东南亚在全球贸易与供应链中的角色 东南亚地处印度洋与太平洋之间，是连接东亚、南亚、中东及欧洲的重要贸易与供应链节点。随着区域经济发展、制造业扩张及产业链转移，其在全球生产、加工与贸易体系中的地位持续提升。 同时，东南亚拥有较丰富的煤炭、镍等矿产资源，并参与能源及工业原材料的区域与全球流通。因此，东南亚既是重要的资源供应地，也是全球产业链和大宗商品贸易体系中的关键一环。 1.0 东南亚煤炭市场整体格局 东南亚工业化与电力需求持续增长，煤炭仍是区域基底负荷电力（Base Load Power）及工业用能的重要支撑。 区域煤炭资源高度集中于印度尼西亚和越南。其中印尼以中低阶煤（次烟煤、褐煤）为主，是东南亚最大的煤炭生产与出口国，2024年产量约836Mt、出口约555Mt，主导区域海运煤供应；越南则拥有以广宁省（Quang Ninh）为代表的无烟煤资源。 需求端主要集中于印尼、越南和马来西亚。长期来看，能源转型、可再生能源和电网扩张将逐步限制煤炭需求增长，并最终对需求形成下行压力；但由于各国电力需求增长、存量燃煤机组规模及工业自备电厂扩张情况不同，煤炭需求见顶时间并不一致。短期内，电力供应和高耗能工业仍对煤炭形成较强需求支撑。当前市场风险主要来自印尼矿业工作计划和预算（Rencana Kerja dan Anggaran Biaya，RKAB）生产配额政策，以及不同市场对热值、硫分、灰熔点和哈氏可磨性指数（Hardgrove Grindability Index，HGI）等煤质要求不同所带来的供应替代与履约风险。 2.0 东南亚主要国家煤炭产业结构与市场角色 2.1 2020—2025年东南亚主要国家煤炭产量与消费趋势的累计总量 2020 - 2025东南亚主要国家煤炭产量趋势与累计总量 东南亚煤炭产量扩大，但供应来源仍高度集中 2020—2025年，东南亚五个主要产煤国的合计产量由647.4 Mt增至903.1 Mt，整体增加39.5%。不过，产量增长并未带来供应来源的明显多元化。六年间，印尼累计产量达到4,194.7 Mt，占五国合计产量约88.5%，越南、菲律宾、老挝和泰国合计仅占约11.5%。因此，区域供应扩张本质上仍主要依赖印尼，而不是各生产国同步扩大产量。 这种结构意味着，东南亚煤炭市场面临的主要风险并非缺少产煤国，而是其他国家缺乏足够规模的替代能力。如果印尼矿山生产受阻、国内保供政策收紧或国内工业用煤增加而减少出口，越南、菲律宾、老挝和泰国很难在短期内填补同等规模的供应缺口。因此，印尼的生产计划、国内煤炭需求及出口政策，对区域煤炭供应具有较强影响。 值得注意的是，五国产量在2024年达到925.5 Mt后，于2025年回落至903.1 Mt，减少22.4 Mt，降幅约2.4%。但这张图只能证明产量出现回落，不能单独证明下降原因。是否受到矿业工作计划和预算、煤价、天气、矿山运营或进口需求变化影响，仍需结合政策、企业生产及贸易数据进一步验证。 即使印尼维持较高产量，如果印尼电力公司PLN、镍冶炼园区及其他国内工业的煤炭需求同步增长，实际可供出口的煤炭仍可能减少。因此，判断东南亚煤炭供应是否宽松，不能只看产量，还需要结合国内消费、出口量和贸易流向。 2020—2025年东南亚主要国家煤炭消费趋势与累计总量 数据来源自：Energy Institute 2020—2025年东南亚主要国家煤炭消费增长与结构变化 2020—2025年，东南亚五个主要国家煤炭消费总量由7.49 EJ增至10.34 EJ，累计增加2.85 EJ，增幅为38.1%，说明五国煤炭消费的绝对规模仍在扩大。不过，区域增长并非由各国同步推动，而是高度集中于印尼。六年间印尼消费增加2.39 EJ，占五国净增量的83.9%；越南增加0.37 EJ，是第二大增量来源。两国合计消费占比由2020年的66.2%升至2025年的74.7%，提高约8.4个百分点，区域消费重心进一步向两国集中。 这一变化具有现实产业基础。印尼的消费增长除公共燃煤发电外，也受到镍冶炼及工业自备煤电扩张支撑；越南则继续依赖燃煤发电满足增长中的电力需求，2025年前十个月燃煤发电量达到124.26 TWh，占全国发电量及进口电量的46.2%。相比之下，马来西亚消费整体稳定，菲律宾增长但存在年度波动，泰国则由0.76 EJ降至0.59 EJ。因此，东南亚煤炭需求虽然总体向上，但增长来源并不均衡；未来区域需求变化将更容易受到印尼和越南电力需求、高耗能工业发展及能源政策调整的影响。 2.2 印尼：区域供应核心与最大需求增长市场 2.2.1 主要生产地区及煤种 印尼煤炭生产高度集中于加里曼丹 (Kalimantan) 和苏门答腊 (Sumatra)，形成三大核心产区：东加里曼丹 (East Kalimantan) ， 南加里曼丹 (South Kalimantan) ，南苏门答腊 (South Sumatra)。其中，东加里曼丹以桑加塔 (Sangatta) 等大型露天煤矿为代表，主要生产商包括PT Kaltim Prima Coal（KPC）；南加里曼丹以塔巴隆 - 巴朗岸 (Tabalong–Balangan)煤区及印尼阿达罗能源 (PT Adaro Indonesia)为代表；南苏门答腊则以Muara Enim–Tanjung Enim矿区及PT Bukit Asam Tbk（PTBA）为核心。整体来看，印尼煤炭供应具有明显的区域集中化和大型露天矿主导特征，也是其能够长期维持大规模、低成本煤炭供应的重要基础。 2.2.2 主要煤炭生产企业 PT Bumi Resources Tbk（BUMI） BUMI是印尼最大的动力煤集团之一，煤炭业务主要由KPC和PT Arutmin Indonesia（Arutmin）运营。KPC的核心资产为East Kalimantan的Sangatta和Bengalon矿区；Arutmin则在South Kalimantan运营Senakin、Satui、Mulia/Jumbang、Sarongga、Asam-Asam及Kintap等露天矿，并配套港口和输送设施。2025年BUMI煤炭产量为74.8 Mt，其中KPC贡献53.5 Mt、Arutmin约21.3 Mt；集团净利润为1.223亿美元，其中归属于母公司股东的净利润约8,101万美元。其成本主要由剥离土方、采矿承包、燃料、运输及特许权使用费组成；2025年KPC和Arutmin的剥采比分别约为8.5倍和6.6倍，因此降低剥采比、燃油消耗和运距是控制成本的关键。 PT Adaro Andalan Indonesia Tbk（AADI） AADI是一体化动力煤生产商，核心矿业资产包括PT Adaro Indonesia公司旗下Tutupan和Wara矿区、Balangan Coal公司旗下三座矿区，以及位于South Sumatra的Mustika Indah Permai（MIP）公司。公司同时覆盖矿山服务、驳船运输、码头、燃煤发电及供水业务，形成从矿山到装船的完整物流链。2025年煤炭产量为68.73 Mt，同比增长4.4%；销量为71.94 Mt，同比增长5.7%，其中包含约3.2 Mt外购煤贸易量；净利润约7.60亿美元。全年剥采比约4.24倍，明显低于BUMI主要矿区，因此较低的土方剥离量及自有物流体系构成其成本优势，但燃料、采矿承包费和特许权使用费仍是主要成本变量。 PT Bayan Resources Tbk（BYAN） BYAN是一体化动力煤生产商，核心资产为East Kalimantan地区的Tabang和Pakar矿区，并且BYAN也同时运营Balikpapan Coal Terminal（BCT）和Kalimantan Floating Transfer Facility（KFT）等多座驳船码头。Tabang和Pakar储量大、剥采比较低，是公司产量增长和低成本运营的主要来源。2025年煤炭产量达到68.0 Mt，同比增长19.6%；销量为70.8 Mt；归母净利润约7.679亿美元。全年平均现金成本约32.5美元/吨，成本优势主要来自较低剥采比、较短废石运输距离，以及对煤炭运输、驳运和装船设施的控制。 2.2.3 煤炭消费结构 印尼煤炭消费以动力煤发电为主，但需求结构正从传统公共电力系统向“公共电力＋工业自备电厂”双中心转变。PLN及Independent Power Producer（IPP，独立发电商）仍是最大的用煤体系；与此同时，镍冶炼、不锈钢及焦化项目扩张，使IMIP、IWIP等工业园区成为重要的新增煤炭需求来源。公共电厂主要消费印尼国产动力煤，工业园区除使用动力煤发电外，还需要炼焦煤生产焦炭。 2.2.4 主要煤炭消费企业及 PT Perusahaan Listrik Negara（PLN）／PLN Energi Primer Indonesia（PLN EPI） PLN及IPP电厂构成印尼最大的煤炭需求体系。PLN EPI在2024年预计，2025年PLN与IPP煤炭需求将达到174.66 Mt，较2024年预测值167.98 Mt增加4%。该数字属于整个公共电力体系的需求预测，并不是PLN单一企业的实际煤耗。煤炭主要由印尼国内矿企供应，并受到Domestic Market Obligation（DMO，国内市场义务）保障。PLN体系的主要成本变量包括煤炭到厂价格、热值与灰分匹配、驳船及海运费用和库存管理；其中低热值煤价格较低，但所需煤炭数量发电业会更多，因此不能只比较每吨采购价。 Indonesia Morowali Industrial Park（IMIP） IMIP由中国钢铁与镍业巨头青山控股集团（Tsingshan Holding Group）体系与印尼Bintang Delapan集团共同开发，是以镍冶炼及下游产业为核心的大型综合工业园区。IMIP主要涉及镍冶炼，镍铁，不锈钢和电池材料。 IMIP是印尼最重要的工业煤炭消费集群之一。煤炭主要用于园区自备燃煤发电和焦化生产。其中，动力煤主要用于自备电厂，为镍冶炼、不锈钢及其他工业设施提供电力；炼焦煤则用于焦化项目生产焦炭，供应园区钢铁冶炼。 China Risun，一家属于中国公司的焦化厂披露，其IMIP焦化项目约三分之一炼焦煤原料来自印尼，但这一比例不能代表整个园区。2025年也出现中国炼焦煤进入Sulawesi岛的少量交易，反映园区具备调整国际采购来源的能力。IMIP园区自备燃煤电厂的成本则主要受到动力煤价格、电厂效率及利用率影响。 Indonesia Weda Bay Industrial Park（IWIP） IWIP是由青山、华友和振石等中国产业集团共同开发的大型综合工业园。主要围绕镍资源加工、镍冶炼及电动车电池材料产业发展。IWIP于2018年成立，目前园区内拥有多家镍矿加工、冶炼及电池材料企业。 IWIP的煤炭需求主要来自为园区镍冶炼及其他工业设施供电的自备燃煤电厂。镍冶炼尤其是回转窑 - 电炉Rotary Kiln - Electric Furnace （RKEF）等工艺需要大量、连续且稳定的电力，因此园区建设了大规模Captive Coal-fired Power Plants（自备燃煤电厂）。截至2025年，公开项目资料显示IWIP相关煤电装机已超过4 GW，为镍铁、镍锍及其他镍中间产品生产提供电力。 2.3 越南：国内无烟煤生产与进口煤需求并存 2.3.1 主要生产地区及煤种 越南煤炭生产的集中度更高，核心产区几乎集中于Quảng Ninh（广宁省），主要包括Cẩm Phả（锦普）、Hạ Long（下龙）、Uông Bí（汪秘）及Đông Triều（东潮）等传统煤区，代表煤种为无烟煤，与印尼以中低热值次烟煤为主的供应结构明显不同。无烟煤不同于褐煤，次烟煤，烟煤在于它具有碳含量最高、杂质最少、硬度和密度大、燃点高以及燃烧时不冒烟等特点。越南无烟煤碳含量稳定在80%以上，并且其纯度高达65%以上。由于硫含量低，燃烧时通常不会发出难闻的气味。无烟煤热值一般为6900 - 7300 kcal/kg以及挥发物为 （3% - 10%）。 Vietnam National Coal and Mineral Industries Group（VINACOMIN / TKV）是国内最重要的生产体系。2025年TKV的商品煤产量约38.85 Mt，煤炭销售约44.63 Mt。总而言之，越南的特点不仅是生产区域集中，煤种和统计口径也与印尼存在明显差异。 2.3.2 主要煤炭生产企业 TKV／VINACOMIN TKV虽然是越南最大的国有煤炭及矿产集团，煤矿主要集中在Quang Ninh，业务同时覆盖露天矿和地下矿。但是同时间TKV也有属于自己的发电厂，名为 DTK / Vinacomin - Power Holding Corporation。而Coal Import Export JSC (Coalimex)则是成立时间早于现在的TKV集团体系，后来随着越南煤炭行业重组而被纳入TKV体系。Coalimex是一家独立法人股份公司，属于国有资本控股的TKV体系成员，主要负责煤炭进出口、国际采购、加工和贸易 TKV代表性露天矿包括Cao Son、Deo Nai–Coc Sau及Ha Tu；主要地下矿则包括Ha Lam、Khe Cham、Mao Khe、Vang Danh和Nui Beo。 此外，TKV 2025年的前5个月，销售约22.24 Mt，其中运往发电厂的就占据了19.21 Mt,占比约86%。2025年TKV原煤产量约38.4 Mt、商品煤产量约38.85 Mt，煤炭销量为44.63 Mt；销量高于自产量，主要因为其同时销售进口煤、配煤产品及库存煤。集团合并利润约7.66万亿越南盾，但该数字还包含矿产、电力和化工等业务，不能视为煤炭板块利润。随着地下开采不断向深部延伸，通风、排水、巷道掘进、安全管理和人工成为其主要成本压力。 Dong Bac Corporation（Dong Bac／东北总公司） Dong Bac是Vietnam Ministry of National Defence下属的国防经济企业，也是TKV以外最重要的国内煤炭生产商。其矿区主要分布于Quang Ninh，涵盖露天及地下开采，同时经营煤炭筛选、加工、进口和配煤业务。Dong Bac近年来平均煤炭开采量已超过7 Mt/年，煤炭销售量接近11 Mt/年；销量较高因为包括了销售进口煤，因此销售量不能直接等同于自产量。由于矿区较为分散、地质条件复杂，其成本主要受到地下开采、矿区运输、筛选加工及进口煤配煤成本影响。 2.3.3 煤炭消费结构 越南煤炭消费仍然由电力行业主导，国内无烟煤主要供应北部燃煤电厂，进口烟煤和次烟煤则主要用于适配进口煤设计的中南部电厂。钢铁行业的煤炭消费量虽然低于电力行业，但随着Hoa Phat Dung Quat 2等高炉项目投产，炼焦煤需求的重要性正在上升。 2.3.4 主要煤炭消费企业 Vietnam Electricity（EVN） EVN是越南国有综合电力集团，业务覆盖发电、输电、配电和售电。EVN自身及旗下Power Generation Corporations（GENCOs，发电总公司）所属燃煤电厂平均每年消费约40 Mt煤炭，其中约28 Mt为国内生产的无烟煤，约12 Mt为进口烟煤或次烟煤。2025年运行计划情景下，国内煤需求约27.31–28.53 Mt，进口煤需求约11.13 Mt，对应总煤炭需求约38.44–39.66 Mt。 EVN旗下同时拥有National Power Transmission Corporation（EVNNPT，国家输电总公司），负责国家高压输电网络；五大区域配电及售电公司分别为EVNNPC（北部）、EVNCPC（中部）、EVNSPC（南部）、EVNHANOI（河内）和EVNHCMC（胡志明市）。这些单位与EVNNPT均属于EVN体系，但承担不同环节的电力输送与销售职能。 国内无烟煤及配煤主要由TKV和Dong Bac供应；进口烟煤和次烟煤主要用于Vinh Tan 4、Duyen Hai 3及Duyen Hai 3扩建等进口煤设计机组。EVN体系燃料成本主要受到国内煤价、进口煤CFR价格、煤质及配煤比例，以及港口和运输费用影响。 Hoa Phat Group（Hoa Phat） Hoa Phat是越南最大的高炉—转炉一体化钢铁生产商之一，钢铁业务主要集中于Hai Duong和Dung Quat两大钢铁联合体，配套焦化、烧结、高炉、转炉及轧钢设施。2025年集团粗钢产量达到11 Mt，同比增长26% Hoa Phat采用Blast Furnace–Basic Oxygen Furnace（BF–BOF，高炉—转炉）长流程生产，炼焦煤首先通过焦炉生产焦炭，再用于高炉炼铁，同时高炉亦使用PCI煤以部分替代焦炭。因此，其煤炭需求主要集中于炼焦煤及高炉喷吹煤，而不是电力行业使用的普通动力煤。随着Dung Quat 2全面爬产，集团铁水及粗钢产量增加，将相应提高焦炭、炼焦煤及PCI煤需求。 Dung Quat是Hoa Phat最大的钢铁基地，整体设计能力接近12 Mt/年，并配套可接靠大型散货船的深水港，有利于直接进口铁矿石、炼焦煤等大宗原料。集团当前粗钢产能约16 Mt/年，并预计到2027年进一步提高至18 Mt/年，其中约9 Mt为HRC和9 Mt为长材；不过，部分新增产能将来自电弧炉项目，因此集团总钢铁产能增长不能直接按比例转换为炼焦煤需求增长。 Hoa Phat其原料成本主要受到国际炼焦煤及PCI煤价格、铁矿石价格、焦比、喷煤比、海运费、汇率和高炉利用率影响。Australian PHCC可作为其炼焦煤成本的重要国际参考，但实际采购成本还取决于煤种组合、配煤结构和到岸物流费用。 Formosa Ha Tinh Steel（FHS） FHS是一家位于越南河静省Vung Ang Economic Zone的外资一体化钢铁企业，由Formosa Plastics Group（台湾台塑集团）主导投资，同时有China Steel Corporation（CSC，台湾中钢）和日本JFE Steel参与投资。 FHS具备焦化、烧结、高炉、转炉和轧钢等完整长流程钢铁生产设施，并配套建设及运营Son Duong Port（山阳港），用于铁矿石、煤炭等大宗原料进口以及钢材出口。FHS官方资料显示，两座高炉合计铁水产能约7 Mt/年，钢坯等半成品产能约7.1 Mt/年，焦炭产能约3 Mt/年。 FHS采用高炉—转炉长流程生产，因此其煤炭需求主要集中于炼焦煤和高炉喷吹煤（PCI Coal）。炼焦煤先进入焦炉生产焦炭，焦炭再用于高炉炼铁；喷吹煤则直接喷入高炉，用于部分替代焦炭。FHS的厂内能源系统还会利用焦炉煤气、高炉煤气等钢铁生产副产能源。另外，FHS在2025年已提出进一步扩建，将钢铁联合体能力提升至约 15 Mt/年。 2.4 菲律宾：本地低阶煤供应与进口煤互补 2.4.1 主要生产地区及煤种 菲律宾煤炭生产几乎集中于Semirara Island（塞米拉拉岛），Semirara Mining and Power Corporation（SMPC）是国内最核心的煤炭生产商。 此前SMPC的Environmental Compliance Certificate（ECC，环境合规证书）将Semirara Coal Mine Complex年度煤炭产量上限限制在16.0 Mt。2025年，菲律宾Department of Environment and Natural Resources（DENR）批准修订ECC，将项目范围扩大至包括Acacia mine，并将2025—2027年的年度产量上限提高至20.0 Mt。受Narra矿区煤层开采条件改善及产能限制放宽推动，SMPC 2025年煤炭产量升至创纪录的19.9 Mt，较2024年的16.0 Mt增长约24%。 2.4.2 主要煤炭生产企业 SMPC SMPC是菲律宾最大的煤炭生产商，核心煤矿位于Antique省Semirara Island。根据公司2025年报告引用的最新菲律宾能源部 (Department of Energy, DOE) 的数据，其煤炭产量约占菲律宾全国煤炭产量的97%。截至2025年底，DMCI Holdings持有SMPC约56.65%的股份，为其控股股东。SMPC同时通过Sem-Calaca Power Corporation（SCPC）和Southwest Luzon Power Generation Corporation（SLPGC）经营燃煤发电业务，因此SMPC属于“煤炭开采＋燃煤发电”的纵向一体化能源企业。 2025年SMPC煤炭产量达到约19.9 Mt，创历史新高；集团合并净利润约130.6亿菲律宾比索。SMPC的煤炭年度生产上限由Environmental COmpliance Certificate (ECC) 从16 Mt提高至20 Mt，而不是单纯的矿山技术产能扩张。 2025年SMPC有效剥采比约为11.4:1。由于其采用大型露天开采，生产成本较大程度受到覆盖层剥离量、柴油、人工、采矿设备运行及维护等因素影响。同时，新采矿设备以及Narra矿区的矿前期剥离活动形成的资产折旧和摊销，也会影响单位煤炭生产成本。 2.5 马来西亚：高度依赖进口的煤炭消费市场 2.5.1 煤炭消费结构 马来西亚煤炭消费高度集中于电力行业，煤炭几乎全部依靠进口。2025年煤电占马来西亚半岛发电量约58.6%，使大型燃煤电厂继续成为主要用煤主体。钢铁企业虽然需要炼焦煤和焦炭，但总体吨位仍小于燃煤发电体系。 2.5.2 主要煤炭消费企业 Tenaga Nasional Berhad（TNB） TNB是马来西亚半岛电力体系的核心综合电力集团。其控制或持有权益的主要燃煤资产包括约4.08 GW的Sultan Azlan Shah Power Station（Manjung）、持股70%的2.0 GW Jimah East Power Station，以及持股60%的Kapar Energy Ventures（KEV）火电基地。煤炭采购与运输主要由TNB Fuel Services（TNBF）负责。 TNBF不仅向TNB控制的燃煤电厂供应煤炭，也向部分与TNB电力体系签订购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）的IPP供应燃料。因此，TNBF的煤炭供应量不能直接理解为TNB自有电厂的煤炭消费量。 2025年，TNBF向电厂交付煤炭约36.39 Mt，高于2024年的34.89 Mt，同比增长约4.3%。同期，马来西亚半岛TNB及相关IPP燃煤体系实际煤炭消费量约35.9 Mt，高于FY2024的34.7 Mt。两组数据分别代表“交付到电厂的煤炭量”和“电厂实际消耗量”，其差异主要与电厂库存变化、交付时间及统计口径有关，因此36.39 Mt不能直接等同于TNB自有电厂煤耗。 TNBF采购煤种以进口动力煤为主，马来西亚半岛燃煤电厂高度依赖海外供应，其中印度尼西亚是最主要来源，澳大利亚及其他国家提供补充煤源。 对于Manjung煤耗，部分二手资料曾称该电厂每天使用约3万吨煤炭，同时又称年煤耗约15 Mt。但即使按照每天3万吨、全年365天连续运行计算，全年煤耗也仅约10.95 Mt，因此“每日3万吨”和“每年15 Mt”两项数据在算术上无法同时成立。 TNB体系煤炭成本主要受到进口煤到岸价格、马币兑美元汇率、煤炭热值及煤质、海运费和港口物流费用影响。由于进口煤通常以美元计价，马币贬值也会在国际煤价不变的情况下推高实际燃料成本。燃料价格变化会通过Applicable Coal Price（ACP，适用煤价）及相关燃料成本调整机制部分传导至电力系统，因此国际煤价上涨并不会简单、即时全部转化为TNB自身利润损失。 Malakoff Corporation Berhad Malakoff位于柔佛州的核心燃煤发电资产由Tanjung Bin Power Plant（TBPP）和Tanjung Bin Energy Power Plant（TBEPP）组成，两座电厂合计装机约3.1 GW。其中，TBPP装机2.1 GW，由3台700 MW燃煤机组组成；TBEPP则为1台1,000 MW燃煤机组。两座电厂分别由Malakoff旗下的Tanjung Bin Power Sdn. Bhd.和Tanjung Bin Energy Sdn. Bhd.运营，是Malakoff最主要的燃煤发电资产。 2025年，Malakoff能源业务披露的煤炭能源消费量约为 188.37 million GJ，低于2024年的207.03 million GJ，同比下降约9%。 Tanjung Bin煤电项目所需燃料主要通过马来西亚半岛进口动力煤供应体系取得，TNBF在相关煤炭采购和供应安排中发挥重要作用。由于煤炭燃料成本可通过PPA及相关燃料成本传导机制计入电力系统成本，国际煤价上涨通常会提高发电成本，但并不意味着Malakoff利润会按相同比例下降；Malakoff盈利还受到机组可用率、发电量、检修、PPA条款及运营效率等因素影响。 Edra Power Holdings（Edra） Edra Power Holdings最初于2014年由马来西亚三大独立发电商体系——Powertek Energy Group、KLPP Group和Jimah Energy Group整合形成，并于2016年被China General Nuclear Power Corporation（CGN，中国广核集团）收购，成为CGN旗下独立发电平台。 在Jimah燃煤电厂项目中，Edra持有Jimah Energy Ventures Holdings（JEVH）75%的权益，Tenaga Nasional Berhad（TNB）持有其余25%；JEVH再100%持有Jimah Energy Ventures（JEV），由JEV运营Jimah Power Station。因此，Edra通过这一股权结构间接拥有Jimah Power Station 75%的有效权益，TNB则拥有25%。 Jimah Power Station位于森美兰州Port Dickson，由两台700 MW亚临界燃煤机组组成，总装机容量1.4 GW，属于马来西亚半岛的重要基荷燃煤电源。 其燃料相关成本主要受到机组利用率、煤炭热值及煤质、进口煤价格和海运费影响；由于煤炭成本在相关PPA和燃料供应机制下具有成本传导安排，国际煤价上涨会提高电力系统燃料成本，但不一定等比例压缩Edra的利润。