马来电力市场：输配售管制，发电侧协议为主，短期竞争为辅
马来西亚的电力系统管理分为马来西亚半岛、沙巴（Sabah）和砂拉越（Sarawak）三个区域，其中马来西亚半岛的电力供给和需求量均占整个马来西亚的75%以上（根据马来西亚能源委员会披露2021年数据测算）。TNB是马来西亚最大的电力公司，马来西亚半岛的输电、配电和售电业务均由TNB运营，发电侧包括TNB运营的电厂、独立发电厂（Independent power producer，简称IPP）和新能源运营商（Renewable Energy Development，简称RE Development），截至2023年底TNB的权益装机容量占整个马来西亚半岛（Peninsular Malaysia）的57%。因此我们下文对马来西亚电力市场的研究聚焦于马来西亚半岛的政策，并以TNB作为范例。
供需情况：用电增速随GDP有所波动，中枢水平4.1%左右
马来西亚的电力系统管理分为马来西亚半岛、沙巴（Sabah）和砂拉越（Sarawak）三个区域。其中，TNB为马来西亚半岛唯一的输、配、售电业务主体，截至2023年底权益发电装机容量达15972MW，其中国内装机14814MW，市占率为57%。沙巴电力有限公司（Sabah Electricity Sdn Bhd，简称SESB）是马来西亚沙巴地区的输、配、售电业务主体，截至2023年底其可靠发电装机容量达1177.3MW，占沙巴地区发电装机的绝大多数。TNB持有沙巴电力有限公司83%的股权。砂拉越能源有限公司（Sarawak Energy Berhad，简称SEB）服务于砂拉越的电力运营。
马来西亚半岛的电力供给和需求量均占整个马来西亚的75%以上。根据马来西亚能源委员会2024年8月27日发布的《National Energy Balance 2021》（最新可得数据），马来西亚半岛2021年的总发电量/电力需求为1384/1184亿千瓦时，占马来西亚总发电量和电力需求的77.5%/76.5%。砂拉越和沙巴地区的电量规模较小。马来西亚各地区的电力装机储备率较高，其中马来西亚半岛2021年的储备率高达42.5%，砂拉越（32.4%）和沙巴地区（31%）也在30%以上。
供给侧：2016年以来太阳能装机快速增长，2019年以后煤电装机保持稳定，2021年气电装机迅速回升。2016-2021年，马来西亚对化石能源发电的依赖度呈现下行趋势，但超过78%。截至2021年底，马来西亚气电、煤电和水电装机比例分别为40.1%/35.5%/16.6%，光伏装机（1700MW）占比仅4.5%，但光伏装机容量2017-2021年CAGR高达42.5%。2019年-2021年，马来西亚煤电装机稳定在13.3GW，主要是根据马来西亚政府的能源转型规划，2019年开始不再新建煤电装机（根据TNB公司公告）。2020年，马来西亚气电装机容量下降9.3%，主要系马来西亚半岛TNB及IPP的部分气电退役，2021年随着新的气电机组投产气电装机回升至15.0GW。2016-2021年，马来西亚水电装机规模稳定在6-7GW之间。
砂拉越地区水资源丰富，截至2021年底其水电装机占整个马来西亚水电的55.8%。截至2021年底，马来西亚半岛的气电和煤电装机容量占整个马来西亚的82.7%和91.7%。马来西亚半岛的能源转型积极性显著更高，截至2021年底其太阳能装机容量1.6GW，占整个马来西亚的93.3%。沙巴地区装机规模较马来西亚半岛和砂拉越都更小。
2020-2021年，马来西亚商业和居民用电量占比差异大幅收窄或与疫情影响有关。2016-2021年工业用电量占马来西亚用电的一半左右，2021年该比例为49.6%。2020-2021年，马来西亚商业用电量占比与居民用电量占比的差值较2016-2019年的7.8%-9.2%收窄至0.4%-2.7%，主要系疫情对商业用电造成较大负面影响，但居民用电需求较为刚性。我们认为2022-2023年商业用电需求或开始修复，以TNB为例，马来西亚半岛2022和2023年商业用电量同比增速高达15.9%/7.6%。
2021年，马来西亚半岛/砂拉越分别贡献马来西亚工业用电量需求的66%/32%。表明砂拉越虽然整体用电规模只占马来西亚的20%，但属于马来西亚的工业重地之一。商业和居民用电量层面，马来西亚半岛的占比高达88%/87%，砂拉越和沙巴的占比较为接近。
马来西亚电力需求同比增速和GDP同比增速呈现正相关关系。马来西亚半岛（TNB）的电力需求增速和GDP同比增速的正相关关系更为显著。2016年马来西亚电力需求同比增速高达8.9%，但GDP同比增速为4.2%，主要系砂拉越当年工业用电量同比增长53%至171.4亿千瓦时。2017年，马来西亚电力需求同比增速1.7%，显著低于GDP同比增速的5.9%，主要系虽然马来西亚当年工业电量需求同比增速达5.6%，但商业和居民用电量同比增速分别下降1.4%和2.5%。剔除疫情影响最大的2020年，2016-2021年马来西亚年用电增速平均水平4.1%。
马来西亚人均用电量/单位GDP耗电量显著低于/高于美国，较中国差异相对更小。2016-2023年，马来西亚人均用电量4722千瓦时，低于中国的4853千瓦时，马来和中国均显著低于美国的12086千瓦时，说明较美国的电气化水平仍有较大差距。2019年及之前，马来西亚人均用电量高于中国，中国2020年反超后优势持续扩大。2016-2023年，美国单位GDP耗电量平均值仅0.18千瓦时/美元，而中国和马来西亚为0.46和0.44千瓦时/美元，说明美国的电能使用效率显著高于中国和马来西亚。
电力市场：发电侧协议为主，短期竞争为辅，燃料成本向下游传导
计划为主，短期竞争为辅。大部分发电厂根据电力购买协议（Power Purchase Agreement，简称PPA；REPPA指的是可再生能源的PPA）和服务水平协议（Service level agreement，简称SLA）盈利。PPA是IPP和Single buyer（单一买家）签订的协议，SLA则对应的是TNB自己的发电厂与Single buyer的购电协议。新的增强调度安排（New enhanced dispatch arrangement，简称NEDA）于2016年开始执行，主要用于加强短期竞争和成本效益的同时鼓励发电企业运营效率增强。NEDA允许没有签订PPA和SLA的发电企业作为商业发电厂（Merchant Generators）通过在日度交易中竞价将电量卖给Single buyer。
发电企业获得的电价包含容量电价（Capacity payments）和电量电价(Energy Payments)。容量电价主要系覆盖借贷成本和固定运营成本，同时还包含对发电企业为电网提供可用发电容量的激励。电量电价部分主要用于覆盖可变运营成本和燃料成本，同时包含可变运营部分的利润。其中签订PPA和SLA的发电企业参与NEDA主要是通过报出一个比协议中更低的可变运营利润（Variable operating rates，简称VOR）从而换取更多的发电小时数。
发电企业不受市场燃料价格波动影响，市场燃料价格波动根据不平衡成本转嫁（Imbalance Cost Past-Through，简称ICPT）政策由Single Buyer传导至下游。中国的燃煤、燃气发电企业盈利受到煤价、气价等波动影响较大，而在马来西亚半岛的电价机制中，发电企业不受由煤炭和天然气本身价格变化以及汇率变化所带来的市场煤价/气价波动影响，但是发电企业的当期盈利可能受到煤炭库存移动平均价格（Moving Average Price of coal stock）和政府设定的采购煤价（Applicable Coal Price，简称ACP）的价差影响。
天然气供应商给予燃气电厂的气价是统一的(Uniform)。燃气发电企业的天然气由国家石油公司（PETRONAS）提供。燃气发电厂主要与PEGT（Petroliam Nasional Berhad Energy&Gas Trading）签订燃气提供协议，燃气提供协议按照PPA和SLA执行，执行的价格叫参考市场价格（Reference Market Price，简称RMP），这个价格是决定电量电价的主要参数之一。PEGT卖给所有天然气电厂的气价是统一的，防止其受到气价波动的影响。PEGT的出现主要是政府为了促使燃气市场自由竞争且为了进入第三方，将PETRONAS分解并重组：PEGT作为交易牌照拥有者，PETRONAS作为燃气生产和提供商。
由于大部分动力煤来源于进口，汇率波动风险也是终端用户面临的电价风险之一。燃煤电厂的煤炭由TNB旗下燃料服务公司提供（TNB Fuel Service，简称TNBF）。根据TNB2023年年报PPT，当年69%煤炭从印度尼西亚进口，17%/11%/3%煤炭来资澳大利亚/俄罗斯和南非。TNBF提供给燃煤发电企业的煤炭价格称为适用煤炭价格（Applicable Coal Price，简称ACP），这个价格和TNBF支付给煤炭供应商之间价格的差异（由煤炭本身价格波动或汇率活动引起）在TNB公司的报表中以燃料价格调整（Fuel Price Adjustment ）科目出现。自从2022年8月开始，ACP由马来西亚能源局（Energy Commission）每个月预测一次。
Fuel Price Adjustment是独立于ICPT机制存在的，Fuel Price Adjustment针对的是TNBF，ICPT针对的是Single buyer。ICPT指的是每半年回顾一次最终实际的发电侧成本和制定电价时的发电侧成本假设之间的差异，其中的发电成本包含燃料成本和运营成本。原则上，ICPT全部传导至终端用户，但政府考虑终端用户所能承受的波动情况，可能会承担ICPT的一部分。
电力市场：输配售业务受IBR管制，净固定资产增长促进收益提升
马来西亚半岛的输、配、售电业务均受激励型监管制度（Incentive-Based Regulation，简称IBR）管制。IBR自2015年开始执行，至今经历了3个监管周期，2015-2017/2018-2021/2022-2024分别为监管周期一/二/三（Regulation period，简称RP；其中2021年是第二监管周期延续的一年）。
输电和配电业务有收入上限（Revenue-Cap）调整，售电业务有价格上限（Price-Cap）调整。收入上限调整主要是调整预测售电量和实际售电量之间差异所带来输配电业务的实际收入和预测收入之间差异，计算公式的中的准许电价（Allowed Tariff）是输配电业务的管制电价，与基准电价（Base Tariff）中的管制业务主体电价（RBE Tariff）的差值为零售业务的准许电价，如第三个管制周期中管制业务主体电价为13.75sen/kWh，其中12.6sen/kWh是电力系统运营和输配电业务的准许电价，而1.15sen/kWh是零售业务的准许电价（非出售给终端用户的电价）。价格上限调整针对零售业务，调整的主要是设定的基准电价和实际平均售电价格的差值。总而言之，TNB的所有管制业务收入只能根据监管机构所给的预测售电量*设定的基准电价得到，通过超售电量和相较于基准电价更高的电价多获得的收入都会被收走。
管制业务投资增加推动管制业务主体电价逐步增长，从而为管制业务收入增长提供动力。IBR体系下管制业务收益与管制资产净值（Regulated Asset Base，简称RAB）和政府给定的WACC水平有关（WACC和管制资产的回报率取相同的数字）。在过去的三个监管周期中，第二和第三监管周期的WACC均为7.3%，较第一监管周期的WACC7.5%略低，总体而言，WACC水平较为稳定。监管周期一/二/三的每个周期中，RAB的CAGR分别为4.0%/4.4%/5.2%，逐周期的复合增速递增或反映出用电量增长以及能源转型的背景下电网设备更新或新建的投资需求不断提升。在第二监管周期，即便WACC较第一监管周期下降0.2pp，RAB的增长仍促使管制业务主体电价（RBE Tariff）较第一周期提升0.63sen/kWh。
ICPT也受IBR管制，最主要的作用是传导燃料成本的波动至终端用户。从TNB报表视角分析，TNB自身发电厂的实际发电成本+利润约等于:运营燃料成本（OPEX-Fuel）-燃料成本调整中TNB自身电厂的部分+TNB的容量电费+可变运营利润；购电成本（Power Purchase）+ 马来西亚会计准则MFRS16&117下容量电费支付（Capacity payment)）-燃料成本调整中IPP的部分应该是IPP的实际发电成本+利润。ICPT实际传导的是发电侧与预期不同的燃料成本和运营成本，但我们认为主要是实际和预期燃料成本的差异。
TNB：马来西亚半岛电力寡头，数据中心热点推动本轮估值提升
TNB是马来西亚半岛电力寡头，截至2024年6月28日，马来西亚政府机构对TNB持股比例高达67.5%。作为东南亚资产规模最大的电力上市公司，经历了2020年外资持股比例的大幅下降后，1H24外资对TNB持股比例有所回升，尤其是亚洲投资者持股比例较2023年底提升2.4pp。2018-2023年受管制业务条款、会计准则变化以及疫情的影响公司ROA/ROE呈现下行趋势，1H24用电需求修复下公司标准化净利润已实现30.6%yoy。2017年末-2023年公司呈现红利股股性，与十年期美国国债收益率负相关走势较为显著，2024年股价大幅提升或主因马来西亚数据中心热点驱动估值提升。
马来西亚政府机构大比例持股，东南亚资产规模最大的电力上市公司
TNB主要从事发电、输电、配电和售电业务。其他业务包括发电厂运维、组装和制造高压开关设备、煤炭开采和贸易等。截至2023年底，TNB是马来西亚半岛唯一的输配售业务运营主体，在马来西亚半岛的权益装机容量市占率57%。公司业务不仅限于马来西亚，还在英国、爱尔兰和澳洲等国家运营一些电力项目。同时，公司还向泰国和新加坡出口电力。
TNB是东南亚资产规模最大的电力上市公司。TNB于 1990 年根据《1990 年电力供应继任公司法》成立，接替马来西亚各州的国家电力局 (National Electricity Board ，简称NEB)。1992年TNB于吉隆坡证券交易所上市，当前市值位于富时马来西亚吉隆坡证券交易所KLCI指数包含的30个成分股前列。截至2023年底，公司总资产规模为2047亿林吉特（按照1林吉特=1.62人民币换算，总资产规模为3316亿人民币），是东南亚国家总资产规模最大的电力上市公司。
截至2024年6月28日，马来西亚政府机构对TNB持股比例高达67.5%。从直接持股角度，国库控股持股比例20.9%，是公司大股东。国库控股、马来西亚雇员公积金局、马来西亚公务员退休基金局、国民投资机构均为马来西亚政府机构，与其他政府机构合计持有TNB67.5%股权，表明TNB系马来西亚国有电力公司。
外资对TNB持股比例2020年大幅下降，1H24开始回升。TNB的外资投资者主要来自北美，其次是亚洲和欧洲。截至2020年底，外资对TNB持股比例较2019年底大幅下降5.5pp，其中主要是北美和欧洲投资者持股比例同比下降2.7/2.3pp至5.3%/2.6%，亚洲投资者持股比例仅同比下降0.5个百分点至5.0%。我们分析主要系2020年疫情导致马来西亚用电需求下降，因此TNB在马来西亚半岛的售电量同比下降5.0%；同时，政府要求TNB给予终端用户电费折扣，2020年计入TNB损益表的折扣金额高达26.9亿林吉特（仅2020和2021年存在此折扣，2021年折扣金额为5.4亿林吉特），导致TNB2020年归属于公司所有者的净利润同比下降20.7%。2020-2023年外资对TNB持股比例相对稳定，截至1H24，该比例为14.8%，较2023年底有显著回升2.3pp，主要是亚洲投资者持股比例提升2.4pp。
管制业务贡献主要收入，常规DPS水平相对稳定
售电收入是TNB收入的主要来源，2018-1H24，售电收入平均占TNB总收入的97.7%。除2020年受疫情影响，公司对马来西亚半岛/沙巴地区的售电量同比下降5.0%/5.3%，导致公司收入同比4.1%至470.1亿林吉特；2018-1H24，公司营收呈现稳中有升态势。分业务板块角度，2018-1H24，售电收入平均占TNB总收入的97.7%，其他业务对公司收入的贡献较小。公司正践行能源转型战略，2021年以来，公司煤炭相关收入（主要是煤电厂）始终低于25%，可再生能源收入贡献平均为3%左右，剩余70%以上的收入绝大部分由管制业务贡献，少部分由燃气发电和其他子公司贡献。
马来西亚会计准则MFRS16影响下，2019年及之后的标准化的EBITDA一般低于TNB公布EBITDA，标准化利润一般高于TNB公布净利润。MFRS16主要针对租赁资产调整，与国际会计准则IFRS16租赁会计处理调整一致，经营租赁资产负债计入资产负债表，相应的折旧和财务费用进入利润表。MFRS16执行后，大部分非TNB控股的IPP记账方式需要调整。以2019年为例，MFRS16准则下较不执行该准则时，TNB支付的容量电费金额少42.5亿元，因此EBITDA增长42.5亿林吉特；折旧和财务费用多出32.2和13.9亿林吉特，综合影响下净利润少3.7亿林吉特。标准化的EBITDA和净利润将上述影响还原，除此之外，还将还原资产减值、汇率变动收益/损失，资产处置收益等非经常性科目。
2018年标准化净利润较2017年下降21.3%主要是第二管制周期新增执行Price-Cap，且管制业务收益率较第一周期下降0.2pp。第一监管周期，TNB被允许留存因售电客户电量结构变化导致的平均售电价格高于基准电价的收入。但自2018年开始的第二监管周期，TNB开始同时执行Price-Cap和Revenue-Cap，超额收入均需要被回收。根据公司2019年2月28日公告的《Presentation to Analyst》，Price-Cap部分的税后影响为7.5亿林吉特，占公司标准化净利润同比降幅的51.0%。同时，第二周期TNB管制业务的准许收益率同比下降2pp至7.3%。
2018-2023年经历利润的低谷时期，电量需求快速增长下1H24开始显著好转。除2021年，公司标准化净利润同比增长，其他年份均同比下降。2019年主要系由于燃煤电厂TNB Janamanjung的2号机组和KEV电厂6号机组强制停运次数增加导致发电业务的贡献率较低，2018年8月和10月发行的两期债一级新投运的Jimah East Power (JEP)电厂导致净财务支出增加约2亿林吉特。2020年主要系疫情导致发电业务收入贡献下降3.2亿林吉特，以及财务收入同比下降2.1亿林吉特。2021年主要得益于售电收入增长6.2亿林吉特。2022年主要是繁荣税（Prosperity Tax）带来的税收支出增加3.4亿林吉特和美元加息背景下借款利息支出增加2.8亿林吉特。2023年主要由负的燃料边际利润（Fuel Margin）6.2亿林吉特导致，2022年是正的11.1亿林吉特燃料边际利润。1H24，售电量同比大幅增长8.4%，同时英国项目收入贡献增长，促使公司收入同比增长7.9%至280.0亿林吉特，从而推动公司利润增长。公司ROA和ROE的变化基本与净利润走势相近。
2022年异常高的ICPT应收账款已于2023年消化至较为正常水平。ICPT规模与煤价呈现一定的正相关关系，即煤价越高ICPT规模越大。TNB预付款和收回ICPT附加费的时间不匹配导致ICPT应收款规模较大。2022年因煤价高涨，TNB的ICPT应收账款高达169亿林吉特，随着燃料价格下行以及政府坚持执行IBR框架，ICPT应收账款的压力于2023年有较大缓解，截至2023年底公司的ICPT应收账款余额为47亿林吉特。公司交易应收账款主要来源于下游用户，截至2023年年底，工业/商业/居民的交易应收账款占比为27%/37%/34%。2021-2023年公司交易应收账款基本稳定在50亿林吉特左右。
2018-2022年TNB的Gearing Ratio总体呈现增长趋势，2023年开始下降。TNB年报中披露的Gearing算法为有息负债/（有息负债+股东权益），Net Gearing则等于（有息负债-现金及现金等价物）/（有息负债+股东权益）。2018-1H24，公司平均的Gearing和Net Gearing水平为47.3%和33.8%，相对较低。截至2024年6月底，公司的有息负债中，71%为马来西亚债务，16%为美元债，剩余2%/7%/2%/2%为日元/英镑/欧元/澳元债务，其中欧元和澳元债务于2023年开始新增，与公司在欧洲和澳大利亚发展可再生能源业务有关。公司绝大部分债务是固定利率模式，截至2024年6月底，固定利率债务：浮动利率债务的比例为93：7。2018年-1H24，TNB的加权平均借贷成本（包括利率互换工具）呈现一定波动性，2021-2022年水平相对较低，仅4.62%-4.63%，2022年底美元加息后公司的加权平均借贷成本呈现上行趋势，1H24增长至4.84%。
公司资本开支2020年开始较2018-2019年显著下降，2023年资本开支重上百亿台阶。2020年受疫情影响，公司全年资本开支仅78.5亿林吉特，较2018-2019年的平均规模下降32.0%。2021-2022年公司资本开支规模陆续开始小幅增长，2023年重新增长至102.5亿林吉特。2022-2024年为IBR的第三监管周期，该监管周期的管制业务即输电、配电&零售业务的资本支出规划为200亿林吉特，截至1H24，TNB已完成184亿林吉特，完成进度92.0%。相较于管制业务的支出，公司发电业务支出规模较小，尤其是2020年以后每年支出甚至低于10亿元，我们认为与马来西亚政府的能源转型规划下不再有新的煤电厂投资有关。
公司常规分红比例及DPS水平相对稳定，除特别分红及煤价高涨导致ICPT应收账款大增外，公司自由现金流基本可以完全覆盖分红金额。2018-2023年，公司DPS基本稳定在46分林吉特左右（按照1林吉特=1.62人民币换算，DPS为0.745元人民币）。即便2022和2023年公司标准化净利润同比下降10.2%和25.6%至48.0/35.7亿林吉特，公司仍将DPS自2021年的40分林吉特提升至46分林吉特。我们认为2021年相对2018-2023年较低的绝对分红水平可以理解，主要系2019和2020年分别进行了每股50/40分林吉特的特别分红。TNB承诺的分红比例为30%-60%（分母是合并报表扣除少数股东损益和非经常性损益后的调整净利润），2018-2023年，公司的分红比例均在50%以上。不考虑特别分红，2018-2023年每年年末公司的平均股息率为4.1%。
股价复盘：历史呈现红利股股性，2024年数据中心热点驱动估值提升
TNB是富时马来西亚吉隆坡综合指数（FTSE Bursa Malaysia KLCI，本文简称KLCI）的30只成分股之一，且市值常年处于KLCI成分股前十，因此我们选择KLCI收益率作为TNB收益率的对照组。
2017年底-2019年7月，TNB相较KLCI的收益率大多数时间为负数，我们认为主要由于2018年开始的第二监管周期新增执行Price-Cap，且管制业务收益率较第一周期下降0.2pp，以及会计准则变化导致公司合并报表直接披露盈利下降导致。
2019年8月-2020年6月，TNB相较KLCI的收益率回正，且2020年3月开始超额收益显著更大，我们认为主要系得益于十年期美国国债收益率下行，同时公司2019年因上市70年派发特别股息50sen/股，2019财年合计DPS高达100sen，创造TNB历史最高DPS水平，当年年末股息率7.5%，反映出高股息红利股股价特性。
2020年7月-2023年3月，TNB相较KLCI的收益率长期为负，我们认为主要系十年期美国国债收益率中枢持续上移，投资者对于红利股股票投资减少，导致TNB股价走势弱于KLCI其他成分股。同时2020和2022年业绩表现均较弱，尤其是2020年收入端也因用电需求下降而下滑。2021年负的超额收益有所收窄或主要得益于当年售电收入修复促使公司标准化净利润同比增长26.3%。
2023年底至今，公司股价走势强劲，但我们发现尤其是2024年以来公司PE估值的提升幅度和TNB股价的增长幅度相当，说明只要驱动因素并不是2024年以来TNB业绩的修复。我们认为或主要得益于马来西亚数据中心发展热点下，市场对于数据中心未来推动马来西亚半岛用电需求提升以及电网投资需求增长的预期较强。
马来西亚半岛电力产业特点总结与启示
结合对马来西亚半岛电力产业链的分析，我们认为其具有稳健性、可靠性及投资企业友好三个特点。
稳健性：1）发电企业签订长期购电协议，火电的预期外燃料成本可以直接向下游传导，发电企业在合约签订时就可以得到一个长达15-20年的合理回报预期；2）输配售电业务被管制，管制准许收益率在管制第一周期为7.5%，第二、三周期为7.3%，总体较为稳定。可以理解为马来西亚半岛的发、输、配、售电业务是能够做到真正的公共事业化，盈利能力和经营都相对稳定。
可靠性：1）装机备用率高：根据马来西亚能源委员会2024年8月27日发布的《National Energy Balance 2021》（最新可得数据），马来西亚半岛2021年的装机备用率高达42.5%。
2）马来西亚半岛制定了至2050年的“零碳”能源转型目标，其“零碳”目标不完全由新增可再生能源发电装机完成，发电能力不稳定的非水可再生能源发电量在2050年的占比预期也仅为25%左右，近一半的电量在2050年会通过核电小型模块化反应堆、CCGT + CCUS（联合循环燃气轮机+碳捕集与利用）、绿色氢气联合循环燃气轮机等更可靠的新绿色发电技术提供。
根据能源转型规划具体分析：2021-2030年是未来近30年内马来西亚半岛非水可再生能源装机增长最快的一个阶段，根据马来西亚能源委员会官网于2021年3月24日公示的马来西亚半岛发电侧发展计划报告Report on Peninsular Malaysia Generation Development Plan 2020 (2021 - 2039)，我们发现这些新增可再生装机主要用于替代大量的到底火电机组，因此消纳问题可能并不大。2031-2040年，考虑气电虽是化石能源，但属于清洁能源，碳排放相对煤电更小，气电将作为等待新的绿色发电技术规模提升的过渡电源，装机会有所提升；同时气电调峰能力强，在电网调度中可以起到稳定器作用。2041-2050年阶段，新绿色发电技术的电量贡献会快速增长，2049年开始TNB将开始陆续关停常规气电厂。
3）应对发电侧能源转型过程中发电能力相对不稳定的可再生能源电量贡献增加，电网相关投资也将维持在高位，如建设电化学储能电站、电网升级改造等。
投资企业友好：1）输配售业务基于管制资产净值和管制准许收益率获得回报，只要投资资产转固后即可获取收益。虽然存在收入上限和价格上限的约束，不能获得超额盈利，但回报水平合理且稳定。
2）发电企业签订15-20年的长期购电协议，不同协议虽然有差异，签订的可能也不是一个长期固定的电价和电量，但基于一定的公式，至少在协议签订时有一个大概清晰未来15-20年现金流情况，从而回报率较有保证，也无需担忧长期的消纳问题。
通过对TNB的历史股价复盘，我们发现即使是稳健的红利股，在市场预期公司有增长潜力时，估值也可能有较大提升空间。2017年末-2023年末TNB相对富时马未西亚KLCl指数收益率和十年期美债收益率呈现负相关关系，表现出较强的高股息红利股特性。但2024年以来，彭博一致预期PE估值和股价增长幅度相当，股价上涨主因估值提升，而估值提升主要受益于市场对马来西亚半岛数字中心发展可能带来的远期用电需求增长预期。
根据华泰研究2024年5月30日发布的报告《马来西亚：半导体和数据中心行业迎来快速发展机遇》，马来西亚将受益于在新加坡数据中心受限下的数据中心产业转移，大吉隆坡和柔佛是主要两个发展集群，根据Knight Frank数据，2023年大吉隆坡地区和柔佛的在运数据中心86/33MW，但在运及在建的数据中心容量达到211MW/718MW。根据2024年11月29日TNB的公开3Q24业绩会上，TNB的CEO—Megat Jalaluddin Bin Megat Hassan提到2024年的规划是完成17个数据中心项目（1.7GW），截至三季度末，公司已经完成了8个项目（1.1GW）。虽然第四个管制计划周期的参数仍在制定中，但CEO提到不论管制回报率如何变化，虽然仍会有收入上限和价格上限限制，但是关于收入上限中对马来西亚半岛电力需求的预期可能因数据中心用电需求增长考虑而提升，同时数据中心建设本身可能带动电网投资增加从而基础电价可能增长。
对我国电力行业发展和电力运营商投资启示：1）我们认为长期购电协议值得我国新能源发展参考，目前我国新能源发展中，市场最担忧的两个问题就是消纳和市场化电价的下行，发电企业在做项目可研的时候虽有一个回报率模型，但是对于远期新能源市场化比例尤其是现货交易比例提升带来的电价下行很难预计，且售电量并没有长期的保障，最后项目盈利性和可研预期水平可能存在较大差异。目前我国新能源可以参与绿电交易，绿电交易合同期限一般为3-5年，但我们认为相较于长期购电协议，我国绿电交易合同锁定期限较短且交易规模偏小。
2）预期外燃料成本波动有效向下游传导将增强火电企业的盈利稳定性，值得借鉴。由于煤价呈周期性波动，而煤炭成本又是煤电企业的重要成本项，历史上我国煤电企业的盈利大幅波动，如果能够有效向下游传导燃料成本波动，煤电企业的盈利能够更加稳定，煤电上市公司也将为投资者提供可预期性更强的分红（煤电企业亏损时可能选择不分红）。
3）马来西亚半岛电力产业具有稳定、可靠及投资友好等特点，能源转型过程中对非水可再生能源，尤其是对光伏的新增装机需求较大，我国电力企业出海投资可以考虑马来西亚半岛光伏电站经营，长期购电协议下盈利的稳定性相对更强。
风险提示
1） 马来西亚数据中心建设不及预期。我们认为马来西亚数据中心建设热潮推动了2024年TNB估值提升，但若未来数据中心建设不及市场预期，可能对TNB估值造成负面影响。
2） 马来西亚半岛能源转型进度不及预期。马来西亚半岛制定了至2050年的能源转型规划，若新能源装机增长、绿色发电技术应用发展等不及预期，可能导致马来西亚半岛能源转型进度低于预期。
3） 马来西亚半岛电力需求增长不及预期。若马来西亚半岛电力需求低于预期，由于管制业务收益由管制资产净值和管制准许收益率确定，下游用户可能承担更高的管制电价分摊。
