引言

评估泰国能源市场的投资者通常需要考虑三个核心问题：市场空间究竟多大？如何合规进入？关键风险何在？

答案清晰可见：机遇广阔，且仍在持续扩容。依据泰国《替代能源发展计划》（AEDP）2024草案，2037 年可再生能源装机目标为 73 吉瓦，而当前存量装机仅约 12,600 兆瓦。供需缺口意味着，未来年均净新增装机需达到约 3,900 兆瓦，为历史年均水平的七倍以上。

霍尔木兹海峡危机进一步加剧了局势的紧迫性：受霍尔木兹海峡近乎断航影响，布伦特原油价格在 3 月飙升至近每桶 120 美元，此后油价大多维持在 90 美元 / 桶以上。为应对此紧急情况，泰国内阁批准 4,000 亿泰铢（泰铢/人民币按4.70比1，约合人民币 851 亿元，下同）专项举债方案，一半用于民生纾困，另一半定向支持能源转型。泰国副总理兼财政部长 Ekniti Nitithanprapas 在 4 月 IMF 春季会议上直言：“泰国能源体系依然高度脆弱”，油气支出约占 GDP 的 10%。

一、73 吉瓦目标背后的能源结构

泰国约 58% 电力依赖天然气。随着本土泰国湾气田进入衰减期，液化天然气进口占比持续攀升，从 2020 年的 16% 升至 2024 年的 29%。霍尔木兹危机加剧能源成本压力，4 月中旬泰国石油基金缺口扩大至 616 亿泰铢（约合人民币 131 亿元），零售柴油价格突破 40 泰铢 / 升（约合人民币8.51元/升） —— 天然气依赖的代价，已传导至终端消费者。

截至 2024 年底，泰国可再生能源装机约 12,600 兆瓦，其中生物质能 4,543 兆瓦、太阳能 3,383 兆瓦、水电 3,132 兆瓦、风电 1,544 兆瓦。自 2018 年以来，新增装机高度集中于太阳能，2024 年用户侧分布式光伏增速尤为显著。相较之下，风电、生物质能与大型水电基本停滞，合计装机约 9,200 兆瓦，与 2018 年水平基本持平。

AEDP 2024 草案将 2037 年总目标设定在约 73 吉瓦，其中境内发电装机约 63 吉瓦。对照当前存量,这意味着每年需净增约 3,900 兆瓦，是过去每年 200—500 兆瓦增速的七倍以上。

二、市场运作机制

泰国新增并网可再生能源项目，主要通过国家统一采购推进，当前核心机制为 2022 年启动的 “大批量”（Big Lot）固定上网电价（FiT）项目，由能源监管委员会（ERC）主导实施。

泰国可再生能源并网政策历经多轮迭代：早期以 2007 年 “附加电价”（Adder）机制为起点，后统一调整为 5.66 泰铢 / 千瓦时（约合人民币 1.20 元）、期限 25 年的 FiT 机制；此阶段建成的地面光伏电站已进入二级市场交易，剩余合约期约 13—15 年。2022 年 “大批量” FiT 项目显著下调电价，反映了近十年光伏组件成本的持续下行趋势。

在 2022 年 “大批量” FiT 框架下，ERC 于 2023 年 4 月完成首轮采购约 4,952 兆瓦，2024 年 12 月完成第二轮采购 2,145 兆瓦；其中第二轮约 1,500 兆瓦在新版《电力发展计划》（PDP）出台前暂被冻结。两轮合计采购约 7,100 兆瓦，为泰国可再生能源招标史上规模最大的一轮采购。现行机制下，电价 25 年固定：光伏 2.17 泰铢 / 千瓦时（约合人民币 0.46 元）、光伏配储 2.83 泰铢 / 千瓦时（约合人民币 0.60 元）、风电 3.10 泰铢 / 千瓦时（约合人民币 0.66元）。

2022 年 “大批量” FiT 项目明确外资持股上限为 49%。需重点说明：该限制仅针对政府采购项目准入，并非能源行业通用外资准入规则，下文将专门阐释。

除 FiT 之外，外资进入泰国可再生能源市场还可通过三条不受 49% 外资持股限制的渠道:

• 企业绿色电价（UGT）：UGT1面向大型工商业用户，提供 1 年期绿色电力，电力来自泰国电力局（EGAT）存量水电，附带国际可再生能源证书（I-REC）；UGT2 于 2026 年 4 月 30 日推出，专门搭配新建 FiT 项下的光伏、风电及光储一体化电源，通过 10 年期零售能源服务协议供电——这是泰国首个商业化的“可追溯型”绿色电力产品。值得注意的是，2025 年，国际企业可持续发展框架（含全球企业可再生能源承诺倡议 RE100）更新标准：用于合规认证的可再生能源资产，需在近 15 年内投产。UGT1 依托 1970—1990 年代投产的存量水电，无法满足 RE100 全面认证要求；UGT2 对接 FiT 新建资产，恰好填补这一合规缺口。
• 用户侧自发自用（Behind the meter）：截至 2023 年底，屋顶及厂区光伏存量约 1.8 吉瓦。2024 年 12 月监管调整后，任意容量级别的屋顶光伏均不再需要工厂牌照，促进这一领域增长明显提速。
• 直接购电协议（Direct PPA）:目前仍在试点中，规模约 2,000 兆瓦，仅限 BOI 鼓励类的数据中心项目使用。

三、49% 外资持股上限

2022 年 “大批量” FiT 项目设定外资持股上限 49%，其法律属性为政府采购项目的资格条件，而非能源行业通用外资准入门槛。这意味着，外资开发商若参与 FiT 并网售电，必须与泰方合资并由泰方控股；而现行 FiT 体系之外，用户侧自发自用与设备供应业务目前无外资持股限制。由此形成清晰的双轨市场格局：并网售电环节需泰方控股，自用发电与设备供应领域可实现 100% 外资独资运营。需要澄清的是，2022 年 “大批量” FiT 项目前的存量FiT项目，并没有外资持股上限，因此目前外资（主要是基础设施PE基金等国际资本）想要全资持有FiT资产，主要通过在二级市场中并购该等存量项目。

值得关注的是，ERC 在 2022 年 11 月就一份新规草案公开征求意见，若该草案最终落地，将对所有 ERC 持牌主体施加统一的 51% 泰方持股要求（即用户侧自发自用模式也将被施加49%的外资限制，但这一限制不溯及既往，即在新规落地前的存量项目不受到外资限制约束）。该套准入条件具体包括：(1) 外资持股不超过 49%（即泰方持股不低于全部股份的 51%），(2) 按人头计，外籍股东人数也不得超过股东总数的一半；泰籍董事不少于全部董事的半数，且必须包括拥有公司签字权的董事。截至目前，该草案尚未正式落地生效，后续立法进展有待持续跟踪。

四、外资在泰国可再生能源中的布局

从已落地案例看，外资进入泰国市场至少存在五种模式：设备供应与主供货协议、FiT 项目少数股权投资 + 硬件供应、存量老资产二级市场收购（针对2022 年 “大批量” FiT 项目前的存量资产）、工商业用户侧自发自用项目、以及试点中的直接购电协议（DPPA）渠道。

日本资本在运营端布局最深，覆盖 FiT 并网与用户侧自用两大领域。例如，某日本能源集团持有泰国主板上市发电公司近 25% 股权；另有日资全资子公司及法日合资企业运营用户侧光伏资产，为当前少数确认的 100% 外资运营发电项目。

其他非中资来源方面，一家英国基础设施基金通过二级市场收购转换型 FiT 光伏资产，累计持仓达数百兆瓦，标的资产的平均企业价值约为 6,000 万泰铢/兆瓦（约合人民币 1,277 万元/兆瓦，据方达基于泰国证交所披露数据测算）；另一家新加坡企业集团则在合资项目中持有少数股权。此外，沙特一家国有开发商已与泰国国家石油公司（PTT）及泰国电力局（EGAT）签署 70 亿美元的绿氢合作备忘录，但目前仍处于可行性研究阶段。

在设备供应链上，中资企业占据主导地位。两家逆变器及储能系统厂商合计占据泰国逆变器市场约 55%—60% 的份额；一家组件厂商 2025 年对泰出货量达 1.187 吉瓦；至少有四家中国组件厂商在泰国设有生产或分销网络。中国国有承包商参与了 EGAT 多个并网项目的 EPC 工作，包括漂浮式光伏和水光互补项目。在储能制造端，东部经济走廊（EEC）已落地三项电池制造投资项目，均采用泰方控股的合资架构，目前正在搭建本地化的储能产业链。泰国最大的可再生能源开发商已与两家中国厂商签署七年期主供货协议，覆盖其 FiT 在建项目的逆变器、储能系统和组件需求,总规模达数吉瓦。

中资在硬件端的强势地位，与发电股权端的有限参与形成明显落差。这一结构性特征，也为中国企业提供了潜在的切入机会。

五、现实落差：交付、电网与储能三重瓶颈

无论是 FiT 项目储备还是企业绿电渠道，最终均面临同一约束 —— 电网消纳能力。EGAT 已拨款 30 亿泰铢（约合人民币 6.383 亿元）推进电网应急升级，规划东部走廊五大节点新增 1,150 兆瓦负荷容量，为紧急专项举措。但 1,150 兆瓦应急容量之外的规划，均需等待新版 PDP 正式发布。

储能产业尚处起步阶段，当前装机不足 100 兆瓦，而 PDP 草案设定 2037 年储能目标约 14,000 兆瓦。IRENA 2024 年数据显示，稳定输出的光储项目成本降至 0.054—0.082 美元 / 千瓦时（美元/人民币按6.80比1，约合人民币 0.37—0.56 元 / 千瓦时，下同），已具备与新建燃气电站竞争的经济性，预计 2030 年成本再降 30%。

即便 2022 年 “大批量” FiT 一、二期项目全部按期投产，年化交付能力仅约 1,200 兆瓦，仅覆盖年度目标的 30%；加之二期约 1,500 兆瓦配额因 PDP 未获批冻结、三期配额尚未公布，交付进度与目标存在显著差距。

六、值得关注的几个变量

5 月 6 日，泰国副总理兼财政部长 Ekniti Nitithanprapas 主持 BOI 董事会，指示能源部加快发布 PDP，并推出多项扩大企业绿电获取的措施，包括 DPPA 框架、UGT2 落地、简化外资屋顶光伏牌照流程。5 月 15 日，泰国工业联合会（FTI）在政府论坛呼吁，DPPA 应于 2026 年内落地，并推行 “超级牌照” 一站式审批，将企业绿电获取上升为应对绿色贸易壁垒、提升产业竞争力的核心议题。后续需要关注的核心节点包括：DPPA 输电过网费定价、AEDP 草案与 PDP 草案的正式获批。

结语

数据划定了市场机遇的上限：73 吉瓦的发展目标、12,600 兆瓦的现有装机规模，意味着项目落地速度需要提升至当前的七倍。监管规则则框定了入局方向：并网与售电环节外资持股设 49% 上限（现行机制下仅限 FiT 政府采购项目），用户侧及设备供应领域则全面放开，配套相关机制也仍在逐步完善。而政策推进的效率，最终决定着行业风险的底线 —— 相关制度能否快速落地，直接关系到发展目标能否转化为实际产能。对善于把握行业格局的投资者来说，目标与落地之间的空间，恰恰蕴藏着可观机遇。

术语表

AEDP(替代能源发展计划)：Alternative Energy Development Plan，泰国国家级可再生能源目标框架。

BOI(泰国投资促进委员会)：Board of Investment，负责实施投资促进政策与税收激励。

DPPA(直接购电协议)：Direct Power Purchase Agreement，发电方与用电方之间通过电网传输的双边购电合约。

EGAT(泰国电力局)：Electricity Generating Authority of Thailand，国有输电与发电公用事业公司。

ERC(泰国能源监管委员会)：Energy Regulatory Commission，负责发电企业牌照管理及 FiT 招标实施。

FiT(固定上网电价)：Feed-in Tariff，通过政府采购轮次提供的固定价格购电协议。

NEPC(泰国国家能源政策委员会)：National Energy Policy Council，负责能源政策方向制定及采购配额审批。

PDP(电力发展计划)：Power Development Plan，国家电力基础设施总体规划。

UGT(公用事业绿色电价)：Utility Green Tariff，由国有公用事业公司提供并附带可再生能源证书的绿色电力产品。