國際能源署數據顯示東南亞低排放電力領域投資2025年將突破190億美元，但與豐富的資源基礎及氣候目標相比仍存在明顯差距。分析指出，降低資本成本是釋放投資潛力的關鍵
2021年起，東南亞低排放電力領域投資穩步增長。國際能源署（IEA）數據顯示，該領域投資2025年將突破190億美元。然而，這一規模與東南亞豐富的資源基礎及氣候目標相比仍存在明顯差距。據測算，為實現2035年的能源轉型目標，未來十年，該地區低排放電力投資需擴大5倍，年均投入需達到950億美元。行業分析指出，降低資本成本、擴大可融資項目儲備，是釋放投資潛力的關鍵。
作為衡量投資風險與回報的核心指標，資本成本直接影響項目可行性。國際能源署近期更新的《資本成本觀察報告》將研究范圍擴展至印尼、越南、菲律賓、泰國及馬來西亞，為區域政策制定與資本流動提供了數據支撐。
資本成本偏高制約太陽能發電投資增長
2024年，東南亞多國公用事業規模太陽能發電的加權平均資本成本普遍高于發達經濟體。印尼、越南和菲律賓的中位數分別為9.4%、9%和8%，泰國與馬來西亞的區間為6%~8%和6%~7%，均高于發達經濟體5%~6.5%的水平。
在印尼，美元貸款主導項目融資，受美國國債收益率攀升影響，資本成本持續走高。與此同時，股權收益率預期未見明顯提升。受訪機構指出，由于公用事業規模太陽能發電項目儲備有限，商業銀行與開發性金融機構競爭激烈。
而在越南，由于國家銀行降息與商業銀行協同調控，太陽能發電項目貸款成本有所下降。4月，越南發布修訂版《第8次電力發展規劃》，推出直接購電協議與新招標機制，并實施分區太陽能電價上限政策，行業透明度明顯提升。
雖然東南亞部分國家太陽能發電的資本成本與印度、巴西等新興市場相當，但缺乏大規模、可預測的招標機制，制約了投資的規模化增長。印尼太陽能發電裝機容量的潛力達到1500吉瓦，但截至2024年，其公用事業規模裝機容量不足1吉瓦。項目審批流程復雜、周期長、可融資項目稀缺，成為普遍瓶頸。
越南在2019年~2021年憑借上網電價政策實現裝機容量激增，但隨后因電網擁堵、棄光限電及定價機制缺位，投資大幅回落。菲律賓2020年~2024年太陽能發電投資規模較2015年~2019年略有下滑，近期啟動了超過10吉瓦的太陽能發電和陸上風電拍賣，目標是在2026年~2029年投入商業運營。
儲能與海上風電資本成本偏高
2024年，印尼、越南和菲律賓的海上風電與電池儲能資本成本均高于太陽能發電。
在儲能領域，越南與印尼市場尚處于起步階段。越南規劃到2030年部署10~16.3吉瓦儲能容量，印尼則在新首都努山塔拉啟動了“太陽能+儲能”示范項目。然而，兩國均需完善獨立儲能監管框架。菲律賓儲能市場相對成熟，2024年通過輔助服務采購與備用電力市場機制，推動獨立儲能項目落地。
海上風電方面，東南亞沿海資源豐富，但目前尚無投運項目。行業分析指出，高資本成本的主要原因包括：制度框架缺失、電網基礎設施不足，以及供應鏈的不確定性。不過，該地區近期出現了一些利好進展，如菲律賓啟動了3.3吉瓦的海上風電項目拍賣，計劃2028年~2030年投運，有望實現零的突破。
多措并舉助力清潔能源投資增長
受訪者普遍認為，監管、政治、輸電及審批風險是推高資本成本的主要因素。近年來，東南亞多國加快制度構建：印尼發布了2025年~2034年的電力規劃，越南更新了電力發展規劃與太陽能電價機制，菲律賓則啟動了可再生能源專項拍賣活動。
企業購電協議成為市場化機制的創新亮點。越南的直接購電協議與馬來西亞的企業可再生能源計劃，為購電方提供了長期穩定的清潔能源供應，吸引了國際企業，特別是數據中心用戶，助力其實現可再生能源使用目標與脫碳目標。
為進一步優化投資環境，需明確海上風電與儲能的財務與法律機制，簡化審批流程。此外，輸電基礎設施升級也是當務之急。因可再生能源項目集中，越南中南沿海省份電網擁堵與棄電風險突出，且風險多由投資者承擔。菲律賓輸電運營商正規劃系統升級，以適配海上風電并網需求，并實現電力從可再生能源潛力大的地區向用電中心的輸送。
電力行業呼吁加大對輸電領域的投資。2021年以來，因供應鏈壓力，電網設備價格與交貨周期近乎翻倍，超前規劃成為保障電網可靠性與項目并網的關鍵。國際能源署強調，降低資本成本雖然至關重要，但不足以全面釋放東南亞清潔能源的投資潛力。政策制定者需同步推進可融資項目儲備擴容，關鍵行動包括：完善清潔能源監管與財務框架、提升招標流程的可預測性與透明度、推廣企業購電協議、優先投資輸電基礎設施。（張雨潼 資料來源：國際能源署）
轉自：中國石化報
【版權及免責聲明】凡本網所屬版權作品，轉載時須獲得授權并注明來源“中國產業經濟信息網”，違者本網將保留追究其相關法律責任的權力。凡轉載文章及企業宣傳資訊，僅代表作者個人觀點，不代表本網觀點和立場。版權事宜請聯系：010-65363056。
延伸閱讀
