2021年，全球贸易交往仍然笼罩在疫情的阴影之下。部分基础设施建设项目工期被迫延后，关键设备组件进出口不时受阻，投资目标国的生产生活也在暂停和重启间循环往复。

6月12日，美国总统拜登在七国集团（G7）峰会上提出了“重返更好世界倡议”（Build Back Better World，B3W），意在应对中国提出的“一带一路”倡议，向发展中国家提供基础设施建设援助。

疫情叠加复杂多变的地缘政治，让中国企业海外投资的不确定性增加，国际市场的开拓成本升高。除了传统风险之外，业务合规、舆情等新型风险也在逐渐增加。

外部环境变化之下，中资电力企业“出海”的重点也在主动求变。

2020年，中国海外可再生能源（太阳能、风能、水电）投资额占海外能源投资总额的比例从2019年的38%提高到2020年的57%。

2021年9月21日，国家主席习近平在北京以视频方式出席第七十六届联合国大会一般性辩论会议并发表讲话。“中国将大力支持发展中国家能源绿色低碳发展，不再新建境外煤电项目。”

在明确的方向指引下，2022年中资能源企业“出海”可能面临怎样的新环境，又将做出哪些改变？eo基于近一年来的观察，以东南亚及拉美地区部分国家为例，发现了以下几个趋势：受经济发展水平和监管环境影响，部分投资目标国可再生能源发展可能“高开低走”；随着投资目标国可再生能源发展的阶段性变化，中资企业开始主动探索源网协同与配套资源投资；区域全面经济伙伴关系协定（RCEP）等多边机制落定，或将鼓励中资企业优化布局全产业链“走出去”。

透明监管环境的喜与忧

在全球减排的大趋势下，不少中资能源企业的投资目标国虽然提出了可再生能源发展目标，但由于电力公司债务压力大，电费支付能力有限，煤电利益相关者盘根错节，可再生能源发展或许不如看起来那样顺利。

东盟最大的经济体和世界上最大的煤炭出口国印度尼西亚，就同时拥有丰富的可再生资源和上述“拖后腿”的因素。

印尼的地热和水力发电潜力在世界名列前茅，潮汐能和太阳能的潜能也很大。然而，根据经济合作与发展组织（OECD）的数据，截至2019年，印尼仅开发利用了其可再生能源总潜力的不到2%。

在2021年11月举行的联合国气候变化大会第26次缔约方会议上，印尼总统佐科·维多多宣布，除已经在建的项目外，不会容忍进一步扩大煤炭发电。

为了释放本国的可再生能源潜力，2021年10月，印尼能源与矿产资源部宣布未来10年将投入高达500万亿印尼盾（约合350亿美元）来开发可再生能源电力。

印尼国家电力公司PT Perusahaan Listrik Negara（简称PLN）公布的2021电力业务计划强调了对可再生能源容量和电网灵活性的重大投资，并首次认可了太阳能技术在电力系统中的角色，同时考虑引入抽水蓄能和蓄电池储能技术。

但印尼能否吸引到足够的可再生能源投资，很大程度上将取决于PLN的电力采购程序和消纳能力。

印尼能源智库Institute for Essential Services Reform（IESR）近期发布的一份报告显示，PLN目前的电力采购过程“不透明，限制了多方竞争”，这可能会阻碍外国投资者对印尼可再生能源领域的投资。另外，PLN因燃煤发电厂产能过剩而面临的债务压力，也是增加可再生能源投资的“拦路虎”。

美国能源经济与金融分析研究所IEEFA表示：“由于PLN最大的两个电网，爪哇—巴厘岛和苏门答腊电网供过于求，PLN面临日益恶化的经济后果。如果不采取更果断的行动来规避财务相关风险，可能会影响到印尼的信贷能力。PLN的产能过剩问题也将在2022年变得更加明显。”

水石能源咨询（WaterRock Energy）在《东盟电力—加速越南及印尼清洁能源发展》报告中指出，推进电力市场化改革，取消对化石燃料和火电的补贴，有助于改善其国有公用事业公司的财务状况。

对于包括中资在内的外国投资者来说，无论是不透明的监管规则还是趋向透明的市场化改革，都各有风险：前者有欠公平，合规风险较大，也使得在数量、成本和规模上占据优势的中资企业易受质疑；后者不确定性增加，或不利于获得低成本融资及稳定的收益，提高了投资的技术门槛，要求中资企业和金融机构适应新的监管环境，探索更加灵活的风险对冲机制。

破解源网协同难题

近年来，基于对新兴市场需求增长的良好预期和投资者本国能源电力技术、产能的进步，众多外资活跃在发展中国家的能源领域，特别是人口较为稠密的东南亚和非洲。而不及预期的经济需求增长，导致一些国家面临电力资源开发速度过快、发电能力过剩，但电网基础薄弱、终端消纳能力不足的问题。

以近两年风电、光伏高速发展的越南为例，上述难题正在从铁路、水电等基础设施项目蔓延到风光领域。

国际可再生能源署（IRENA）数据显示，2018年越南光伏装机仅10.6万千瓦，2020年增至1650万千瓦，三年增长高达156倍，全国光伏发电量已经占越南整个电力系统的1/4。截至2021年9月，越南《投资在线》消息显示，风电在建项目有4000兆瓦。

由于风光出力的间歇性和波动性，装机规模的快速提升对电力系统提出了严峻考验。2021年越南电网对高比例波动性能源的接纳能力已经开始下降，在宁顺、平顺等新能源装机较多的省份，限电一度超过50%。

为了发展本国电力，提高供应能力，在投资能力有限的情况下，包括越南在内的国家往往允许外资参与投建独立电站，而电网相较电站而言，战略资源性质更为明显，外资进入的门槛和敏感性也更高，加上稳定的上网电价政策承诺，外资集中“入场”电站，导致当地电源往往快于电网的发展。

为了给电站投资降温，这些国家可能调整电价政策，给投资收益带来一定的不确定性。如果电费支付能力出现明显下降，则将直接影响到存量投资项目的还本付息，进而引发一系列风险。

据eo了解，中资能源企业对加强“出海”时的源网协调发展有了更多共识，建议跟进目标国的电力开发节奏，积极探索风电、光伏、配套储能资源和电网投资的可能性。

2021年1月，越南电力公司EVN向工业与贸易部提交了储能发展建议，优先发展风电光伏项目配套储能，电网将相应减少或取消限电，同时计划建设50-100兆瓦时的电网侧储能示范项目，对相关激励机制、政策及投资回报率进行评估。

中国电力建设集团越南新能源业务负责人吴迪认为，越南的储能市场将拥有广阔的发展空间，可能成为各国投资者参与开发的重点。

吴迪指出，中资企业可从整体切入，结合越南不同地理区域的典型特征，布局新能源全产业链的规划，在提高装机比例、降低设备成本的同时，有针对性地优化多种电源的发电投资计划，从而创造更多在越发展的机会。

与投资目标国自身的目标融合，投资更为多样化的能源组合或许将成为中资的新选择。

RCEP契机

2022年1月1日，RCEP对文莱、柬埔寨、老挝、新加坡、泰国、越南等6个东盟成员国以及中国、日本、新西兰和澳大利亚共10国正式生效。韩国也已完成核准程序，于2月1日生效实施，其他成员国都在加紧相关核准程序。全球最大的自由贸易区正式启航。

商务部新闻发言人高峰于2021年12月30日在商务部举行的例行新闻发布会上表示，在关税优惠方面，RCEP生效后，区域内90%以上的货物贸易将逐步实现零关税。

RCEP最大特点之一是，它统一了成员国之间所有商品交易的原产地规则，即RCEP成员国企业生产过程中所使用的其他成员国原产材料，均可视为本国的原产材料，使得出口产品更容易享受到相应的关税优惠。高峰称，RCEP原产地累积规则将有力推动区域内生产成本最小化和贸易效率最优化，有利于加强区域内产业链供应链合作。

协定还涉及货物贸易关税、技术性贸易壁垒、市场准入、政府采购等诸多方面的新规。商务部国际经贸关系司司长余本林表示，商务部将会同有关部门重点做好工作，鼓励企业对接国际技术标准，提高产品质量，加强区域内高端绿色产业链和制造业合作。

余本林认为，RCEP生效后，货物、服务、投资开放承诺叠加，贸易投资便利化得到制度保障，产业链供应链有望更加融合，区域投资有望更加活跃。

按照越南税法，外资的光伏投资项目可以享受“两免九减半”优惠，光伏设备产业链转移或成为未来的发展亮点之一。南美洲的资源大国阿根廷近些年也受到中国能源企业的青睐。即使在许多非中国资本参与的可再生能源项目中，阿根廷也在使用中国出口的产品，如风力涡轮机、光伏电池和组件等。

长期以来，中资能源企业“出海”有着多种方式，有的和当地公司成立合资企业，有的则作为工程承包商、设备供应商等参与项目开发。RCEP生效后，如何在协定框架内争取有利于能源电力产品贸易的政策，优化全产业链成本结构，提升供应链竞争力，推动标准和服务跟着实物贸易一起“走出去”，成为2022年中资企业加速探索的命题。