近年来，东南亚国家经济快速增长，电力市场需求加剧，但由于电力基础设施欠发达，电力供给缺口较小。与东南亚国家比起，我国电力企业具备资金的较为优势、先进设备的研发水平和非常丰富的经验。近年来，电力企业大力实行回头过来战略，获得了较好的投资报酬，累积了宝贵的国际化经验。

东南亚电力市场供需概况老挝根据美国能源信息署(EIA)数据，2016年老挝共计发电297亿度，同比增加77%，其中水力发电179亿度，化石能源发电118亿度。同年用电量超过55亿度，同比增加15%。

从老挝电力供需结构图中可以显现出，2010年以前老挝的发电及用电规模仍然维持稳定，部分时间甚至经常出现负增长的情况。2010年发电量开始明显快速增长，主要归功于上游水力发电厂的建设启用。

化石能源发电则维持急剧较慢快速增长的态势。值得注意的是，根据消费数据推算出可以显现出老挝电力不存在一定的消费缺口，但这并不回应老挝发电早已需要自给自足。

由于电网铺设工程进度领先，老挝偏僻郊区人口仍然不存在用不上电的问题，这一部分用电市场需求并未算入统计资料口径当中，进而造成不存在市场需求缺口的假象。老挝全国电网系统分成北部、中部1区、中部2区、南部电网四个分区，还包括高压(500kV、230kV、115kV)、中压(22kV35kV)和高压(0.4kV12.7kV)三种类型，以115kV线路居多，而500kV输变电线路总长将近100km，主要可供老挝、泰国跨境电网用于。截至2016年年底，230kV线路总长1371km，115kV线路总长5257km，35kV及以下线路总长45164km。老挝的电缆网络还并未构建全国覆盖面积，输配电网络目前仅有覆盖面积了92.39%的家庭，四个分区也仍未构建高压等级的主干网相连，部分农村和偏僻山区仍无电力供应，必须从泰国、越南和中国进口电力。

电网运送可靠性方面，老挝电网单电路和单环结构较多，电源中心和负荷中心之间验收距离宽，造成供电电能损耗大、可靠性较低。老挝电网线损亲率正处于持续上升状态，截至2016年年底线损亲率超过13.41%，电网升级改建亟需前进。我国向老挝出口电力规模呈现出大幅上升的特征，根据我国海关总署统计数据，2015年我国向老挝出口2.5亿度电，至2018年上升至0.24亿度电，降幅约90%。

图为我国向老挝电力出口规模缅甸根据EIA数据，2016年缅甸共计发电173亿度，同比增加17%，其中水力发电96亿度，化石能源发电76亿度。与老挝的发电结构相近，水力与化石能源是缅甸的主要发电方式。

从缅甸电力供需结构图中可以显现出，2000年以来缅甸发电规模持续不断扩大，2010年后增长速度移除，主要是受到化石能源发电容量减少影响。缅甸的全国输电网由230kV、132kV、66kV的传输线路构成。大部分线路从北向南部署，相连北部的水电资源和南部的核心区域，特别是在是仰光地区。目前，一条在双边协作项目(塞尔维亚、韩国、日本)反对下的500kV(454千米)的线路正在建设中。

缅甸的配电网络由33kV、11kV和6.6kV的线路及设施构成。基于技术和非技术原因，传输配电损失大约为20%(2003年为30%)，为了增大这一损失，缅甸目前计划逐步出局6.6kV的配电线路，建设以11kV居多的配电线路，并拓展33kV线路的覆盖面积。随着电网升级工作逐步推进，缅甸用电规模增长速度有所不断扩大，20112016年平均增长速度约14.6%。

图为缅甸电力供需结构与老挝忽略，我国向缅甸出口电力规模总体正处于持续减少的态势。根据海关总署统计数据，2014年我国向缅甸出口电力1.9亿度电，2018年减少至5.1亿度，增幅约160%。图为我国向缅甸电力出口规模越南根据EIA数据，2016年越南共计发电1582亿度，同比增加6%，其中水力发电635亿度，化石能源发电944亿度。

越南电力市场体量远大于老挝及缅甸，其发电量是两国合计的三倍有余，用电量则多达七倍。与老挝、缅甸相近，水力与化石能源是越南的主要电力来源，但从体量上来看，化石能源占到比更大。

越南的电力系统与其能源产于和国家地理分布互为与众不同，水力发电是电源主力之一，遍及北部、中部和南部;燃煤电厂则主要产于在北部。南部从20世纪90年代开始发展了许多燃气电厂和少部分燃油电厂，从北到南以1条500kV输电线连接。自横贯南北的500kV输电线工程于1994年竣工以后，北部、中部、南部的系统开始联网运营。

现在，越南电力系统的运作分成3个层次，国家负荷调度中心(NLDC)的下级机构为地区调度中心(RDC)，而RDC的下级机构则为地方负荷调度中心(LDC)。RDC原设于各电力公司，首府220kV和110kV系统。另外，每个省完全都设置LDC，首府35kV系统。NLDC首府13家发电厂和500kV系统，现引入法国生产的SCADA系统用作对43家主要发电厂、500kV变电站、220kV变电站的远程监控，同时NLDC和各发电厂及变电站间的通信将用光纤作为干线，用超短波连结。

目前电网主要还包括500kV、220kV、110kV和66kV等级。由于越南用电市场需求比较可观，我国向越南出口电力水平也比较老挝及缅甸更高。与此同时，出口水平近年来亦维持稳定，2018年大约出口16亿度电，与近5年均值相似。

图为我国向越南出口电力规模东南亚电力市场定价机制及电价水平分析老挝老挝电力市场目前仍缺少市场机制定价的身影。根据该国电力法，电价必需在社会经济条件的基础上由国家政府制订。

同时，国内未成立独立国家的对应管理机构。在确保电价平稳以及合理投资报酬的前提下，电价结构由能源矿产部和其他部门合作研究，而政府拥有各个时期各类电价的决定权。例如，若老挝电力公司(EDL)不存在调整电价的市场需求，必需向能源矿产部递交电价议案，再行交由老挝政府审查会，取得批准后电价方可调整。

由此可见，老挝电力定价并非市场供需反映的结果，而是政府主导大不相同。因此，老挝电价波动的频率也比较较低。根据EDL统计资料，2018年老挝平均值居民消费电价为724基普每度电，等同于8.59美分每度电，在全球电价范围当中正处于较低的水平。

但值得注意的是，以本币货币取决于的电价实质上正处于持续上升的状态，美币定价之所以在2016年经常出现回升是由于该国货币汇率加快升值的缘故。缅甸缅甸电力定价以政府为主导。

在涉及原则、法规的指导下，由政府要求供应末端及消费末端电价，且供应末端每次明确提出改动电价的表达意见都必须向政府递交涉及材料。根据缅甸电力能源部获取的法规文件，发电方网际网路电价不会由涉及政府部门基于以下几个方面制订：与终端用户市场需求合理给定，覆盖面积发电涉及成本;投资回报率与类似于项目相似;长短期边际成本;配电及涉及成本;实际电力消耗;在政策框架下，政府将希望偏远地区电力供应。由此可见，缅甸政府拥有电力价格的最后决定权。根据缅甸电力能源部的数据，缅甸每度电的平均值生产成本大约在110缅元至115缅元，而电费标准为家用电一度35缅元至50缅元;商业用电一度75缅元至150缅元。

由于收费与成本不给定，政府不能通过派发补贴的形式减少居民用电价格，故政府发电业务每年亏损，20162017财年亏损大约4220亿缅元，20172018财年亏损6000亿缅元。因此，2019年7月1日起按照新的调整的电费标准展开收费。

越南越南电力市场正处于去监管的阶段。2006年，根据决议案26/2006/QD-TTg，越南政府开始前进建设市场化电力系统，并实施电力市场改革规划，以提升电力市场的竞争性与透明度。

根据该规划，越南计划分三个阶段已完成电力系统市场化建设：阶段一(20052014年)，创建竞争性发电市场(VCGM)，上游发电商容许以市场化价格向越南电力公司(下称EVN)销售电力，EVN是市场中唯一买方;阶段二(20152022年)，创建电力批发市场(VWEM)，发电商与配电商容许转入市场，EVN仍然是唯一买方;阶段三(2022年后)，创建电力零售市场(VREM)，发电商、配电商、零售消费者均可参予。以后2018年，越南电力市场方已完成阶段向来阶段二的过渡性。

因此，电力市场化建设的实际继续执行工程进度领先于原规划。一般来说情况下，发电能力多达30兆瓦的发电站都拒绝参予VCGM，同时与EVN签订购电合约。换而言之，EVN仍是越南电力市场中具备最重要影响力的参与者，发电商在符合合约供电的前提下才能将剩下电力通过VCGM卖出。

EVN合约价格与VCGM价格不存在本质区别。前者价格一般来说每月调整一次，定价一般基于发电商的固定成本与变动成本以保证价格可以覆盖面积人工、原料、保险费、利息等支出。后者价格采行Capacity?Price+Market?Price的定价机制，Capacity?Price由越南电力监管局制订，Market?Price通过发电商售出报价及越南电力监管局相爱构成，每小时变动一次。因此，目前越南电力定价机制仍不存在政府管制因素，即便在比较市场化的VCGM价格当中，均可闻指导性操作者的身影。

我国电价不具备一定市场竞争力根据国家能源局数据，2017年我国平均值网际网路电价在0.38元每度电，其中广西低于，燃煤和水电网际网路电价平均值0.31元每度电，其次是贵州，燃煤、水电、风电平均值网际网路电价0.42元每度电;随后是广东及云南，网际网路电价均值分别为0.42及0.55元每度电。值得注意的是，云南太阳能发电厂的网际网路电价由于可获得补贴而大幅度低于其他发电形式，每度电达1.11元。若去除太阳能发电，云南平均值网际网路电价为0.36元每度电。

通过对比可以显现出，我国发电企业在意味著价格上具备一定市场竞争力，这为双边或多边电力贸易切断了第一道桥梁。一带一路沿线电力缺口建构投资机遇一带一路沿线国家非常丰富的能源资源仍未获得充份研发，能源和电力发展还处在比较粗放式的快速增长阶段。随着未来经济发展的大大减缓，沿线很多国家的能源角色将逐步由能源供应者向能源消费者改变，减缓电力基础设施的建设有助增进涉及国家的社会经济发展。

其中，东南亚、南亚等国未来电力市场需求将保持高速快速增长，是一带一路电力合作的重点区域。自然资源维护协会(NRDC)发布的《一带一路电力综合资源规划研究》表明，东南亚电力项目以及电网网络或沦为一带一路政策下的合作重点。

随着经济快速增长，电力市场需求加剧，但由于电力基础设施欠发达、研发水平领先，电力供给缺口较小，能用电力与研发资金短缺。火电是当前东南亚国家主要电力供应来源，如印度尼西亚、马来西亚、泰国、新加坡等现有火电装机占到本国总装机的70%以上。

融合马来西亚、印尼、泰国、越南、菲律宾、新加坡、文莱、东帝汶等国能源资源特征，火电在其电力供应中仍将正处于主体地位。而地处湄公河流域的柬埔寨、缅甸和老挝，水能资源非常丰富，且研发程度较低，先前将增大水电研发力度，为因应系统运营，上述国家也将因应研发部分火电。在东南亚区域中，大湄公河次区域与中国邻接。

次区域各国中，泰国、越南电力市场需求较小，其中泰国国内能源资源更为肥沃，必须大规模进口电力;越南本国煤炭资源更为非常丰富，具备大规模煤电研发潜力，同时必须进口一定规模外区电力。缅甸、老挝、柬埔寨本国电力市场需求比较较小，同时能源资源尤其是水能资源非常丰富，具备大规模外验收潜力。考虑到大湄公河次区域国家能源资源禀赋和电力市场需求，未来次区域电力合作的基本思路是研发次区域的能源资源尤其是水能资源，建设水电、煤电、新能源发电等电源项目，完备各国电网主网架和配电网，在此基础上推展次区域电网的互联互通。

《一带一路电力综合资源规划研究》中认为，东南亚电力合作或沦为一带一路沿线电力合作规划的第一阶段(20182025年)。其中，与我国北邻的缅甸、老挝及越南亦是我国电力出口的最重要对象。

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