泰国是东盟国家中人均用电量最高的国家，随着外国产业投资的快速增长及疫情后经济复苏，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，促进包括太阳能发电在内的新能源产业，同时也给其他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，Erawan气田、Bongkot气田两个气田目前每天产量为21亿—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190亿度。

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月份，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，泰国国家发电局（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京都电力局（Metropolitan ElectricityAuthority, MEA）、地方电力局（Provincial Electricity Authority, PEA）和若干法律事先授权许可的直接购电客户，例如泰国暹罗水泥集团、HMC聚合公司等，三者市场份额分别为30%、68%和2%。EGAT也向邻国出口电力。

EGAT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，配售电公司MEA和PEA主要负责运营33千伏、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，该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，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5GW，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，然而截至发稿还未公布。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，贸然投资很容易造成风险和损失。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。