泰国低碳电力促可再生能源发展

　　泰国是东盟国家中人均用电量最高的国家，2020年人均用电量达2687千瓦时。随着外国产业投资的快速增长(中国是2021年泰国第二大外国投资来源国)及疫情后经济复苏，泰国用电需求持续增长。

　　天然气是泰国发电的主要来源，随着天然气储量的减少，泰国政府决心减少对天然气发电的依赖。泰国地处热带，太阳能资源丰富，泰国政府近年出台并实施了多项投资促进政策，对包括太阳能发电在内的新能源产业促进的同时，也给相关行业带来众多投资机会。

　　一、投资环境

　　1、国家概况

　　泰国地处中南半岛中部，东南临太平洋泰国湾，西南临印度洋安达曼海。西部及西北部与缅甸交界，东北部与老挝毗邻，东连柬埔寨，南接马来西亚。泰国国土面积51.3万平方公里，在东南亚地区仅次于印度尼西亚和缅甸。截至2020年底，泰国总人口约为6522.8万人。在全国77个府级行政区中曼谷人口最多，约549万人，占全国总人口的8.4%。

　　近5年来泰国经济发展呈波动趋势。2020年因受全球新冠肺炎疫情影响，经济大幅下滑。2020年人均GDP为7328美元，同比下降6.1%。泰国实行自由经济政策，属外向型经济，依赖中、美、日等外部市场。泰国工业属出口导向型工业，重要门类有采矿、纺织、电子、塑料、食品加工、玩具、汽车装配、建材、石油化工、轮胎等。

　　2、能源资源情况

　　泰国陆地有两个油田，一个是甘烹碧府兰加北分县的诗丽吉油田，石油储量518万吨，另一个是农玛康油田即西诗丽吉油田，石油储量20万吨。

　　泰国天然气的最大储量约为5465亿立方米，天然气是泰国的主要能源，埃拉万气田和巴拉通气田两个气田目前每天产量为21亿至22亿立方英尺天然气，两者总产量占泰国天然气总产量的44%。

　　泰国煤炭主要是褐煤和烟煤，总储量约15亿吨，其中证实的储量8.6亿吨，可能储量6.8亿吨。煤炭资源大约80%分布在北部的清迈、南奔、达府、帕府和程逸一带。

　　泰国不仅有充沛的雨量，还有众多的河流及大量的地下水，淡水面积3750平方公里，发电总装机容量1058万千瓦，如全部用于发电，每年可发电190亿千瓦时。

　　泰国属热带季风气候，风能资源较好，境内50米高度风速5.5米/秒。泰国光照资源丰富，全国平均每平方米单日日照辐射发电量为4.129千瓦时。

　　二、电力市场概况

　　1、能源电力结构

　　2021年1—8月，泰国总发电量141412吉瓦时，其中天然气发电量76499吉瓦时，占比54%;进口煤/褐煤发电量24169吉瓦时，占比17%;燃油发电336吉瓦时，占比0.2%;水能发电量3285吉瓦时，占比2%;进口电量22205吉瓦时;可再生能源发电量14918吉瓦时，占比11%。

　　泰国的电力能源构成目前仍以化石燃料尤其是天然气为主，但天然气发电占比已从2010年的71.9%下降到2020年的54%。一方面，泰国的天然气储量在减少;另一方面，泰国地处热带，太阳能资源丰富。因此，泰国政府决心减少对天然气的依赖，提高包括太阳能在内的可再生能源的替代比例。

　　2、电力运营机制

　　泰国电力工业体制是基于国有的单一买方体制，泰国电力局(EGAT)既是输电公司，也是发电公司，并作为买方跟国内独立发电厂(IPP)、小型发电厂(SPP)和邻国进行大宗电力交易，然后将电力出售给泰国两大配售电国有企业首都电力局(Metropolitan Electricity Authority,MEA)、地方电力局(Provincial Electrici-ty Authority,PEA)和若干法律事先授权许可的直接购电客户，三者市场份额分别为30%、68%和2%。EGAT也向邻国出口电力。

　　泰国国家发电局主要负责运营500千伏至115千伏电压等级的发电和输电业务，首都电力局(MEA)和泰国省级电力局(PEA)主要负责运营33千伏和22千伏的配网。例如，在一个115千伏的变电站中，115千伏设备及主变为EGAT管辖设备，22千伏母线及配电线路为PEA管辖设备。

　　3、可再生能源电价政策

　　泰国是东盟最早实施上网电价政策的国家之一，早在2007年泰国就实施了可再生能源上网电价政策。泰国第一个官方可再生能源规划《2007—2022年国家可再生能源发展十五年计划(REDP)》中有一个附加方案，附加方案规定泰国从2007年开始实施“溢价电价”，泰国国有电力经销商根据购电协议(PPA)，向可再生能源生产商购买电力，在现行批发电价基础上支付附加费，附加费费率为8.00泰铢/千瓦时。

　　2013年，泰国国家能源政策委员会(NEPC)达成协议，将政府支持的形式从“附加费”改为使用“上网电价”(FIT)，以更贴合可再生能源发电的实际成本。

　　2017年，泰国政府推出混合购电协议方案，要求各光伏发电厂商在用电高峰时段确保提供购电协议规定负荷的98%—102%，其余时段只提供66.3%。上网电价定为3.66泰铢/千瓦时。

　　自2018年以来，泰国宣布暂停太阳能上网电价政策，光伏增速迅速放缓。目前泰国对于地面光伏电站没有太多的政策偏向，对于屋顶光伏有一定的政策引导，为了更好的鼓励和扶持，泰国能源部考虑将现行的民用光伏发电系统并网电价，从目前的1.68泰铢/千瓦时提高到2—2.20泰铢/千瓦时。

　　4、中国在泰国的电力投资

　　近年来，中资企业在泰国参与了部分可再生能源电力项目，然而数量有限。2021年3月22日，中国国投电力控股股份有限公司旗下新源能源(泰国)有限公司与MEA签署合作谅解备忘录，同意共同开发泰国垃圾发电及其它新能源发电业务。

　　此外，国内光伏电池及组件企业将部分产能转移到泰国，以利用泰国较成熟的制造业基础设施、较低廉的劳动力成本和与欧美较友好的经贸安排，在泰国生产后再出口到欧美市场。目前泰国有近20家外资光伏电池和组件制造企业，年产能已超过5吉瓦，所生产的光伏电池和组件主要用于出口。

　　5、国家电力发展规划

　　2019年4月，泰国通过了《泰国电力发展规划2018—2037(PDP2018)》，相比前一版本的PDP2015，该版本有助于提高泰国国内可再生能源占比以及尽早达到减排目标，促进行业低碳可持续发展。

　　根据新的规划，2037年泰国电力装机将达到77.211吉瓦，其中20.766吉瓦来自可再生能源发电;到2037年光伏装机容量约15吉瓦，其中包括家庭屋顶光伏计划的12.7吉瓦和9个由国营发电局运营的水坝上漂浮式光伏发电项目共2.7吉瓦，届时可再生能源发电中将有约一半的电力来自于光伏发电。

　　2021年泰国启动将电力发展规划、天然气规划、可再生能源规划等相关规划整合为国家能源总规划的工作。据透露，调整主要根据受新冠肺炎疫情影响后的经济形势，特别是电源备用容量达40%—50%的电力供需形势以及适应未来低碳经济社会的要求，制订符合实际的国家能源发展总规划。据称，泰国实现碳中和的目标为2050年，碳净零排放为2065年。

　　三、泰国能源电力投资优势及风险分析

　　1、投资泰国电力市场优势分析

　　泰国可再生能源市场的发展空间很大。泰国新能源建设技术水平较低，电站建设大多需要外国公司参与投资建设，中国企业凭借资金、技术和产能优势，有能力充分发掘和利用泰国市场提供的发展机遇。

　　2、投资泰国电力市场风险分析

　　泰国新能源电站建设评价周期长、审批手续繁琐，是影响开发商投资的一大因素。如果泰国能进一步加大新能源开发优惠政策、简化项目审批手续等，国外投资者参与泰国的新能源项目建设的积极性将有所提高，泰国也可通过国际竞争降低新能源的成本，提高新能源的技术水平。

　　由于泰国的政治环境、商业习惯、市场规律与中国存在较大差异。因此，中国投资者应事先做好充分、全面、客观的可行性研究和尽职调查。