随“一带一路”沿线的东南亚国家的经济、城市化进程发展迅速，电力需求在2014年至2025年期间将翻一番，期间至少需要1000亿美元用于电力投资，以满足东南亚国家经济迅速发展的动力需求。但是，受限于资金短缺和开发水平落后等因素，东南亚国家除新加坡、文莱外，人均装机、人均用电量都处于较低水平，尤其是年人均用电量基本都在 2000千瓦时/人以下。由于不少东南亚国家并无法确保电力供应稳定，令外国投资者对东南亚国家的电力短缺风险甚为担忧，投资的减少严重影响东南亚国家的经济表现。
虽然包括中国在内的不少外国电力企业，看准东南亚国家电力投资机遇，及为解决东南亚国家的电力短缺问题，前往建设发电厂，但我们调研发现，在东南亚建电厂存有以下几个问题。
其一是汇率风险。不少东南亚国家的货币贬值幅度非常大，例如缅甸，过去3年其货币一度贬值高达60%。由于机电工程和成套设备资金投入量大，资金回收周期长，一个发电项目一般要3至5年时间才能实现资金回笼，如果遭遇该国货币大幅度贬值的情况，不少东南亚国家在签订具体条款时，又往往倾向让外国投资者承担汇率损失的风险，令投资者的资金回笼乃至获得回报的时间大幅延迟。在这种情况下，已让不少外国投资者望而却步。
其二是地质勘探风险。东南亚地貌较为复杂，不少外国电力企业在投资越南、柬埔寨等国的水电厂建设过程中，面临的最大问题是对当地的喀斯特地貌状况不熟悉，导致开工建设之后，才发现仅解决地基问题就已远超工程预算，更别谈要完成整个工程项目了。
其三是劳动力准入风险。环球金融危机爆发之后，东南亚国家的劳工组织已更加注意保护就业岗位，由于大型的水电建设和电网建设工程，在用工高峰期往往需要两至三千名员工，这些员工尤其是技术型员工很大一部分在本地招聘不到，但东南亚不少国家不仅只愿意为这些员工提供商务签证，还在劳动力准入方面进行限制。我们调研发现，例如在马来西亚，就规定聘请一名外籍员工，至少需要聘请2名当地员工。而且，部分东南亚国家政府为了调控劳动力市场的供求情况，这种比例经常有所改变，这就为外国投资者的投资和施工带来不少障碍。
其四是众多东南亚国家对发展电力设施的目标都比较宏大，签订的协议也不少，但按照约定的时间建造的项目却不多。原因在于部分东南亚国家政府容易改变游戏规则，无法确保外国投资者的利润，情况最严重的是东南亚某国，该国政府虽已签约了50个风力发电的项目，但只有5个项目是按照约定的时间修建的。
此外，外国投资者还会遇到东南亚国家的电力输送基础设施滞后、银行对新能源项目信贷谨慎、大面积土地征用困难等因素，导致投资东南亚国家的发电设施更为谨慎、小心，直接导致了东南亚国家面临电力短缺风险。
要解决上述问题，我们认为，一方面需要包括中国在内的外国投资者，通过与拟投资的东南亚国家政府进行更为细致的谈判，通过各类弹性和预留条款，以及更为紧密的沟通之外，才能让双方共赢。
另一方面，则可参考北美和欧洲的成功案例，当务之急解决东南亚国家当前电力短缺的问题。在北美，美国、加拿大和墨西哥的部分地区，已经实现了电网的互联互通。在欧洲，则已有30多个国家形成了互联互通的电网。但在东南亚国家，目前的电网尚未有互联互通，甚至说比较零散也不过分。因此，可以考虑将中国南方电网和部分东南亚国家的电网互联互通，为东南亚国家的经济发展、科技进步提供更多的动力，当中包含以下几个因素。
其一，中国电价比不少东南亚国家的电价低。我们经过公开数据发现，以2017年为例，中国各类型发电成本分别为：火电约0.37元/千瓦时；水电约0.26元/千瓦时；风电约0.56元/千瓦时；核电约0.4元/千瓦时。综合中国各发电类型占比，中国发电平均成本约为0.38元/千瓦时。考虑到中国出口电力类型主要为火电、水电，其中火电与水电比例约为3：1的因素，我们通过以下公式： 中国售电成本 = 中国国内发电平均上网电价 * 网损折算系数。其中中国国内发电平均上网电价0.376元/千瓦时，网损折算系数 = 1.0672（2017年中国平均网损损耗约6.72%）。因此，可通过公式预测出中国电量出口成本约为0.401元人民币/千瓦时。而当前部分东南亚国家的电费相对比较高（具体如图）。
其二，中国有足够电量可供出口。我们仍以2017年数据为参考，截至2017年底，中国全国发电装机容量17.8亿千瓦，年总可发电量为15593亿千瓦时。2017年中国年设备利用小时数为3789.5小时，总发电量为65000亿千瓦时。虽然目前暂时并无公开数据可显示中国一年可供出口的电量，但我们通过以下公式：可供出口电量 = 年度装机容量 *（峰谷差调节备用系数-年度装机利用率）* 安全运行备用系数 * 年小时数，其中峰谷差调节备用系数 = 0.6（取0.6是考虑到峰谷差经过电力经济运行、市场调节、需求响应等削峰填谷之后的可实现数值）；安全运行备用系数 = 0.85（常规电力系统安全备用系数），可以计算出中国2017年可供出口电量为2116.9亿千瓦时。作为对比，根据公开的数据显示，2017年中国实际出口电量为584.08亿千瓦时，还有很大的出口潜力。
何况，中国还可以通过调整全面的电力结构，东部先充分利用资源禀赋，大量就地利用绿能（光伏/风电/生物质能/氢能等），不足部分再从西部调度过来，西部地区沿国境的国家比较多，可以就近架设跨境电网就近卖电。因此，中国未来仍有大量电力可供应东南亚国家，以支持这些国家的发展。
其三，中国电力此前已有“外送”部分东南亚国家的经验。我们通过公开数据调查发现，老挝电网2017年向中国采购电总量为0.481亿千瓦时，单价为0.0678美元/千瓦时，折合0.455元/千瓦时。2017年中国对越南电力出口1.94亿千瓦时，货值286.2万美元，平均出口电量单价为0.413元/千瓦时。泰国电网2017年电力进口总量为3.88亿千瓦时，平均进口电量单价为0.054美元/千瓦时，折合0.362元/千瓦时。
根据上述数据的分析，我们认为，随第二届“一带一路”国际合作高峰论坛的临近，推动中国和东南亚国家打造电网互联互通正当其时。
这是因为其一，可将东南亚国家之间较为零散的电网互联互通扩大。目前虽然马来西亚和新加坡、印尼，印尼和菲律宾，以及泰国与老挝等国家，已局部实现小范围的电网互联互通。但随近年来，东南亚国家经济快速增长相应对电力需求也同样高涨，公开数据显示，东南亚国家有超过1/5 的人口仍缺乏电力供应，到2035 年东南亚国家的能源需求将增长80%以上。这种情况下，进口中国的电力，打造更大范围的电网互联互通，可以缓解东南亚国家的燃眉之急。
其二，不少东南亚国家的民众对建大型发电设施有抗拒情绪，担心带来环保问题，然而，通过从中国输电，在技术上，输电主网多数架设在崇山峻岭人烟稀少之处，不容易形成观感上的刺激。只有东南亚国家民众深刻认识到电力好处的时候，在当地再建设大力站及水电站来调节局部不平衡时也就顺理成章，并形成中国与东南亚国家电网的互联互通。
当然，电网互联互通也需要各方获得足够的保障，才能营造多赢的局面。由于电网是从中国境内向外辐射，加上周边国家的电力设施普遍落后、缺乏，中国电力企业或可通过技术力量，在当地建电网或把当地电网并入主电网进行统一管理及调度，如果中国电力企业可以获得电力结算权，则无须担心进口电力的国家不讲信用或财力不足造成中国企业收不到贷款及收不到电费。
其三，中国可打造“电力人民币元”。中国与东南亚国家的电网互联互通，可以借此建立以人民币作为结算货币的“电力买卖交易机制”，这是因为一方面东南亚国家普遍存在的外汇（尤其美元）储备不足的问题，可以要求他们更多使用人民币结算，让当地老百姓知道使用的当地货币是与人民币直接挂钩或直接使用当地银行人民币账户直接支付电费；另一方面，用电力作为人民币“锚定物”，可以增加人民币在周边国家的使用量，进一步促进人民币国际化进程。
简而言之，进一步推动中国与东南亚国家的电网互联互通，一方面可以适应东南亚国家经济崛起的要求，另一方面符合“一带一路”建设让沿线国家民众得到实实在在好处的要求，更为重要的是，通过电网互联互通，中国还能掌控电力结算权和打造“电力人民币元”，实现政治和经济双丰收。
（作者介绍： 李毅系深圳市华夏气候技术中心理事长、丝路智谷研究院顾问；梁海明系海南大学“一带一路”研究院院长、丝路智谷研究院院长。）
