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1、 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。1 證券研究報告 公用環保公用環保 東南亞：直投火東南亞：直投火電電盈利盈利或或承壓，相對承壓，相對看好南網電力外送看好南網電力外送 華泰研究華泰研究 發電發電 增持增持 (維持維持)電網電網 增持增持 (維持維持)研究員 王瑋嘉王瑋嘉 SAC No.S0570517050002 SFC No.BEB090 +(86)21 2897 2079 研究員 黃波黃波 SAC No.S0570519090003 SFC No.BQR122 +(86)755 8249 3570 研究員 李雅琳李雅琳 SAC No.S0570523050003

2、 SFC No.BTC420 +(86)10 6321 1166 研究員 胡知胡知 SAC No.S0570523120002 +(86)21 2897 2228 聯系人 康琪康琪 SAC No.S0570124070105 +(86)10 6321 1166 行業走勢圖行業走勢圖 資料來源：Wind，華泰研究 重點推薦重點推薦 股票名稱股票名稱 股票代碼股票代碼 目標價目標價 (當地幣種當地幣種)投資評級投資評級 華能水電 600025 CH 11.82 買入 桂冠電力 600236 CH 7.67 買入 資料來源：華泰研究預測 2025 年 4 月 02 日中國內地 專題研究專題研究 直接

3、投資東南亞直接投資東南亞火電或承壓，相對看好南網電力外送火電或承壓，相對看好南網電力外送東南亞東南亞 本文從東南亞國家缺電以及轉型計劃所對應的新增裝機需求出發，探討中國企業于東南亞火電投資機會，雖然東南亞新增火電需求較大，但從盈利能力和地緣政治、匯率波動風險等角度分析，我們認為投資性價比不高。相對于直投火電我們更看好南網電力外送東南亞增量機會，一方面在 2025 年廣東年度長協電價已與云南外送水電落地電價倒掛背景下，給予廣西、云南水電更多選擇權；另一方面電力出口增加或緩解南網區域當前電力供需較為寬松局面，對本地上網電價形成一定支撐，因此推薦華能水電/桂冠電力。新增煤電是快速解決缺新增煤電是快速

4、解決缺電的通用途徑，燃機是能源轉型的過渡選擇電的通用途徑，燃機是能源轉型的過渡選擇 用電量同比增速快、出現缺電問題的柬埔寨、印度尼西亞和越南，按照各自電力發展規劃在2022-25/2021-30/2021-35年將迎來153%/39%/141%的煤電裝機彈性。結合 2021-2022 年中國缺電背景下提出 3 個 80GW 煤電新增計劃，說明煤電確實是快速提升電力供應能力的首選。東南亞國家在能源低碳化轉型過程中，也同樣將燃機作為過渡電源，而非一味快速上馬新能源裝機，2021-40/2023-50/2021-39/2024-37/2021-30 年越南/菲律賓/馬來西亞/泰國/印度尼西亞計劃新增

5、燃機 68.24/21.881/14.341/6.3/5.6GW。越南和菲律賓是目前東南亞海風發展的主要規劃國家，海風新增裝機潛力較大。R ROEOE 并無顯著優勢，地緣政治變化和匯率波動或導致火電項目盈利承壓并無顯著優勢，地緣政治變化和匯率波動或導致火電項目盈利承壓 目前我國自上而下要求不再新建境外煤電項目，哪怕政策上有松動，從投資分析出發也不具有高投資價值：1）大部分東南亞國家的火電電價對燃料成本的傳導因為傳導流程較長或政府對下游用戶的成本保護存在滯后性和阻礙；2）盡管東南亞國家火電上市公司 2015-2023 年的 ROE 穩定性略高于我國火電上市公司，但絕對水平上并無顯著優勢，東南亞和

6、我國代表火電上市公司 ROE 正常情況下基本都在 7-11%的范圍內波動；3）當前盈利能力或優良，但隨著減碳要求逐步增強，機組改造或“碳付費”可能導致項目盈利能力下滑。4）海外項目還面臨地緣政治和匯率波動風險?？春媚暇W電力外送東南亞：對外具有成本優勢，外送規模和區域有擴張空間看好南網電力外送東南亞：對外具有成本優勢，外送規模和區域有擴張空間 目前我國已與接壤的老撾、緬甸和越南建立了多條跨國輸電電路。東盟電力互聯是東南亞國家未來重要發展方向，東盟互聯的加深有望促進我國南網區域向東南亞非接壤國家外送電力。老撾是東盟最主要的電力出口國，我國南網和老撾國家電力公司合資建立老撾國家輸電網公司（EDL-T

7、），有望增強我國外送話語權。我國廣西/云南水電上網電價 0.035-0.036 美元/千瓦時較潛在的外送國柬埔寨發電側電價 0.097-0.104 美元/千瓦時優勢顯著，較泰國/馬來西亞/越南（工業）的 0.06/0.065-0.075/0.071 美元/千瓦時也有一定優勢。雖然無法確定跨國輸配電價，但對比下留給輸配電價空間較大?？春媚暇W電力外送東南亞：對內改善供需，支撐本地上網電價看好南網電力外送東南亞：對內改善供需，支撐本地上網電價 目前云南和廣西水電送廣東較多，但隨著去年以來煤價下降，廣東 2025 年年度市場化交易電價 0.39 元/千瓦時已經和華能水電外送廣東點對網和網對網落地電價

8、0.43-0.45 元/千瓦時形成倒掛。南網區域外送東南亞或給予云南、廣西水電更多選擇權，同時電力外送規模增加或改善南網區域電力供需，從而對南網區域本身上網電價水平形成支撐。因此推薦云南和廣西地區龍頭水電上市公司華能水電/桂冠電力。風險提示：測算結果和實際存在差異風險，項目推進不及預期風險，匯率波動風險等。(12)(3)71625Apr-24Aug-24Nov-24Mar-25(%)發電電網滬深300 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。2 公用環保公用環保 正文目錄正文目錄 核心邏輯核心邏輯.3 東南亞國家是否有較多的新增火電需求？東南亞國家是否有較多的新增火電需求？

9、.4 角度一：缺電國家的新增火電裝機需求可能較大.4 角度二：能源轉型中，燃機可能作為重要的過渡電源.7 中國企業直接對外投資火電政策約束尚存中國企業直接對外投資火電政策約束尚存.8 明確不再新建境外煤電項目，未全面禁止氣電投資、但“碳”要求是關鍵.8 東南亞火電公司盈利能力穩定性略強于我國，但絕對水平差異并不大.9 南網區域外送東南亞國家電力規模具有增長潛力南網區域外送東南亞國家電力規模具有增長潛力.13 老撾是東南亞重要電力出口國，東盟電力互聯是未來重要發展方向.13 我國已與老撾/緬甸/越南進行跨國輸電，未來有望通過接壤國家進一步擴展.14 云南/廣西水電電價具有一定優勢，國網/南網對菲

10、律賓/老撾電網持股.17 更看好南網區域電力跨國外送，推薦華能水電更看好南網區域電力跨國外送，推薦華能水電/桂冠電力桂冠電力.21 風險提示.22 zXgWoOpQyQxOnQsM9P8Q7NoMpPoMqNlOqQmQfQmMsRaQpPvMwMpMnNxNtPmP 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。3 公用環保公用環保 核心邏輯核心邏輯 本文從東南亞國家缺電以及轉型計劃所對應的新增裝機需求出發，探討中國企業于東南亞火電投資機會。同時，2025 年南網區域的廣東、廣西上網電價因煤價走弱和供需偏寬松等問題大幅下降，云南上網電價也由連續 5 年同比增長轉降，考慮南網區域

11、的廣西和云南與東南亞的越南、緬甸和老撾接壤，探討南網區域電力外送東南亞潛在機遇。煤電是快速解決缺電問題的重要途徑，燃機是多數東南亞國家能源轉型的過渡電源。煤電是快速解決缺電問題的重要途徑，燃機是多數東南亞國家能源轉型的過渡電源。2018-2022 年，東南亞國家中柬埔寨/印度尼西亞/越南的總用電量 CAGR 高達14.8%/8.4%/7.5%，且存在缺電問題，其中越南計劃 2021-2030/2031-2035 年新增22.6/7.9GW 煤電，印尼計劃 2021-2030 年新增 14GW 煤電，結合 2021-2022 年中國缺電背景下提出3個80GW煤電新增計劃，說明煤電確實是可以快速提

12、升電力供應能源的電源。東南亞國家在能源低碳化轉型過程中，也同樣將燃機作為過渡電源，而非一味新增風電/光伏等不穩定電源，從規劃新增絕對量看，2021-40/2023-50/2021-39/2024-37/2021-30 年越南/菲 律 賓/馬 來 西 亞/泰 國/印 度 尼 西 亞 新 增 燃 機 規 模 較 大，分 別 為68.24/21.881/14.341/6.3/5.6GW。從盈利能力和所面臨的風險角度對比，從盈利能力和所面臨的風險角度對比，我們我們認為中認為中國企業直接投資國企業直接投資東南亞東南亞火電火電不具性價比不具性價比。1）大部分東南亞國家的火電電價對燃料成本的傳導因為流程較長

13、或政府對下游用戶的成本保護存在滯后性和阻礙；2）盡管東南亞國家火電上市公司 2015-2023 年的 ROE 穩定性略高于我國火電上市公司，但絕對水平上，東南亞和我國代表火電上市公司正常情況下 ROE基本都在 7-11%的范圍內波動（越南/菲律賓/泰國/中國的火電正常盈利情況下，ROE 約為7-13%/9-10%/8.5%-11%/7-10.5%）；3）雖然當前盈利能力優良，但隨著減碳要求逐步增強，機組改造或“碳付費”可能導致項目盈利能力下滑。4）海外項目還面臨地緣政治和匯率波動風險?？春梦覈暇W區域對東南亞國家電力外送?？春梦覈暇W區域對東南亞國家電力外送。1）水電低電價優勢：）水電低電價優

14、勢：我國廣西、云南水電上網電價 0.035-0.036 美元/千瓦時較規劃的外送國家柬埔寨發電側電價 0.097-0.104 美元/千瓦時優勢顯著，與泰國/馬來西亞/越南（工業）的 0.06/0.065-0.075/0.071 美元/千瓦時對比也有一定優勢。雖然無法確定跨國輸配電價的多少，但根據目前發電側電價優勢留有較大的輸配電價空間。2）進一步拓展非接壤東南亞國家外送空間較大。進一步拓展非接壤東南亞國家外送空間較大。從東南亞國家自身的電力規劃看，東盟電力互聯是未來重要發展方向，柬埔寨、老撾、越南、新加坡和泰國甚至對未來向周邊國家進/出口電力新增規模做出了量化。我們統計目前在建/規劃中的東南亞

15、國家之間輸電規模達12.86GW。東盟互聯的加深有望促進我國南網區域向東南亞非接壤國家外送。我國與老撾、緬甸和越南接壤，而且老撾是東盟國家跨國電力運輸的重要樞紐，未來若拓展非接壤國家電力外送可能經過老撾，而負責建設運營老撾 230 千伏及以上電網（未來規劃跨國輸電線路均為 230 千伏及以上）老撾國家輸電網公司（EDL-T）由我國南網和老撾國家電力公司合資建立，有望增強外送話語權。3）南網區域外送東南亞）南網區域外送東南亞電力規模增長電力規模增長有望改善南網區域電力供需，從而對電價形成支撐。有望改善南網區域電力供需，從而對電價形成支撐。目前云南和廣西水電送廣東較多，但隨著去年以來煤價下降，廣東

16、 2025 年年度市場化交易電價0.39元/千瓦時已經和華能水電外送廣東點對網和網對網落地電價 0.43-0.45元/千瓦時形成倒掛。南網區域外送東南亞或給予云南、廣西水電更多選擇權，同時電力外送規模增加或改善南網區域電力供需，從而對南網區域本身上網電價水平形成支撐。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。4 公用環保公用環保 東東南亞國家是否有較多的新增火電需求？南亞國家是否有較多的新增火電需求？考慮煤電單體裝機規模大，出力穩定，建設周期相對水電、核電較短，可以快速提升電力供應能力，我們試圖從缺電的角度尋找東南亞未來新增煤電裝機較多的國家，結論是越南和印度尼西亞計劃于 2

17、021-2030 年分別新增 22.6/14GW 煤電，越南還計劃于 2031-2035年繼續新增 7.9GW 煤電。緬甸為解決電力供給結構較為單一，穩定性不足的問題，也計劃于 2021-2030 年新增 6.3GW 煤電。電力供應低碳化是東南亞各國的努力目標，燃機作為較清潔的靈活性電源，未來新增需求相對更大，從規劃新增總量看，越南/菲律賓/馬來西亞/泰國/印度尼西亞 2021-40/2023-50/2021-39/2024-37/2021-30 年預計新增燃機容量為68.24/21.881/14.341/6.3/5.6GW。角度一：缺電國家的新增火電裝機需求可能較大角度一：缺電國家的新增火電

18、裝機需求可能較大 東南亞地區共 11 個國家：緬甸、泰國、柬埔寨、老撾、越南、菲律賓、馬來西亞、新加坡、文萊、印度尼西亞和東帝汶，其中緬甸、越南和老撾與中國接壤?？紤]文萊和東帝汶規模較小，可得信息較少，本文不做討論。柬埔寨、印度尼西亞、老撾和越南的柬埔寨、印度尼西亞、老撾和越南的總總用電量呈現快速增長。用電量呈現快速增長。根據國際能源署 IEA 的數據測算，2018-2022 年，東南亞國家中柬埔寨/印度尼西亞/老撾/越南的總用電量 CAGR 高達14.8%/8.4%/12.4%/7.5%，而馬來西亞/緬甸/菲律賓/新加坡/泰國總用電量CAGR相對偏低，僅 2.6%/2.9%/3.2%/2.0

19、%/1.2%，其中馬來西亞和緬甸每年的總用電量同比增速波動較大。圖表圖表1：用電量同比增速較快的東南亞國家用電量同比增速較快的東南亞國家 資料來源：IEA、華泰研究 圖表圖表2：用電量同比增速波動較大的東南亞國家用電量同比增速波動較大的東南亞國家 圖表圖表3：用電量同比增速相對平緩且近年來水平相對低的東南亞國家用電量同比增速相對平緩且近年來水平相對低的東南亞國家 資料來源：IEA、華泰研究 資料來源：IEA、華泰研究 -10%0%10%20%30%40%50%60%19911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062

20、007200820092010201120122013201420152016201720182019202020212022柬埔寨印度尼西亞老撾越南-20%-15%-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%1991199319951997199920012003200520072009201120132015201720192021馬來西亞緬甸-10%-5%0%5%10%15%20%1991199319951997199920012003200520072009201120132015201720192021菲律賓新加坡泰國 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱

21、讀。5 公用環保公用環保 工業用電量增長是東南亞工業用電量增長是東南亞部分部分國家總用電量快速增長的主要推動力。國家總用電量快速增長的主要推動力。根據 IEA 數據統計，2018-2022 年，東南亞國家中除新加坡、柬埔寨、菲律賓的工業平均用電量占比與商業平均用電量占比的差異較小，分別為-1.3%/3.9%/5.1%，其他國家的工業平均用電量占比顯著高于商業平均用電量占比。2018-2022 年，柬埔寨/印度尼西亞/老撾/越南的工業用電量CAGR 高達 22.6%/17.5%/27.3%/6.0%，從而推動總用電量快速增長；而馬來西亞/緬甸/菲律賓/新加坡/泰國工業用電量 CAGR 為 2.3

22、%/-3.8%/2.4%/1.3%/0.2%。雖然緬甸2018-2022 的商業用電量 CAGR 為 20.7%，但由于平均商業用電量占比較小，僅為 22.8%，其總電量 CAGR 為 2.9%。圖表圖表4：2018-2022 年東南亞主要國家工業年東南亞主要國家工業/商業平均用電量占比商業平均用電量占比 圖表圖表5：2018-2022 年東南亞主要國家工業年東南亞主要國家工業/商業用電量商業用電量 CAGR 資料來源：IEA、華泰研究 資料來源：IEA、華泰研究 用電量快速增長導致的供需不平衡下，柬埔寨、印度尼西亞、老撾和越南缺電事件頻發用電量快速增長導致的供需不平衡下，柬埔寨、印度尼西亞、

23、老撾和越南缺電事件頻發，但不同國家電力供給側問題存在一定差異。但不同國家電力供給側問題存在一定差異。柬埔寨和老撾主要系發電側過度依賴水電，根據 IEA 數據測算柬埔寨和老撾 2022 年發電量的 58%/76%由水電貢獻。但水電發電量受氣候波動影響較大，來水較枯年份可能導致電量供應不足。越南受氣候影響較大的水電、風電和光伏 2022 年發電量占比合計也高達 48%。印度尼西亞電源側供給相對較為穩定，2022年基荷電源如煤電、氣電和地熱發電的發電量占比合計為 85%，出現缺電主要系：1）電網建設落后于電源建設；2）東部地區人口占比小，電力需求低且不集中，建立大規模的供電網絡效益極低，導致居民缺電

24、。圖表圖表6：柬埔寨柬埔寨 2022 年發電量結構年發電量結構 圖表圖表7：老撾老撾 2022 年發電量結構年發電量結構 資料來源：IEA、華泰研究 資料來源：IEA、華泰研究 0%10%20%30%40%50%60%柬埔寨印度尼西亞老撾馬來西亞緬甸菲律賓新加坡泰國越南工業用電量占比商業用電量占比-10%-5%0%5%10%15%20%25%30%柬埔寨印度尼西亞老撾馬來西亞緬甸菲律賓新加坡泰國越南工業用電量CAGR商業用電量CAGR燃油3%光伏7%水電58%生物質0%煤電32%水電76%生物質0%煤電24%光伏0%免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。6 公用環保公用環

25、保 圖表圖表8：越南越南 2022 年發電量結構年發電量結構 圖表圖表9：印度尼西亞印度尼西亞 2022 年發電量結構年發電量結構 資料來源：IEA、華泰研究 資料來源：IEA、華泰研究 新增煤電或是最快解決缺電問題的有效方式。新增煤電或是最快解決缺電問題的有效方式。煤電具有建設期相對水電、核電更短，單機規模大，發電穩定性強的特點，能夠在短時間內大幅提升電力供應能力。我國 2021 年底和2022 年夏天的缺電事件就促使了煤電核準加速，3Q22-4Q23 每個季度核準的煤電裝機均超過了 25GW，單季度核準量幾乎超過 2017-19 三年的總和。相應的，2023/24 年新開工項目達到了 75

26、/79GW，創下了全球歷史罕見的記錄。柬埔寨、印度尼西亞、老撾和越南在缺電問題頻發的同時，預計未來的年均用電增長率仍將維持在較高水平，因此在以上各國的電力發展規劃文件中，除了受限于化石能源短缺而開發煤電受阻的老撾，柬埔寨、印度尼西亞和越南的煤電裝機將于 2022-25/2021-30/2021-35 年將迎來較大的彈性，分別為153%/39%/141%。圖表圖表10：柬埔寨、印度尼西亞、老撾和越南的電力發展規劃柬埔寨、印度尼西亞、老撾和越南的電力發展規劃 國家國家 規劃文件規劃文件 電力需求預測電力需求預測 新增煤電新增煤電 新增燃機新增燃機 新增可再生能源新增可再生能源 柬埔寨 The Po

27、wer Development Master Plan(PDP)of Cambodia 2022-2040 不考慮能源有效政策（Energy Efficiency，簡稱 EE)，2019 至2030/2040 年均增長率11.5%/8.8%；考慮 EE政策，2019 至2030/2040 年均增長率9.4%/7.7%2022-2025 年新增煤電裝機1.66GW，對應 CAPEX22.54億美元；2030/2040 年煤電裝機占比 40.4%/21.4%2036-2039 年新增燃機（含新技術）0.9GW，對應CAPEX6.76 億美元；2040年燃機裝機占比 8.5%2022-2040年新增

28、2.549/1.645GW光伏/水電裝機，對應 CAPEX13.33/41.37 億美元；光伏/水電裝機占比 2030 年達17.9%/27.7%，2040 年達 29.8%/28.0%印度尼西亞 RUPTL2021-2030 未來十年電力需求增長率為 6.42%新增化石能源電站 19.6GW（其中含 14GW 在建或此前已納入規劃的煤電）新增 20.9GW 可再生能源，其中水電/地熱/光伏 9.272/3.355/4.680GW，占新增裝機的 44%/16%/22%老撾 National Power Development Plan(NPDP)2021-2030 2021-2030 年用電量

29、CAGR5.7%，2021-2035 年用電量CAGR5.3%-2020 年 10GW 水電裝機，至 2025/2030年 12/20GW 水電裝機 越南 APPROVING THE NATIONAL POWER DEVELOPMENT PLAN IN THE 2021-2030 PERIOD,WITH VISION TO 2045 滿足 2021-2030 年/2031-2045 年平均每年6.6%/5.7%的 GDP 增長 2021-2035 年新增30.542GW，其中每五年分別新增 8.852/13.77/7.92GW 2021-2040 年新增68.24GW,其中每個五年分別新增5.

30、6/20.39/13.85/15.4/13GW 至 2025 年，陸風/光伏裝機達11.32-11.82/17.24-18.54GW；至 2030年，陸風/海風/光伏裝機達11.82-13.82/2+/18.64-22.04GW；至2045 年陸風/海風/光伏裝機達27.11-32.72/21-36/51.54-63.54GW。風電/光伏/水電裝機占比 2025 年為7.8%/7.3-7.6%/23.2-24%，至 2030 年為 5.6%-6.5%/5.4%-5.9%/15.4-16.8%，至 2045 年為15.7-15.9%/8.4%/8.2-9.8%。（水電中含抽蓄）資料來源：各國能源

31、局官網、華泰研究 煤電40%燃油0%氣電11%水電35%生物質1%風電3%光伏10%煤電66%燃油2%氣電14%水電7%地熱5%生物質6%風電0%光伏0%垃圾發電0%免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。7 公用環保公用環保 角度二：能源轉型中，燃機可能作為重要的過渡電源角度二：能源轉型中，燃機可能作為重要的過渡電源 減碳背景下，東南亞主要國家電力裝機規劃側重可再生能源發展的同時，也匹配了相對清減碳背景下，東南亞主要國家電力裝機規劃側重可再生能源發展的同時，也匹配了相對清潔的靈活性電源潔的靈活性電源燃機作為過渡。燃機作為過渡。東南亞主要國家的電力規劃中都有一定的新增燃機規

32、模，主要系：1）減碳需求下，燃機補充存量燃煤機組退役帶來的容量缺口；2）可再生能源中的水電、風電和光伏對氣候依賴度較高，發電具有不穩定性，燃機調節能力強，作為靈活性電源維穩電力供給。對于我們所列示的東南亞國家，除老撾和新加坡，其他國家未來的燃機容量增長彈性均較大。未 來 新 增 燃 機 總 規 模 較 大 的未 來 新 增 燃 機 總 規 模 較 大 的 包包 括括 越 南越 南/菲 律 賓菲 律 賓/馬 來 西 亞馬 來 西 亞/泰 國泰 國/印 度 尼 西 亞印 度 尼 西 亞，2021-40/2023-50/2021-39/2024-37/2021-30年對應新增裝機容量為68.24/2

33、1.881/14.341/6.3/5.6GW。但由于各國電力發展規劃對應時間區間有差異，若粗略統一至 2021-2030 年（或相似的時間維度），越南/馬來西亞/泰國/印度尼西亞的新增規模較大，分別為 25.99/8.641/6.3（2024-2037 年）/5.6GW。菲律賓 2023-2028 年新增燃機規模僅 2.413GW，而更遠期的 2029-2050 年預計新增燃機規模高達 19.468GW。圖表圖表11：馬來西亞、緬甸、菲律賓、新加坡和泰國的電力發展規劃馬來西亞、緬甸、菲律賓、新加坡和泰國的電力發展規劃 國家國家 規劃文件規劃文件 電力需求預測電力需求預測 新增煤電新增煤電 新增

34、燃機新增燃機 新增可再生能源新增可再生能源 馬來西亞 Report_on_Peninsular_Malaysia_Generation_Development_Plan_2020(2021-2039)2021-2030/2030-2039 年尖峰負荷 CAGR為 0.9%/1.7%2031-2039 年新增 2.8GW煤電裝機 2021-2030/2031-2039 年新增 8.641/5.7GW 燃機 2021-2030/2031-2039年新增5.047/1.424GW 可再生能源；至 2025/2035 年馬來西亞半島的可再生能源裝機占比達到 31%/40%緬甸 The National

35、 Electricity Master Plan-2021-2030 年新增 7.9GW煤電裝機 2021-2030 年新增1.24GW 燃機 2021-2030 年新增 5.74GW 水電，1.85GW 可再生能源（光伏）菲律賓 Philippine Energy Plan 2023-2050-2023-2028 年新增2.305GW 煤電，至 2050年煤電裝機占比 9.76%2023-2028/2029-2050 年新增 2.413/19.468GW 燃機，至 2050 年燃機裝機占比 16.97%2023-2028/2029-2050年新增13.791/84.712GW可再生能源，其中

36、主要包括風電 3.7/28.142GW，光伏 9.328/45.62GW，水電 0.295/9.97GW；截至 2050 年底可再生能源裝機占比 70.72%，其中風電/光伏/水電 21.37%/37.41%/9.28%。規劃文件中的 Clean Energy Scenario1（CES1）/CES2分別提出 2023-2028 年或新增 2/2GW，2029-2050 年新增 17.5/48.1GW 海上風電，即有用更多的海風新增裝機替代光伏新增裝機的潛力 新加坡 Singapore Green Plan 2030-2030 年之前至少部署 2GW 的光伏 泰國 Draft Thailand

37、s Power Development Plan,2024-2037(PDP 2024)2024-2037 年尖峰負荷 CAGR 為 3.7%無新增計劃 新增 6.3GW 燃機 新增 34.851GW 可再生能源，其中主要含光伏/風電 24.412/5.345GW；至 2037 年 51%的可再生能源裝機占比 資料來源：各國能源局官網、華泰研究 緬甸緬甸 2021-2030 年規劃新增煤電裝機年規劃新增煤電裝機 7.9GW。緬甸的用電需求波動較大，2010-2017 年總體經歷了用電量的快速發展階段，年均同比增速為 16.5%，但 2018-2022 年用電量 CAGR僅 2.9%（2022

38、年同比增速 23%）?；蛟S緬甸并不屬于我們第一章所分析的典型用電量高速增長國家，但從其發電結構可以理解為何緬甸規劃新增大量煤電機組。根據 IEA 數據測算，2022 年緬甸的發電量主要來自氣電（54.8%）和水電（43.4%）?？菟谒姽芰τ邢?，近年來緬甸氣田產量逐年減少（2020/1/6，中國化工報報道：緬甸計劃和財政部指出，今后3 年，包括耶德貢氣田在內的 4 處海上天然氣田產量逐年減少），且全球燃氣價格上漲的同時當地貨幣貶值，氣電發展受限，煤炭較油氣受地緣政治影響相對更小，煤電可以快速增強電力供應穩定性，同時為后續能源轉型爭取窗口期。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務

39、必一起閱讀。8 公用環保公用環保 中國企業直接對外投資火電政策約束尚存中國企業直接對外投資火電政策約束尚存 受制于響應“巴黎協定”下的全球減排壓力，我國在政策層面對電力企業直接于境外投資火電項目尚存約束，目前主要也是 EPC 業務或遺留項目為主。但東南亞在缺電形勢下短期對傳統電源需求增加，哪怕我國政策層面有所松動，境外直接投資火電也需慎重，地緣政治變化、匯率波動等風險較大，從 ROE 和 ROA 的盈利能力表現對比看，東南亞典型火電公司的盈利能力穩定性略優于我國，但：1）東南亞國家的火電電價對燃料成本的傳導存在滯后性和阻礙；2）ROE 絕對水平上看，東南亞和我國代表火電上市公司正常情況下基本都

40、在 7-11%的范圍內波動；3）雖然當前盈利能力優良，但隨著減碳要求逐步增強，機組改造或“碳付費”可能導致項目盈利能力下滑。明確不再新建境外煤電項目，未全面禁止氣電投資、但“碳”要求是關鍵明確不再新建境外煤電項目，未全面禁止氣電投資、但“碳”要求是關鍵 我國明確不再新建境外煤電項目。我國明確不再新建境外煤電項目。2021 年 9 月 21 日，習主席出席第七十六屆聯合國大會一般性辯論時表示：“中國將大力支持發展中國家能源綠色低碳發展，不再新建境外煤電項目”。2022 年 3 月，發改委等四部委聯合發布了關于推進共建“一帶一路”綠色發展的意見，再次提出：“全面停止新建境外煤電項目，穩慎推進在建境

41、外煤電項目。推動建成境外煤電項目綠色低碳發展”。主要是為了響應“巴黎協定”的減排目標。已簽約或融資完成的項目以及工業自備電廠存在爭議。已簽約或融資完成的項目以及工業自備電廠存在爭議。既有合約項目可能涉及毀約賠償，因此仍在推進，如中國電建參與投資的印度鼓達超超臨界電站項目 2023 年 5 月全面并網發電。自備電廠并未明確納入禁止范圍，印度尼西亞德龍鎳業二期自備 3*380MW 煤電 9 號機組 2022 年 1 月成功并網，但從煤電機組的建設時間至少 12 個月左右推斷，該項目的開工應該早于我國第一次提出“不再新建境外煤電項目”的時間。我國政策未直接禁止海外氣電廠投資，但需要滿足嚴格的碳排放標

42、準。我國政策未直接禁止海外氣電廠投資，但需要滿足嚴格的碳排放標準。氣電雖然屬于清潔能源，但燃氣發電仍會排放二氧化碳，只是在同等條件下碳排放強度較煤電更低。所以氣電的配置在各國的能源轉型過程中，面對需求的增長、煤電的退役和新增煤電困難帶來電力供給能力和穩定性的減弱、現有電網條件大面積接入風光等不穩定可再生能源的壓力，是一個過渡選擇。為應對碳排放壓力，對于新建氣電廠的碳排放標準或更加嚴格，遠期還可能通過碳捕集或其他新技術的疊加，進一步減少燃氣發電的碳排放。雖然雖然如此，印尼如此，印尼/越南越南/柬埔寨截至柬埔寨截至 2024 年底已完成規劃新增煤電裝機的年底已完成規劃新增煤電裝機的 94%/63%

43、/42%。我們統計截至 2024 年底，印尼 2021-2024 年約新增 13.2GW 燃煤裝機，已完成 2021-2030年新增煤電裝機規劃量的 94%，但新增規模中約 48%為自備電廠。越南 2021-2024 年新增煤電裝機 5.6GW，約占 2021-2025 年規劃新增容量的 63%。柬埔寨 2022-2024 年新投產煤電 0.7GW，占 2022-25 年規劃新增容量的 42%。截至 2024 年底總體較高的完成度說明：雖然在國際上化石能源融資困難、新增煤電面臨環保問題以及我國禁止在海外新建煤電項目，但對于用電需求快速增長，缺電的印尼、越南和柬埔寨來說，新建煤電的步伐并未大幅減

44、緩。新增煤電需求較多的國家中僅緬甸2021-2024年新增量0.12GW，占規劃量的2%，除前述普遍性問題外，經營環境較不穩定導致的投資信心不足或也是重要原因。即使即使允許直接對外投資火電，東南亞投資也存在政策變化、市場運營、匯率波動等風險。允許直接對外投資火電，東南亞投資也存在政策變化、市場運營、匯率波動等風險。東南亞部分國家政策穩定性相對偏低，新政府可能推翻前任政策，導致正推進項目面臨中止風險，從而導致前期投資損失。同時可能存在裝機冗余和電力缺口并存的情況，項目運行效率可能低于預期。部分政府的財政壓力較大，電費可能延遲支付，從而影響項目的現金流。因此，在面臨更大的投資風險下，或許只有更高的

45、項目回報才能使企業有投資動力。因此，在面臨更大的投資風險下，或許只有更高的項目回報才能使企業有投資動力。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。9 公用環保公用環保 東南亞火電公司盈利東南亞火電公司盈利能力能力穩定性略強于我國，但穩定性略強于我國，但絕對水平絕對水平差異并不大差異并不大 中國神華在印度尼西亞擁有兩個在運、一個在建煤電項目。中國神華在印度尼西亞擁有兩個在運、一個在建煤電項目。中國神華旗下國華電力在印度尼西亞投資運營南蘇發電（2*150MW）和爪哇發電（2*1050MW）兩個煤電項目，同時天健美朗發電（南蘇 1 號 2*350MW 煤電項目）仍在建。南蘇發電/爪

46、洼發電/天健美朗發電是中國神華分別與當地的電力公司 PT.Energi Musi Makmur/PT.PEMBANKITAN JAWA BALI INVESTASI/PT.Lion Power Energy合資建立，中國神華的持股比例分別為 70%/70%/75%。其中南蘇發電位于印度尼西亞南蘇省穆印縣，配套露天煤礦產能 210 萬噸/年，2013 年投產。爪哇 7 號項目位于印度尼西亞萬丹省攝政區，配套建設 2 個 14000 載重噸(DWT)泊位專用煤碼頭，2021/7/8 全面投運。南蘇發電和爪哇發電利用小時數較我國機組南蘇發電和爪哇發電利用小時數較我國機組均有顯著優勢均有顯著優勢，但但

47、盈利能力差異較大。盈利能力差異較大。中國上市公司協會官網 2022 年 10 月 30 日發布的中國神華：“中國標準”走出國門報告中，我們根據該報告描述的兩個在運項目 2021 年的部分經營和財務數據進行測算。南蘇和爪哇發電 2021 年利用小時數高達 5857/5730 小時，顯著高于 2021 年我國煤電平均利用小時數4586 小時，較我國經濟發達的沿海省份（以浙能電力為例）5399 小時也有一定優勢。雖然南蘇發電的上網電價較爪哇發電約低 0.1 元/千瓦時，但 2021 年爪哇發電的 ROE/ROA分別為 21.5%/6.5%，顯著優于南蘇發電的 7.9%/2.4%，我們認為主要是爪哇發

48、電是百萬機組，機組性能更優，煤耗或顯著低于南蘇發電。圖表圖表12：中國神華于印度尼西亞投資煤電廠經營情況（中國神華于印度尼西亞投資煤電廠經營情況（2021 年）年）項目公司項目公司 參與投資參與投資中國企業中國企業 項目國家項目國家 持股比例持股比例 項目項目類型類型 裝機容量裝機容量（MW)投資額投資額（億元）（億元）發電量發電量（億度）（億度）對應利用對應利用小時數小時數 營收營收（億元）（億元）對應電價對應電價（元（元/千瓦千瓦時，不含稅）時，不含稅）利潤總額利潤總額（億元）（億元）凈利潤凈利潤（億元）（億元）凈資產凈資產（億元）（億元）ROE ROA 神華國華（印尼）南蘇發電 中國神華

49、 印度尼西亞 70%煤電 2*150MW 26.6 17.57 5,857 7.21 0.473 0.81 0.63 8.0 7.9%2.4%神華國華（印尼）爪哇發電 中國神華 印度尼西亞 70%煤電 2*1050MW 128.73 120.34 5,730 38.83 0.372 10.65 8.31 38.6 21.5%6.5%注：1）投資額按照 1 美元=7 元人民幣轉換；2）發電量、營收、利潤總額為直接披露值；3）其他為測算值，其中凈資產考慮資本金投入 30%，凈利潤測算參考中國神華年報中披露上述兩個公司所得稅率為 22%資料來源：中國上市公司協會官網、華泰研究 由于我國發電企業在東南

50、亞投資火電項目的具體經營和財務數據可得性較差，為了進一步對比東南亞火電和我國火電的盈利能力，我們從未來火電新增需求較大的東南亞國家中篩選出了部分可比的火電上市公司 PGV VN Equity（越南）/FGEN PM Equity（菲律賓）/GULF TB Equity（泰國）/BGRIM TB Equity（泰國）與我國的浙能電力、皖能電力和華電國際對比。篩選的標準主要是：1）發電業務為主；2）發電業務中以火電為主。PGV VN Equity 全稱為 Power Generation Corp 3 Co Ltd（越南第三電力公司），是越南國有企業，隸屬于越南電力集團（EVN），負責越南北部和中

51、部地區的火電運營。公司以燃煤和燃氣發電為主，根據最新一期投資者材料披露，截至 2024 年一季度末，公司總控股裝機容量為 5.975GW，聯營裝機容量 0.584GW，合計 6.559GW；控股裝機中火電占比高達89.6%。FGEN PM Equity 全稱為 First Gen Corporation，是菲律賓領先的清潔能源運營商，聚焦氣電和地熱發電業務，根據公司年報，截至 2023 年底公司總裝機 3.47GW，其中氣電和地熱發電裝機占比分別為 58%/33%，剩余為 12/150/134.4MW 光伏/風電/水電裝機。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。10 公用

52、環保公用環保 GULF TB Equity 全稱為 Gulf Energy Development Public Company Limited，是泰國最大的私營電力生產商之一，主業為氣電運營，同時也在拓展可再生能源發電業務。根據公司公告，截至 2025 年 2 月，公司控股在運裝機容量為 15.87GW，其中氣電為 14.261GW（其中 90%在泰國），裝機占比高達 89.9%。公司截至 2025 年 2 月承諾會建設但仍未投產的可再生能源項目達 7.385GW，分布在泰國、老撾（水電 3.142GW）、越南、英國和德國。BGRIM TB Equity 全稱為 B.Grimm Power

53、Public Company Limited，成立于 1883 年，是泰國歷史最悠久的電力企業。根據公司 3Q24 投資者交流材料，截至 2024 年 11 月底，公司在運裝機容量為 4.071GW，其中 71.7%的運營裝機為氣電，25.8%為光伏發電，1.6%/0.4%為水電和風電?？杀鹊闹袊娏\營上市公司，我們選擇了浙能電力、皖能電力和華電國際，主要考慮前兩者為純火電公司，華電國際雖然有大量新能源投資收益，但是氣電裝機占比在火電公司中較高。需要特別說明的是上述東南亞公司以氣電資產為主，我國火電上市公司以煤電為主，但仍具有對比性，因為一定程度上都是各自國家的主力火電電源，燃料價格正常的情

54、況下，我國氣電的盈利能力顯著差于煤電是因為氣電在我國的定位以調峰為主，利用小時數低，盈利層面更多依靠更高的容量電價補償。圖表圖表13：2015-2023 年典型東南亞火電上市公司與我國火電上市公司年典型東南亞火電上市公司與我國火電上市公司 ROE 表現表現 資料來源：Bloomberg、Wind、華泰研究 (40)(30)(20)(10)010203040PGV VNEquityFGEN PMEquityGULF TBEquityBGRIM TBEquity浙能電力皖能電力華電國際越南菲律賓泰國泰國中國中國中國(%)201520162017201820192020202120222023 免責

55、聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。11 公用環保公用環保 圖表圖表14：2015-2023 年年典型典型東南亞火電上市公司與我國火電上市公司東南亞火電上市公司與我國火電上市公司 ROA 表現表現 資料來源：Bloomberg、Wind、華泰研究 整體看東南亞整體看東南亞典型典型火電上市公火電上市公司的盈利司的盈利能力能力穩定性強于我國火電公司。穩定性強于我國火電公司。從 2015-2023 年各火電上市公司的 ROE 和 ROA 表現看，我國火電公司的盈利能力穩定性較差，尤其是煤價高漲的 2021 和 2022 年，由于電價的調整程度不足以彌補煤價上漲，我國三家火電企業幾

56、乎普遍虧損，皖能電力 2022 年能夠盈利主要是 2022 年煤電電價已上調，參股公司中煤電聯營的電廠具有一定的燃料成本優勢。東南亞典型火電公司中虧損年份較我國火電公司少，同時 2015-2023 年的盈利能力表現相對均衡。東南亞國家火電電價機制中的燃料成本傳導存在滯后或限制。東南亞國家火電電價機制中的燃料成本傳導存在滯后或限制。1）越南越南政府對電價管制嚴格，2018年國際煤炭價格上漲導致 PGV燃料成本提升，但越南電力集團 ENV（PGV的母公司）多次電價上調申請均因通脹壓力而暫緩至 2019 年才調整，導致 PGV2018 年經營利潤受損。2）泰國泰國在電價機制設定中有一項變動成本反映燃

57、料成本波動，但實際過程中可能因顧及下游用戶成本壓力通過財政撥款補貼或者延長債務償還期等延緩電價上漲，或漲價幅度不足以完全傳導燃料成本上漲。如2022全球天然氣價格大幅上漲，BGRIM 燃料成本同比+58%，但泰國電價調整滯后，未完全傳導成本壓力，部分機組因缺燃料甚至無法發電，導致毛利率下滑嚴重。3）菲律賓電力市場化程度較高，現貨市場中燃料成本是發電企業報價中所需考慮的一部分，但最終價格由供需決定，如果需求不足，實際電價可能低于報價；PPA 協議中通常也包含燃料成本調整條款。4）印尼印尼煤電兩部制電價中的電量電價實行“煤電聯動”機制，且煤炭企業向電廠供煤存在最高上限價格，即 70 美元/噸，但若

58、國際煤價大幅上漲，煤企傾向于出口，國內煤炭履約不足可能迫使煤電廠用市場價格采購煤炭；聯動層面由于終端電價由政府統一管制，當燃料成本上漲時政府可能通過財政補貼彌補，而非漲電價。氣電容量電價和電量電價均執行最高限價政策，沒有明確的燃料成本聯動機制，但印尼的天然氣供給價格由政府控制，氣電燃料成本或與市場價格波動一定程度脫鉤。5）我們 2024 年 12 月 24 日發布的馬來西亞半島電力研究與啟示報告研究顯示：馬來西亞馬來西亞火電預期外燃料成本價格波動可以全部向下游傳導，但政府可能為了減緩下游壓力承擔傳導成本的一部分，因此可能有一定回款賬期延長。(8)(6)(4)(2)0246810PGV VNEq

59、uityFGEN PMEquityGULF TBEquityBGRIM TBEquity浙能電力皖能電力華電國際越南菲律賓泰國泰國中國中國中國(%)201520162017201820192020202120222023 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。12 公用環保公用環保 匯兌損失、資產減值損失計提是匯兌損失、資產減值損失計提是 PGV/GULF/BGRIM 虧損年度的重要原因。虧損年度的重要原因。1）2018 年 PGV虧損的非經常性原因包括 2018 年越南中部遭遇臺風導致 Vng ng 等電廠停運產生修復費用，以及因老舊電廠關停計提資產減值損失，上述兩項約

60、占當年凈虧損 60%左右。2）GULF2015 年凈虧損中約 44%由于對淘汰傳統機組計提資產減值損失，同時因 2015 年泰銖對美元貶值約 10%，外匯損失也對利潤造成侵蝕。3）2022 年泰銖對美元貶值約 12%，BGRIM 因進口燃料和外幣債務產生的大額匯兌損失約占虧損總額的 60%；由于越南補貼電價中止且公司光伏項目延遲并網，對越南的太陽能資產計提資產減值損失，約占凈虧損的20%左右。菲律賓的菲律賓的 FGEN 盈利能力較為穩定，盈利能力較為穩定，ROE 和和 ROA 表現也較為突出。表現也較為突出。一方面是因為 FGEN擁有 33%的地熱發電裝機，而這部分裝機主要聚集在 FGEN 持

61、有 45.8%經濟股權，65%投票權的子公司 EDC（Energy Development Corporation）。根據 EDC 年報測算，其 2023年的 ROE 和 ROA 高達 18.5%/9.0%，資產負債率約 50%，主要是地熱發電投資結構和運營模式類似水電站，初始投資較高，但是運營成本低，盈利能力強。另一方面，我們以 2023年為例，剔除地熱業務測算 FGEN 剩下的資產的盈利能力（主要是氣電），結果是 ROE/ROA為 10.2%/6.8%，略低于/高于未剔除時的 12.7%/5.4%，說明氣電的盈利能力也較強。我們粗略總結為：越南我們粗略總結為：越南/菲律賓菲律賓/泰國泰國/

62、中中國的火電正常盈利國的火電正常盈利情況下，情況下，ROE 約為約為7-13%/9-10%/8.5%-11%/7-10.5%。ROE 其實受項目資本金投入比例及借貸成本影響較大，我們根據篩選出來的各國典型火電公司 2015-2023 年數據粗略總結各國火電的正常盈利下ROE 水平，實際上差異并不大。圖表圖表15：東南亞火電與我國火電上市公司東南亞火電與我國火電上市公司 2015-23 年年 ROE 均值均值 圖表圖表16：東南亞火電與我國火電上市公司東南亞火電與我國火電上市公司 2015-23 年年 ROA 均值均值 注：表中數據為 2015-2023 年算數平均值，測算時未剔除盈利過高和過低

63、的數值 資料來源：Bloomberg、Wind、華泰研究 注：表中數據為 2015-2023 年算數平均值，測算時未剔除盈利過高和過低的數值 資料來源：Bloomberg、Wind、華泰研究 8.4 10.9 7.4 12.0 6.8 5.2 5.0 02468101214PGV VNEquityFGENPMEquityGULF TBEquityBGRIMTB Equity浙能電力 皖能電力 華電國際越南菲律賓泰國泰國中國中國中國（%）1.9 4.3 2.0 1.5 3.8 2.4 1.4 0.00.51.01.52.02.53.03.54.04.55.0PGV VNEquityFGENPME

64、quityGULF TBEquityBGRIMTB Equity浙能電力 皖能電力 華電國際越南菲律賓泰國泰國中國中國中國（%）免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。13 公用環保公用環保 南網南網區域區域外送東南亞國家電力規模具有增長外送東南亞國家電力規模具有增長潛力潛力 解決電力缺口除了直接新增本國電力裝機外，外購周邊國家電力也是重要方式之一。通過梳理東南亞各國未來的電力發展規劃，我們發現部分國家如柬埔寨、老撾、越南、新加坡和泰國對向周邊國家進/出口電力做出了明確規劃，目前在建/規劃中的東南亞國家之間輸電規模達 12.86GW。老撾是東盟國家跨國電力運輸的重要樞紐，我

65、國與老撾、緬甸和越南接壤，且南方電網持有老撾國家輸電網公司（EDL-T）股權，南網區域外送東南亞國家潛力較大，但主要取決于頂層設計。若南方電網區域電力外送東南亞能夠增長，或有利于促進南網區域尤其是云南和廣西供需收緊，從而對上網電價形成一定支撐。老撾是東南亞重要電力出口國老撾是東南亞重要電力出口國，東盟電力互聯是未來重要發展方向，東盟電力互聯是未來重要發展方向 東南亞范圍內，目前東南亞范圍內，目前 6 個國家擁有跨國輸電線路個國家擁有跨國輸電線路，其中，其中老撾是東南亞最主要的電力出口國。老撾是東南亞最主要的電力出口國。當前僅有緬甸、印度尼西亞和菲律賓未與其他國家進行跨國輸電，主要系：1）緬甸政

66、局不穩定，部分規劃項目停滯；2）印度尼西亞和菲律賓屬于群島國家，與鄰國和東南亞大陸之間需要跨越海洋，建立海底輸電線路成本較高且技術困難。老撾是東南亞最主要的電力出口國家，與泰國、越南和柬埔寨都有跨國輸電線路，基本以單向外送水電為主，截至目前合計送電其他東南亞國家的規模達 3.47GW。泰國、馬來西亞和越南的跨國送電以氣電和煤電等化石能源為主，其中馬來西亞和新加坡之間的輸電線路為海底送電項目。圖表圖表17：截至目前截至目前東南亞國家東南亞國家在運在運跨國輸電線路情況跨國輸電線路情況 售電國家售電國家 購電國家購電國家 輸電線路輸電線路 送電方向送電方向 狀態狀態 開始送電時間開始送電時間 電源類

67、型電源類型 送電規模送電規模 老撾 泰國 Nam Theun 1-Hin Heup-Nakhon Ratchasima 500kV 單向 在運 2010 年 水電 1,500MW 老撾 泰國 Ratchaburi-Nam Theun 2 500kV 單向 在運 2010 年 水電 1,070MW 老撾 泰國 Nong Khai-Luang Prabang 230kV 雙向（老撾泰國為主）在運 2000 年代初 水電 200MW 老撾 越南 Xekaman 1 水電站-越南中部 500kV 單向 在運 2016 年 水電 500MW 老撾 柬埔寨 老撾南部-柬埔寨上丁省 230kV 單向 在運

68、2020 年 水電 200MW 泰國 柬埔寨 Aranyaprathet-Battambang 230kV 單向 在運 2015 年 氣電 300MW 泰國 馬來西亞 Sadao-Gurun 300kV HVDC 雙向（泰國馬來西亞為主）在運 1990 年代初 氣電 300MW 馬來西亞 新加坡 馬來西亞半島-新加坡海底電纜 單向 在運 2018 年 氣電為主 2,000MW 越南 柬埔寨 Ty Ninh-Phnom Penh 220kV 單向 在運 2010 年 煤電 200MW 資料來源：泰國電力局 EGAT、越南電力集團 EVN、柬埔寨電力公司 EDC、馬來西亞國家能源公司 TNB、華泰

69、研究 五個五個東南亞東南亞國家在其電力發展規劃中對電力進出口國家在其電力發展規劃中對電力進出口做出做出預期。預期。其中老撾主要是新增對泰國、柬埔寨、緬甸和中國的電力出口規模計劃，預計 2021-2030 年將推進出口裝機和電量規模從 14.666GW/856.63 億 kWh 均大幅提升 221%至 21.298GW/1243.997 億 kWh。柬埔寨、越南、新加坡和泰國則仍主要是電力進口規劃。柬埔寨預計 2030 年以前新增老撾電力進口2.65GW，2040 年以前新增泰國電力進口 1GW。越南將繼續從老撾進口電力，2025 和 2030年預計進口規模分別達到 3.853-4.728GW/

70、3.937-5.742GW。新加坡和泰國未明確具體電力進口國家，其中新加坡預計至2035年從鄰國進口4GW 電力，占新加坡預測電力需求的 30%，我們測算較 2018 年新增電力進口需求約 2GW；泰國預計 2024-2037 年間增加 3.5GW 進口電力。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。14 公用環保公用環保 圖表圖表18：東南亞主要國家對電力進出口發展規劃東南亞主要國家對電力進出口發展規劃 國家國家 規劃文件規劃文件 周邊國家電力進口周邊國家電力進口 周邊國家電力出口周邊國家電力出口 柬埔寨 The Power Development Master Plan(

71、PDP)of Cambodia 2022-2040 2030年以前新增2.65GW 老撾電力進口，2030年以前新增 0.7GW 泰國電力進口，2030-2040年再新增 0.3GW 泰國電力進口；至 2040 年從老撾/泰國進口電力 3.095/1GW 老撾 National Power Development Plan(NPDP)2021-2030 2021-2030 年，出口裝機/電量均提升 221%（14.666GW/856.63 億 kWh）至21.298GW/1243.997 億 kWh），包括向泰國、越南、柬埔寨、緬甸和中國等出口電力 越南 APPROVING THE NATIO

72、NAL POWER DEVELOPMENT PLAN IN THE 2021-2030 PERIOD,WITH VISION TO 2045 繼續從老撾進口電力，2025 和 2030 年分別達到 3.853-4.728GW/3.937-5.742GW 新加坡 Singapore Green Plan 2030 至 2035 年從鄰國進口 4GW 電力，占新加坡預測電力需求的 30%泰國 Draft Thailands Power Development Plan,2024-2037(PDP 2024)增加 3.5GW 的進口電力 資料來源：各國能源局官網、華泰研究 我們統計東南亞國家之間在建

73、我們統計東南亞國家之間在建/規劃中的跨國線路規劃中的跨國線路 13 條，合計容量條，合計容量 12.86GW。其中泰國和緬甸之間的兩條線路 Mae Sot（泰國）-Myawaddy（緬甸）230kV 和塔桑水電站（緬甸）-泰北碧府 500kV 因政局問題暫停，合計容量 1.56GW。在建和規劃中的多數線路為已經建立輸電關系國家的擴建項目，而印度尼西亞、東帝汶、菲律賓等目前沒有在運東南亞跨國輸電線路的國家也有一定規劃。送電電源與售電國家本身的發電結構有重要相關性，如老撾和緬甸以水電為主，泰國、馬來、菲律賓、印度尼西亞以煤電、氣電、地熱發電等傳統能源為主，同時結合部分光伏發電。圖表圖表19：東南亞

74、國家之間在建東南亞國家之間在建/規劃中（部分暫?；驍R置）跨國輸電線路規劃中（部分暫?；驍R置）跨國輸電線路 售電國家售電國家 購電國家購電國家 輸電線路輸電線路 送電方向送電方向 狀態狀態 預計投產時間預計投產時間 送電電源類型送電電源類型 送電規模送電規模 老撾 泰國 Thakhek-Nakhon Phanom 500kV 單向 在建 2026 年 水電 1,200MW 老撾 越南 Xekaman 3 水電站-越南中部 500kV 單向 規劃中 2027 年 水電 800MW 老撾 柬埔寨 老撾占巴塞省-柬埔寨桔井省 230kV 單向 在建 2025 年 水電 300MW 泰國 緬甸 Mae

75、Sot（泰國）-Myawaddy（緬甸）230kV 雙向（主泰國緬甸）暫停 2025 年（暫緩）氣電 200MW 泰國 柬埔寨 Aranyaprathet-Battambang 500kV 升級 單向 在建 2026 年 氣電+光伏 600MW 馬來西亞 印度尼西亞 西加里曼丹（印尼）-砂拉越（馬來）275kV 雙向（主馬來印尼）規劃中 2028 年 水電 500MW 馬來西亞 新加坡 柔佛（馬來）-裕廊（新加坡）第二海底電纜 單向 在建 2027 年 氣電+光伏 1,500MW 印度尼西亞 新加坡 巴淡島（印尼）-新加坡 HVDC 電纜 單向 規劃中 2030 年 光伏+地熱 2,000MW

76、 印度尼西亞 東帝汶 西帝汶（印尼）-帝力（東帝汶）150kV 單向 在建 2025 年 煤電+光伏 100 MW 越南 柬埔寨 安江?。ㄔ侥希?金邊（柬埔寨）500kV 單向 在建 2027 年 海上風電 800MW 緬甸 泰國 塔桑水電站（緬甸）-泰北碧府 500kV 單向 暫停 未定 水電 1,360MW 菲律賓 馬來西亞 棉蘭老島（菲律賓）-沙巴（馬來）HVDC 電纜 雙向（主菲律賓馬來）規劃中 2032 年 地熱+光伏 500MW 印尼/馬來 新加坡/泰國 東盟南部電網（馬來半島-蘇門答臘互聯）多向調節 規劃中 2035 年 水電（印尼）+氣電（馬來）3,000MW 注：紅色字體為涉

77、及目前沒有東南亞區域跨國輸電線路的國家的項目 資料來源：東盟能源中心 ACE、各國能源局、亞洲開發銀行 ADB、華泰研究 我國已與老撾我國已與老撾/緬甸緬甸/越南進行跨國輸電，未來有望越南進行跨國輸電，未來有望通過接壤國家通過接壤國家進一步擴展進一步擴展 目前，目前，我國和接壤的東南亞國家越南、老撾和緬甸之間我國和接壤的東南亞國家越南、老撾和緬甸之間主要主要有有 12 條條在運在運跨國輸電線路?？鐕旊娋€路。除了中緬 110 千伏邊境互聯項目主要目的是調節邊境地區電力供需，建設之初即為雙向輸電線路外，其他基本建設之初僅單向送電，之后才通過升級改造增加反向送電?？傮w而言，我國外送給東南亞的電力以

78、水電和光伏等清潔能源為主，但存在分旱、雨兩季雙向送電、主要為調節作用的線路中，旱季我國一般向越南和緬甸輸送的還有火電；東南亞國家外送我國的主要是水電電量，其中緬甸對我國的單向跨國輸電線路主要是將我國企業在緬甸投資建設的水電站電量送回云南，如華能水電的瑞麗江一級水電站地處緬甸，但 2008 年投產后通過 220 千伏輸電線路并入云南電網消納。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。15 公用環保公用環保 圖表圖表20：中國和東南亞國家跨國輸電線路情況（在運）中國和東南亞國家跨國輸電線路情況（在運）售電方售電方 購電方購電方 輸電線路輸電線路 送電方向送電方向 狀態狀態 開始送

79、電時間開始送電時間 送電規模送電規模 中國云南河口 越南老街 中越 110 千伏河口-老街線 雙向（以中國至越南為主）在運 2004 年 初期 100 MW，2016 年擴容至 150-180 MW，旱季中國向越南輸送火電或光伏電力約 100-150 MW，雨季越南富余水電反送至中國云南，約30-50 MW 中國云南文山 越南河江 中越 110 千伏文山-河江線 雙向（以越南至中國為主）在運 2016 年 設計容量 120MW，雨季越南水電送中國，約80-100MW（2023 年越南水電送電約 2.5 億千瓦時，對應平均負荷約 80 MW），旱季中國向越南輸送火電或光伏電力，負荷約 20-40

80、 MW（2021 年曾單日中國向越南反向送電達 50 MW，持續 72 小時）中國云南紅河 越南老街 中越 220 千伏紅河-老街線 單向 在運 2006 年 輸電能力雙回合計 600MW，年供電量 13 億千瓦時，預計 2022 年至 2025 年期間，向越南北部出口約 40 億千瓦時電量 中國云南文山 越南河江 中越 220 千伏文山-河江線 單向 在運 2007 年 輸電容量為 200MW，首次協議輸電 10 年，首年送電量不少于 7 億千瓦時，總電量不少于 100 億千瓦時 中國云南西雙版納 老撾北部 4 省 115 千伏勐臘那磨線 雙向（2022 年開始）在運 2009 年 2009

81、 年線路投運時，主要向老撾北部南塔、烏多姆塞兩省供電，2010 年擴容，供電范圍擴大至老撾北部四省南塔、烏多姆塞、瑯勃拉邦、沙耶武里，最大送電容量為 60MW，年平均送電量約 2.1 億至 2.3 億千瓦時；2021 年 12 月 12 日，線路通過改接至新建的 110 千伏東盟變電站，線路具備雙向送電技術條件，2022 年 6 月，老撾南塔河 1 號水電站首次向反向中國送電 中國云南 老撾北部 4 省 中老 230 千伏北部電網項目 雙向（2023 年后）在運 2015 年 2015 年投產時初期云南對老撾北部送電容量約150MW，2020 年后進行電網升級，主要為了實現老撾北部水電站和云南

82、電網互聯，2023 年老撾區域部分投運，聯網工程仍在實施，若完成后預計形成 300-500MW 的輸電能力 中國廣西東興 越南芒街 中越 110 千伏東興-芒街線（又稱廣西防城港-越南廣寧線路）單向 在運 2005 年（2023 年重啟）50MW，2023 年協議約定 5 月至 7 月輸送約 2億千瓦時，未來計劃通過 500 千伏線路擴大規模，2027-2028 年起年輸送 190 億千瓦時 中國云南西雙版納 緬甸撣邦第四特區勐拉縣 中緬 110 千伏邊境互聯項目西雙版納至緬甸撣邦第四特區線路 雙向 在運 2018 年 目的主要是調節邊境地區電力供需，旱季緬甸水電不足時，中國向緬甸輸送火電或光

83、伏電力，雨季緬甸向中國返送富余水電，約 30-50MW 中國云南德宏州 緬甸木姐、九谷 中緬 110 千伏邊境互聯項目如云南瑞麗緬甸木姐，畹町九谷等 雙向 在運 2008/2012 年 目的主要是調節邊境地區電力供需，旱季緬甸水電不足時，中國向緬甸輸送火電或光伏電力，單次規模約 10-50 MW，雨季緬甸向中國返送富余水電 緬甸 中國云南 220 千伏輸電線路 單向 在運 2008 年 緬甸瑞麗江一級水電站，裝機 600MW 緬甸 中國云南 500 千伏緬甸太平江到云南大盈江四級線路 單向 在運 2010 年 1200-1500MW 緬甸 中國云南-單向 在運 2017 年 緬甸勐瓦水電站，總

84、裝機容量 66MW 注：上表為主要線路整理，可能不完整 資料來源：云南省能源局、南方電網西雙版納供電局、中國南方電網、越南工貿部、云南電網公司、國資委官網、華泰研究 中國未來可能通過老撾、越南等向東南亞非接壤的中國未來可能通過老撾、越南等向東南亞非接壤的泰國、泰國、馬來西亞、柬埔寨送電。馬來西亞、柬埔寨送電。除與接壤的老撾、緬甸和越南進一步增強輸電能力外，我國未來還可能通過老撾和越南向泰國、馬來西亞和柬埔寨輸送清潔能源，合計規?；蜻_到 15GW，但除云南-老撾-泰國800kV 項目外，其他與柬埔寨和馬來西亞的項目仍處于概念/遠期規劃狀態，尤其是云南-老撾-泰國-馬來西亞1100kV 中途經過兩

85、個第三方國家，路途遙遠，項目不確定性較大。廣西-越南廣寧 500kV 原計劃 2026 年投產，但仍未開工建設，項目推進可能也存在一定的不確定性。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。16 公用環保公用環保 圖表圖表21：中國和東南亞國家中國和東南亞國家潛在新增潛在新增跨國輸電線路跨國輸電線路 售電國家售電國家 購電國家購電國家 輸電線路輸電線路 送電方向送電方向 狀態狀態 預計投產時間預計投產時間 電源類型電源類型 送電規模送電規模 老撾 中國 老撾北部-云南 500kV 雙回線路 單向 在建（擴容）2025 年擴容 水電 2,200MW 老撾 中國 老撾占巴塞-廣西8

86、00kV 特高壓 單向 規劃中（可行性研究）2030 年 水電+光伏 3,000MW 緬甸 中國 瑞麗江二級-云南 500kV 單向 擱置 2024 年（原計劃）水電 640MW 中國 越南 廣西-越南廣寧 500kV 單向 概念規劃 2026 年 核電+海上風電 1,000MW 中國 泰國 云南-老撾-泰國800kV 單向 一期在建 2028 年 水電 5,000MW 中國 柬埔寨 廣西-越南-柬埔寨 500kV 單向 概念規劃 2035 年 核電+光伏 2,000MW 中國 馬來西亞 云南-老撾-泰國-馬來西亞1100kV 單向 遠期規劃 2035 年 水電 8,000MW 注：概念規劃、

87、遠期規劃及未按計劃時間投產項目不確定性均較大 資料來源：南方電網、國家電網、東盟能源中心 ACE、華泰研究 老撾有望維持東南亞主要老撾有望維持東南亞主要電力電力出口國地位，柬埔寨或將大比例依賴出口國地位，柬埔寨或將大比例依賴電力進口電力進口。我們按照上文統計的東南亞國家之間以及東南亞國家與中國之間的跨國輸電線路和東南亞國家未來能源發展規劃中所提及的進出口電力預期的最大口徑，測算了東南亞各國和我國的現有/未來進出口電力比例。老撾有望維持東南亞主要電力出口國地位，緬甸未來出口電力規?；驅⑦_到截至 2023 底全國總裝機的 64%，馬來西亞未來電力出口規模有望達到截至 2022 年底全國總裝機的 1

88、5.5%。柬埔寨未來潛在電力進口規?；驅⑤^截至 2023 底電力進口量增長9.6x，新加披/泰國未來潛在電力進口規模將占截至 2023 年底裝機規模的 46.2%/23.8%。圖表圖表22：中國和東盟國家進出口電力比例中國和東盟國家進出口電力比例 注：1）出口比例采用負數，進口比例采用正數，凈出口比例=出口比例+進口比例；2）比例測算方式：每個國家進口或出口電力容量/截至 2023 年底該國家總裝機容量（馬來西亞由于數據缺失采用 2022 年底總裝機容量作為分母），用 2023 年并非 2024 年底數據主要是考慮數據可得性；3）由于很多國家未來不僅有新增裝機容量，同時也會有大量退役機組；且潛

89、在的輸電項目具體投產時間難預計，我們測算未來出口/進口比例時分母也統一采用截至 2023 年底的總裝機容量（除馬來西亞采用截至2022 年底數據），導致柬埔寨和老撾的進口/出口比例超過 100%的情形出現；4）每個國家未來進口和出口電力容量采用發展規劃文件與我們所搜集到具體項目加總值的更大者；5）由于很多跨國輸電項目存在較大不確定性，本測算不形成對該國進出口比例的預測，僅供橫向對比不同國家差異以及縱向觀察各國未來大致變化趨勢 資料來源：各國能源局、華泰研究 -250%-200%-150%-100%-50%0%50%100%150%200%-250%-200%-150%-100%-50%0%50

90、%100%150%200%中國緬甸越南老撾泰國馬來西亞柬埔寨新加坡印度尼西亞菲律賓現有出口比例現有進口比例未來出口比例未來進口比例現有凈出口比例未來凈出口比例 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。17 公用環保公用環保 云南云南/廣西廣西水電電價水電電價具有一定優勢具有一定優勢，國網，國網/南網對菲律賓南網對菲律賓/老撾電網持股老撾電網持股 終端電價對比：柬埔寨終端電價對比：柬埔寨/老撾商業電價高于居民電價，我國工商業電價高于居民電價。老撾商業電價高于居民電價，我國工商業電價高于居民電價。根據菲律賓能源局官網 EPIMB 披露的 2025 年 2 月東盟國家電價，除柬埔

91、寨/老撾商業電價為0.159/0.043 美元/千瓦時，高于居民電價的 0.151/0.04 美元/千瓦時外，其余東南亞國家居民電價均同時高于商業和工業電價。我國的我國的居民電價僅高于老撾，工商業電價較緬甸居民電價僅高于老撾，工商業電價較緬甸/文萊文萊/印尼印尼/老撾偏高老撾偏高。由于我國省份眾多，且每個省份的電價存在差異（主因各省燃料成本有差異），我們選取信息披露較好的江蘇省為代表進行對比。根據 2025 年 2 月江蘇省代理購電價格，江蘇省平時段的工商業電價約0.082-0.107 美元/千瓦時（不同電壓等級和單一/兩部制電價下輸配電價有所不同），僅緬甸/文萊/印尼/老撾工業、商業電價均低

92、于我國江蘇省，而新加坡/菲律賓/柬埔寨顯著高于我國；越南的工業電價為 0.108 美元/千瓦時，較我國不滿 1 千伏單一制下的工商業電價 0.107 美元/千瓦時略高。居民電價我們選取江蘇省不滿 1 千伏“一戶一表”居民用戶中等用電量下（2760 千瓦時年用電量4800 千瓦時）的未分時電價 0.081 美元/千瓦時（1-10 千伏“一戶一表”居民用戶同用電量區間下略低 0.0014 美元/千瓦時），僅高于老撾的 0.04 美元/千瓦時，與文萊和印尼的 0.089/0.087 美元/千瓦時較為接近，顯著低于其他東盟國家。圖表圖表23：東東盟主要國家盟主要國家 2025 年年 2 月居民、商業和

93、工業電價情況月居民、商業和工業電價情況 注：1）匯率采用 2025/2/28 各國 Local Currency 與美元之間匯率；2）原報告中未展示東帝汶電價，故相關討論不包含東帝汶 資料來源：菲律賓能源局、華泰研究 2025 年年 2 月，月，發電側電價發電側電價/輸配電電價占菲律賓居民電價的輸配電電價占菲律賓居民電價的 56%/26%，低于，低于/高于我國江蘇高于我國江蘇工業電價的工業電價的 66%/21%。根據菲律賓能源局官網 EPIMB 披露，其 2025 年 2 月的居民電價構成中，發電側電價即類似我國的上網電價占比 56%，輸電/配電電價占比分別為 7%/19%，合計 26%，剩余

94、成本中占比較高的為政府稅金的 10%。根據我國平時段的工商業電價約0.082-0.107 美元/千瓦時（不同電壓等級和單一/兩部制電價下輸配電價有所不同），取平均進行測算，發電側電價/輸配電電價/系統損失/代理工商業上網環節線損費用折價/政府稅金的占比分別為 66%/21%/7%/2%/4%，其中我國發電側電價占比高于菲律賓，政府稅金占比低于菲律賓，其他差異并不大。當然居民電價和工商業電價的拆分可能有一定的差異，上述僅為較為粗略的拆分對比。0.000.050.100.150.200.25新加坡菲律賓柬埔寨緬甸泰國越南馬來西亞文萊印度尼西亞老撾(美元/千瓦時）居民電價商業電價工業電價江蘇居民電價

95、約0.081美元/千瓦時江蘇工商業電價約0.082-0.107美元/千瓦時 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。18 公用環保公用環保 圖表圖表24：菲律賓菲律賓 2025 年年 2 月居民電價具體構成月居民電價具體構成 資料來源：菲律賓能源局、華泰研究 我國廣西我國廣西/云南水電上網電價與老撾云南水電上網電價與老撾/緬甸對比無明顯優勢，以老撾緬甸對比無明顯優勢，以老撾/緬甸水電送我國為主。緬甸水電送我國為主。我國與東南亞國家之間有輸電通道的省份主要為南網區域的云南和廣西，考慮在運/在建/規劃中線路，我國以售電為主的合作國為越南、泰國、柬埔寨和馬來西亞，而與緬甸和老撾的

96、線路中，我國以受電為主。我們假設東南亞國家工商業的發電側價格占終端電價的比例為 66%（與我國江蘇省一致），測算結果顯示以華能水電/桂冠電力水電電價為代表的云南和廣西水電上網電價 0.035/0.036 美元/千瓦時，與老撾和緬甸工商業電價對應的發電側上網電價 0.022-0.028/0.039 美元/千瓦時比確實沒有明顯優勢。我國廣西我國廣西/云南水電上網電價與柬埔寨云南水電上網電價與柬埔寨發電側電價對比優勢顯著，發電側電價對比優勢顯著，與泰國與泰國/馬來西亞馬來西亞/越南（工越南（工業）對比也有一定優勢。業）對比也有一定優勢。我國與越南直接接壤，存量線路中以我國云南/廣西外送越南為主，從測

97、算的越南工業電價對應的發電側電價 0.071 美元/千瓦時對比，約為我國云南/廣西水電上網電價的 2 倍，概念規劃的新增的廣西送越南電源類型中有出現核電，目前廣西在運核電僅防城港一個廠址，防城港 2025 年 100%電量參與市場化交易，交易電價約 0.34 人民幣/千瓦時，對應 0.048 美元/千瓦時，約為越南工業電價對應的發電側電價的 68%。發電56%輸電7%系統損失5%配電19%補貼0%可再生能源上網成本（額外增加）1%通用服務收費2%政府稅金10%免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。19 公用環保公用環保 圖表圖表25：與我國有輸電線路的東南亞國家發電側電價

98、測算值與我國有輸電線路的東南亞國家發電側電價測算值 注：1）假設東南亞國家工商業的發電側價格占終端電價的比例為 66%（與我國江蘇省一致）；2）華能水電/桂冠電力水電上網電價采用 2023 年數據，采用 2025/2/28 1 美元=7.1738 人民幣換算 資料來源：華泰研究測算 我們梳理發現我們梳理發現南方電網持有老撾國家輸電網公司（南方電網持有老撾國家輸電網公司（EDL-T）股權。）股權。老撾國家輸電網公司（EDL-T）由中國南方電網公司和 EDL 共同投資組建，將負責建設運營老撾 230kV 及以上等級電網，而我們統計的老撾未來的跨國輸電線路均為 230kV 及以上等級電網，有望推動加

99、速老撾與周邊電網的互聯互通。同時，老撾是東南亞重要的電力出口國，與泰國、越南、柬埔寨等多個國家之間擁有輸電線路，南方電網對 EDL-T 的參股增加了話語權，有望增強未來我國向東南亞非接壤國家如泰國、柬埔寨送電的潛力。圖表圖表26：南方電網南方電網對中國內地以外主要區域電網公司投資情況對中國內地以外主要區域電網公司投資情況 國家國家/地區地區 公司公司 收購時間（完成股權交割時間）收購時間（完成股權交割時間）收購股權比例收購股權比例 具體情況具體情況 秘魯 秘魯配電公司 2024 年 2 月 83.15%中國南方電網國際(香港)有限公司（CSGI HK）以 29 億美元（約合 199億元人民幣）

100、的價格，收購意大利國家電力公司（Enel）旗下兩家秘魯子公司。秘魯配電公司成立于 1994 年，主要服務利馬北部及周邊 1600多平方公里區域的電力供應，用戶數超過 153.6 萬戶，占秘魯總配電用戶數的 19%，是秘魯用戶數最多的配電公司。X 秘魯公司成立于 2019年，近年來依托配電和發電業務側重開展分布式光伏、儲能等業務。X 秘魯公司 2024 年 2 月 100%老撾老撾 老撾國家輸電網公司老撾國家輸電網公司 2024 年年 1 月月 合資成立合資成立 2024 年年 1 月，由南方電網公司與老撾國家電力公司合資成立的老撾國月，由南方電網公司與老撾國家電力公司合資成立的老撾國家輸電網公

101、司（家輸電網公司（EDL-T）進入實質化運營，負責建設運營老撾）進入實質化運營，負責建設運營老撾 230 千伏千伏及以上電網，加速與周邊電網的互聯互通及以上電網，加速與周邊電網的互聯互通 馬來西亞 馬來西亞埃德拉公司 2018 年 4 月 37%中國南方電網有限責任公司與中國廣核集團收購，馬來西亞埃德拉公司是東南亞最大的獨立發電商之一，旗下擁有 13 個電站，裝機容量 8770兆瓦。該公司旗下所擁有項目分布于馬來西亞、埃及、孟加拉、巴基斯坦、阿聯酋等 5 個“一帶一路”國家，電力需求旺盛。馬來西亞埃德拉公司未來還將拓展電網領域的投資，在電網建設運營方面，南方電網公司與中國廣核集團可借助互補優勢

102、，實現雙贏。資料來源：南方電網官網、華泰研究 國家電網持有菲律賓國家輸電網（國家電網持有菲律賓國家輸電網（NGCP）40%的股權。的股權。目前我國在運和規劃中的跨國輸電線路不包括菲律賓，主要是菲律賓屬于海島國家，且距離中國較遠，輸電成本可能過高，但菲律賓的電價水平較高，我們測算其 2025 年 2 月發電側電價高達 0.125 美元/千瓦時，是我國廣西/云南水電的約 3.6 倍，不排除未來有外送潛力。0.1040.0390.0600.0450.0750.0280.0970.0390.0600.0710.0650.0220.000.020.040.060.080.100.12柬埔寨緬甸泰國越南馬

103、來西亞老撾(美元/千瓦時)商業電價對應發電側電價工業電價對應發電側電價華能水電/桂冠電力水電上網電價0.035/0.036美元/千瓦時 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。20 公用環保公用環保 圖表圖表27：國家電網對中國內地以外主要區域電網公司投資情況國家電網對中國內地以外主要區域電網公司投資情況 國家國家/地區地區 公司公司 收購時間（完成股權交割時間）收購時間（完成股權交割時間）收購股權比例收購股權比例 具體情況具體情況 希臘 希臘國家電網公司（IPTO）2017 年 6 月 24%以 3.2 億歐元收購希臘國家電網公司 24%的股權，交易方式為公開招標。菲律賓

104、菲律賓 菲律賓國家輸電網（菲律賓國家輸電網（NGCP）2009 年年 1 月月 40%2007 年年 12 月，國家電網與菲律賓蒙特羅電網資源公司丶卡拉卡高月，國家電網與菲律賓蒙特羅電網資源公司丶卡拉卡高電組成聯合體，以電組成聯合體，以 39.5 億美元中標菲律賓國家輸電網億美元中標菲律賓國家輸電網 25 年特許經年特許經營權。營權。2009 年年 1 月正式接管運營。其中中國國家電網公司是最大月正式接管運營。其中中國國家電網公司是最大股東，持股股東，持股 40%，兩個菲律賓股東各持股，兩個菲律賓股東各持股 30%。作為菲律賓電力。作為菲律賓電力分配的核心機構，分配的核心機構，NGCP 在菲律

105、賓的電力供應中發揮著重要作用，在菲律賓的電力供應中發揮著重要作用，為菲律賓提供了近為菲律賓提供了近 78%的電力供應。的電力供應。NGCP 獲得了為期獲得了為期 25 年的特年的特許經營權，成為中企在菲律賓的重要投資項目之一。許經營權，成為中企在菲律賓的重要投資項目之一。葡萄牙 葡萄牙國家能源網公司(REN)2012 年 5 月 25%實現中國電力企業首次入股歐洲國家級電網公司。巴西 巴西 14 家輸電特許權公司 2010 年 12 月-2012 年 12 月 100%巴西美麗山水電特高壓直流送出一期項目 2014 年 2 月 51%公司與巴西電力公司聯合中標巴西美麗山水電特高壓直流送出一期項

106、目，公司占股比 51%，實現公司特高壓技術成功走出去。巴西美麗山水電特高壓直流送出二期項目 2015 年 7 月 100%獨立中標巴西美麗山水電特高壓直流送出二期項目，首次獨立實現特高壓投資、建設、裝備一體化走出去。巴西圣保羅電力電燈公司（CPFL）2017 年 1 月-2019 年 6 月 83.71%該項目是國家電網公司迄今為止最大的境外投資項目。CPFL 公司是巴西最大私營電力企業，業務主要包括配電和新能源發電領域。CPFL 公司全資擁有 9 個配電特許權公司，業務覆蓋經濟發達的圣保羅州和南大河州，服務區域面積 30.4 萬平方公里，服務人口數約2400 萬，年配電量 700 億千瓦時，

107、在巴西配電市場份額為 14.3%，是巴西最大的配電企業。CPFL 公司供電可靠性、線損等運營指標在巴西處于領先地位，是巴西配電領域的標桿企業。同時，CPFL公司還控股巴西第一大新能源公司，在運新能源權益裝機容量 101萬千瓦。阿曼 阿曼國家電網公司（OETC）2019 年 12 月簽協議，2020 年初完成交易 49%國家電網與阿曼那瑪控股公司（Nama）簽署了阿曼國家電網公司 49%股權收購協議。Nama 將其持有的阿曼國家電網公司（OETC）的 49%股權出售給國家電網，籌資約 10 億美元（約合70.04 億元人民幣）。是國網首次在中東地區成功投資運營電網企業，也是中國企業對阿曼的最大單

108、筆投資 澳大利亞 澳大利亞南澳輸電公司（ElectraNet）2012 年 12 月-2013 年 4 月 46.56%收購+增持，首次成功投資澳大利亞。新加坡能源國際澳大利亞資產公司（SGSPAA）2014 年 1 月 60.00%收購新加坡淡馬錫集團下屬的澳洲資產公司 60%和澳網公司19.9%股權，公司在澳洲資產規模顯著提升。澳網公司（AusNet）2014 年 1 月 19.90%意大利 意大利存貸款能源網公司（CDP RETI）2014 年 11 月 35%以 21 億歐元收購意大利存貸款公司旗下能源網公司 35%股權。意大利存貸款能源網公司是意大利存貸款公司全資控股公司，持有意大利

109、輸電網公司 29.85%股權和意大利天然氣網絡公司 30.01%股權。其中，意大利輸電網公司是意大利國家級輸電公司，擁有和運營覆蓋意大利全境的輸電網絡，同時負責意大利全國輸電網的調度 智利 切昆塔集團公司（Chilquinta Energa）2020 年 6 月 100%是國家電網公司在西班牙語國家的首次成功投資。也是中國企業在智利能源及公用事業領域的最大投資項目，切昆塔集團公司是智利第三大配電企業，擁有配電線路 16911 公里，服務人口超 200 萬。該公司同時從事輸電業務，擁有 1109 公里輸電線路。2019 年 10月，國家電網公司與美國森普拉能源公司簽署股權購買協議，全資收購切昆塔

110、集團公司 100%股權。CGE 公司 2020 年 11 月 96.04%與西班牙能源集團（Naturgy）簽署股權購買協議，收購后者持有的智利 CGE 公司 96.04%股權。CGE 公司是智利第一大配電公司和第二大輸電公司，服務地區覆蓋智利大部分國土，擁有輸電線路3500 公里，配電線路 64738 公里，配電用戶達到 300 萬，約占有市場份額的 45%。此次交易總額為 25.7 億歐元（約合人民幣 200.95億元）中國香港 港燈電力投資有限公司（HKEI）2014 年 1 月-2015 年 8 月 21%港燈是電能實業在香港的主要營運公司，創立于 1889 年，是目前世界上歷史最悠久

111、的電力公司之一。電能實業包括香港電燈有限公司(簡稱港燈)、電能投資有限公司、港燈協聯工程有限公司及若干附屬公司。大股東為長江集團及和記黃埔透過長江基建持有 資料來源：中國一帶一路網、國家電網官網、華泰研究 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。21 公用環保公用環保 更看好南網區域電力跨國外送，推薦華能水電更看好南網區域電力跨國外送，推薦華能水電/桂冠電力桂冠電力 目前云南和廣西水電送廣東較多，但隨著去年以來煤價下降，廣東 2025 年年度市場化交易電價0.39元/千瓦時已經和華能水電外送廣東點對網和網對網落地電價 0.43-0.45元/千瓦時形成倒掛。但目前云南和廣西水

112、電上網電價較部分潛在外送東南亞國家發電側價格相比具有優勢，雖然無法確定跨國輸配電價的多少，但根據目前發電側電價優勢留有較大的輸配電價空間。相比在東南亞國家直接投資建設火電，我們更看好南網區域電力外送至東南亞，從地理位置和發電價格看，云南和廣西水電具有優勢，若外送規模增加，可能促使云南和廣西電力供需格局趨緊，一方面增加云南、廣西水電外送機會，另一方面對云南、廣西省內水電電價形成支撐。推薦云南、廣西水電龍頭上市公司華能水電、桂冠電力。圖表圖表28：重點推薦公司一覽表重點推薦公司一覽表 最新收盤價最新收盤價 目標價目標價 市值市值(百萬百萬)EPS(元元)PE(倍倍)股票名稱股票名稱 股票代碼股票代

113、碼 投資評級投資評級(當地幣種當地幣種)(當地幣種當地幣種)(當地幣種當地幣種)2023 2024E 2025E 2026E 2023 2024E 2025E 2026E 華能水電 600025 CH 買入 9.17 11.82 165,060 0.42 0.45 0.49 0.55 21.61 20.20 18.62 16.78 桂冠電力 600236 CH 買入 6.46 7.67 50,920 0.16 0.31 0.33 0.36 41.54 20.66 19.36 18.05 資料來源：Bloomberg，華泰研究預測 圖表圖表29：重點推薦公司最新重點推薦公司最新觀點觀點 股票名稱

114、股票名稱 最新觀點最新觀點 華能水電華能水電(600025 CH)2024 年 1-9 月公司累計實現營收 194.18 億元，同比+7.1%；歸母凈利潤 72.26 億元，同比+7.8%。對應 3Q24 公司實現營收 75.37 億元，同比-1.3%；歸母凈利潤 30.56 億元，同比-7.4%，歸母凈利潤低于我們預期的 35.56-38.80 億元，主要系 9 月瀾滄江來水同比嚴重偏枯，公司 3Q24 上網電量同比-4.8%。3Q24，公司不含稅綜合上網電價同比+0.7 分至 0.193 元/千瓦時，主要得益于：1）云南市場化電價同比增長；2）托巴水電站陸續投產促使瀾上高電價的點對網外送上

115、網電量占比同比+1.2pp?；谠颇想娏┬杵o格局，持續看好云南省市場化電價上漲，維持“買入”評級?？紤]瀾滄流域自 9 月開始來水同比偏枯，我們下調對公司水電發電量預期，從而下調公司 2024-2026 年歸母凈利至 81.7/88.6/98.4 億元（前值：88.4/95.8/105.6 億元），對應 EPS 為 0.45/0.49/0.55 元。參考可比公司 Wind 一致預期 2025 年平均 PE16.0 x，看好公司水風光一體化發展帶來長期價值提升，給予公司 25 年 24x 目標 PE，對應目標價 11.82 元（前值：13.75 元），維持“買入”評級。風險提示：來水/市場化電

116、價上漲不及預期，水風光電站投產不及預期。報告發布日期：2024 年 10 月 30 日 點擊下載全文：華能水電點擊下載全文：華能水電(600025 CH,買入買入):電價同比增長抵消部分電量下滑影響電價同比增長抵消部分電量下滑影響 桂冠電力桂冠電力(600236 CH)桂冠電力發布三季報：3Q24 實現營收 25.24 億元（yoy+29.94%，qoq-6.53%），歸母凈利 7.27 億元（yoy+224.74%，qoq-27.87%）。1-9M24 實現營收 73.54 億元（yoy+20.61%），歸母凈利 21.64 億元（yoy+90.34%），扣非凈利 21.53 億元（yoy+

117、87.30%）。3Q24 歸母凈利潤位于我們預期的 4.5-7.68 億元區間上限，主要得益于紅水河流域來水同比大幅偏豐，公司水電發電量同比+62.46%。雖因水電修復或低于預期而下調公司2024-2026 年歸母凈利潤 16%/15%/14%，但公司現金流仍充裕，且 2024 年承諾 70%分紅比例，7%貼現率下公司 FCFE 估值可達 640 億元，“買入”?？紤] 9 月以來來水同比增速大幅減弱，我們下調公司水電發電量預期，下調 2024-2026 年公司歸母凈利潤預測至 24.65/26.30/28.21 億元（前值：29.18/30.79/32.87 億元），對應 EPS 為 0.31

118、/0.33/0.36 元，參考可比公司 2025E PE 的 Wind 一致預期為 16.5x，持續看好公司現金流價值，考慮公司 ROE 和分紅比例高于大多數可比公司，給予公司 23x 2025E PE，對應目標價 7.67 元（前值：9.62 元），維持“買入”評級。風險提示：來水偏枯導致水電發電量不及預期；水電上網電價不及預期。報告發布日期：2024 年 10 月 31 日 點擊下載全文：桂冠點擊下載全文：桂冠電力電力(600236 CH,買入買入):業績符合預期，看好公司現金流價值業績符合預期，看好公司現金流價值 資料來源：Bloomberg，華泰研究預測 免責聲明和披露以及分析師聲明是

119、報告的一部分，請務必一起閱讀。22 公用環保公用環保 風險提示風險提示 1）測算結果和實際存在差異風險。測算結果和實際存在差異風險。本文對中國神華在印度尼西亞的爪哇發電和南蘇發電ROE/ROA 進行測算，測算結果分別為 21.5%/6.5%和 7.9%/2.4%，但我們簡單假設項目凈資產=資本金比例*總投資，測算結果可能和實際存在差異。由于海外發電側電價的數據可得性較差，我們參考我國江蘇工商業電價中發電側電價的平均占比 66%，對東南亞部分國家的發電側電價進行了模擬測算，實際結果可能和我們測算值之間存在差異。2）項目推進不及預期風險項目推進不及預期風險。我們梳理了東南亞國家之間以及我國和東南國

120、家的潛在新增跨國輸電項目，但由于地緣政治變化、技術限制、成本限制等原因，項目的推進可能不及預期。3）匯率波動風險匯率波動風險。本文對我國和東南亞均轉換為美元后的發電側和終端電價進行了對比，但不同國家匯率波動程度可能不同，若某國貨幣對美元大幅貶值或升值，可能對結論造成一定影響。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。23 公用環保公用環保 免責免責聲明聲明 分析師聲明分析師聲明 本人，王瑋嘉、黃波、李雅琳、胡知，茲證明本報告所表達的觀點準確地反映了分析師對標的證券或發行人的個人意見；彼以往、現在或未來并無就其研究報告所提供的具體建議或所表迖的意見直接或間接收取任何報酬。一般聲

121、明及披露一般聲明及披露 本報告由華泰證券股份有限公司（已具備中國證監會批準的證券投資咨詢業務資格，以下簡稱“本公司”）制作。本報告所載資料是僅供接收人的嚴格保密資料。本報告僅供本公司及其客戶和其關聯機構使用。本公司不因接收人收到本報告而視其為客戶。本報告基于本公司認為可靠的、已公開的信息編制，但本公司及其關聯機構(以下統稱為“華泰”)對該等信息的準確性及完整性不作任何保證。本報告所載的意見、評估及預測僅反映報告發布當日的觀點和判斷。在不同時期，華泰可能會發出與本報告所載意見、評估及預測不一致的研究報告。同時，本報告所指的證券或投資標的的價格、價值及投資收入可能會波動。以往表現并不能指引未來，未

122、來回報并不能得到保證，并存在損失本金的可能。華泰不保證本報告所含信息保持在最新狀態。華泰對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者應當自行關注相應的更新或修改。本公司不是 FINRA 的注冊會員，其研究分析師亦沒有注冊為 FINRA 的研究分析師/不具有 FINRA 分析師的注冊資格。華泰力求報告內容客觀、公正，但本報告所載的觀點、結論和建議僅供參考，不構成購買或出售所述證券的要約或招攬。該等觀點、建議并未考慮到個別投資者的具體投資目的、財務狀況以及特定需求，在任何時候均不構成對客戶私人投資建議。投資者應當充分考慮自身特定狀況，并完整理解和使用本報告內容，不應視本報告為做出投資決策

123、的唯一因素。對依據或者使用本報告所造成的一切后果，華泰及作者均不承擔任何法律責任。任何形式的分享證券投資收益或者分擔證券投資損失的書面或口頭承諾均為無效。除非另行說明，本報告中所引用的關于業績的數據代表過往表現，過往的業績表現不應作為日后回報的預示。華泰不承諾也不保證任何預示的回報會得以實現，分析中所做的預測可能是基于相應的假設，任何假設的變化可能會顯著影響所預測的回報。華泰及作者在自身所知情的范圍內，與本報告所指的證券或投資標的不存在法律禁止的利害關系。在法律許可的情況下，華泰可能會持有報告中提到的公司所發行的證券頭寸并進行交易，為該公司提供投資銀行、財務顧問或者金融產品等相關服務或向該公司

124、招攬業務。華泰的銷售人員、交易人員或其他專業人士可能會依據不同假設和標準、采用不同的分析方法而口頭或書面發表與本報告意見及建議不一致的市場評論和/或交易觀點。華泰沒有將此意見及建議向報告所有接收者進行更新的義務。華泰的資產管理部門、自營部門以及其他投資業務部門可能獨立做出與本報告中的意見或建議不一致的投資決策。投資者應當考慮到華泰及/或其相關人員可能存在影響本報告觀點客觀性的潛在利益沖突。投資者請勿將本報告視為投資或其他決定的唯一信賴依據。有關該方面的具體披露請參照本報告尾部。本報告并非意圖發送、發布給在當地法律或監管規則下不允許向其發送、發布的機構或人員，也并非意圖發送、發布給因可得到、使用

125、本報告的行為而使華泰違反或受制于當地法律或監管規則的機構或人員。本報告版權僅為本公司所有。未經本公司書面許可，任何機構或個人不得以翻版、復制、發表、引用或再次分發他人(無論整份或部分)等任何形式侵犯本公司版權。如征得本公司同意進行引用、刊發的，需在允許的范圍內使用，并需在使用前獲取獨立的法律意見，以確定該引用、刊發符合當地適用法規的要求，同時注明出處為“華泰證券研究所”，且不得對本報告進行任何有悖原意的引用、刪節和修改。本公司保留追究相關責任的權利。所有本報告中使用的商標、服務標記及標記均為本公司的商標、服務標記及標記。中國香港中國香港 本報告由華泰證券股份有限公司制作,在香港由華泰金融控股（

126、香港）有限公司向符合證券及期貨條例及其附屬法律規定的機構投資者和專業投資者的客戶進行分發。華泰金融控股（香港）有限公司受香港證券及期貨事務監察委員會監管，是華泰國際金融控股有限公司的全資子公司，后者為華泰證券股份有限公司的全資子公司。在香港獲得本報告的人員若有任何有關本報告的問題,請與華泰金融控股（香港）有限公司聯系。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。24 公用環保公用環保 香香港港-重要監管披露重要監管披露 華泰金融控股（香港）有限公司的雇員或其關聯人士沒有擔任本報告中提及的公司或發行人的高級人員。有關重要的披露信息，請參華泰金融控股（香港）有限公司的網頁 http

127、s:/.hk/stock_disclosure 其他信息請參見下方“美國“美國-重要監管披露”重要監管披露”。美國美國 在美國本報告由華泰證券（美國）有限公司向符合美國監管規定的機構投資者進行發表與分發。華泰證券（美國）有限公司是美國注冊經紀商和美國金融業監管局（FINRA）的注冊會員。對于其在美國分發的研究報告，華泰證券（美國）有限公司根據1934 年證券交易法（修訂版）第 15a-6 條規定以及美國證券交易委員會人員解釋，對本研究報告內容負責。華泰證券（美國）有限公司聯營公司的分析師不具有美國金融監管（FINRA）分析師的注冊資格，可能不屬于華泰證券（美國）有限公司的關聯人員，因此可能不受

128、 FINRA 關于分析師與標的公司溝通、公開露面和所持交易證券的限制。華泰證券（美國）有限公司是華泰國際金融控股有限公司的全資子公司，后者為華泰證券股份有限公司的全資子公司。任何直接從華泰證券（美國）有限公司收到此報告并希望就本報告所述任何證券進行交易的人士，應通過華泰證券（美國）有限公司進行交易。美國美國-重要監管披露重要監管披露 分析師王瑋嘉、黃波、李雅琳、胡知本人及相關人士并不擔任本報告所提及的標的證券或發行人的高級人員、董事或顧問。分析師及相關人士與本報告所提及的標的證券或發行人并無任何相關財務利益。本披露中所提及的“相關人士”包括 FINRA 定義下分析師的家庭成員。分析師根據華泰證

129、券的整體收入和盈利能力獲得薪酬，包括源自公司投資銀行業務的收入。華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司,及/或不時會以自身或代理形式向客戶出售及購買華泰證券研究所覆蓋公司的證券/衍生工具，包括股票及債券（包括衍生品）華泰證券研究所覆蓋公司的證券/衍生工具，包括股票及債券（包括衍生品）。華泰證券股份有限公司、其子公司和/或其聯營公司,及/或其高級管理層、董事和雇員可能會持有本報告中所提到的任何證券（或任何相關投資）頭寸，并可能不時進行增持或減持該證券（或投資）。因此，投資者應該意識到可能存在利益沖突。新加坡新加坡 華泰證券（新加坡）有限公司持有新加坡金融管理局頒發的資本市場服務許可證，可

130、從事資本市場產品交易，包括證券、集體投資計劃中的單位、交易所交易的衍生品合約和場外衍生品合約，并且是財務顧問法規定的豁免財務顧問，就投資產品向他人提供建議，包括發布或公布研究分析或研究報告。華泰證券（新加坡）有限公司可能會根據財務顧問條例第 32C 條的規定分發其在華泰內的外國附屬公司各自制作的信息/研究。本報告僅供認可投資者、專家投資者或機構投資者使用，華泰證券（新加坡）有限公司不對本報告內容承擔法律責任。如果您是非預期接收者，請您立即通知并直接將本報告返回給華泰證券（新加坡）有限公司。本報告的新加坡接收者應聯系您的華泰證券（新加坡）有限公司關系經理或客戶主管，了解來自或與所分發的信息相關的

131、事宜。評級說明評級說明 投資評級基于分析師對報告發布日后 6 至 12 個月內行業或公司回報潛力（含此期間的股息回報）相對基準表現的預期（A 股市場基準為滬深 300 指數，香港市場基準為恒生指數，美國市場基準為標普 500 指數，臺灣市場基準為臺灣加權指數，日本市場基準為日經 225 指數，新加坡市場基準為海峽時報指數，韓國市場基準為韓國有價證券指數，英國市場基準為富時 100 指數），具體如下：行業評級行業評級 增持：增持：預計行業股票指數超越基準 中性：中性：預計行業股票指數基本與基準持平 減持：減持：預計行業股票指數明顯弱于基準 公司評級公司評級 買入：買入：預計股價超越基準 15%以

132、上 增持：增持：預計股價超越基準 5%15%持有：持有：預計股價相對基準波動在-15%5%之間 賣出：賣出：預計股價弱于基準 15%以上 暫停評級：暫停評級：已暫停評級、目標價及預測，以遵守適用法規及/或公司政策 無評級：無評級：股票不在常規研究覆蓋范圍內。投資者不應期待華泰提供該等證券及/或公司相關的持續或補充信息 免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。25 公用環保公用環保 法律實體法律實體披露披露 中國中國：華泰證券股份有限公司具有中國證監會核準的“證券投資咨詢”業務資格，經營許可證編號為：91320000704041011J 香港香港：華泰金融控股（香港）有限公司

133、具有香港證監會核準的“就證券提供意見”業務資格，經營許可證編號為：AOK809 美國美國：華泰證券（美國）有限公司為美國金融業監管局（FINRA）成員，具有在美國開展經紀交易商業務的資格，經營業務許可編號為：CRD#:298809/SEC#:8-70231 新加坡：新加坡：華泰證券（新加坡）有限公司具有新加坡金融管理局頒發的資本市場服務許可證，并且是豁免財務顧問。公司注冊號：202233398E 北京北京 北京市西城區太平橋大街豐盛胡同28號太平洋保險大廈A座18層/郵政編碼：100032 電話：86 10 63211166/傳真：86 10 63211275 電子郵件：ht- 上海上海 上海

134、市浦東新區東方路18號保利廣場E棟23樓/郵政編碼：200120 電話：86 21 28972098/傳真：86 21 28972068 電子郵件：ht- 華泰證券股份有限公司華泰證券股份有限公司 南京南京 南京市建鄴區江東中路228 號華泰證券廣場1 號樓/郵政編碼：210019 電話：86 25 83389999/傳真：86 25 83387521 電子郵件：ht- 深圳深圳 深圳市福田區益田路5999 號基金大廈10 樓/郵政編碼：518017 電話：86 755 82493932/傳真：86 755 82492062 電子郵件：ht- 華泰金融控股（香港）有限公司華泰金融控股（香港）有限公司 香港中環皇后大道中 99 號中環中心 53 樓 電話：+852-3658-6000/傳真：+852-2567-6123 電子郵件： 華泰證券（美國）有限公司華泰證券（美國）有限公司 美國紐約公園大道 280 號 21 樓東（紐約 10017）電話：+212-763-8160/傳真：+917-725-9702 電子郵件:Huataihtsc- 華泰證券（新加坡）有限公司華泰證券（新加坡）有限公司 濱海灣金融中心 1 號大廈,#08-02,新加坡 018981 電話：+65 68603600 傳真：+65 65091183 版權所有2025年華泰證券股 份有限公司