国际能源署数据显示东南亚低排放电力领域投资2025年将突破190亿美元，但与丰富的资源基础及气候目标相比仍存在明显差距。分析指出，降低资本成本是释放投资潜力的关键
2021年起，东南亚低排放电力领域投资稳步增长。国际能源署（IEA）数据显示，该领域投资2025年将突破190亿美元。然而，这一规模与东南亚丰富的资源基础及气候目标相比仍存在明显差距。据测算，为实现2035年的能源转型目标，未来十年，该地区低排放电力投资需扩大5倍，年均投入需达到950亿美元。行业分析指出，降低资本成本、扩大可融资项目储备，是释放投资潜力的关键。
作为衡量投资风险与回报的核心指标，资本成本直接影响项目可行性。国际能源署近期更新的《资本成本观察报告》将研究范围扩展至印尼、越南、菲律宾、泰国及马来西亚，为区域政策制定与资本流动提供了数据支撑。
资本成本偏高制约太阳能发电投资增长
2024年，东南亚多国公用事业规模太阳能发电的加权平均资本成本普遍高于发达经济体。印尼、越南和菲律宾的中位数分别为9.4%、9%和8%，泰国与马来西亚的区间为6%~8%和6%~7%，均高于发达经济体5%~6.5%的水平。
在印尼，美元贷款主导项目融资，受美国国债收益率攀升影响，资本成本持续走高。与此同时，股权收益率预期未见明显提升。受访机构指出，由于公用事业规模太阳能发电项目储备有限，商业银行与开发性金融机构竞争激烈。
而在越南，由于国家银行降息与商业银行协同调控，太阳能发电项目贷款成本有所下降。4月，越南发布修订版《第8次电力发展规划》，推出直接购电协议与新招标机制，并实施分区太阳能电价上限政策，行业透明度明显提升。
虽然东南亚部分国家太阳能发电的资本成本与印度、巴西等新兴市场相当，但缺乏大规模、可预测的招标机制，制约了投资的规模化增长。印尼太阳能发电装机容量的潜力达到1500吉瓦，但截至2024年，其公用事业规模装机容量不足1吉瓦。项目审批流程复杂、周期长、可融资项目稀缺，成为普遍瓶颈。
越南在2019年~2021年凭借上网电价政策实现装机容量激增，但随后因电网拥堵、弃光限电及定价机制缺位，投资大幅回落。菲律宾2020年~2024年太阳能发电投资规模较2015年~2019年略有下滑，近期启动了超过10吉瓦的太阳能发电和陆上风电拍卖，目标是在2026年~2029年投入商业运营。
储能与海上风电资本成本偏高
2024年，印尼、越南和菲律宾的海上风电与电池储能资本成本均高于太阳能发电。
在储能领域，越南与印尼市场尚处于起步阶段。越南规划到2030年部署10~16.3吉瓦储能容量，印尼则在新首都努山塔拉启动了“太阳能+储能”示范项目。然而，两国均需完善独立储能监管框架。菲律宾储能市场相对成熟，2024年通过辅助服务采购与备用电力市场机制，推动独立储能项目落地。
海上风电方面，东南亚沿海资源丰富，但目前尚无投运项目。行业分析指出，高资本成本的主要原因包括：制度框架缺失、电网基础设施不足，以及供应链的不确定性。不过，该地区近期出现了一些利好进展，如菲律宾启动了3.3吉瓦的海上风电项目拍卖，计划2028年~2030年投运，有望实现零的突破。
多措并举助力清洁能源投资增长
受访者普遍认为，监管、政治、输电及审批风险是推高资本成本的主要因素。近年来，东南亚多国加快制度构建：印尼发布了2025年~2034年的电力规划，越南更新了电力发展规划与太阳能电价机制，菲律宾则启动了可再生能源专项拍卖活动。
企业购电协议成为市场化机制的创新亮点。越南的直接购电协议与马来西亚的企业可再生能源计划，为购电方提供了长期稳定的清洁能源供应，吸引了国际企业，特别是数据中心用户，助力其实现可再生能源使用目标与脱碳目标。
为进一步优化投资环境，需明确海上风电与储能的财务与法律机制，简化审批流程。此外，输电基础设施升级也是当务之急。因可再生能源项目集中，越南中南沿海省份电网拥堵与弃电风险突出，且风险多由投资者承担。菲律宾输电运营商正规划系统升级，以适配海上风电并网需求，并实现电力从可再生能源潜力大的地区向用电中心的输送。
电力行业呼吁加大对输电领域的投资。2021年以来，因供应链压力，电网设备价格与交货周期近乎翻倍，超前规划成为保障电网可靠性与项目并网的关键。国际能源署强调，降低资本成本虽然至关重要，但不足以全面释放东南亚清洁能源的投资潜力。政策制定者需同步推进可融资项目储备扩容，关键行动包括：完善清洁能源监管与财务框架、提升招标流程的可预测性与透明度、推广企业购电协议、优先投资输电基础设施。（张雨潼 资料来源：国际能源署）
转自：中国石化报
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