海外市场增长潜力大，中企奋楫扬帆正当时——电力行业出海专题电力出海看需求，更要算购电机制
1越南2030年装机目标150.5GW，须核对规划口径
2沙特第四轮光伏均价0.017美元/kWh
3巴西9.81%为RAP/CAPEX，不能当IRR
150.5GW越南装机目标2030年，排除现有屋顶光伏 p.10
33%—35%沙特本土制造要求报告引述2024—2025年规划 p.26
9.81%巴西收入资本比2024-01输电竞拍，非净回报 p.30
4.9%印尼发电量预测CAGRPLN低碳情景2021—2030 p.16
老板之问
- 四个重点市场怎么选？
- 越南、印尼看需求与购电约束，沙特看本地化，巴西看竞拍与存量资产。 p.34
- 沙特光伏项目电价有多低？
- 前四轮平均中标电价从0.023降到0.017美元/kWh，需验证全周期成本。 p.25
- 巴西输电项目9.81%就是投资收益率吗？
- 不是净收益或IRR；原文定义为年度准许收入RAP除以CAPEX。 p.30
- 中国企业还能按历史案例新建境外煤电吗？
- 报告引用2021年不再新建境外煤电承诺，建议聚焦清洁能源。 p.34
对德国、瑞士和欧洲的含义
报告以法国EDF和意大利Enel较高海外装机占比说明国际化路径，并列举EDF、道达尔参与沙特项目；未评估德国或瑞士本土电力投资机会。
逻辑链：为什么 → 怎么传导 → 所以怎么做
驱动因素
需求扩张 p.10越南、印尼仍有装机及用电增量
能源转型 p.23沙特油气替代与巴西风光增长
传导机制
购电与限价 p.11买方结构和电价决定收入兑现
网架约束 p.31限电和跨区输送改变项目价值
竞标与本地化 p.26低电价与本地比例提高执行门槛
结论/打法
逐项目测算 p.30把成本融资及接网纳入现金流
协同进入 p.26设备商、运营商与本地伙伴配合
存量增量并看 p.34巴西同时考察经营权拍卖
关键数据图
沙特REPDO前四轮光伏平均中标电价（美元/kWh）
核心观点
- 国内电力需求增速趋缓使海外业务成为潜在增量。 p.5依据五大集团海外装机占比低，EDF为22%、Enel为68%；报告引述国内2024—2026年电力需求年均增速4.9%。推理国内增量趋缓时，海外市场可拓展资产与需求边界。前提企业治理、资本成本和市场制度不同，海外占比差距不等于必须追赶。
- 亚太非中国市场兼具规模与增长，适合作为初筛方向。 p.6依据报告比较过去十年及2020—2023年发电量CAGR，并叠加伙伴关系选择越南、印尼。推理需求增量与既有合作经验可降低寻找项目的成本。前提只做区域初筛，未纳入融资、汇率、可收回电价及投标竞争的统一评分。
- 越南装机扩张提供机会，但回款与电价需围绕EVN体系评估。 p.11依据2030年规划装机150.5GW；EVN主导输配售，发电PPA遵守政府价格上限。推理增量需求提供项目，但单一主要购买方和行政定价限制收益兑现。前提规划排除现有屋顶光伏，电价参数属报告时点。
- 越南光伏的瓶颈不只在需求，也在电网与财政承受力。 p.13依据FIT刺激2019—2020年装机后，2021—2022年因财政负担和限电放缓；2023年新增379MW。推理上网能力及支付机制不足会使装机需求无法转成有效收益。前提新电价出台不自动保证回到持续高增。
- 印尼全国供给充裕不能替代岛屿层面的项目判断。 p.16依据全国装机储备率较高，电网互联受多岛地形约束；PLN预测2030年发电量445.1TWh。推理电力不能自由跨岛调剂，地区供需与接网条件决定增量位置。前提储备率需核对区域、时点和可用容量口径，不能只看全国总装机。
- 沙特新能源投资受转型目标驱动，但竞争压低电价。 p.23依据2023年油气发电接近99%，2030年新能源装机目标58.7GW；光伏竞标电价逐轮下降。推理油气替代带来长期项目需求，低价竞标将资源优势部分让给买方。前提2023年装机已显著落后原规划，目标不能作为确定订单。
- 沙特本土制造要求增加运营商与设备商协同的价值。 p.26依据2024—2025年本土制造比例规划33%—35%，2028年以后40%—45%。推理设备本地化与项目开发协作可满足投标约束并支撑供应能力。前提在邻国设厂能否计入沙特本土比例需单独确认，不能自动等同。
- 巴西的开放拍卖机制提供存量与增量双重进入路径。 p.28依据发电、输电经营权通过拍卖分配，中企已参与发输配售；水电经营权可短于资产寿命。推理竞拍可获取持续运营的存量资产，降低完全依赖新建项目的要求。前提竞争折价、剩余寿命及经营义务需逐资产评估。
- 巴西发电与负荷空间错配使输电投资具有独立驱动。 p.32依据北部、东北部发电资源与东南部负荷分离，规划新增输电线约4.1万公里。推理电能跨区输送与孤立系统接网需要网络扩建。前提规划项目兑现依赖招标、许可、建设与资本成本，RAP/CAPEX并非净回报。
可落地的做法
- 先按长期需求、疫情后恢复和项目进入机制筛市场，再做具体资产尽调。 p.6条件：需求排名不能替代资本成本、购电方信用、电价与并网评估。
- 越南项目把PPA价格上限与电网消纳能力同步纳入模型。 p.13条件：不同能源定价与税费口径不同，FIT历史电价不可直接套给新项目。
- 印尼按岛屿和接网区域评估需求，与PLN明确合同价和分期电价。 p.19条件：HPT是最高基准，后20年电价低于前10年，须匹配偿债节奏。
- 沙特由运营企业联合设备厂商与本地伙伴投标。 p.25条件：需满足本土制造、开发经验、资金和联盟持股要求，通常开发周期2—5年。
- 巴西同时比较新增建设与存量经营权竞拍。 p.30条件：报价须扣除运营、融资、税费和资本回收，RAP/CAPEX不能当净收益。
- 将境外电源增量投资聚焦清洁能源。 p.34条件：历史煤电案例用于理解经营结构，不代替报告引用的2021年后政策边界。
论证成立
- 电价机制与市场结构必须纳入国别选择。 p.28四国同时列示买方、价格形成及特许经营安排，能解释同样需求增长为何投资回报不同。
- 沙特项目应把设备本地化与运营开发联动。 p.26本土制造比例逐步提高，已有中企开发项目与设备建厂规划相互印证。
- 越南光伏不能只靠激励电价判断增长。 p.13报告用装机热潮后的电网和财政约束解释停滞，完整呈现正反证据。
存疑之处
- 巴西是区域“不二选择”的表述过强。 p.7规模与增速比较未统一纳入竞拍价格、货币风险和不同企业资源，小市场也可能适配某类项目。
- 9.81%被称为项目实际回报率可能误导。 p.30分母为CAPEX、分子为年度RAP，没有运营成本、融资、税和现金流时点，不能推出净利润或IRR。
- 沙特2030目标作为增长空间需打折。 p.23同页承认2023年光伏2.3GW远低于原目标20GW，计划执行滞后本身限制外推。
- 越南市场化进度描述存在时点滞后。 p.132024年报告仍写零售市场计划2023年开始，未确认是否实际落地；零售电价主要引用2023年文件。
- 邻国设厂可辐射沙特不等于满足本土制造要求。 p.26报告将阿曼、阿联酋产能与沙特本地化逻辑并列，却未解释原产地和本土比例计算。
反方意见
- 电力需求快速增长会带来高回报。行政限价、单一买方、限电或竞价过低均可能使新增装机收益不足，需求是必要但非充分条件。
- 央企历史项目证明后续出海可复制。历史煤电BOT与新清洁能源项目的政策、融资、招标和参与者能力不同，且报告也列有被否决案例。
- 沙特资源好就适合所有中国设备和运营企业。资源优势会被竞标电价让渡，缺乏本地化能力或低成本融资的企业可能没有可行利润。
需要用官方数据核实
| 关键数字或判断 | 核实来源 |
|---|---|
| 越南PDP装机目标、零售市场改革及最新电价 | 越南工贸部、ERAV、EVN |
| 印尼PLN需求预测、区域储备率及HPT/PPA实际条款 | 印尼ESDM、PLN、JDIH BPK |
| 沙特NREP项目投运、本土制造计算和最新中标价 | 沙特能源部、SPPC、REPDO、LCGPA |
| 巴西PDE装机/输电规划和竞拍RAP、CAPEX、成本义务 | 巴西矿业和能源部、EPE、ANEEL、ONS |
| 中资项目实际持股、投运和合同收益 | 相关上市公司公告及项目公司正式披露 |
一图看数据
占比与比率一览（%）
关键数据
22 %EDF海外装机占比 p.5 官方或公告公司海外装机/总装机，报告比较口径 · 报告引用时点 · EDF等公司公告（报告汇总）
远低于法国电力集团 EDF 的 22%
68 %Enel海外装机占比 p.5 官方或公告公司海外装机/总装机，报告比较口径 · 报告引用时点 · Enel等公司公告（报告汇总）
意大利国家电力集团 Enel 的 68%
80.6 GW越南累计装机 p.9 官方或公告年末总装机 · 2023年末 · EVN
截至 2023 年末，越南累计装机容量 80.6GW
150.5 GW越南2030装机目标 p.10 官方或公告国家电力发展规划，不包括现有屋顶光伏 · 2030年目标 · EVN、ERAV（报告引用规划）
至 150.5GW 《不包括现有的屋顶光伏装机容量
37.3 GW越南燃气发电目标装机 p.10 官方或公告国内天然气14.9GW加LNG22.4GW · 2030年目标 · EVN、ERAV
37.3GW (国内天然气贡献 14.9GW，LNG 贡献 22.4GW)
379 MW越南光伏新增装机 p.13 第三方机构新增装机 · 2023年 · Energy Institute、ERAV
2023 年越南光伏新增装机达到 379MW
4 GW中企在越南投资发电项目规模 p.14 作者测算报告不完全统计，表含不同进展和投资方式，非均已投运 · 报告统计时点 · 中国银河证券汇总公司公告及行业网站
等企业已在越南投资发电项目共计约4GW
445.1 TWh印尼预测发电量 p.16 作者测算PLN低碳情景 · 2030年预测 · PLN
(445.1TWh) ，2021-2030 年复合增速 4.9%
4.9 %印尼发电量预测复合增速 p.16 作者测算低碳情景2021—2030年CAGR · 2021—2030年预测 · PLN
2021-2030 年复合增速 4.9%
1155.47 印尼卢比/kWhPLN综合平均售电价 p.18 官方或公告综合售电价格，非项目PPA · 2023年 · PLN
PLN 综合平均售电价格为 1155.47 印尼卢比/KWh
6.95—11.47 美分/kWh印尼光伏最高基准价区间 p.19 官方或公告按容量分档、前10年基准，最终PPA需谈判 · 报告引用2022年第112号总统令 · JDIH BPK监管数据库
光伏发电 HPT 根据装机容量不同在 6.95-11.47 美分KWh
58.7 GW沙特新能源装机目标 p.23 第三方机构NREP目标：光伏40、风电16、光热2.7GW · 2030年目标 · MEED（报告引用NREP）
58.7GW (光伏 40GW、风电 16GW 、光热 2.7GW )
2.3 GW沙特光伏累计装机 p.23 第三方机构累计装机约数 · 2023年末 · Energy Institute
沙特光伏累计装机容量仅 2.3GW
0.023、0.021、0.020、0.017 美元/kWh沙特光伏前四轮平均中标电价 p.25 官方或公告REPDO前四轮招标平均，非同一项目时间序列 · 前四轮招标 · 沙特能源部（报告整理）
0.023、0.021、0.020、0.017 美元/kWh
33%—35%沙特新能源本土制造比例要求 p.26 官方或公告新能源项目本土制造比例规划 · 2024—2025年 · REPDO
2024-2025 年,沙特新能源项目的本土制造比例要 求将达到 33%-35%
40%—45%沙特新能源远期本土制造比例要求 p.26 官方或公告新能源项目本土制造比例规划 · 2028年以后 · REPDO
并在 2028 年以后进一步提升至40%-45%
9.81 %巴西输电拍卖RAP/CAPEX实际均值 p.30 作者测算2024-01批次，年度准许收入/资本开支，不是IRR · 2024-01批次 · ANEEL（报告整理）
但竞拍机制下项目实际回报率降至9.81%
3.4 %巴西未来电力需求复合增速 p.31 作者测算PDE2032规划预测 · 2022—2032年预测 · 巴西矿业和能源部PDE2032
2022-2032 年，巴西电力需求预计仍将以 3.4%的复合增速
27.5 GW巴西发电资产规划增量 p.31 官方或公告PDE2032装机变化合计，含热电负增量 · 2023—2032年规划 · 巴西矿业和能源部PDE2032
巴西计划在 2023-2032 年新增 27.5GW 发电资产
83.71 %国家电网在巴西持有CPFL股权 p.32 官方或公告收购后报告引用持股比例 · 报告时点 · CPFL Energia及公司披露
持股比例 83.71%
企业案例
| 企业 | 市场 · 模式 | 做了什么 | 结果 |
|---|---|---|---|
| 国家电投与南方电网 p.14 | 越南 · 其他 | 参与1240MW永新一期煤电BOT，特许运营25年；属历史项目。 | 报告列为已投运，不能当作未来新增境外煤电建议。 |
| 深圳能源 p.14 | 越南 · 并购 | 联合体拟收购安庆北江热电90%股权建设650MW项目。 | 报告表中显示项目被否决，说明既有关系并不确保落地。 |
| 中国神华 p.21 | 印尼 · 其他 | 与PLN子公司按7:3合资开发2100MW爪哇7号，BOOT运营25年后移交。 | 报告列为已投运；为历史经营结构案例。 |
| 晶科电力 p.26 | 中东（沙特/阿联酋/土耳其等） · 其他 | 以开发商身份获得Saad 300MW与Tabrajal 400MW光伏项目。 | 体现中国运营企业已参与竞争，不等于报告披露项目净回报。 |
| TCL中环、晶科能源 p.27 | 中东（沙特/阿联酋/土耳其等） · 本地建厂 | 分别与PIF及Vision Industries规划20GW晶体晶片、10GW光伏电池组件产能。 | 2024年7月宣布的建厂规划，非已投产成果。 |
| 三峡集团 p.32 | 拉美其他 · 其他 | 通过巴西存量水电资产竞拍获得约30年特许经营权。 | 运营12座水电站、2座小水电站，并有其他3项水电权益。 |
| 国家电网 p.32 | 拉美其他 · 并购 | 2017年收购CPFL Energia，把输电业务延伸至发电、配售电。 | 报告引用持股83.71%；配售电市占率公司口径13.2%。 |
风险与门槛
- 用电需求可能不及规划，需求恢复不一定持续。 p.36
- 越南光伏的限电、财政负担与电价退坡可能削弱收益。 p.13
- 印尼电价调整允许政府不调整，成本上升不保证传导。 p.18
- 沙特低价竞标、本土制造要求与2—5年开发周期考验资金和供应链。 p.25
- 巴西竞拍折价降低收入资本比，且存在汇率、通胀、负荷错配风险。 p.30
- 东道国政策变动和地缘政治变化影响长期项目。 p.36
预测
- 越南规划2030年总装机150.5GW，不包括现有屋顶光伏。 p.102030年
- PLN低碳情景预测印尼发电量445.1TWh，2021—2030年CAGR4.9%。 p.162030年
- NREP目标2030年新能源装机58.7GW、新能源发电占比50%。 p.232030年
- 巴西PDE2032预测电力需求年增3.4%，2023—2032年装机合计增量27.5GW。 p.312022—2032年
时效提醒
研究截至2024年8月；各国电价、PPA、外资规则、本地化要求和2030规划推进情况应按2025—2026年最新官方文件复核。
读书笔记
全文40页已读。需求规模只是筛选入口，真正决定电力出海的是买方结构、可执行电价、网络消纳和融资条件。越南表3含被否决及在建项目，约4GW不能当已投运合计。巴西RAP/CAPEX是收入资本比，缺成本与时间维度，不能叫IRR。巴西27.5GW图中含热电负增量，宜理解为装机变化合计。CPFL第30页10.6%为按服务人口测算，第32页13.2%为公司披露口径，不视为同口径矛盾。已视觉复核第2页题名/作者，以及第20页HPT和第33页输电表；