GEA闭门沙龙共探东南亚光伏市场机遇与挑战

自2015年国务院首次提出“团体标准”概念至今，这一由市场自主制定的标准类型已走过十年探索之路。从政策破冰到爆发增长，从填补空白到规范治理，团体标准不仅成为我国标准体系的重要支柱，更承载着推动产业创新、接轨国际规则的时代使命。2025年8月22日，GEA绿色能源产业发展促进会成功举办东南亚光伏市场发展交流沙龙。本次沙龙汇聚了光储领域的央国企、民营企业、律师事务所等12家单位的高层领导或东南亚市场负责人，围绕泰国、菲律宾、柬埔寨、越南、缅甸等东南亚国家的光伏市场现状、政策环境、投资机遇及风险挑战展开深度研讨，共探合作新路径。

一、五国市场画像机遇与挑战并存

1.泰国：工商业分布式成主流，储能结合打开新空间

泰国市场聚焦工商业分布式光伏，电价分时段差异显著，工作日高峰电价约4.2元/度，非高峰及节假日约2元/度。尽管面临土地稀缺、施工许可成本高、防逆流设备价格为国内1.5倍等挑战，但其政策支持光伏与储能结合，叠加汽车产业链（如比亚迪、奇瑞工厂）及优质企业（如东山精密）的稳定用电需求，市场潜力可观。

合作建议：优先与本地华商会、欧洲基金合作，采用“开发+EPC+融资”一体化模式，通过本地企业参股规避外资控股限制。

2.菲律宾：高电价驱动需求，PPA模式锁定长期收益

菲律宾人口达1.3亿，光照资源优越，电价约0.7元/度，户用及工商业储能需求初现。地方电力公司合作空间广阔，通过PPA模式可锁定25年电价（约0.52-0.53元/度）。不过，土地私有、并网限制严格及政策不确定性仍是主要风险。

应对策略：依托本地华侨资源拓展大型项目，优先选择法治环境较好的区域合作，规避直接投资风险。

3.柬埔寨：政策观望期内，EPC模式先行

2024年柬埔寨新政策导致电价降至13.7美分/度（含过网费后利润空间收窄），地面项目招标价低至3.8美分/度，但工商业及户用市场尚未成熟且基础设施薄弱。

短期建议：以EPC模式切入，待政策稳定后布局分布式及微电网项目。

4.越南：分布式政策灵活，北部市场成突破口

越南分布式光伏政策允许自发自用及余电上网，并鼓励配置储能（2小时储能要求）。北部地区电力需求旺盛而南部过剩竞争激烈，本地企业主导EPC市场，成本优势明显。

市场策略：聚焦北部工业园区分布式项目，通过与新加坡、马来西亚资本合作获取项目资源，规避本地保护主义限制（如资质及业绩要求）。

5.缅甸：高回报与高风险并存

管缅甸日均断电4-12小时，但其电价高达2元/度，光伏+储能项目投资回报周期仅1.5年，户用及工商业需求旺盛。政局趋稳后或出台支持政策，但地方武装控制区域较多，需谨慎选择合作区域。

开发路径：采用“农村包围城市”策略，与本地企业合资开发微电网及离网项目，优先布局仰光、曼德勒等核心城市。

二、风险规避本地化与模式创新是关键

针对东南亚市场的复杂性，参会嘉宾提出多项实战建议：

1.本地化合作：通过与本地企业、华商会或欧洲基金合资，满足泰国、菲律宾等国外资持股比例要求（如本地持股51%以上）。

2.融资模式：利用本地银行贷款、信保路径或央企“EPC+融资”打包服务，降低资金成本。

3.风险防控：关注政策变动（如电价调整）、土地所有权及文化差异，合同争议解决条款建议选择第三国司法机构（如新加坡），规避本地保护。

三、因地制宜共筑东南亚绿色能源生态

参会者一致认为，东南亚光伏市场需“一国一策”，以分布式、微电网为切入点，通过合作模式创新实现风险共担与收益共享。GEA将持续搭建行业交流平台，助力中国企业深度参与东南亚能源转型，探索绿色可持续的出海路径。