引言
在全球“双碳”目标与能源转型浪潮的推动下，东南亚新能源市场正成为国际资本与技术竞逐的战略高地。泰国作为东盟第二大经济体，依托《国家能源计划》（NEP 2018-2037）[1]及以生物-循环-绿色经济为核心的BCG（Bio-Circular-Green Economy）[2]长期发展战略，明确提出2050年实现碳中和、2065年迈向近零排放的宏伟目标。当前，泰国电力市场仍以“单一买家”模式为基础，但正通过差异化FIT补贴、BOI税收激励以及Direct PPA试点，逐步向“补贴精准化、交易适度市场化”的方向演进。
随着Direct PPA（直接购电协议，简称“DPPA”）新试点计划草案的出台及可再生能源目标的持续推进，中资企业投资泰国新能源项目正迎来重要的窗口期。然而，机遇背后，合规能力与风险防控意识已成为决定项目成败的关键。对于有意出海的中国能源企业、投资机构及产业链相关方而言，深入理解泰国光伏与储能行业的监管框架、法律壁垒及商业模式创新，是规避合规风险、把握市场红利的核心前提。
本文以法律视角为出发点，结合泰国最新政策与电力体制改革动态，系统解析泰国光储行业的投资机遇与挑战。文章将围绕政策框架、市场准入、电力体制变革及核心风险与合规策略四个维度展开，旨在为相关市场主体提供具有操作性和前瞻性的法律与监管指引。
一、政策框架：从顶层设计到市场激励
（一）泰国电力体系结构与主管部门
1. 电力产业的法律定义与G-T-D结构
泰国《能源产业法》（2007年）（Energy Industry Act B.E.2550）界定了电力体系相关概念。其中第5条明确，“电力产业”统指发电、电力采购、输电、配电或电力系统控制。鉴于在泰国现行电力模式下，电力采购职能主要由掌握输电网络的泰国国家电力局（EGAT）承担，物理上并未形成独立的交易环节，因此本文将重点围绕“发电-输电-配电”（G-T-D）结构展开介绍。
- 发电（Generation）：指从发电厂到电力网络系统连接点的发电系统，包括用于发电的燃料供应系统。
- 输电（Transmission）：指将电力从发电系统传输到配电系统的系统，包括控制该输电系统的电力系统运营商。
- 配电（Distribution）：指将电力从输电系统或发电系统传输到终端电力消费者的系统，包括控制该配电系统的电力系统运营商。
2. 各环节主管部门与职能分工
（1）发电端
发电端由泰国电力局（EGAT）与私营发电商共同构成。EGAT负责自身发电、向私营发电商购电以及从老挝、缅甸等国进口电力。私营发电商是指依法取得发电许可、由私人资本投资运营的非国有发电主体，根据发电功率不同分为三类：IPP（Independent Power Producer，独立发电商），发电容量通常在90 MW以上，主要承担大型发电项目，通常通过招标与EGAT签订长期购电协议；SPP（Small Power Producer，小型发电商），发电容量介于10 MW至90 MW之间，为中型发电项目，可向EGAT售电或通过非监管市场直接售电；VSPP（Very Small Power Producer，超小型发电商），发电容量不超过10 MW，可向EGAT、PEA或终端用户售电。在传统体系下，除VSPP可直接向配电机构（PEA/MEA）售电外，其余私营发电商原则上须将电力出售给EGAT（作为单一买方），不得直接向终端用户销售。
（2）输电端（Transmission）
输电端由泰国电力局（EGAT）统一负责。EGAT是电力系统运行和调度的核心主体，国家电力调度中心（SO Thailand）承担全国负荷平衡与系统稳定职能，是电网安全运行的核心。
（3）配电端（Distribution）
配电端由两家机构负责：大都会电力局（MEA - Metropolitan Electricity Authority），负责曼谷及周边地区的配电服务。地方电力局（PEA - Provincial Electricity Authority），负责全国其余74个府的配电服务，是工业园区项目的主要对接机构。
（4）政策制定与监管机构
国家能源政策委员会（NEPC - National Energy Policy Council）：最高能源决策机构，负责制定战略方向。能源部（MOE - Ministry of Energy）：能源领域最高行政主管机关，负责宏观政策制定与规划。能源监管委员会（ERC - Energy Regulatory Commission）：负责电价监管、发电及供电许可审批、电网使用规则制定，以及DPPA与TPA机制的监管，是新能源项目最为关键的监管主体。
3. 小结：有限竞争的电力市场模式
在这一制度框架下，泰国形成了“有限竞争”的电力市场模式：私人资本与外资可参与发电侧投资，但输电与配电环节仍由国家垄断，电价通常通过监管审批或长期购电协议（PPA）锁定。
（二）BOI投资促进政策的法律红利
泰国投资促进委员会（BOI）是推动新能源产业发展的核心引擎。根据BOI《投资促进优惠权益指南（2024年版）》，可再生能源发电、电池制造及EV充电基础设施被纳入优先鼓励类别（A1-A4类），可享受显著的法律优惠。
但需注意，BOI优惠并非自动获取，须经严格申请、审核及批准流程。企业应提前规划技术路线、本地化采购比例及就业承诺，确保符合审批标准。任何未经批准的超范围经营，均可能导致优惠资格被撤销。
（三）差异化FIT机制与储能配套项目的价格倾斜
FiT（Feed-in Tariff，上网电价补贴）是泰国鼓励可再生能源发电的重要激励政策。其核心机制为：政府设定固定购电价格，并与发电企业签订长期购电协议（通常为20-25年），为投资者提供稳定、可预期的收入。
根据泰国能源监管委员会（ERC）发布的《2022-2030年无燃料成本可再生能源电力采购规程》（FiT Scheme 2022-2030），泰国设定了明确的可再生能源电力采购配额，并对不同技术类型的项目实施差异化定价。
其中，纯光伏项目以“非固定出力”（Non-Firm）方式签约，单项目容量不超过90 MW。所谓“非固定出力”，是指纯光伏电站没有配备储能系统，发电量完全取决于光照条件——晴天多发电、阴天少发电、夜晚不发电，发电方无法向电网承诺任何稳定的供电量，电网必须被动接受这种波动并自行调配其他电源弥补缺口，调峰压力较大。
与之相对，光储项目以“部分固定出力”（Partial-Firm）方式签约，单项目容量介于10 MW至90 MW之间。由于配套建设了储能系统[3]，光储项目可以将白天多余的发电量储存起来，在光照不足或电网需要时释放，从而能够向电网承诺在一定时段内（如晚高峰）按约定功率稳定供电。这种“承诺一部分稳定出力”的能力，显著降低了电网的调峰压力。储能系统的加入，正是实现从“非固定出力”跨越到“部分固定出力”的关键。
正是基于上述差异，能源监管委员会（ERC）在定价上对光储项目给予了明确倾斜。纯光伏项目所发电量需即时并网[4]，出力波动性强，对电网稳定性构成较大压力；而光储项目通过储能设施实现了“昼充夜放”或按电网指令调节输出，有助于缓解电网调峰压力，符合《电力发展计划（PDP 2018 Revision 1）》中关于提升系统灵活性的要求。因此，ERC在招标规则中对配套储能系统的光伏项目设定了更高的电价上限，以覆盖储能系统的额外成本并激励电网稳定性。
二、市场准入：工商业屋顶光伏的监管简化
在泰国复杂的工业电价结构下，工商业屋顶光伏已成为当前最成熟、最具经济性的赛道。近年来，泰国政府通过一系列行政监管调整，显著降低了工商业屋顶光伏的市场准入门槛。
（一）建筑监管调整
2025年11月，泰国内政部依据《建筑控制法》（2022年）（Building Control Act B.E.2522）发布第72号部长条例（Ministerial Regulation (No.72) B.E.2568），对屋顶光伏系统的监管规则作出重大调整。
旧法规下，建筑结构变更原则上须向地方主管机关申报或申请改造许可（2015年起虽对小型住宅屋顶光伏有部分豁免，但仍需履行通知与检查程序）。新条例对此作出实质性简化：一是扩大“非建筑改造”范围，凡重量不超过20公斤/平方米的屋顶光伏系统，在任何类型建筑屋顶安装均不再视为建筑改造；二是取消结构安全认证要求，不再需要注册土木工程师出具建筑稳定性证明；三是取消事前通知义务，安装前无需向地方政府申报。实践中，这意味着大多数厂房、仓储设施及商业建筑屋顶的光伏安装均可直接实施，无需额外建筑许可程序。
（二）工厂法调整
2024年12月27日，泰国工业部发布第3号部长条例【Ministerial Regulation (No.3) B.E.2567】，对工厂分类标准进行修订，简化了行政审批流程。新规明确：安装在可供人员使用或进入的建筑屋顶上的屋顶光伏系统（Solar Rooftop），无论装机容量大小，均不再被认定为“工厂”。因此，工厂厂房、仓储及物流中心、商业综合体、展览中心、停车建筑等类型建筑上的屋顶光伏项目，原则上不再需要工厂许可证。
根据《工厂法》（1992年）（Factory Act B.E.2535）旧规，太阳能系统装机容量超过1,000 KW，可能被认定为“发电工厂”，须申请工厂许可证。这曾对大型商业建筑及工业园区屋顶光伏构成限制，例如部分项目被迫将容量控制在999 KW以下，或通过设立多个SPV分别建设以规避许可要求。新规的调整有效解决了这一问题。
三、电力体制变革：TPA机制的确立与新DPPA试点的政策演进
泰国电力市场正从“增强型单一买家（ESB）”向“适度自由化”过渡。为满足数据中心、跨国制造企业对绿色电力的迫切需求，泰国能源政策委员会（NEPC）已正式确立第三方准入（Third Party Access，简称“TPA”）机制，允许符合条件的发电企业与终端用户签订直接购电协议（DPPA），并“借用”国家电网输送电力，而不再必须通过泰国国家电力局（EGAT）作为“单一买方”转售。这一变革标志着泰国电力市场从封闭的“单一买家”模式，向引入竞争机制的“适度自由化”方向过渡。
（一）已结束的第一代Direct PPA试点
此前，泰国能源监管委员会（ERC）针对数据中心等特定用户开展了第一代Direct PPA试点项目，旨在测试供能领域的创新技术，但不允许通过发电厂自有输电线路直接供电，且相关试点仅针对少量已获批存量项目，不对新投资项目开放。目前，ERC已不再接受上述试点项目的新增申请。
（二）新DPPA试点计划：草案已完成公众听证，尚未正式落地
在已结束试点的基础上，ERC起草了《能源监管委员会关于数据中心通过第三方电网接入（TPA）实现可再生能源直接购电协议（DPPA）试点项目标准草案》（下称“《DPPA试点项目标准草案》”），拟推出总容量为2,000兆瓦的新DPPA试点计划。
该草案已于2025年10月完成公众听证及公开征求意见。然而，截至2026年初，官方尚未公布明确的实施时间表，新试点计划仍处于政策过渡期，未正式生效或接受申请。
（三）新DPPA试点草案的核心规则（尚未生效）
根据《DPPA试点项目标准草案》，若未来正式实施，预计将遵循以下核心框架：
（1）项目规模与主体资格：项目总容量上限为2,000兆瓦。申请主体须为已获BOI投资促进资格的法人，且须经电力机构确认供电能力。
（2）适用对象准入门槛：适用范围严格限定为大型数据中心，要求单栋建筑或设施的IT基础负载持续维持在50 MW以上，且申请时尚未产生运营收入。
（3）电源必须为新增电源：参与DPPA的发电商不得为已在运营的电厂，且不可将电力回售电网或与政府存在有效PPA合同。单座电站装机容量不低于1,000 KVA（太阳能以逆变器总容量计算）。
（4）输电方式限制：电力仅允许通过国家电网传输，不得通过私有输电线路供电。
（5）三重协议架构：数据中心企业须同时与发电商签订Direct PPA、与所在地电力机构签署供电及备用电合同、通过TPA协议使用电网输电。
四、核心风险与合规策略：土地、法规与成本
（一）土地所有权限制
根据泰国《土地法典》（1954年）（Land Code B.E. 2497），外资直接持有土地受到严格限制，外国人（包括外资公司）原则上不得拥有泰国土地所有权，仅可在特定条件下拥有建筑物所有权。实践中，外资公司通常需通过BOI批文允许持有特定用途土地，或通过设立合资公司间接持有。企业在项目前期应尽早完成土地权属尽调，明确持有路径，避免因土地问题导致项目停滞或BOI优惠资格被撤销。
（二）电力法规的不确定性
TPA过网费、不平衡罚款、并网技术标准等细则尚在完善中，政策变动可能直接影响项目内部收益率或导致合规成本上升。建议企业与当地专业法律机构保持密切沟通，及时跟踪ERC和MOE的最新政策动态，并在投资协议中设置合理的政策变更应对机制。
（三）合规成本持续上升
随着泰国新能源市场日益规范化，环保、劳工保护、税务合规及反洗钱审查的成本将持续上升。具体到太阳能电站的建设和运营，企业还需取得一系列法定许可，涵盖建筑许可（依据《建筑管制法》）、工厂许可证（太阳能电站被归类为第三类工厂，须依据《工厂法》向能源监管委员会申请并征得工业工程部意见）、能源行业许可证（发电容量超过1000千伏安）以及受控能源生产许可证（适用于200千伏安至1000千伏安之间的设施），同时还需根据项目情况编制环境影响评估。上述许可涉及内政部、工业部、自然资源与环境部等多个主管机关，审批链条较长。企业应提前布局合规体系，将合规管理纳入项目全生命周期，而非仅作为准入阶段的“一次性工作”。
结语
泰国新能源市场已告别“粗放生长”阶段，进入“技术整合、模式创新、合规为王”的新周期。对于具备技术实力、资本优势及合规能力的中国企业而言，泰国工商业屋顶光伏及通过TPA机制开展的可再生能源直接购电项目，将是未来3-5年的黄金赛道。机遇与风险并存，企业应高度重视土地所有权限制、电力法规不确定性（过网费、不平衡罚款等细则待明确）及合规成本持续上升等核心风险，将法律风险管理纳入项目全生命周期。唯有深耕本地法律环境、精准把握政策脉搏，方能在激烈的市场竞争中行稳致远。
注释：
[1]国家能源计划（NEP2018-2037），是指导泰国2018-2037年间能源管理和发展的总体规划。它的核心目标是实现能源的安全、可持续和可负担。国家能源计划主要包括：（1）电力发展规划：计划到2037年，实现可再生能源发电占比50%，并将能源效率提高30%；（2）替代能源发展计划：设定了太阳能、风能、生物质能等具体的发展目标。例如，计划到2037年太阳能发电装机容量达到12,139兆瓦。
[2]生物-循环-绿色经济战略（BCG），是指导泰国长期发展的国家顶层经济战略。它的核心理念是利用泰国丰富的生物资源，通过技术创新实现高附加值，同时做到资源循环利用和低碳排放，以实现可持续增长。BCG战略主要包括：（1）生物经济：利用创新生物技术，将农业资源转化为高价值产品。例如，用木薯或甘蔗生产生物塑料，以替代传统石油基塑料。（2）循环经济：通过“减量、复用、再生”的模式，让废弃物资源化。例如，将甘蔗渣用于发电、菠萝废料制成动物饲料，或把榴莲皮加工成高附加值产品。（3）绿色经济：发展清洁能源、有机农业及低碳交通，实现环境友好型增长。例如，泰国正大力发展电动汽车产业，目标到2030年，零排放汽车产量占全国汽车总产量的30%。
[3]储能系统（EnergyStorageSystem,ESS）是指通过电池等设备将电能储存起来、在需要时释放使用的技术装置。配套储能系统的地面光伏项目，即在光伏电站侧同步建设储能设施，使电站具备"昼充夜放"或根据电网指令调节输出功率的能力。
[4]在泰国电力监管框架下，并网是指光伏或储能项目与国家输电及配电网络的物理连接。只有成功并网，项目才能向电网输送电力或通过电网实现购售电。ERC及PEA/MEA为此制定了严格的并网技术标准（如电压波动范围、频率响应能力、防孤岛保护等），未通过并网验收的项目无法获得购电协议（PPA）下的电费收入，也无法参与DirectPPA或TPA机制下的电力交易。
原标题：大成研究 | 毕似恩：泰国投资系列九——泰国光伏储能行业介绍，监管与法律视角
来源：大成律师事务所
作者：毕似恩，大成律师事务所上海合伙人(待备案)；邮箱：sean.bi@dentons.cn；专业领域:争议解决、公司与并购重组、跨境投资与贸易、金融
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