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泰国作为中国的友好邻国，是东南亚地区最具经济发展潜力的国家之一，也是大湄公河次区域经济合作的重点国别，近年来，泰国经济发展稳定，潜力较大，是中资企业投资、建设、参与跨境贸易的重要国别。泰国的电力市场较为活跃，发电业主以泰国本地国有或私营电力公司为主，中国企业作为电力基础设施的建设者和设备供应商在泰国电力市场发挥着重要作用。

电力市场概况

一、电力市场主体结构

从管理监管维度看，泰国政府下设能源部（MOE）、能源监管委员会（ERC）和能源政策委员会（NEPC），共同对泰国电力市场进行规划、管理及监督。其中，MOE统管整个能源行业，包括油气、电力等能源领域；NEPC为政策细化的制定者，泰国电力规划由其辖内的能源政策与计划办公室（EPPO）制定并发布；ERC为具体政策执行机构及市场运营监管机构。

从运营维度看，泰国电力市场由三大国有企业共同经营，具体为泰国国家电力局（EGAT）、城市电力局（MEA）和外府电力局（PEA）。EGAT自1968年成立，作为跨境电力交易的独家购电方以及泰国财政部全资控股、泰国能源部全权管理的国有大型电力企业，EGAT负责泰国国内绝大多数电力采购和供应工作，且负责运营国家主干输电网，是电网合一的头部企业。MEA负责大曼谷城市圈的配售电服务，包括输配电设备及光纤通信网络的运营领域电力服务。PEA负责除MEA辖区外的其他省份配售电服务。

从发电商维度看，EGAT作为单一购电方也是泰国国内最重要的电力供应商，截至2024年6月其自有装机容量约16261.02MW，约占泰国国内总装机容量32%。私人发电商根据合约装机容量分为独立开发商（IPP）、小型发电商（SPP）以及超小型发电商（VSPP）；其中，IPP的合约装机容量超过90MW，SPP的合约装机容量在10MW和90MW（含90MW）之间，VSPP的合约装机容量不超过10MW（含10MW）。根据EPPO数据，截至2024年6月，IPP装机容量18974MW，市场份额约38%；SPP装机容量9246MW，市场份额约18%；还有约12%的市场份额通过进口或电力互换来满足。

二、电力行业发展现状

（一）电力生产和消费情况

根据EPPO数据，截至2024年6月，泰国系统发电装机容量为50715MW，其中以燃气电站为主要发电电源。2023年全年电力生产共计223295GWh，按发电电源类型分，主要为燃气电站，供电占比58%，较上年末53.1%增长4.9个百分点；其次为进口电力，占比14.7%；第三为燃煤电站，近年来呈现明显下降趋势，从2014年供电占比20.2%下降至2023年13.6%；第四为新能源电力发电，占比10.4%；水利发电仅占比3%。

从电力需求端看，泰国电力呈现出“供不应求、供需缺口逐渐扩大”的趋势。2023年全年实际用电199495GWh，较上年同期增长3.26%；电力消纳主要集中在工业用电、居民用电和商业用电三大板块，分别占总电力消纳的43.25%、28.94%、25.04%。过往10年，泰国电力消纳从2014年的166103GWh增长到2023年的199495GWh，除去2020年新冠疫情的不利因素，年增长率在1.17%—4.53%之间。

由于泰国电力供应增长缓慢，为填补电力需求缺口，泰国对进口电力的依赖性日益显著。泰国与老挝、缅甸、马来西亚等周边国家积极开展合作，增加从上述国家的电力进口，以满足本国日益增长的电力需求。

（二）电网情况

EGAT是泰国国家电网运营机构。目前，EGAT的高压输电网共有五种，具体为69千伏、115千伏、132千伏、230千伏和500千伏。根据最新数据，截至2024年6月，EGAT所辖的输变电线路总计39685.329回路公里，共包括238个变电站，输送能力140331.70MVA。其中，230千伏输变电线路总计15634.645回路公里，占比39%；115千伏输变电线路占比37%，位于第二；500千伏输变电线路占比23%，位于第三；69千伏输变电线路很少使用。泰国输变电线路主要集中在国家东北部、北部及中部地区。除国内输变电线路外，还有若干条跨境输变电线路，包括与老挝跨境输电及马来西亚跨境输电。

电力市场发展空间

一、需求增长明显

近十年来，泰国电力负荷及需求保持稳定增长，其增长率与泰国经济增长基本一致。随着新冠疫情影响的削弱以及泰国国内旅游产业的全面复苏，世界银行最新评估报告显示，金融机构对泰国经济的展望持积极态度，认为其将保持约3%的经济增长率。受到经济和人口增长的推动，泰国电力市场未来需求仍然坚挺。宏观层面上，预期到2050年，泰国的国内生产总值总量预计10925亿美元，人口总量预计将达到8240万人，人均GDP增长至13259美元。在此条件下，与GDP密切相关的电力需求仍将在长期内保持坚挺。

根据泰国电力发展规划2018—2037（“PDP 2018 Revision 1”）中的预测，泰国电力需求将持续稳步增长，至2037年，电力消纳将达到367458GWh，较目前的199495GWh增长近一倍。包括工业、居民、商业等用电板块在内，都具有较大增长空间。

二、供给端结构优化

在需求明确且稳步增长的推动下，泰国国内电力装机容量也在逐年增长。根据PDP预测，在前述电力消纳需求下，至2037年，国内电力负荷装机容量将达到77211MW，其中新增56431MW装机，在淘汰落后装机的情况下满足未来电力需求。此外，为了响应全球“去碳化”趋势，泰国承诺在2030年减少40%的温室气体排放，在2050年达到“碳中和”，在2065年达到温室气体零排放。为此，在装机容量增长的同时，泰政府有意调整电源结构，提高可再生能源供电装机占比，新增装机将聚焦在可再生能源电站及联合循环燃气电站。2022年，ERC调整了PDP2018修订版，宣布2022—2030年在Feed-in-Tarrif的电价政策下新增5203MW可再生能源电力装机，具体包括2368MW光伏电站、1000MW光伏电站配套电池能源储备系统以及1500MW风电等。2022年末，ERC发出约5GW的可再生能源电力项目招标信息，此次招标是自2014年以来最大规模的可再生能源项目招标。为达到温室气体零排放的目标，泰国政府也在着手规划新的电力发展计划。

聚焦新能源电力领域，自2006年以来EPPO密集出台各项政策，以促进新能源电力发展。虽然不同公开资料显示的泰国新能源规划中对光伏电站的发展目标具体数据略有不同，但可以确定的是，各数据都显示出泰国对未来光伏发展给予高度重视。根据泰国国家可再生能源发展规划（AEDP），到2037年陆上光伏电力装机容量将提升至9.3GW，水上浮体光伏电力装机将提升至2.73GW。根据EMIS Insights关于泰国电力行业的研究报告，PDP2018年披露将在2018—2037年规划新增20.8GW可再生能源电力装机，其中光伏电站装机容量新增约12.7GW。对比存量的装机容量，光伏电站具有较大发展空间。

三、跨境电力交易前景

根据EGAT公布的数据，2023年EGAT进口电量32808.96GWh，在全年发电中占比15.77%，主要电力出口国为老挝。泰老电力合作由来已久，自1996年签署跨境电力交易备忘录正式启动跨国电力交易合作后，泰老两国通过多次续签备忘录，不断深化合作。2022年，泰国政府决定未来将从老挝新建的四座水电站购买电力，且泰国未来20年将从老挝购买总计约10.9GW的电力以推进泰国的碳中和目标。

四、电价政策

针对可再生能源电力项目的电价，ERC发布了2022—2030年上网电价（FiT）计划下可再生能源采购的法规。该法规于2022年9月28日正式生效，适用范围包括光伏、光伏配套电池储能系统和风能等。根据该法规，EGAT、MEA或PEA作为购电方从发电商购买电力时将按照上网电价支付电费，以更贴合可再生能源发电的实际成本，保障了可再生能源电站的电力消纳。该法规明确了风能电站、光伏电站以及光伏配套电池储能系统的电站可适用为25年的电价政策，沼气（废水/固体废物）电站可适用为20年的电价政策；具体电价为风电3.1014泰铢/kWh，光伏电站2.1679泰铢/kWh，光伏配套电池储能系统电站2.8331泰铢/kWh。

启示

泰国作为东盟第二大经济体以及中国重要的贸易伙伴，是中资企业“出海”的重要国家。电力作为重要的基础设施投资领域，亦是中国投资人、承包商及设备和服务供应商的优势行业。

在泰国电力需求迅速扩张以及“碳中和”“零排放”的承诺和倡议下，政府出台了包括上网电价在内的多项利好政策都明确了泰国可再生能源电力市场较大的发展潜能。据悉，新的电力规划将于2024年发布，该规划将可再生能源电力装机占比从28%提高到50%。未来几年，泰国电力市场的空间和机遇将聚焦在风电、光伏以及电池储能系统领域。

值得注意的是，相较传统的火力发电及水力发电，可再生能源电力项目的建设难度较低、土建工程量相对较少、建设工期较短、成本更加透明。这些特点都对EPC承包商投标响应速度、成本控制以及与设备供应商的联动等多个方面提出了更高的要求。在熟悉了解国家电力规划的同时，EPC承包商及设备供应商要优选履约能力强的业主，加强与业主的沟通，根据开发计划有序安排工程进度。此外，可再生能源电力项目的融资模式更加丰富，建议中资企业与我金融机构加强沟通、打好组合拳，强化全产业链竞争优势。

（作者单位：中国进出口银行）