当前全球局势加速演变，中东局势对全球能源供给造成较大冲击，东南亚电力市场正处于转型关键窗口期，区域电力需求增速保持全球领先，能源结构向绿色低碳加速迭代，光伏、风电、储能等新能源装机规模持续攀升，跨境电力贸易与东盟电网建设稳步推进。本文以印尼、泰国、越南、马来西亚、菲律宾、新加坡、缅甸、柬埔寨、老挝和文莱东南亚十国为主要研究对象，立足东南亚电力产业发展实际，剖析市场转型特征与产业格局变化。

电力供需现状

工业化和城市化推动东南亚电力需求快速增长，印尼、越南和泰国的电力消费总量位居区域前三，老挝、柬埔寨和泰国的同比增速最快。东南亚主要用电部门包括工业、居民和商业部门，工业化和城市化推动电力需求快速增长，其中交通部门和数据中心是东南亚地区电力需求的新增长点。

按能源结构看，火电在东南亚电力市场中占据绝对主导，火电装机比例占总装机容量超过70%，主要为煤电和天然气发电；水电是第二大发电能源；新能源发电不足10%。按国别市场看，印尼、越南和泰国的发电量位居地区前三，其中印尼、泰国、马来西亚、菲律宾和新加坡以火电为主，老挝为以水电为主，缅甸和柬埔寨水电火电并重，越南虽水电、火电及新能源发展相对均衡，但新能源发电量占比仅14%。

近年来，东南亚加快能源转型步伐，2020年转型速度达到顶峰，新能源新增装机占当年新增总额六成以上，但受政策变化、资金与技术缺口、电网基础设施不足等因素影响，2021—2024年整体转型速度大幅放缓，新能源新增装机占当年新增的比重不足20%，火电新增装机占比重回70%以上的高位，导致东南亚地区的能源转型进程慢于全球。其中越南是东南亚地区能源转型最快的国家，马来西亚、菲律宾、新加坡、柬埔寨的能源转型缓慢推动中，印尼、泰国、缅甸新增装机仍以火电为主，老挝新增装机仍以水电为主。

电力规划和政策

东南亚各国近十年规划新增装机目标超过350GW，其中新能源新增装机超过220GW，占比超60%，其中以光伏为主，越南、菲律宾、泰国、印尼、马来西亚的新增光伏装机目标均超过10GW；其次为风能，越南、菲律宾、印尼、泰国的新增风能装机目标均超过5GW；再次为地热能，印尼和菲律宾的新增地热能装机目标均超过2GW。

为支持新能源发展，东南亚各国制定了多项实施措施：对电价、投资等进行补贴，如越南对参与电网调峰的储能项目实行0.02美元/度的额外补贴，泰国对小型水电、生物质能与地热能等免竞标直接适用固定上网电价补贴；税费减免，如越南对符合条件的项目给予海域使用费、土地使用费或租金的减免，印尼对符合要求的新能源项目提供了所得税和设备进口关税减免等优惠；精简审批程序，如泰国2025年11月推出“快速通道”机制，7个关键机构统一协调电力项目审批流程，减少部门间重复沟通和审批环节；提供融资支持，包括能源转型基金、设置绿色债券机制等；放松投建营要求，如印尼2025年3月允许独立发电商（IPP）在购电协议（PPA）到期后申请延期，允许“建设—拥有—运营”模式（BOO），允许国家电力公司（PLN）购买超额电力，并要求PLN因自身原因削减新能源上网电量时，需对IPP进行补偿。

电力装机预测

近年来，东南亚经济快速增长，全球产业链迁入、新能源汽车及数据中心的发展，将进一步提升东南亚的用电需求。根据自然资源禀赋、气候目标、政府规划及在推项目，彭博新能源财经预测，2025—2030年，东南亚主要国家太阳能装机预计累计新增约87.1GW，其中越南、菲律宾预计累计新增近20GW，马来西亚、泰国、印尼预计新增超过10GW；风能装机预计累计新增13.8GW，主要涉及越南、菲律宾和泰国，分别为6.3GW、4.8GW和2.3GW。

当前，东南亚各国的电池储能装机较少，处于起步阶段，为稳定电力输送和缓解新能源弃电问题，各国制定政策鼓励发展储能。如越南带有储能系统的光伏上网电价高于其他光伏项目，且储能投资可享受10%的企业所得税抵免，并为参与电网调峰的储能项目提供0.02美元/度的额外补贴。根据彭博新能源财经的预测，2025—2030年，印尼、菲律宾、泰国储能将分别累计新增2.9GWh、2.1GWh、2.2GWh，是区域内发展潜力较大的国家。

电力市场运行机制

新加坡和菲律宾市场化程度较高，并设有电力交易市场，尤其是菲律宾各环节的私营企业参与程度较高；越南、马来西亚、印尼发电环节的IPP占比已接近或超过50%，并逐步放开售电侧，允许大用户自由选择供应商，但在批发市场，国有电力公司仍是唯一买方；泰国、柬埔寨、老挝的发电已形成国有与私营多元竞争格局，但仍实行“单一买方”机制，由国有电力公司统一购电后分销，其中老挝的出口电力项目允许买卖双方直接交易；缅甸、文莱则基本实行严格的国有垄断，各环节由国有企业把控。为推动新能源发展，各国的新能源项目开发模式更为市场化，除文莱外，基本采用“竞标+PPA”模式。

区域电网互联

区域能源合作是东盟合作的重要内容，重点推动新能源和东盟电网。2025年10月第43届东盟能源部长会议通过《2026—2030年东盟能源合作行动计划》及《长期可再生能源路线图》，签署强化版《东盟电网》谅解备忘录、海底电缆发展框架等。《行动计划》设定2030年目标，包括可再生能源占一次能源总供应的30%、占总装机的45%，能源强度较2005年降低40%。东盟电网仍是重点合作领域，《行动计划》将推动落实强化版《东盟电网》谅解备忘录、扩大跨境电力交易及促进清洁能源并网等，解决合作中涉及的监管、协调、规则、融资等难题，目标2040年实现跨境连接13.7GW装机，2045年实现区域电网互联互通。

截至2024年，在东盟电网所规划的18个关键互联项目中，已有8个顺利完成，涉及总装机容量7.5GW。目前互联项目主要基于双边合作，即通过PPA进行跨境电力交易，其中首个多边电力项目于2021年6月投入运营，即老挝—泰国—马来西亚—新加坡电力一体化项目，已输送266GWh电量，成为区域跨境电力贸易的典范。目前，尚有多个项目正处于不同实施阶段，包括印尼苏门答腊岛至马来西亚半岛之间的海底电缆铺设，加里曼丹至沙巴的陆上电网建设，以及泰国与马来西亚之间互联互通的升级工作。第43届东盟能源部长会议发起“东盟电网融资倡议”，世界银行将提供初始25亿美元资金、亚洲开发银行承诺将在未来10年提供100亿美元资金，或推动东盟电网快速发展。

电力项目情况

东南亚各国近5年电力项目投资超1000亿美元，以商业银行的债权融资为主。整体上，东南亚传统能源电力项目债权融资占70%，新能源项目债权融资约占50%。发电项目融资主要来自商业银行，占比超60%，政府公共资金和开发银行各占约20%。以光伏项目为例，东南亚的融资成本在6%—11%之间，高于发达市场的5%—6%，推高新能源项目建设成本，印尼、马来西亚、菲律宾、泰国等国的新能源项目的平准化度电成本高于全球平均水平。

日韩企业广泛参与东南亚电力项目的投资、承包及融资等环节，近5年投资企业主要包括韩国天然气公社、韩华集团、韩国南方电力公司、九州电力、东京燃气等；承包企业主要包括三菱日立电力系统、韩国斗山集团、日本住友集团等；融资机构主要包括日本国际协力机构、三井住友银行、韩国进出口银行、韩国开发银行等。除日韩金融机构外，亚洲开发银行、华侨银行、星展银行、德国中央合作银行也是东南亚电力市场的重要融资机构。

2020年以来，工程承包环节涉及的中国企业主要包括中国能源建设集团、中国电力建设集团、中国西部电力工业等；设备供应环节主要包括金风科技、江苏赛拉弗、中国能源建设集团等；投融资环节涉及中国华电、中国大唐、中国广核等；参与融资的中国融资机构包括中国国家开发银行、中国进出口银行等，整体参与程度不高，尤其是新能源项目。

中资企业面临的挑战

尽管东南亚各国制定了新能源发展规划和激励政策，但除越南外，其余国家仍依赖原有传统能源路径，新能源政策实际推进较慢、落地效果较差，如印尼仍依赖煤电、泰国仍依赖气电等，且大部分国家的新能源项目招投标计划属于非常规化和非系统性操作，实际推动的新能源项目规模远不及原有传统能源项目。新能源电力所需的配套电网设施的进展同样较慢，限制新能源的发展。

东道国新能源政策和开发机制频繁变动，导致实际可开发的新能源项目少。如越南自2021年固定电价制度到期以来，新能源政策持续变化，2025年追溯修改已执行的补贴政策，导致173个共计超过130亿美元的投资项目搁浅停滞，现行上网电价的上限、购电的调度机制均影响购电协议的经济可行性，目前越南新能源项目开发几乎停滞。其他如印尼新能源目标的下调、泰国电力规划的难产以及招标的中断等政策不确定性，印尼、菲律宾的上网电价上限，泰国PPA无最低购电量条款，均影响新能源电力项目的可开发性。

中资企业不仅面临日韩、欧美、中东地区等企业的竞争，近年来本地企业的市场参与率不断上升。除竞争激烈外，投资面临更多限制：本国股比和本地化要求，如印尼、马来西亚一般要求外资股比不得超过49%，印尼、泰国对不同领域新能源项目的本地含量提出了10%—45%不等的比例要求；土地私有化要求，印尼、泰国、马来西亚等国的土地为私有制，并限制外资企业购地，外资企业通常需与本地企业合作。

电力市场开发策略

一、因地制宜开发东南亚电力市场

综合考量中资企业竞争力、市场发展潜力、政府政策规划等因素，东南亚电力市场可分为四个开发梯队。第一梯队开发国家包括印尼、柬埔寨和越南，中资企业具有丰富的投资经验，企业全链条参与机遇较多，包括投、建、营等多种模式，但需关注本地化要求、市场消纳能力及政策调整。第二梯队包括马来西亚和泰国，中资企业具备承建和设备供应优势，可通过收并购形式或与当地企业合作，挖掘项目投资机遇。第三梯队包括新加坡和老挝，跨境电力交易存在较大市场机遇。第四梯队包括菲律宾和缅甸，市场仍有机会，但需关注当地政局和双边关系的动态变化。

二、光风储网多领域发展

未来光伏发电仍是发展重点，可重点关注越南、菲律宾、马来西亚等国。陆上光伏占地面积较大，未来可关注漂浮式光伏、风电、垃圾发电等领域，具备更高技术要求，中国企业优势明显。漂浮式光伏可重点关注马来西亚、泰国、印尼等国，风电可重点关注越南、菲律宾、泰国等国，垃圾发电可重点关注印尼、泰国、越南等国。同时，随着各国新能源电力占比的不断提升，发展储能的需求不断提高，如越南、印尼等国为配备储能的电站制定了更优惠的政策。东盟电网项目未来具备很大增长空间，相关电力项目可辐射区域。

三、关注企业PPA和市场化交易等模式

包括越南、马来西亚、菲律宾等国在内的东南亚多国逐渐放开大型用户购电，泰国数字中心等重点项目、印尼的工业园也可自行配绿电。近几年中国制造业企业积极在东南亚国家进行产业链布局，并设立多个工业园区，为中资电力企业参与配套电站建设提供了契机，是政府规划之外的重要补充。同时，新加坡、菲宾律等国电力市场交易愈发普遍；越南积极试点，未来或向“PPA+市场化交易”转变。中资企业可关注其中孕育的机遇，包括供电技术、运营模式等。