记者 潘俊田

“我们正按计划推进2030年可再生能源占比35%的目标，但在中东局势（美以伊冲突）紧张的情况下，我们认为有必要以更积极的姿态，探讨提前实现目标的可能性。”今年5月，菲律宾能源部可再生能源管理局助理司长Ruby de Guzman向经济观察报表示。

东南亚地区是全球最依赖霍尔木兹海峡的地区之一。据工银亚洲研究，新加坡、菲律宾、泰国、马来西亚、印度尼西亚等国原油进口依存度分别为100%、99%、94%、32%和31%，各国对中东原油依赖度由高到低分别为菲律宾（94.2%）、新加坡（73.9%）、泰国（54.3%）、越南（36.8%）、马来西亚（20.8%）、印尼（5.8%）。

东南亚各国目前都在大力推进可再生能源，尤其是光储建设。比如印尼在去年底宣布启动100GW（吉瓦）光伏计划，配套储能系统需求约320GWh（吉瓦时），菲律宾在今年初宣布10MW（兆瓦）以上可再生能源项目配置20%储能电站，外资可100%全资控股新能源项目等。

2026年2月以来，美伊冲突带来的油价上行更加速了这一进程。“高油价驱动下，所有人都在关注光储是否可以稳定，低成本地替代原油。”一位海外光储资深从业者对经济观察报表示。

随着美伊宣布达成谅解备忘录，霍尔木兹海峡通航预期转好，国际油价也呈下行趋势。但多位从业者看来，东南亚能源转型已经启动，这一进程仍会持续。

隆基绿能南太地区部市场与解决方案负责人王震向记者表示，目前隆基在东南亚各国均有业务布局，老挝的中资企业出海带来的电力需求，以及菲律宾AP4（第四次能源拍卖）都给中国光储出海带来了很好的机会。

“东南亚市场在今年已经实现‘黑启动’，未来只是发展快慢的问题。”王震表示。

菲律宾市场要“防风”

受美以伊冲突影响，菲律宾于3月底宣布进入“全国能源紧急状态”。菲律宾生态解决方案公司总裁Richmond Reyes向经济观察报介绍，有光储经销商已经趁当前的能源危机在菲律宾炒作光储系统，涨幅甚至达到原价的40%至50%。

在菲律宾，限制当地光储系统发展的主要是融资不畅。据经济观察报了解，对当地居民而言，其自身不具备投建光储系统的能力，需要向银行等融资机构借款。但在菲律宾，只有菲律宾国家银行和信安银行等少数银行提供专门的光伏融资项目，而且也需要类似住房抵押贷款等合同才能申请光伏贷款，融资手续非常繁琐。

一家国内头部光储公司菲律宾分公司负责人向经济观察报表示，在菲律宾投建大型光伏电站时，银行在批准贷款时主要考虑购电协议，耗时六个月至一年不等。他建议，菲律宾金融机构对屋顶项目应更多采取原厂融资或专属融资等方式。

菲律宾太阳能与储能联盟主席Ping Mendoza认为，分布式能源项目因单笔规模小，收款、维护难度大，难以保证资产按前期设计正常运行。他建议项目在开发时寻找稳定的购电方和本地合作伙伴。

当项目开始建设后，上述头部光储公司菲律宾分公司负责人也面临了台风和运维人员缺失问题。

在菲律宾，一个光储系统一年要经受超20次台风灾害，全境风速远高于世界上大多数地区。为防止光伏板被台风刮跑，上述头部光储公司菲律宾分公司负责人设计了使用四层背板（通常为两层）的光伏板，支架结构采用高预应力的混凝土管桩。这种混凝土管桩每米成本约10美元，运到菲律宾后成本超过20美元。

该负责人说，菲律宾市场前景非常好，安装人才也十分丰富，但缺乏运维人员，急需专业、成体系的运维公司。

马来电价高，印尼替代柴发

上述海外光储资深从业者表示，东南亚市场最大的特点是“一国一策”，不同国家之间差异较大。以其主要关注的马来西亚和印度尼西亚两国为例，前者以电源侧储能和工商业储能需求为主，后者则以替代柴油发电机（下称“柴发”）为主。

马来西亚是东南亚跨境输电的中心地区之一，北向泰国，南向新加坡均可输电。上述海外光储资深从业者说，今年很多新加坡资本和开发商因为算力中心建设带来的电力需求暴增，转向马来西亚投建光储，很多跨境输电项目正在持续推进，预计2027年会逐渐落地。

马来西亚电价政策也推动了工商业储能的爆发。2025年下半年，马来西亚实施RP4（第四监管期）电价，持续至2027年年底。RP4电价核心是工商业用户分档计费，用电越多，电费越高。“新政下，工商业主非常需要储能来进行削峰填谷，以降低平均用电成本。”上述海外光储资深从业者说。

在马来西亚销售光储系统，需要和当地电力项目EPC（总承包商）紧密合作。在马来西亚，如果用户有安装光储系统的需求，通常会联系附近的EPC建设方，EPC建设方再向国内厂商采购，完成光储系统建设。

印尼客户需求则主要集中在用光储系统替代柴油发电机。上述海外光储资深从业者介绍，印度尼西亚是煤炭大国，电价相对较低，受原油价格上涨影响较小。但印尼是群岛之国，部分岛屿和矿山甚至没有连接电网，全靠柴油发电机供电。很多渔民日常生活也完全依赖柴发供电，但在油价上涨的背景下，柴发成本过高，光储系统就成为刚需。为了把光储系统送上这些小岛，该从业者经常要等待有固定时刻表的运输船。

在印尼从事光储系统销售，需要找当地分销商合作。上述海外光储资深从业者介绍，在印尼市场，任何想进口光储系统的企业或个人都需要办理相关认证，全套流程办理下来大约需要15万元人民币，本地分销商通常会愿意替中国光储出口商承担这一费用。

在马来西亚或印尼，价格依然是最重要的竞争因素。上述海外光储资深从业者在谈合同的时候，价格沟通最多的环节，“报价稍微高一点，客户就不买了”。因为产品成本较高，上述海外光储资深从业者开始转而向欧美跨国公司在东南亚的分公司或工厂供货。这些公司价格敏感性较低，更看重质量。

据上述从业者介绍，在计算EPC和人工成本之后，东南亚地区光伏造价大概在4元/W（瓦）—5元/W，储能系统大概在1.2元/Wh（瓦时）—1.5元/Wh，光储系统度电成本大约在1元。柴发系统受柴油价格影响较大，度电成本约3.5元。光储系统主要缺点是前期投资成本较高，1MW光伏配套200kW（千瓦）/800kWh（千瓦时）储能，总造价约560万元人民币，回本周期约5年。

随着局势缓和，霍尔木兹海峡或将重新开放，但在东南亚从事光储业务的人们并不对此感到担心。上述从业者对经济观察报表示，未来油价回落后，光储的经济驱动因素会减弱，但东南亚市场已经意识到光储是一种经济、稳定的能源供应方式，不会拒绝光储在当地的发展。

他说，虽然在东南亚等地，能源消费仍然以传统能源为主，可再生能源替代进程不会过快，但在海外其他地区市场或多或少都有限制的情况下，对中国光储企业而言，东南亚仍是一个具有潜力的市场。