横跨欧亚大陆的土耳其，正通过一系列清晰且激励力度十足的法律与政策工具，为可再生能源投资者提供前所未有的机遇。2025 年新政密集出台，更凸显其加速绿能转型的决心。作为连接欧洲、亚洲和中东的能源枢纽，土耳其凭借独特的地理优势与资源禀赋，已成为全球可再生能源投资的焦点区域。

一、法律框架：以改革为核心的制度升级

（一）核心法律支柱

《可再生能源法》（Law No. 5346）：作为可再生能源领域的 “根本大法”，该法历经2014年、2019年和2023年三次修订，最新版本明确将储能、氢能等新兴领域纳入支持范围，确立了 “技术中立” 原则 —— 即对各类可再生能源技术实行同等市场准入标准，仅根据资源条件差异制定差异化支持措施。

《电力市场法》（Law No. 6446）：规范电力市场全链条运作，涵盖发电许可、电网接入、电力交易等关键环节。2025年1月生效的修订条款新增 “可再生能源优先消纳” 原则，要求电网运营商对可再生能源电力实行 “零弃风弃光” 调度义务，为项目收益稳定性提供硬性保障。

（二）2025年立法提案

2025年6月，土耳其执政党向议会提交的 《关于对某些法律（能源）进行修订的法律提案》 成为年度焦点。该提案直指可再生能源投资的 “痛点”—— 行政效率问题，核心变革包括：

• 将项目许可批准周期从原有的48个月大幅压缩至24个月以内，部分符合条件的重点项目（如参与 YEKA 计划、位于能源走廊的项目）有望缩短至18个月；
• 简化跨部门审批流程，要求环境、土地、能源等12个相关部门建立 “并联审批” 机制，明确各部门审批时限（最长不超过45天），逾期未反馈视为 “默认通过”；
• 明确可再生能源项目的土地使用优先权，对大型风光基地项目给予用地规划倾斜，允许项目用地占比不超过所在区域生态保护红线的5%（常规项目为3%）。

这一立法动向标志着土耳其从 “政策激励” 向 “制度保障” 的深化，为投资者提供了更稳定的预期。据土耳其能源市场管理局（EPDK）测算，该提案若通过，预计可使2025-2030年可再生能源项目落地效率提升40%以上。

二、政策支持：多轨并行的激励体系革新

YEKA 模式作为土耳其吸引大型投资的标杆机制，2025年持续发力，在原有基础上新增 “技术创新加分项”：

2025年2月完成的最新一轮 YEKA 光伏项目竞标，总装机容量达800兆瓦（MW），中标企业包括土耳其本土企业与中资、欧洲企业组成的联合体。中标项目获得20年固定上网电价（3.25 美分 / 千瓦时），电价结算采用 “里拉 + 美元挂钩” 机制（美元占比30%），部分对冲汇率风险。

政府明确 “年度招标计划”：未来每年将常态化招标2吉瓦（GW）可再生能源容量，其中设置 10% 的 “技术创新配额”，对采用钙钛矿光伏、漂浮式风电等先进技术的项目给予0.3-0.5 美分 / 千瓦时的额外电价补贴。

2025年启动的 “YEKA - 氢能一体化计划” 首次将绿氢生产纳入招标范围，要求中标项目配套不低于10%装机容量的绿氢设施，政府提供氢气运输管网接入优先权。

（二）新投资奖励制度

2025年6月产业科技部公布的全新投资奖励制度施行细则，彻底取代旧有机制，形成 “三轨并行” 的奖励体系，奖励力度较 2024年提升15%-20%：

具体优惠还包括：

• 对项目前期研发费用给予30%的退税；
• 对使用本地金融机构绿色贷款的项目，给予贷款利息30%的补贴（上限2个百分点）；
• 对出口绿电的项目，免征电力出口税（常规税率8%）。

（三）设备国产化

为推动本土产业链发展，土耳其明确细化了可再生能源设备的国产化标准，并建立 “动态评估 + 分级奖励” 机制：

太阳能发电：要求太阳能电池自硅晶锭切片制程或更上游环节起使用国产品，组件本地化率需达75%以上；采用本土企业生产的 N 型 TOPCon 电池组件，可额外享受2%的电价溢价。

风力发电：风机叶片及塔柱必须为国产，自2026年1月1日起，发电机或机舱核心部件亦须实现国产化，本地化率门槛提升至70%。对使用本土研发的5MW以上风机的项目，给予1.5%的投资补贴。

合规验证：由土耳其标准局（TSE）与 EPDK 联合成立 “国产化认证中心”，项目建设期每6个月进行一次本地化率核查，达标项目可延续优惠政策，未达标的项目将按差额比例扣减补贴。

三、投资流程规范与风险应对

土耳其可再生能源投资流程已形成标准化体系，2025年新政进一步优化关键环节，但投资者仍需做好全流程风险管控。

（一）核心投资流程

在土耳其开展可再生能源项目，需严格遵循以下关键环节：

1.项目立项与许可：

向能源市场管理局（EPDK）提交申请，依次获取预许可证（有效期2年，可延期1次，延期需支付初始申请费的50%）和最终许可证。需提交的核心文件包括：

• 项目可行性研究报告（需包含资源评估、技术方案、财务模型等12项核心内容）；
• 环境影响评估（EIA）报告（由 TSE 认证的咨询机构出具，涉及生态敏感区的项目需公众听证会记录）；
• 电网接入方案（需经 TEİAŞ预审通过）
• 土地使用权证明（国有土地需国土部门备案）。

2025年新政实施后，EPDK 承诺对完整申请材料实行 “90 天内初审反馈” 制度，并在官网开设许可进度查询端口。

2.土地与资源获取：

项目用地需符合区域能源规划（可通过 EPDK 官网下载《可再生能源开发潜力地图》）。若涉及国有土地，需通过国土资源总局的 “公开竞争性出让” 程序获取使用权，租期最长可达30 年（每10年评估一次租金）；集体土地则需取得80%以上土地所有者的书面同意，并经地方政府公证。2025年新增 “土地复合利用” 政策，允许光伏项目下方开展农业种植或牧草养殖，土地租金可降低15%-20%。

3.并网与运营：

项目需满足土耳其输电公司（TEİAŞ）的并网技术标准（2025 年更新版标准新增谐波控制、电压稳定等要求），签订《并网协议》后纳入国家电力系统。电力销售可选择两种模式：

一是通过 YEKA 等机制享受固定上网电价（20年期限，每5年可根据通胀率调整一次）；

二是参与电力批发市场自主交易（2025 年新增 “绿电交易专区”，溢价可达5%-8%）。

（二）风险应对

尽管政策利好明显，投资者仍需关注潜在风险，提前制定应对策略：

1.行政效率风险：

虽新政缩短审批周期，但部门协调问题仍可能导致延迟。建议：借助 “单一窗口投资平台”（2025年10月已试运行，覆盖 15个核心审批环节）跟踪进度；聘请本地资深咨询机构（如 EnerjiSA 咨询、Turk Loydu）协助沟通，这类机构与政府部门有长期合作经验，可有效加快审批流程。

2.本地化合规风险：

国产化要求可能增加初期成本。建议：提前与本地头部设备制造商（如光伏领域的 Kalyon Energy、风电领域的 Temsa Energy）建立合作，签订长期供货协议锁定价格；参与政府组织的 “国产化技术对接会”（2025年每季度举办一次），获取合格供应商清单及技术支持。

3.汇率波动风险：

电价以里拉结算，但融资多为外币。建议：采用 “自然对冲” 策略，用里拉收入偿还里拉债务（可申请土耳其国家银行的里拉绿色贷款，利率较外币贷款低2-3个百分点）；购买汇率衍生工具（如远期合约）锁定风险，土耳其衍生品交易所（TurkDEX）2025年新增 “里拉 - 美元汇率期权” 产品，手续费降低30%。

4.电网接纳风险：

部分地区电网容量不足可能影响并网。建议：投资前委托 TEİAŞ进行电网接纳能力评估（评估费用可申请50%的政府补贴）；优先选择政府规划的 “绿能走廊” 覆盖区域（如地中海沿岸风电走廊、安纳托利亚中部光伏走廊），这些区域电网升级优先度高，并网等待时间可缩短至6个月以内。