在百年变局加速演进、全球能源转型迫切的背景下，中国新能源企业以股权投资人身份出海布局的路径正面临前所未有的复杂图景。本文立足投资人视角，系统剖析东南亚、中亚、西欧、东南欧、拉美及非洲等关键区域的外资准入、外资审查、行业机遇、监管稳定性等制度环境，为中国企业构建更具韧性与前瞻性的海外投资战略提供实务建议。

当今世界正处于能源转型的关键时期。全球能源供需矛盾与气候变化的紧迫性相互交织，推动各国加大对可再生能源的政策支持力度。根据国际可再生能源署（IRENA）2026年发布的报告，2025年全球可再生能源装机容量新增692吉瓦，总装机容量达到5149吉瓦，同比增长15.5%；其中太阳能装机达2392吉瓦、风能达1291吉瓦；亚洲在全球新增容量中占比高达74.2%。

与此同时，中国新能源企业出海的角色定位已发生根本性转变——从早期的产品与工程输出者，逐步演进为持有电站资产、承担运营现金流风险的股权投资人。这一迁移意味着风险图谱同步重构：投资人须直面购电协议（PPA）履约、电价机制稳定性、并网消纳、退出路径与投资仲裁工具箱等全生命周期议题。地缘政治格局演变所强化的外资审查与国家安全机制，与各国新能源产业政策形成叠加效应，正在重塑全球新能源项目的可投资性。

在正文分析的基础上，以期为投资人的区域布局决策提供有益参考，我们从外资准入开放度、监管稳定性、合规成本、社区/环境风险、收益确定性五个维度，对六大区域进行综合分级，先行列示下表供投资者参考。评级采用五档制：★★★★★（极优/极低风险）、★★★★（较优/较低）、★★★（中等）、★★（较差/较高）、★（差/极高），以图谱形式对六大区域的五个核心维度进行综合评级，如下图，评级仅为宏观一般性参考，具体项目仍应根据个案实际情况具体分析。

综合上表可见：

• 中亚与东南欧从投资角度呈现出相对均衡的风险/收益特征；
• 西欧收益锚定强但合规成本高、中国投资人身份敏感度相对大；
• 东南亚整体机遇突出但监管稳定性不足；
• 拉美与非洲则建议以多层风险缓释安排作为投资前提。

后文即立足投资人视角，以“区域”为经、以“外资审查/国家安全”与“行业监管”“市场机制”等为纬，依次审视东南亚、中亚、西欧、东南欧、拉美及非洲六大区域的制度环境。

（一）东南亚：开放准入中的结构性矛盾

1、投资人机遇：虽然存在隐形门槛，但外资准入整体开放

总体而言，东南亚可再生能源领域外资准入较为开放。一方面，东南亚各国通常没有专门的外商投资审查/国家安全审查机制，外资准入的确定性较强。另一方面，对于外资股比也相对限制较少。在印度尼西亚、菲律宾等国，外资通常可以全资持有新能源项目。在越南，虽然对于海上风电项目，外国投资者应当与政府共同设立由政府持股超过50%的合资公司，且外国投资者的股份转让应当取得监管同意，但除此之外法律并不一般性地限制外国投资者对可再生能源项目的持股比例。

尽管如上所述，东南亚新能源投资项目有时会存在一定的隐性门槛——即虽然取得项目本身无准入限制，但取得政策补贴可能需要以放弃控股权为代价。比如，马来西亚能源委员会通过大型并网光伏电站项目（LSS项目）为投资者提供税收抵免等优惠，但其中设置了严格的本地与土著（Bumiputera）持股比例门槛，在2024年LSS第五轮竞标中，竞标者至少51%的股权应当为土著持有或本地实体持有。又如，泰国能源监管委员会发布了《2022-2030年可再生能源采购规定》，对参与上网电价补贴（FiT）机制的企业设置了明确的本土控制与股权要求，如发电企业外国股东持股比例不得超过49%，外国股东人数不得超过股东总数的二分之一，并且至少半数的董事须为泰籍人士。

这意味着投资人若欲取得补贴电价的现金流锁定收益，通常须接受股权层面的非控股架构，进而可能需要在合资治理、分红机制等层面作出更为复杂、精细的法律和商业安排，以实现法律合规与商业利益之间的动态平衡。

2、投资人风险：电价机制波动和政府介入加深

东南亚各国的电价形成机制正处于从传统财政补贴逐步退坡、转向市场化竞价与直接电力采购协议（DPPA）的转型期。这一政策转向一方面为市场注入了更高的交易灵活性与商业化红利，另一方面也因东道国政策与监管机制的波动，监管机构的干预与政策的追溯性变更，导致可能增加项目融资模型与现金流假设的不确定性，并且对已投产及在建项目构成较大挑战。

（1）越南追溯性调整补贴政策：2023年越南《01/23号通知》取消了固定电价（FiT）、固定20年购电协议与美元计价机制，转向DPPA模式。据报道，越南国家电力公司（EVN）在2023年开展的一项审查中发现，诸多项目在启动运营时，并未取得所需的《竣工验收证明》（CCA），据此，EVN主张该等企业在其运营初期无权享受全额FiT电价，只能适用较低的过渡电价，并且EVN将追缴历史溢价，导致逾130亿美元（对应约12吉瓦装机容量）的投资面临即时现金流断裂和债务违约风险，由此在外国投资者当中引发了广泛的影响。各方平衡之下，根据最新报道，EVN在致工贸部的信件中建议，应允许补办了CCA的项目继续享受原签署PPA中的FIT电价，仅处以行政处罚。

（2）菲律宾监管机关深入介入市场：菲律宾电力市场同样处于发展转型期，且政策迭代速度较快：一方面，对外国投资者的履约能力与执行效率提出了更高要求；另一方面，也为具备成熟技术经验的外国投资者创造了进入机会。2024年，菲律宾政府对可再生能源项目全面强化了履约进度管理，明确要求开发商必须在通常为期两年的预开发阶段内，高质高效完成资源评估、环境合规证明及并网影响研究等核心工作。据此，菲律宾能源部在2024至2025年间撤销并终止了163份未能按期推进的可再生能源服务合同，清退了近18吉瓦的潜在容量缺口，并计划将清理出的土地区块与并网配额重新投放市场进行公开竞标，为成熟的外资提供了接手机会，其中亦不乏中国企业成功接手的案例。

上述越南和菲律宾的事件反映了近年东南亚新能源监管政策的变化态势，一方面，政策不确定性与监管干预可能影响项目收益，东道国的追溯性政策调整对项目现金流稳定性和债务偿付能力带来了较大挑战；但另一方面，逐渐提高的监管要求也为具备成熟技术与资金实力的外国投资者提供了进入与整合的窗口。

（二） 中亚：资源主权与市场转型

中亚各国可再生能源资源禀赋丰富，是“一带一路”倡议核心合作区域。从投资人视角看，中亚招商环境与接纳机制具有难得的制度化吸引力；但布局时必须权衡基础设施落后、电网老化、电价机制市场化程度不足以及本土化倾向冒头等风险。

1、投资人机遇：外资准入开放与长周期现金流锁定

投资人在中亚的机遇集中于三方面。

• 外资准入相对顺畅，外资原则上均可100%全资持有中亚新能源项目；
• 其资源禀赋充足，同时市场缺口与跨境机遇显著。中亚各国本地电力短缺，发电设施与电网超期服役情况严重，存量更新与增量开发空间均较大；
• 乌、哈两国均提供15至20年的PPA机制，为项目生命周期内的现金流提供了相对稳定的锁定机制。对偏好机构级长周期现金流的投资人而言，这一政策框架与市场环境提供了可预测的投资回报基础与相对明确的风险管理路径。

此外，区域能源转型目标与国际开发金融持续介入，也在一定程度上提升了中亚项目可融资性与制度透明度。

2、投资人风险：单一电力购买者和本土化要求

中亚新能源市场总体呈现“准入开放但约束强化”的特征：一方面，哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦的集中购电安排，使项目收益高度依赖单一购电主体的支付能力与制度稳定性；另一方面，大型项目投资、股权结构变动和并购交易，又持续受到本土化要求与监管审批机制的影响。

首先，哈萨克斯坦于2023年7月1日实施电力市场改革，引入单一电力购买者机制，以可再生能源金融结算中心（FSC）作为批发市场购买和销售电量及容量的指定主体。乌兹别克斯坦则在全面建立批发电力市场之前，实行由中央采购机构（JSC “Uzenergosotish”）统一购买所生产电力的过渡安排。对投资人而言，此类机制的主要风险在于购电方高度集中，项目现金流、回款节奏和信用风险都绑定于单一主体，一旦出现支付延迟、财务承压或政策调整，项目收益较可能被放大冲击；同时，卖方议价能力通常偏弱，电价调整、弃电补偿、take-or-pay执行、汇率波动及外汇管制等问题可能都会加大融资和履约不确定性。

其次，虽然中亚五国在新能源领域并不存在直接的国有化倾向，却也体现出一定的本土化趋势。具体而言，在哈萨克斯坦，针对499兆瓦以上的新能源项目，竞标者需具备在哈萨克斯坦投资建设总装机容量100兆瓦及以上同类项目的经验，且最终受益人至少51%股份须由哈萨克斯坦公民和/或无外国参与的哈萨克斯坦法人实体持有；在乌兹别克斯坦，电力许可证持有者在公司重组或收购超过25%投票权时，须获得监管机构批准。因此，对投资者而言，在哈萨克斯坦投资大型项目，须考虑非控股架构，并提前设计股东协议中的治理工具；在收购乌兹别克斯坦新能源项目时，则需要考虑将取得监管机构批准作为交割的前提条件，并在交易文件中妥善约定审批未获通过时的退出机制等。

（三） 西欧：成熟市场下的严格准入与高标准合规要求

与新兴市场相比，西欧国家法律体系健全、政府违约风险低、电力市场成熟、配套融资市场发达。然而，市场制度红利的背后伴随着日益严格的合规体系与多层次的外资审查挑战，这些要素共同构成了一道较高的准入门槛。对投资者而言，理解欧盟全生命周期的合规压力与外资审查机制已成为参与西欧市场的必要前置条件。

1、投资人机遇：成熟市场下的制度红利

西欧新能源投资环境的核心优势在于政策支持持续与市场机制成熟，提升了新能源项目的可融资性与收益可预期性。

• 西欧可再生能源支持力度强：欧盟低碳转型的政策动向持续影响着西欧的政策偏好，《可再生能源指令》（RED III）更是要求成员国建立新能源加速区，简化新能源项目审批程序。此外，尽管补贴条件日趋复杂，但项目仍可依靠能源转型的实质贡献获得支持，例如，德国在其《可再生能源法》框架下，持续通过政府竞争性招标，为大型陆上风电和光伏项目提供长达20年的溢价补贴兜底机制，保证投资收益率；
• 西欧市场机制成熟、可融资性较强：差价合约、购电协议等机制已广泛取代固定上网电价，配套融资市场同样较为成熟，例如，得益于西班牙成熟且活跃的市场化PPA生态，即使在没有政府补贴的情况下，大型开发商仍能凭长期PPA，顺利从欧洲商业银行团获得高杠杆率的项目融资，展现出欧洲资本市场对市场化绿电资产极强的接纳度与融资深度。

2、投资人挑战：合规压力和准入门槛

西欧新能源市场虽受低碳转型政策持续驱动，但同步强化了全生命周期合规义务与外资审查门槛。欧盟层面的供应链、本地化与安全要求，叠加成员国外资审查制度，显著提升了投资与交易复杂度。

首先，就合规压力而言，支持低碳转型的立法倾向有助于推动可再生能源市场发展，却难免同时提高了企业全生命周期的合规压力，具体而言：

该等法案在推动欧盟新能源市场向“绿色、韧性、本地化、安全化”转型的同时，或将显著增加中国背景的新能源项目投资人的合规成本、采购成本与投资风险。

其次，西欧外资审查制度对投资者身份，尤其是对非欧盟国有或政府关联背景的投资者较为敏感：

（四）东南欧：欧盟门槛下的博弈

东南欧市场具备较好的太阳能、陆上风电及水电资源基础，整体仍处于快速扩张的发展阶段。同时，东南欧作为连接欧盟内部市场与周边新兴市场的重要过渡地带，能够为投资者提供较早布局欧盟规则体系下新能源资产的机会，适合作为在欧盟标准框架下进行审慎扩张与结构化布局的区域市场。对投资人而言，该区域兼具增量市场空间与制度收敛红利。但与此同时，需要注意的是，该区域在监管逻辑与政策取向上正逐步向欧盟靠拢，尤其是在外商投资审查方面，相关规则趋严与标准趋同的趋势已日益明显。

1、投资人机遇：目前相对宽松的准入、增量市场与机制完善的多重红利

东南欧对股权投资人的吸引力体现在三方面。

• 外商投资准入较欧盟其他国家相对宽松。但如下一小节所述，当前亦体现出与欧盟趋同的倾向；
• 资源潜力与市场缺口均较大：东南欧普遍具备较好的风、光、水资源，部分国家还叠加生物质与地热资源；相较于更为成熟的西欧市场，东南欧仍处于增量扩张期，未来几年新增装机、系统改造与储能建设仍然可观；
• 支持机制完善，适用欧盟基金与政策激励：以罗马尼亚为例，2024年，依据第318/2024号政府决定、第1120/2024号部门命令，罗马尼亚设立并实施了针对可再生能源电力市场的差价合约补贴（Contracts for Difference Support，“CfD”）机制，适用于陆上风电、海上风电、光伏太阳能、水电、核能、氢能等可再生能源发电和储能技术，属于该等技术的项目有机会通过CfD机制获得国家补贴。关于罗马尼亚新能源投资的更多信息请见我们此前发布的《新能源电站跨境投资重点法律问题解读》[1]。

总体而言，对于偏好中长期现金流、能够承受一定开发与执行风险的投资人，东南欧仍是欧盟周边少有的、同时具备资源优势、制度激励与新增需求的区域市场。

2、投资人风险：外商投资审查逐渐向欧盟标准趋同

欧盟外商投资审查制度的东扩与标准化趋势可能会影响中国新能源投资者的战略选择。以希腊、保加利亚和罗马尼亚为代表的东南欧国家，在欧盟外商投资制度的强制性推动下，已从传统的开放投资国转变为采纳差异化但日趋同步的风险审查体系，具体而言：

东南欧外商投资审查制度与欧盟标准的趋同本质上反映了欧盟对华投资政策的整体收紧与战略化。对中国投资者而言，东欧市场仍存在机会（相比西欧的审查阻力仍相对较低），但需要对审查时间、是否附条件等政策波动做好充分准备。

（五）拉美：优越的资源优势与市场扩张伴随政策波动与社区许可的强化

拉美具备优越的太阳能、风能、水电及生物质资源禀赋，多数市场仍处于新能源扩张期，理论上的开发空间与资产增量都较为可观。但资源优势并不当然转化为稳定可兑现的投资回报：输电基础设施滞后、并网能力不足与局部消纳瓶颈，持续压缩风光资源的商业转化效率；此外，伴随土地权属与政策框架的频繁更替，社区权利保障和原住民同意程序在项目开发中具有实质性约束力，一旦社会许可缺失，项目可能在行政许可齐备的情况下仍陷入停工、诉讼甚至撤销风险。

1、投资人机遇：资源禀赋、扩张期市场与制度性激励

拉美对投资人的吸引力，主要体现在资源禀赋突出、市场仍处扩张期、外资准入相对开放以及制度性激励等四个方面。

（1）风、光、水、地热等资源普遍优越：智利北部拥有全球最好的太阳能条件之一；巴西电力结构本身即高度可再生，2024年可再生能源占88%；秘鲁同时具备丰富的太阳能、沿海风能和水电基础；哥伦比亚拉瓜希拉风光资源突出；墨西哥兼具高太阳辐照、风能和地热潜力。这意味着投资人不仅可以在拉美布局大型地面光伏、陆上风电，还可延伸到储能、地热、绿氢耦合、电网友好型项目；

（2）多数市场仍处于扩张期，新增装机和项目储备潜力大：智利与巴西已形成较大规模可再生电力体系，但仍在向储能、绿氢和系统灵活性升级；秘鲁与哥伦比亚仍有大量待开发项目；墨西哥尽管政策趋于国家主导，但中长期电力扩张与清洁能源替代需求仍然活跃；

（3）针对新能源行业的准入限制较少：与欧盟的严格外商投资准入审查制度相比，拉美的外商投资准入制度相对开放，智利、巴西、秘鲁、墨西哥均未设置适用于新能源项目的外商投资准入制度；

（4）税收优惠、长期合同或制度性支持利于项目融资：以秘鲁为例，非传统能源（包括风能、太阳能、水电）享有优先调度、优先并网、20年固定电价供电合同、法律稳定协议、加速折旧和增值税提前退还等激励。

2、投资人风险：政策波动频繁与社会许可障碍

但与资源和增长空间并存的，是拉美新能源投资中较为突出的政策波动与社区许可风险。前者体现为能源监管方向、土地规则、国有企业定位及市场开放程度可能随政府更替而调整，直接影响项目收益模型与交易结构；后者则体现为社区抗议、原住民矛盾及社会许可不足，在项目开发、建设和运营阶段形成实质性阻断。对投资人而言，这两类风险往往相互叠加，共同决定项目的法律确定性与执行稳定性。

就政策波动这一风险而言，墨西哥和巴西近年的政策变动即是典型的例证，具体而言：

墨西哥与巴西的政策转变反映出：尽管拉美地区对可再生能源产业总体持欢迎和激励态度，但深层的制度脆弱性可能侵蚀投资的法律确定性。政权更替频繁、政治两极分化加剧的拉美地区，其政府履行长期政策承诺的能力和意愿可能有所下降。对此投资者应保持审慎立场，密切跟踪立法动向。

就社区许可这一风险而言，社区许可是拉美新能源项目可执行性的关键一环，其缺失可能导致项目停工、合同撤销乃至融资撤离。

上述案例表明：社区许可不是锦上添花，而是项目可执行性的组成部分。此外，社区反对很多时候并非反对新能源项目本身，而是反对咨询不足、补偿失衡、程序不公。投资人应在项目开发早期即将“自由、事先、知情的同意”（FPIC）原则内化为项目治理的组成部分。

（六）非洲：资源与需求双轮驱动，项目落地仍受多重约束

非洲具备全球最突出的太阳能资源禀赋之一，同时存在显著的电力可及性缺口和持续扩大的用电需求，这为新能源开发提供了长期市场基础。但从项目落地角度看，电网承载能力、并网条件、融资可得性、购电安排、外汇兑付和跨部门执行效率，仍是决定项目能否形成稳定现金流的关键约束。

1、投资人机遇：开放的外资准入、渐进式市场化与结构性激励

非洲对股权投资人的机遇集中于四方面。

（1）资源禀赋优越，市场需求旺盛：一方面，非洲拥有全球领先的太阳能资源；另一方面，大规模电力缺口和工业化、城镇化带来的新增需求，为新能源项目提供了长期增长空间；

（2）新能源行业外资准入限制较少：在摩洛哥、南非、埃及、尼日利亚和肯尼亚，外商通常可以全资持有新能源项目。

（3）市场渐进式开放：部分国家正在通过市场化改革和标准化机制提高项目可融资性。例如，埃及已明确引入竞争性电力市场概念，并允许合格用户通过双边合同购电；摩洛哥则允许发电商在符合条件时向用户售电；南非可再生能源独立发电商采购计划（REIPPPP）长期作为吸引私营资本进入新能源发电的重要机制；总体看，非洲呈现出从完全国有垄断到竞争性采购、开放市场的逐渐转变；

（4）税收和政策激励已成为吸引资本的重要工具：从摩洛哥的MASEN框架和尼日利亚的REA/NEP机制，到南非、埃及的税收抵扣安排，非洲针对新能源项目的激励措施亦渐趋丰富。

2、投资人风险：购电方信用、开发阶段协调成本高居不下

对投资人而言，非洲新能源项目的核心是项目能否形成可持续、可回收、可汇出的现金流，如下因素限制着非洲新能源项目的发展。

（1）非洲市场的电网基础设施仍较薄弱，输配电损耗高、系统灵活性不足、并网和消纳能力有限，直接影响项目发电利用小时、交付稳定性和融资可得性；

（2）虽然非洲人口众多，市场潜力巨大，但碍于工业发展不足以及依赖传统能源的离网用电结构，人均电力消费水平远低于全球平均，当前市场规模有限；

（3）虽然部分市场逐步放开，就整个非洲市场而言，国有电力公司仍然主导购电，因此，其信用等级、外汇兑付能力与政治稳定性直接决定PPA的实际现金流。

在此背景下，购电安排的质量尤为关键。对公用事业级项目而言，购电方信用、政府支持力度、支付保障、汇兑机制和政治稳定性，直接决定 PPA 的可执行性和实际现金流质量。即使政策层面允许外资进入，若购电方财务状况薄弱、外汇获取受限或并网条件不确定，项目仍可能难以达到投资人要求的风险回报比。非洲新能源投资更适合采用“政策准入 + 购电信用 + 并网条件 + 汇兑保障”四维一体的风险评估框架。

（一）投资人视角下的共性挑战

贯穿东南亚、中亚、西欧、东南欧、拉美及非洲六大区域的新能源投资实践中，中国投资人面临着若干具有普遍性与深层次影响的共性挑战。这些挑战既根植于全球地缘政治格局的演变，也反映了各国能源转型政策在制度层面的复杂博弈。以下四大挑战值得重点关注：

第一，安全审查与身份敏感性的制度化约束：从西欧对非欧盟投资者的事前强制申报审批机制，到东南欧的外商投资审查制度趋同，再到中亚部分国家对大型项目的本地控股要求，中国投资人、特别是国央企投资的身份始终被视为敏感因素，实际审查周期与获批不确定性显著高于其他境外投资人。

第二，非价格评标标准的普遍化与本地化要求的强化：非价格评标标准（本地含量、供应链韧性、碳足迹、社会经济发展承诺）已成为市场准入通行证，投资人需要日益关注与本地伙伴的合作与供应链重构。

第三，追溯性政策调整的影响力：政策调整有时不再仅面向未来，而是可能向存量项目溯及，投资人原本基于稳定政策框架建立的现金流模型与债务偿还计划，可能在政权更替、监管重组或财政压力下被颠覆。

第四，社区许可的否决权：过往案例多次印证，原住民权利保护与自由、事先、知情同意（FPIC）原则的执行力在全球范围内都在增强，特别是在拉美与非洲具有复杂土地权利结构的地区。社区许可缺失不仅意味着项目延误与成本超支，更可能导致合同撤销、融资撤离与投资损失。

（二） 潜在机遇

尽管共性挑战日益复杂，但这些挑战本质上反映的是全球能源转型加速、规则趋于透明化、市场竞争愈加理性的深层变化，中国投资人面临着从“规模扩张型”向“质量收益型”转变的战略窗口期。风险的另一面即是机遇，随着东道国在新能源投资中对安全、稳定、可预测性的诉求日益凸显，那些能够适应东道国政策、强化本地合作、锚定长期回报的投资人，更能在新格局中实现战略突破。以下四大机遇领域值得重点关注：

第一，增量扩张期市场的先发优势：东南欧、非洲多数市场以及中亚、拉美的部分市场仍处于增量扩张期，新增装机、系统改造、储能建设、绿氢耦合、跨境绿电交易等项目储备可观。较早布局的投资人，将获得电网并网点、优质资源禀赋地块与本地伙伴关系的先发优势。

第二，东道国发展诉求与长期运营能力的战略对接：东南欧的CfD机制和中亚长期PPA等，均体现出“长周期、可预测”的特征，与中国企业向长期资产运营商转型的战略方向高度契合。与此同时，如果中国投资人能够为东道国提供稳定的能源供给、就业创造、产业链升级与外汇收入，则有助于构建互利共赢的实质基础。

第三，制度友好市场的现金流锁定价值：西欧与东南欧的CfD/CPPA机制以政府信用锁定长期收益预期，西班牙受监管补偿制度以监管公式锚定投资回报率，中亚超长期PPA提供项目生命周期内的现金流保障——上述安排对偏好机构型长周期现金流的股权投资人具有较强吸引力，在全球利率周期波动背景下尤显珍贵。

第四，技术与合作模式的不可替代性：中国企业在成本控制、全产业链整合、特定技术（如特高压、光伏、储能）上的持续优势短期内难以被替代；此种优势在东南亚、中亚、非洲等基础设施升级需求旺盛的市场尤为契合，也构成了中国投资人相较于其他境外投资人的差异化竞争力。

脚注：

[1] https://mp.weixin.qq.com/s/XsPL9tSEIGcJJ7KQf4WZ_w

[2] 2026年3月13日，罗马尼亚第17/2026号政府紧急法令(GEO 17/2026)生效，将FDI强制申报门槛从200万欧元上调至500万欧元。

来源：金杜研究，https://www.kwm.com/cn/zh/home.html

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