2024年电力行业出海专题：海外市场增长潜力大，中企奋楫扬帆正当时

亚太有望成为中企出海首选，中东、南美次之

受国内电力需求高增影响，国内电力企业国际化程度相对较低。我们对国内五大电力集团的海外装机容量进行了梳理，发现其海外装机占比均处于低个位数水平，远低于法国电力集团EDF的22%、意大利国家电力集团Enel的68%。我们认为核心原因在于过去中国经济快速发展带来了旺盛的电力需求，相关企业优先发展国内业务，而欧洲的电力需求较早进入平台期，出海成为当地电力企业寻求增长的重要战略。

展望未来，国内电力需求增长相对放缓，电力企业出海显示出必要性。随着我国经济步入高质量发展阶段，经济增速将有所放缓，根据世界银行的预测，2024-2026年中国GDP平均增速预计为4.3%，低于过去十年的5.99%。相应地，国内电力需求增速也将趋缓，根据 IEA预测，2024-2026年国内电力需求平均增速预计为4.9%，低于过去十年的5.69%。在此背景下，我们认为出海或将成为国内电力企业寻求新增长点的重要战略之一。

亚太地区可重点关注印尼、越南等市场。聚焦亚太(不含中国)地区，印度、印尼、孟加拉国越南、菲律宾等市场的长、短期用电需求增速均较快。其中，越南、印尼与我国建立“全面战略合作伙伴关系”均已超过10年，在多个领域展开密切合作。因此，我们认为未来国内电力企业出海可重点关注印尼、越南等市场。

中东地区能源转型诉求强烈，结合政府对能源转型的决心和支持力度，以及经济、社会发展等因素，我们认为沙特、阿联酋有望成为国内企业出海优选。聚焦中东地区，中国同沙特、阿联酋、卡塔尔、伊拉克等国家的关系均较为融治，同时相关国家电力市场也均具备发展潜力。中东国家较为依赖油气资源，2023年电力供给结构中油、气发电占比合计超过90%，因此存在迫切的能源转型诉求，目前多个国家已提出了雄心勃勃的可再生能源发展规划。因此，我们认为未来中国电力企业出海至中东地区或主要关注政府在能源转型方面的决心和支持力度,同时也应结合当地政治/社会稳定性、经济发展水平等因素。综合来看，我们认为沙特、阿联酋有望成为中国企业出海中东的落脚点。

巴西作为南美&中美地区最大的电力市场，有望成为国内企业出海至南美&中美地区的不二选择。聚焦南美&中美地区，巴西是该地区最大的电力市场，2023年，发电量达到7100亿千瓦时(710TWh)，占整个南美&中美地区的48%，是第二大市场阿根廷的4.8倍，且与其他市场存在数量级的差异。此外，巴西疫后用电需求增速达到4.1%，展现出一定的增长潜力，使其成为南美&中美地区兼具规模和增速的市场。因此，我们认为巴西将成为国内电力企业出海至南美&中美地区的不二选择。

重点国家电力市场分析

在前述对中国电力企业出海大致方向进行判断的基础上，本文第二章将对重点地区的重点电力市场进行详细分析，以进一步阐述我们为什么认为亚太地区的越南、印尼，中东地区的沙特，以及南美&中美地区的巴西将成为国内企业出海的优选。总结而言，上述判断基于两大逻辑:1)相关国家的电力市场在未来仍具备增长潜力;2)中国企业在对应市场已有项目落地，为未来深入发展奠定基础。

(一)越南:预计 30年装机较 23年接近翻倍，中企在越投资节奏有望加快

越南电力需求保持快速增长，结构上以煤电和水电为主。2023年越南发电量达到2764亿千瓦时(276.4TWh)，同比增长4.3%;2010-2023年复合增速8.9%，保持高速增长。分电源类型来看，以燃煤发电和水电为主，2023年发电量占比分别为47%、29%，此外，燃气发电(10%)、光伏发电(9%)也占据一定比例。从装机容量来看，截至2023年末，越南累计装机容量80.6GW，其中水电 22.9GW、煤电26.8GW、气电 7.2GW、可再生能源发电 21.7GW。

本国电力供给无法满足需求，需借助跨境电力互济。目前越南主要和中国、老挝、柬埔寨进行电网互联。2023年，越南从中国、老挝合计进口电力41亿千瓦时(4.1TWh)，约占越南全部发电量的1.5%，并向老挝和柬埔寨合计出口电力7.4亿千瓦时(0.74 TWh)，约占越南全部发电量的0.3%，为电力净进口国家。

到2030年，预计越南电力装机容量相比2023年近乎翻倍。展望未来，越南《Roadmapfor2021-2030 national electricitydevelopmentplan》于2023年5月15日获得总理批准实施，为了实现 2050年净零排放目标，其规划到2030年，累计装机容量由2023年底的80.6GW大幅增加至150.5GW(不包括现有的屋顶光伏装机容量)。其中，燃气发电由2023年底的7.2GW增加至37.3GW(国内天然气贡献 14.9GW,LNG贡献 22.4GW);煤电、水电分别由 2023 年末的 26.8、22.9GW小幅增长至 30.1、29.3GW;同时大力发展可再生能源发电，预计到2030年累计装机规模将在 2023年末 21.7GW的基础上翻倍，达到43.0GW，其中海上风电、陆上风电、生物质&垃圾发电、光伏发电(不包括屋顶光伏)累计装机规模分别达到6.0、21.9、2.3、12.8GW。此外，进口电力也将从2023年的0.8GW大幅增加至5GW，并在必要时将目标放宽至8GW。

电价受政府干预程度较高，政府有意维持较低的电价水平。

在发电侧，EVN 所属的EPTC(electricitypower trading company)作为主要的电力购买方，与发电企业签署购电合同(PPA)，而购电协议的价格需要遵循越南政府的指导。具体而言，政府会针对不同类型的发电资产设置价格上限，价格上限参考不同类型发电资产的成本，并给予一定合理收益，即为成本加成定价模式。

在售电侧，此前，越南的平均零售电价为6个月调整一次，但2024年5月，由越南副总理签署的第 05/2024/QD-TTg号决定规定电价的调整周期缩短为3个月。具体而言，当发电成本下降幅度达到1%时，必须调整电价;但当发电成本上涨幅度超过3%时，可以选择调整电价，且每次调整的间隔不少于3个月。此外，在进行电价调整时，当调涨幅度在3%-5%区间时，EVN具有一定的自主权;但当调涨幅度超过5%且不超过10%时，须经工贸部批准;当调涨幅度超过10%，须经中央政府和总理审议。上述政策在一定程度上说明，越南政府有意维持较低的电价水平。越南最新的委售电价由工贸部批准于2023年5月4日起开始实施，平均零售电价为1920,3732越南盾/千瓦时(不含增值税)，约合RMB0.55元/kWh。细分来看，会根据电力用户类型(如生产部门、行政和公共部门、商业部门、生活用电)、电压等级、是否高峰时段、用电量等参数再进行差异化定价。

常规电源上网电价由政府设定价格上限，并与原材料价格进行联动。2023年，在越南电力监管局(ERAV)公布的发电价格框架下，燃煤发电的上网电价不得超过1559.70越南盾/kWh(不含增值税)，水电上网电价不得超过1110越南盾/kWh(不含国家资源税、环境服务费、国家资源开采权费和增值税),约对应0.44、0.32RMB/kWh。其中,煤电上网电价上限会与煤炭价格进行联动，如 2023年的价格上限基于1,808.000越南盾/吨(约515 RMB/吨，不含增值税和运输费用)的煤炭价格计算得到:水电上网电价则相对稳定，近四年均保持在1110越南盾/kWh。气电上网电价的形成与煤电类似，与天然气价格进行联动。2024年，ERAV公布的采用LNG的燃气发电厂的上网电价上限为2590.85越南盾/kWh(含增值税，约0.74RMB/kWh)，对应12.9792美元/tr.BTU的LNG价格(含增值税、运输费、再气化及再气化后气体分配费用)。

尽管政府对电力行业的控制力度较强，但近年来，越南也在积极推进电力市场化改革。其电力市场化改革从发电侧开始，第一阶段是形成竞争性的发电市场(VCGM,Competitive GenerationMarket)，该市场于2012年开始正式运行。EVN所属的发电企业(Gencos)和IPP同台竞价以将电力出售给唯一的买方，即EVN的全资子公司EPTC。第二阶段是形成竞争性的批发电力市场(VWEM,wholesale electricity market)，该市场于2019年开始运行。从电力供给方来看，截至目前共有84家电厂直接(未统计间接参与方)参与到电力市场中，合计装机容量21.8GW(其中水电、煤电、气电装机容量分别为7.3、11.0和3.6GW)，约占越南全部电力装机的27%。而从电力需求方来看，EVN将不再是唯一的电力购买方，符合条件的电力用户、电力批发商也可参与购电。第三阶段是形成竞争性的零售电力市场(VREM，ElectricityRetailMarket)，计划在 2023年开始运行。

中越建立全面战略合作伙伴关系15年以来，中国电力企业在越投资取得丰硕成果，未来有望继续深化合作。2008年，中越两国建立全面战略合作伙伴关系，此后，双方陆续署《中越2012-2016年经贸合作五年发展规划》、《中越经贸合作五年发展规划(2017-2021)》等文件，在多个领域展开合作。具体到发电领域，据我们不完全统计，国家电投、华电集团、深圳能源、中国能建等企业已在越南投资发电项目共计约4GW,早期以煤电项目为主,近年来陆续转向新能源发电。此外，双方还签署了《越南社会主义共和国计划投资部与中华人民共和国商务部关于促进绿色发展领域投资合作的谅解备忘录》、《越南社会主义共和国自然资源与环境部与中华人民共和国国家发展和改革委员会关于绿色发展、气候变化和环境保护的谅解备忘录》等36项合作文件。在此背景下，考虑到越南发电领域蕴含巨大增长潜力，且中国电力企业已积累较多成功经验，未来出海至越南的节奏有望加快。

(二)印尼:电力需求增长潜力较大，国内企业出海正当其时

电力需求保持较快增长，结构上以煤电和气电为主。从发电量来看，2023年印尼发电量达到3233亿千瓦时(323.3TWh)，同比增长4.9%;2013-2023年复合增速4.1%，相比越南，印尼电力需求受 2020年疫情影响更加显著。电源类型方面,以燃煤发电为主,2023年发电量占比为67%,此外，燃气-蒸汽联合循环发电(13%)、水电(6%)、地热发电(5%)也占据一定比例。从装机容量来看，截至 2023年末，印尼累计并网装机容量为86.8GW,其中，蒸汽发电(指steam powerplant,以煤电为主)装机容量49.8GW，占比57.3%;联合循环发电厂装机容量16.1GW，占比18.5%;水电(含小微型水电)装机容量5.6GW，占比6.5%。非水可再生能源中，地热发电装机规模较大，为2.6GW，占比3%。

电力装机充裕度较高，但由于区域供需矛盾突出，未来仍有提升空间。截至2022年末，印尼全国范围内的电力装机储备率为50%(净装机容量/最大负荷-1)，但由于印尼多岛屿地形，所以全国范围内的电网互联存在较大难度，因此，区域性的电力供需矛突出，如爪哇岛(首都雅加达位于此处)-巴厘岛、苏门答腊岛等电力需求旺盛地区，储备率仅有10.02%和5.82%，未来仍有待进一步提升。而在跨境电网互联方面，印尼目前主要通过加里曼丹和马来西亚电网互联，2023年，向马来西亚进口8.93亿千瓦时(893GWh)电力，占印尼全部发电量的0.3%。虽然目前加里曼丹的储备率接近30%，但由于印尼的首都搬迁将于2024年启动，所以未来该地的电力需求预计仍有较大增长空间，驱动装机增长。

印尼的电力行业同样表现出较强的国家垄断特征，PLN在发输配售各个环节占据主导地位。印尼国家电力公司 PerusahaanlistrikNegara(PLN)作为发输配售垂直一体化企业，在各个环节均占据统治性地位。在发电领域，尽管近十年来竞争程度有所增加，独立发电商和私营电力公用事业公司的市场地位持续提升，但截至2023年末，PLN仍拥有46.4GW发电资产，发电量占印尼全部发电量的50%以上。在输配售领域，PLN作为印尼唯一的电力传输和分配提供商，垄断了印尼输配电网以及电力零售业务，拥有7.09万公里输电网络和104.8万公里配电网络，购买IPP在印尼生产的几乎所有电力，2023年售电量达到2884亿千瓦时(288.4TWh)。

发电侧电价执行最高限价政策。其中，对于燃煤发电，印尼政府通过限制出售给电厂的煤炭价格从而达到控制上网电价的目的;对于新能源发电，则直接制定最高基准价格HPT。

印尼煤炭企业需履行国内市场销售义务,以保障国内电厂的燃料供应。印尼在经历了2009-2011年的国内煤炭供应短缺之后，出台了煤炭DMO(Domestic Market Obligation)政策，即印尼的煤炭生产企业每年需将一定比例的产量销售给国内客户，目前这一比例为25%,其中约80%被用来满足国内发电企业的需求，剩余20%用于满足其他部门的需求。

政府将出售给国内电厂的煤炭价格上限控制在70美元/吨，价格双轨制导致DMO政策的实施成效一般。正常情况下，根据DMO出售的煤炭价格与基准价格挂钩，但能源和矿产资源部于 2018年3月发布了一项法令，将出售给发电企业的煤炭价格限制在最高70美元/吨(FOB价格，以热值6322千卡/kg的煤炭为基准，其他热值的煤炭限价按公式进行相应调整)。因此，发电企业购买煤炭的价格将是70美元/吨的价格上限和煤炭参考价格HBA中的较小值。其中，HBA是由能矿部确定的月度平均价格，根据国内和国际市场指数的平均煤炭价格计算得到。双轨制价格的存在使得DMO政策的执行效果不尽如人意，尤其是在国际煤炭价格高企的2021年，印尼煤炭国内销售比例仅有21.7%，引发能源安全问题，催生了印尼在2022年1月的阶段性煤炭出口禁令。

印尼政府为新能源和可再生能源发电制定最高基准价格(HPT,Highest Benchmark Price)PLN向IPP购买电力时，双方将基于HPT进行谈判，以确定最终的合同价格。根据2022年第112号总统令,水电HPT根据不同装机容量有所不同,在6.74-11.23美分/kWh(0.49-0.81RMB/kWh)区间内，且在 30年运营期内，随着折旧完成和贷款偿还，后20年的HPT将低于前10年，降幅在37.5%。光伏发电HPT根据装机容量不同在6.95-11.47美分/kWh(0.50-0.83RMB/kWh)区间，运营期后20年电价较前10年降幅在40%。地热发电HPT根据装机容量不同在7.65-9.76美分/kWh(0.55-0.71 RMB/kWh)区间，运营期后20年电价较前10年降幅在15%。

中印关系处于历史最好时期叠加印尼电力需求增长潜力较大，国内电力企业出海正当其时。10年来，中印两国双边贸易额从2013年的500亿美元增长到2022年的1500亿美元，增加了近2倍，中国连续10年保持印尼最大贸易伙伴地位;同时，中国对印尼的投资规模也持续扩大，已成为印尼第二大外资来源地，2022年，中国在印尼各领域直接投资达到 215亿美元，占印尼吸引外资总额的四分之一。具体到发电领域，据我们不完全统计国电电力、中国神华、大唐集团、华电集团等企业共计在印尼投资发电项目6.3GW，涉及煤电、水电、光伏发电等多种技术类型。展望未来，在“中印尼关系正处于历史最好时期”的背景下，叠加印尼电力行业蕴含的潜在增长机会，中国电力企业出海至印尼正当其时。

(三)沙特:新能源发展潜力巨大，运营&设备制造企业协同出海或为良策

发电量自2019年以来持续增长，且增速有所加快。2023年，沙特发电量达到4229亿千瓦时(422.9TWh)，同比增长5.4%，增速达到自2018年以来的高点。沙特作为全球第二大产油国,GDP走势与石油价格相关性较高，且波动较大。疫情后全球经济复苏带动石油价格上涨促使沙特GDP增长显著，拉动发电量增速提升。

沙特电力公司是沙特电力市场的主要参与者，在发输配环节均占据主要地位。沙特电力公司(Saudi Electricity Company，SEC)是一家国有企业,其主要股东为沙特公共投资基金(PIF)和沙特阿美公司，持股比例分别为74.3%和6.9%。在发电领域，2023年，SEC发电量为2190亿千瓦时(219.0TWh)，占沙特全部发电量的50%以上;如按装机数据计算，根据SEC披露，其在沙特的市占率可达66%,在输电领域,SEC拥有并经营9.56万公里输电网络,2023年输送电量 3809亿千瓦时(380.9TWh)。在配电领域，SEC拥有并经营82.71万公里配电网络，2023年配电量为3148亿千瓦时(314.8TWh)，为1100万用户提供服务。除SEC外，在发电侧，沙特阿美电力公司(SAPCO)、ACWAPower、沙特水务合作公司(SWPC，SEC持股50%)等也拥有一定份额。总体而言，沙特电力行业国有化程度较高。

能源结构单一,转型诉求强烈。2023年,沙特全部发电量中,燃油发电和燃气发电分别占36.0%和62.7%，合计占比接近99%，对化石能源依赖度较高，能源转型需求迫切。而沙特政府也深刻意识到这一点，并于2016年相继推出“2030愿景”和“国家转型计划”，以期摆脱对石油收入的高依附度，同时依靠石油、天然气带来的充裕资金,向光伏、风能、氢能等可再生能源转型，完成 2060年净零排放的承诺。

大力发展风光发电，预计2030年可再生能源发电占比达到50%。在“2030愿景”规划下沙特政府于 2017年启动《国家可再生能源计划》(NREP)，将大力建设新能源发电项目以替代燃油电厂，太阳能是最重要的发展方向。NREP明确2023年、2030年新能源发电装机规模分别达到27.3(光伏20GW、风电7GW、光热0.3GW)和58.7GW(光伏 40GW、风电 16GW、光热 2.7GW).且规划到 2030年，新能源发电量占比提升至50%,剩余50%由燃气发电满足。而截至 2023年末沙特光伏累计装机容量仅2.3GW，尽管相比NREP提出的2023目标存在较大差距，但同比增长420%，增长潜力初步显现。

自NREP提出以来，已有19GW项目中标，其中15GW+仍处于在建/拟建阶段。沙特可再生能源容量规划中，约30%由能源部下属的可再生能源项目开发办公室(REPDO)牵头开发，主要通过竞争性招标的方式确定开发商，剩余70%由PIF牵头，主要通过“与国际合作伙伴就项目开发达成的协议”进行开发。2017年以来，REPDO已进行五轮招标，合计装机容量10.37GW。如再考虑 PIF牵头开发的部分,迄今为止已有21个项目中标,共计19GW,其中4.1GW已实现并网,8.2GW处于建设状态，7GW处于融资收尾阶段。以REPDO负责招标的项目为例，平均来看，单个项目从开发商资格预审->投标->签署购电协议->完成融资->并网发电短则需要2-3年，长则需要 4-5年，较长的项目开发周期或是目前沙特新能源发电项目累积较多的主要原因。

较好的资源条件导致沙特新能源发电项目上网电价处于低位。沙特新能源发电项目上网电价通过竞标确定，出价最低的开发商中标。随后，开发商将和沙特电力采购公司签署PPA，其中，光伏购电合同期限为25年，风电为20年。得益于较好的资源条件，目前沙特地区的新能源上网电价竞争激烈。平均来看，REPDO前四轮招标的光伏项目中标电价分别为0.023、0.021、0.020、0.017美元/kWh(0.167、0.153、0.142、0.123RMB/kWh")。具体到不同项目来看，规模较大的项目上网电价已低至0.015美元/kWh(0.107RMB/kWh)。而由于风电项目较少，未能有代表性的上网电价，以Dumat Al Jandal400MW 项目为例，其中标电价为0.0213 美元/kWh(0.154RMB/kWh)，在融资完成时进一步下调至0.0199美元/kWh(0.144RMB/kWh)，同样处于较低水平。

国际企业已在沙特风光发电项目开发中崭露头角，国电投、品科等国内企业也开始频繁现身根据我们对 REPDO前四轮招标项目中标企业的梳理(见表7),发现目前虽然沙特(ACWAPowerAl Blagha)、中东(Masdar为阿联酋企业)本地企业仍占据主导地位，但像法国电力集团EDF道达尔(TOTAL Solar INTL)等国际企业已开始崭露头角。此外，国内企业的参与度也有所提升如晶科电力已接连斩获 Saad 300MW Solar PVIPP和400MWTabraialSolar PV两个项目，而国电投下属的黄河水电开发公司作为财团/联盟成员参与了Lavla80MW Solar PV IPP和 Ar Rass700 MW Solar PVIPP两个项目。

在沙特规定新能源项目本土制造比例的政策背景下，国内电力设备企业和电力运营企业协同出海或为良策。一方面，沙特希望通过大力发展新能源发电来减少本国在能源结构上对石油、天然气等的依赖;另一方面，沙特也希望以此带动本国的新能源制造产业链发展壮大，计划在2028年以后国内出口聚焦于新能源产业链。根据沙特政府制定的发展规划，2024-2025年，沙特新能源项目的本土制造比例要求将达到33%-35%，并在2028年以后进一步提升至40%-45%。因此，我们认为国内电力设备企业和电力运营企业协同出海或成为中国企业参与沙特新能源市场的重要途径。而根据我们统计,目前TCL中环、晶科能源、中信博等光伏制造企业，以及远景能源等风电设备制造企业均有赴沙特建厂的打算。此外，天合光能、协鑫科技、钧达股份、联合太阳能等光伏制造企业计划在阿联酋、阿曼等周边国家设厂，也有望辐射沙特市场。

(四)巴西:电力行业市场化程度较高，国内企业已全面参与发输配售各环节

相比前述越南、印尼、沙特等国的电力市场，巴西电力市场相对更加成熟，具体表现为:1)不同于越南、印尼、沙特电力行业发输配(售)一体化经营的情况，巴西电力行业实行发、输分离，配售一体的运营策略;2)越南、印尼、沙特仅发电环节竞争程度相对较高，输、配、售环节仍具有较强的垄断属性，但巴西电力行业的各个环节市场化程度均较高，企业可通过参与巴西政府举行的拍卖获得特定资产的特许经营权，给予了国际企业充分参与巴西电力行业的机会。下面，我们将对巴西电力行业的发输配售环节逐一进行分析。

发电环节

发电最随经济增速波动，疫情后恢复至较高水平。2023年，巴西实现发电量7100亿千瓦时(710TWh)，同比增长4.8%，处于历史相对较高水平。过去十年间，巴西发电量仅在2015年和2020年出现同比下滑,与经济增速承压时点较为吻合。由于巴西经济对大宗商品出口的依赖度较高,2015年,在供给过剩、美联储加息等因素作用下，以石油为代表的大宗商品价格大幅下跌拖累巴西出口表现，并在一定程度上造成其汇率贬值，从而导致经济下滑。而2020年，经济、发电量增速表现不佳主要受新冠疫情影响。

电力市场分为自由市场和受监管市场，受监管市场上网电价通过拍卖形成。巴西电力市场分为自由市场(ACL)和受监管市场(ACR)，二者占比分别约为30%和70%。在自由市场中，自由消费者(自2024年1月1日起，所有高压用户均有资格参与自由市场)可自主选择发电供应商，电价通过双边协商确定。而在受监管市场中，电力用户需通过所在地区的配电企业代理购电，上网电价通过拍卖形成。发电企业通过参与竞拍可获得一定时期内的电站经营权并确定上网电价，其中，现存发电资产的经营权在1-15年不等，新建发电资产的经营权在15-35年不等。

历史拍卖批次中，大水电发电量占比最高，平均上网电价最低。截至目前，巴西现存发电项目的拍卖已进行31届，上一次于2023年12月1日进行;新建发电项目的拍卖已进行 37届，上一次于 2022年10月14日进行。累计拍卖数据表明，大水电的发电量占比最高，达到37%，平均上网电价最低，为222雷亚尔/MWh(约288.6RMB/MWh)。气电、风电、光伏发电发电量占比分别为 22%、17%、3%.平均上网电价分别为334、228.4、316.8雷亚尔/MWh(约434、297、412 RMB/MWh)。

输电环节

国家互联系统SIN是巴西电力传输的支柱，覆盖全国98%的市场。SIN具体包括四个区域子系统，即南部(S)、东南部(SE)-中西部(CO)、北部(N)和东北部(NE)。但在SIN之外，目前仍有亚马孙州、罗赖马州、阿卡州、阿马帕州、朗多尼亚州等北部地区处于相对孤立状态。

截至 2021年，巴西输电线路长度为17.9万km，以500kV和230kV电压等级为主。巴西电网 230kV 及以上电压等级为输电网，主要由230kv、345kv、440kv、500kv、±600kV、750kV、土800kV7个电压等级构成。其中，230kV和500kV线路占据主要地位，长度占比分别为37%和39%

配、售电环节

如前所述，巴西电力市场分为自由市场和受监管市场，其中受监管市场占据70%的份额。在该市场中，电力用户只能向所在区域的配电公司购买电力，因此，巴西本质上实行配售一体化运营。

竞争格局较为分散,TOP6配电公司合计市占率仅46.3%。巴西全国范围内共有105家配电公司,其中，北部、东北部、中西部电力用户相对较少，一般每个州仅设立一家配电公司;南部、东南部电力用户密集，每个州拥有多家配电公司。我们测算巴西Top6配电公司市场份额(基于服务的人口数量)合计为46.3%，其中，仅CPFL一家市场份额超过10%，剩余53.7%的市场由99家配电公司瓜分。

展望未来十年，预计巴西电力需求年均增长3.4%,新增装机容量27.5GW。根据巴西矿业和能源部发布的PDE2032(十年能源扩展计划)，2022-2032年，巴西电力需求预计仍将以3.4%的复合增速增长。为了满足增长的电力需求，巴西计划在 2023-2032年新增27.5GW发电资产。由于大型水电站已基本开发完毕，所以增长主要由风电、光伏发电以及分布式发电(主要是分布式光伏)满足。此外，在总量增长的同时，巴西也将进一步优化电力结构，预计2022-2032年以化石能源为燃料的热电厂装机容量将减少约7GW。

巴西电力市场开放程度较高，目前国内企业在发、输、配、售环节均有参与

发电环节，据我们不完全统计，国电投、中广核、三峡集团等在巴西运营水电、风电、光伏发电、燃气发电资产合计18.9GW。其中，以三峡集团装机容量最大，主要源于其在巴西运营12座水电站、2座小型水电站，并拥有其他3项水电资产的权益。三峡集团在运水电资产多通过参与巴西存量水电资产竞拍获得长达30年左右的特许经营权。

输配售环节，国家电网已成为巴西市场的重要参与者。截至目前，已成功参与5轮输电资产特许权竞拍，中标6个标段，合计中标输电线路5521km，对应投资额334.3亿雷亚尔(435亿人民币)，准许收入42亿雷亚尔/年(55亿人民币/年)。此外，国家电网于2017年收购了巴西 CPFL Energia公司持股比例 83.71%，进一步将业务拓展至发电、配电、售电环节。具体来看，在发电侧，CPFL Energia拥有发电资产 4.4GW;在输电侧，经营输电线路121km;在配售电侧，为巴西第二大配售电公司，下辖四个配电子公司(CPFL-PAULISTA、CPFL-PIRATININGA、CPFL-SANTACRUZ、RGE)，经营区域位于巴西东南部&南部，市场份额13.2%(公司披露口径)。

编辑：火腿肠