)電為主，火電仍是裝機增長主力，煤炭儲備豐富。不管是從裝機量還是發(fā)電量來看，煤電和水電都是越南的絕對發(fā)電主力。EVN披露，2020年越南裝機容量為69.3GW，其中水電裝機量為20.8GW，煤電裝機量為21.6GW，占比分別達到29.98%和31.10%，是越南最主要的發(fā)電方式。燃機、風(fēng)電、光伏和其他發(fā)電方式的裝機量分別為8.9GW、0.5GW、16.7GW和0.9GW，是水電和煤電的重要補充。EVN官網(wǎng)的數(shù)據(jù)顯示，2023年1-8月越南的電源結(jié)構(gòu)中，燃煤發(fā)電約占47.3%，水電占26%，燃氣發(fā)電占10.3%，燃油熱電占0.7%，可再生能源發(fā)電占14.1%，進口電力占1.4%。越南煤炭儲備豐富，越南煤炭進口的增長主要是由本國火力發(fā)電廠用煤需求增長的驅(qū)動。根據(jù)英國石油公司(BP)《世界能源統(tǒng)計2021》數(shù)據(jù)，2020年，越南已探明煤炭儲量達3360Mt，儲產(chǎn)比為69。以廣寧煤田為代表的優(yōu)質(zhì)無煙煤舉世聞名，褐煤和泥煤主要分布在紅河三角洲地區(qū)和湄公河三角洲地區(qū)。據(jù)英國能源學(xué)會（EI）發(fā)布的《世界能源統(tǒng)計》數(shù)據(jù)顯示，2015年以前越南煤炭產(chǎn)量大于煤炭消費量；2015年起，越南煤炭消費量超過產(chǎn)量，到2022年煤炭消費量超過產(chǎn)量0.88Mt。越南煤電大幅度提升，但受地形和氣候影響，水電裝機將停滯。雖然紅河、湄公河的徑流總量不小，達到8400億立方米，位居世界第12位；但是相對上游來說，流經(jīng)越南的河段地形平坦，幾乎沒什么峽谷可用，也就沒法修水電站。若采用人工筑高壩的方法，但同樣是因為地形平坦，可能還沒等發(fā)電，河水就溢出來了。所以，越南空有兩條大河，但沒法在河上修水電站發(fā)電，只能在一些小的支流上修。但小支流水量又有限，發(fā)電能力更是薄弱。并且受高溫干旱天氣影響，近兩年來，越南電力不時出現(xiàn)短缺危機狀況。據(jù)越南工貿(mào)部安全技術(shù)與工業(yè)環(huán)境司2023年6月8日發(fā)布的一份報告顯示，有9座水位低于死水位的水電站，還有11座水電站因流量和湖水水位較低而不得不停止發(fā)電；這使得電力供應(yīng)受到較大影響。在越北，除了和平水電站水庫外，大部分水電站的水庫處于死水位。最近十幾年來，越南低端制造業(yè)崛起，帶來用電量增加，用電缺口擴大。近十年來，越南制造業(yè)蓬勃發(fā)展，其產(chǎn)值及占比呈上升趨勢。2021年，越南生產(chǎn)總值達到5,134萬億越南盾，其中加工制造業(yè)產(chǎn)值達到1,202萬億越南盾，占生產(chǎn)總值23.4%，超過農(nóng)業(yè)、林業(yè)和漁業(yè)，僅次于服務(wù)行業(yè)。隨著制造業(yè)的發(fā)展，越南的用電消耗量逐年遞增，但發(fā)電能力在2020年后進入瓶頸期，電力缺口也隨之產(chǎn)生。越南工貿(mào)部的最新預(yù)測指出，胡志明市的制造業(yè)中心預(yù)計從2022年開始出現(xiàn)局部電力短缺，到2030年將短缺10000兆瓦以上，占總發(fā)電產(chǎn)能的7.5%。這個局面會使越南整體電力供需問題更加突出，并給旅游、制造業(yè)等重要產(chǎn)業(yè)帶來潛在威脅。2023年年初至今，由于越南天氣異常，全國降雨量低于往年平均，水力發(fā)電量減少，以及大量工業(yè)生產(chǎn)用電，居民夏季用電高峰，導(dǎo)致越南出現(xiàn)用電荒，煤電未來仍將是發(fā)電主力。近兩年水力發(fā)電能力嚴(yán)重受限，導(dǎo)致越南北部工業(yè)園區(qū)出現(xiàn)突然斷電的現(xiàn)象，工廠生產(chǎn)一度中斷。在重壓之下，越南采取了拉閘限電、進口電力等一系列措施，一些在疫情期間封存的太陽能板也被打理干凈重新啟用?？紤]到煤炭發(fā)電直接有效，在未來的較長一段時期，燃煤發(fā)電仍將是越南電力行業(yè)的主要來源，仍將要靠煤炭來滿足該國大部分的能源需求。電價不足以拉動新能源發(fā)電投資上網(wǎng)電價受到政府部門的嚴(yán)格管制，不太遵循市場規(guī)律，投資商面臨運營成本高等困難，新能源發(fā)發(fā)電投資的熱情不足。根據(jù)政府發(fā)布的電價決定，2019年3月20日起商品電平均零售價格上調(diào)144越盾/度，上調(diào)幅度為8.36%，新的平均零售電價從1720.65越盾/度調(diào)整為1864.44越南盾（約0.08美元）/千瓦時（不含增值稅）。電價因用電時段、行業(yè)、電壓、用電主體性質(zhì)不同有較大差別。居民生活用電價格為1678-2927越南盾（約0.072-0.126美元）/千瓦時，工業(yè)用電價格為970-4587越南盾（約0.042-0.197美元）/千瓦時（不含增值稅）。越南工業(yè)與貿(mào)易部(MIOT)于今年推出了新的上限電價，用于越南境內(nèi)的風(fēng)電+光伏電力銷售價格。地面集中式電站項目的上限電價已從0.0709美元/千瓦時降至0.0502美元/千瓦時，使得大型集中式光伏電站項目的財務(wù)可行性降低。薄弱的輸電系統(tǒng)難以匹配南北聚集的負荷需求特高壓直流輸電缺乏規(guī)模效益，負荷分布形態(tài)呈棒狀，南北分別都是負荷中心，但是中心的負荷體量小。越南國內(nèi)輸電體系為“一輸五配”格局，其中全國輸電業(yè)務(wù)由越南國家輸電公司（EVNNPT）管理，管轄范圍為國內(nèi)220kV、500kV線路及部分110kV線路（多為跨境線路），該國配電公司分別有北部公司、中部公司及南部公司及兩個直轄市級配電公司，即：河內(nèi)配電公司及胡志明市配電公司。截止2021年底，越南用電覆蓋已達100%。電網(wǎng)輸電及配電業(yè)務(wù)仍由EVN公司管轄?？傮w來說，越南形成了南北兩個核心經(jīng)濟圈，也形成了分別處于國家兩頭的兩個負荷中心：河內(nèi)地區(qū)和胡志明市地區(qū)。北邊河內(nèi)水電煤電發(fā)達，電源類型多樣化，供電壓力不大；但是南部僅有煤電能夠穩(wěn)定供給，有電荒風(fēng)險。從資源結(jié)構(gòu)上來看，該國發(fā)展遠距離高壓輸電是有意義的，但是經(jīng)濟效益卻不明顯，因為負荷分布形態(tài)呈棒狀的國家，不建設(shè)特高壓直流輸電會存在缺電風(fēng)險，但其規(guī)模效益又較弱。雖然越南的南北分別都是負荷中心，但負荷體量較小，若傳輸容量太大又將帶來電力消納壓力，無法像中國一樣建設(shè)特高壓直流輸電。在越南政府批準(zhǔn)的《第八個國家電力發(fā)展規(guī)劃》中，工貿(mào)部提議繼續(xù)建設(shè)500千伏的電力傳輸系統(tǒng)，將電力從中部高地、中南部海岸和中北部地區(qū)的主要電力來源中心傳輸?shù)皆侥系闹饕撦d中心。應(yīng)對矛盾的潛在措施：裝機產(chǎn)能擴張、強化電網(wǎng)能力、跨國合作增加電力產(chǎn)能。為應(yīng)對快速增長的電力需求，越南政府積極推動電力產(chǎn)能的增加，通過建設(shè)新的發(fā)電廠和擴大現(xiàn)有電力設(shè)施的規(guī)模來提高發(fā)電能力。例如，越南計劃建設(shè)多個燃煤、天然氣和水力發(fā)電廠，以增加電力供應(yīng)。根據(jù)越南工貿(mào)部的要求，越南電力部門需要在東南地區(qū)增加18%的天然氣供應(yīng)，在西南地區(qū)增加8%的天然氣供應(yīng)，并要求在2023年5月份增加約30萬噸煤炭產(chǎn)量的基礎(chǔ)上，6月份和7月份各增加約10萬噸煤炭產(chǎn)量以應(yīng)付電力缺口。目前，越南政府已批準(zhǔn)了《第八個國家電力發(fā)展規(guī)劃》，將投入1347億美元資金用于電力發(fā)展，以確保充足的電力供應(yīng)，來推動在2021-2030年期間預(yù)計7%的年國內(nèi)生產(chǎn)總值增長率。發(fā)展可再生能源。越南政府將可再生能源發(fā)展作為解決電力問題的重要途徑之一。越南自然資源條件優(yōu)越，是清潔能源儲量最豐富的東盟國家之一，在太陽能和風(fēng)能領(lǐng)域具有較大的潛力，政府鼓勵投資者開發(fā)和建設(shè)可再生能源項目。越南位于熱帶地區(qū)，全年日照量達2500小時，具有豐富穩(wěn)定的太陽能資源，越南中部和南部沿海省份的風(fēng)電和太陽能發(fā)電項目發(fā)展強勁。越南擁有3000公里長的海岸線，沿海地區(qū)風(fēng)能資源較為豐富，部分地區(qū)年均風(fēng)速可達8.0m/s以上，越南國土面積的8.6%適合風(fēng)力發(fā)電，其中包括內(nèi)陸面積和海島。世界銀行統(tǒng)計越南風(fēng)能資源理論蘊藏量2099GW，其中越南中部、南中部及南部等地區(qū)具有巨大的發(fā)展?jié)摿?，特別是寧順省和平順省。PDP8規(guī)劃至2025年，越南陸上和近岸風(fēng)電總?cè)萘考s為10.7-13.6GW；2030年約為11.7-16.1GW，2045年上看55GW。海上風(fēng)電總則目標(biāo)2030年裝機量達到7GW，至2045年約30-64.5GW。提高電網(wǎng)和輸電線路的能力。越南現(xiàn)有的能源基礎(chǔ)設(shè)施不足，電網(wǎng)容量薄弱，這將阻礙新發(fā)電項目特別是可再生能源項目發(fā)展。與輸電線路相比，可再生能源的建設(shè)時間通常要短得多。近兩年可再生能源激增給越南電網(wǎng)帶來較大壓力。國家負荷調(diào)度中心一直在降低水電站的產(chǎn)量，以優(yōu)先考慮太陽能發(fā)電并防止電網(wǎng)過載。根據(jù)PDP8草案，工貿(mào)部估計2021-2030年間需要329億美元來開發(fā)電網(wǎng)。草案提議繼續(xù)擴大500千伏傳輸系統(tǒng)，將電力從中部和南部地區(qū)的電源中心傳輸?shù)胶久魇泻图t河三角洲的大型負載中心。該部還在試驗將智能電網(wǎng)和4.0技術(shù)應(yīng)用于輸電網(wǎng)絡(luò)。越南政府將堅定地致力于改善電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施，為全國各地的輸電和配電部門提供許多機會。隨著輸配電的大量投資，越南預(yù)計將增加對電力變壓器、斷路器、斷路開關(guān)、電容器、計算軟件以及電信和信息技術(shù)設(shè)備等控制和保護設(shè)備的需求?？鐕献鳌Ｔ侥蠂联M長，與其他國家和國際組織合作，與周邊國家加強電網(wǎng)互聯(lián)互通在促進電力綠色低碳轉(zhuǎn)型中效率更高，也能更好地解決電力問題。近期，越南積極與多國進行電力合作。越南與中國、老撾等簽署了電力合作協(xié)議，進口電力以滿足國內(nèi)需求；與俄羅斯國家電網(wǎng)簽署了合作意向書，幫助越南國家電力傳輸總公司引進先進技術(shù)；與英、美兩國電力公司開展技術(shù)和新能源轉(zhuǎn)型方面的合作。印尼電力工業(yè)：群島地形抑制新能源發(fā)展當(dāng)前面臨的主要矛盾：退煤挑戰(zhàn)、新能源利用率低、群島資源不均富煤國家面臨的退煤挑戰(zhàn)豐富的煤炭資源使印度尼西亞成為煤電大國，也是全球重要的煤炭出口國。印尼煤炭資源豐富，印尼能礦部2021年數(shù)據(jù)顯示，其煤炭儲量達388.4億噸，預(yù)計能維持至少60年開采。印尼的煤炭產(chǎn)品產(chǎn)能增長迅猛，IEA數(shù)據(jù)顯示，1990-2020年印尼各類煤炭產(chǎn)品總和由24.48萬太焦提升至1240萬太焦，近5年年均復(fù)合增長率達139%，次煙煤增長量占增長總量的82.06%。同時印尼也是全球最大的煤炭出口國，1990-2020年期間，印尼煤炭出口量由不足12萬太焦提升至超920萬太焦，增長超80倍。煤礦產(chǎn)業(yè)長期以來都是印尼的重點產(chǎn)業(yè)之一，近年來環(huán)保政策的推行導(dǎo)致煤炭需求下降，為抵消需求下降對煤礦產(chǎn)業(yè)發(fā)展的影響，印尼政府向煤電行業(yè)提供了大量資金補貼以及政策支持，使得煤炭發(fā)電在印尼的成本極為低廉。PLN2022年統(tǒng)計數(shù)據(jù)以及2021年年報顯示，在定下去煤目標(biāo)前的2020年，煤炭發(fā)電成本僅為636.55印尼盾/kWh，不足平均發(fā)電成本1348印尼盾/kWh的一半。在全球化減碳浪潮中，產(chǎn)業(yè)和政策背景使得印尼的燃煤發(fā)電量及其在總發(fā)電量中的占比逐年增長，分別從9768GWh/29.9%（1990年）提升至180869GWh/61.98%（2020年）。PLN數(shù)據(jù)顯示，2022年燃煤發(fā)電約占印尼發(fā)電總量的62.5%，其次是燃氣發(fā)電，占比約為22.2%，太陽能及其他非水可再生能源僅占比約0.3%。全球能源監(jiān)測數(shù)據(jù)顯示，豐富的煤炭資源和政府政策資金的大力支持，21世紀(jì)以來印尼無燃煤電廠退役，且歷年來燃煤發(fā)電容量多有新增，在2011、2012、2019和2022年新增燃煤電廠容量均超0.4GW，且在2022年新增規(guī)模達到近20年最高的0.51GW。據(jù)南方能源觀察《東盟特輯》報道，截至2022年10月，印尼在運和新建的煤電項目共計總裝機量為46.6GW，其中，獨立發(fā)電商（IPP）擁有的燃煤電廠裝機量為63%（29.3GW），印尼國家電力公司（PLN）旗下燃煤電廠裝機量占比37%（17.3GW）。印尼的電氣化率較高，但居民實際生活中仍有嚴(yán)重的缺電問題。印尼能礦部的ESDM報告顯示，2012-2021年期間，印尼全國電氣化率提升了22.89pcts，2021年已達到99.45%。PLN2022統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，劃分省份，除巴布亞山區(qū)（12.09%）、巴布亞中部（47.36%）和東努沙登加拉?。?9.06%）電氣化率較低，其余省份電氣化率均在70%以上，且爪哇（Java）和爪哇以外地區(qū)整體電氣化率分別達到了99.37%和95.12%，統(tǒng)計數(shù)據(jù)十分亮眼。人均電量消費也在2015-2022年期間以3.11%的年均增速穩(wěn)定增長至1173千瓦時。然而實際居民用電問題十分嚴(yán)峻，世界銀行高級社會發(fā)展專家塞特約瓦蒂(AbidahSetyowati)指出“每天實際通電時間僅有1-2小時，且穩(wěn)定性和質(zhì)量不一”。21世紀(jì)以來，印尼碳排放量快速增長，煤電新增二氧化碳占總新增一半以上，為印尼降碳減排帶來壓力。2022年9月，國際能源署（IEA）發(fā)布的《印尼實現(xiàn)凈零排放的能源部門路線圖》（AnEnergySectorRoadmaptoNetZeroEmissionsinIndonesia，以下簡稱《路線圖》）顯示，2000-2021年期間，印尼能源部門的二氧化碳排放量增長超兩倍，GDP增長超2.5倍，兩者增長緊密相關(guān)。同時IEA數(shù)據(jù)顯示，2000—2021年，印尼全國總二氧化碳排放增加了三倍多，煤炭是最大的驅(qū)動力，其新增排放占新增總排放量的64%，其次是石油和天然氣需求的增長促使了排放量額外的增長。Ember數(shù)據(jù)顯示，2011-2020年間，印尼電力產(chǎn)業(yè)的二氧化碳排放量年均增速達4.89%，高于全國總排放量4.62%的年均增速，2020年發(fā)電二氧化碳排放量增長至182.3MMTCDE，發(fā)電二氧化碳排放強度穩(wěn)定在600克二氧化碳/kWh以上，以年均0.73%的增速緩慢增長至2020年的663.49克二氧化碳/kWh，人均排放量增長了0.21公噸二氧化碳，年均增速達3.83%。政府計劃通過淘汰、升級部分煤電站，逐步減少燃煤電廠新增，提升可再生能源發(fā)電占比，推動國家電力工業(yè)降碳減排。根據(jù)中國商務(wù)部《對外投資合作國別（地區(qū)）指南印度尼西亞（2022年版）》，正在編制的碳中和路線圖中，PLN將在2025年前將燃煤電站和燃氣電站改造升級為可再生能源電站，計劃到2030年、2035年、2040年、2045年依次淘汰1GW、9GW、10GW、24GW的燃煤電站，2056年淘汰全部燃煤電站，2058年進入大規(guī)?？稍偕茉措娬景l(fā)展階段。目前，印尼全國發(fā)電總量63GW，其中化石燃料電站占35GW，燃煤電站21GW。此外，2022年9月13日，印尼總統(tǒng)佐科簽署了第112/2022號總統(tǒng)條例，除上述已納入規(guī)劃外的項目，停止為新建燃煤電廠發(fā)放許可證。掙扎的新能源源荷空間錯配制約新能源發(fā)展?？稍偕Y源富集區(qū)域與負荷中心位置不匹配，也是印尼發(fā)展綠色電力的一大制約。印尼能礦部和IRENA數(shù)據(jù)顯示，2014-2021年期間，印尼可再生能源容量由8.42GW逐年穩(wěn)定增長至11.16GW，年均增速3.59%，且在定下去煤目標(biāo)后的2021年同比增長達6.19%，為期間最高。但在此期間除了2021年，可再生能源容量增速均不及總?cè)萘吭鏊?，?dǎo)致可再生能源容量的總?cè)萘空急认陆盗?.7pcts，期間最低僅14.33%，可再生能源發(fā)電項目落地情況并不理想。印尼可再生能源豐富且總體利用率低。印尼政府和PLN于2021年10月發(fā)布的《2021—2030年國家電力發(fā)展規(guī)劃》（以下簡稱“RUPTL”）的數(shù)據(jù)顯示，印尼新能源/可再生能源總體開發(fā)潛力為443.3GW，包括地?zé)崮堋⑺?微小型水電、生物能、太陽能、風(fēng)能、海洋能，其中太陽能光伏開發(fā)潛力最大，為208GW，占總可再生能源開發(fā)潛力的47%，遠超其后的水電（75GW/17%）和風(fēng)電（60.6GW/14%），海洋能潛力最小，不足18GW。RUPTL中的最新數(shù)據(jù)顯示，2015年印尼可再生能源總裝機容量8.22GW，其中水電裝機容量為4.83GW，占比高達58.75%，隨后是生物質(zhì)能（1.67GW/20.33%）和地?zé)崮埽?.44GW/17.51%），其余能源裝機容量占比均不足3%，尤其是風(fēng)電容量僅為3.1MW?？稍偕茉纯傮w利用率僅為1.85%，開發(fā)潛力巨大。其中，水能、生物質(zhì)能以及地?zé)崮芾寐氏鄬^高，分別為6.43%、5.12%和4.87%，而太陽能、風(fēng)能和海洋能利用率較低，分別為0.04%、0.01%和0.002%，主要系主要系印尼地處赤道無風(fēng)地帶，有豐富的光照資源，全域太陽能資源豐富，但風(fēng)資源不佳所致。印尼已對可再生能源進行規(guī)劃，然而政策對可再生能源的推動效果不明顯。根據(jù)RUPTL提出的目標(biāo)，2025年印尼可再生能源發(fā)電占比要達到23%，到2050年不低于31%。2021—2030年，印尼計劃新增新能源20.92GW，其中，過去的2021年和2022年目標(biāo)新增752MW和647MW的發(fā)電容量，年新增容量預(yù)計將在2025年達到最高值5544MW，后經(jīng)歷兩年短暫的下滑后將在2028-2030年期間回到2000MW以上的容量新增。劃分能源類型，各類新能源產(chǎn)能規(guī)劃較為溫和保守，預(yù)計水電（包括小型/微型水電）將增加10.39GW容量，占總新增容量近一半，其余太陽能光伏、地?zé)?、生物質(zhì)能/垃圾、風(fēng)能新增容量分別為4.68GW、3.36GW、0.60GW、0.59GW，占比22.37%、16.04%、2.85%、2.82%。此外，可再生能源的儲能電站計劃新增1.01GW、0.3GW的發(fā)電容量，分別滿足基本電荷和尖峰電荷需求。印尼是東盟國家中較早出臺光伏補貼政策的國家，自2009年以來，印尼能礦部下屬的可再生能源和節(jié)能總局（DGNREEC，以下簡稱“新能源局”）多番嘗試制定有效的政策促使印尼太陽能行業(yè)快速穩(wěn)定發(fā)展，但過去很長一段時間里，由于電價政策缺乏連貫性，并沒有達到預(yù)期效果。印尼曾兩次推出FIT補貼機制，而后又匆忙撤銷，接替FIT補貼的是基準(zhǔn)電價機制（BiayaPokokProduksi，BPP），規(guī)定光伏、風(fēng)能、潮汐能等上網(wǎng)電價不高于當(dāng)?shù)谺PP的85%，水力、地?zé)?、垃圾發(fā)電等價格上限為BPP。BPP是指項目所在地平均發(fā)電成本，基本由煤電決定，在BPP機制下，如果沒有額外補貼，難以推動可再生能源發(fā)展。第112/2022號總統(tǒng)條例明確了新的新能源電價政策，對項目還貸期設(shè)置了較高的“天花板”價，并與多維變量掛鉤。2022年9月，印尼國有企業(yè)部長埃里克·托希爾（ErickThohir）表示，該國能源轉(zhuǎn)型需要超過6000億美元的資金支持。印尼政府于2021年3月推出的投資“優(yōu)先清單”，取代了2016年第44號總統(tǒng)條例中以“負面清單”為主要模式的外商投資準(zhǔn)入制度，取消了對外商投資發(fā)電廠、輸配電等項目的股權(quán)比例限制。2022年10月，印尼能礦部擬進一步放開投資限制，允許獨立發(fā)電商（IPP）在特定區(qū)域內(nèi)自行投資建設(shè)和運營輸配電網(wǎng)。PLN購電采取照付不議機制，公司負債水平較高，是否愿意以較高的電價采購可再生能源電力仍是一個未知數(shù)，同時短期內(nèi)也難以直接投資可再生能源發(fā)電項目。目前，由于缺乏清晰的盈利模式，印尼廣闊的可再生能源發(fā)展前景雖然吸引著眾多關(guān)注，但落地項目不多。群島地形抑制印尼是世界上最大的群島國家，擁有約17000個島嶼。各個島嶼人口和自然資源分布不均，經(jīng)濟發(fā)展水平也各不相同。其中，人口多聚集于爪哇島、蘇門答臘兩大島嶼中的幾個主要城市及周邊區(qū)域。爪哇島貢獻了印尼人口總量和國內(nèi)經(jīng)濟生產(chǎn)總值的60%，用電量約占印尼全國的75%。印度尼西亞公用事業(yè)級太陽能光伏發(fā)電（PV）的技術(shù)潛力約為1500千兆瓦（GW），陸上風(fēng)力發(fā)電的技術(shù)潛力約為500千兆瓦（GW）。蘇門答臘島和加里曼丹島擁有其中約40%的太陽能光伏發(fā)電潛力，而經(jīng)濟強省爪哇島僅擁有4%的太陽能光伏發(fā)電潛力和14%的風(fēng)力發(fā)電潛力。發(fā)展分布式光伏需要在有一定經(jīng)濟基礎(chǔ)、具備電量消納能力的區(qū)域及城市，由于印尼各島人口較少且較為貧困，電力消納能力有限，經(jīng)濟消費水平較低，目前尚難以承受分布式光伏的成本。IEA發(fā)布的《路線圖》數(shù)據(jù)顯示，為解決印尼可再生資源與需求中心不匹配問題，到2050年，蘇門答臘島和爪哇島之間大約需要25GW的傳輸能力，加里曼丹島和爪哇島之間大約需要17GW的傳輸能力，爪哇和努沙騰加拉島之間大約需要16GW的傳輸能力。應(yīng)對矛盾的潛在措施：清潔能源降本、優(yōu)化審批流程、適度補貼投資清潔電力投資取決于多種因素，特別是項目成本、政策和監(jiān)管、獲得許可和購買土地的難易程度、向投資者提供的基礎(chǔ)合同以及輸電限制。盡管在部分領(lǐng)域