ASEAN 的能源转型融资问题已从筹集资金转变为设计可投资的市场和资产。尽管该地区在将资金引入大型可再生发电项目方面取得了一些成功，但这一成功并未延伸至更小或更广泛的项目。随着项目规模的缩小，回报率急剧下降，储能设施不到 2030 年所需管道的三分之一，而输电项目则因回报率仅为个位数而使私人资本望而却步。市场设计现在比资本或技术更成为该地区能源转型的融资限制因素。
近年来，东盟已成为可再生能源发电投资的可信目的地，特别是大型可再生发电项目。在过去的十年中，太阳能发电能力已达到 390 吉瓦 (GW)，风能达到 96 吉瓦 (GW)。该地区正朝着将该容量扩大三倍的目標迈进，这得益于印尼的 1000 吉瓦太阳能目标和对越南 PDP 8 目標。随着太阳能和风能的增长，市场和监管框架需要与能源存储和电网不断扩大的作用保持一致。融资也必须与该地区的可再生能源 aspirations 目標和互联发展目標相匹配。
投资决策的核心是风险和机会之间的基本平衡。当利润超过风险时，投资者就会使项目具有可投资性；项目满足运行的技术条件，并在其运营生命周期内产生可预测的现金流。
尽管资金提供者和贷款人旨在区域范围内运作，但在实践中，他们是在国家层面运作的。东盟每个国家都拥有独特的市场结构，其方式多种多样，从环封/垂直整合的单一购买者到竞争性的批发和零售市场。
这项分析发现，使事情更加复杂的是，东盟下一阶段的能源转型将超越可再生发电项目，转向数千个较小的分布式系统，而不是少数几个大型工厂，依靠储能来吸收可变输出，依靠输电将电力输送到需要的地方。这种转变的规模已经反映在国家计划和区域计划中，包括印尼的 800 吉瓦分布式太阳能目标，以及东盟到 2030 年需要 230-260 吉瓦的储能需求。目前，这些资产都不符合使大型太阳能和风能可投资的可投资资产模式，本报告中的分析量化了每个资产的差距。
因此，融资挑战已不再是筹集资金，而是开发融资结构和市场规则，以适应分布式可再生能源、储能和输电的不同特点。正确的方法将在东盟市场之间有所不同，但共同的目标是创造更可预测和更多样化的收入来源，使这些资产具有可投资性。
交易成本正在成为小型分布式太阳能（<10MWp）的主要障碍。项目规模是可投资性的主要决定因素。每增加一兆瓦（MW）的项目规模可以提高约 0.5 个百分点的股本回报率，或内部收益率（IRR），而将利率从 9% 降低到 5% 仅将 IRR 提高 4.4 个百分点左右，这表明更便宜的融资本身无法克服小型项目结构性的劣势。
一个 20 MWp 太阳能项目的平均利润回报率为 13.2%。在恒定的 7% 利率下，一个 20 MW 的公用事业规模项目将产生 13.2% 的股本回报率。要达到 12% 的回报率，电力关税需要达到每兆瓦时（MWh）72 美元。这大致与印尼国家层面的估计相符，每兆瓦时为 74 美元，菲律宾为 76 美元，越南为 71 美元。这表明，在融资条件保持稳定的情況下，公用事业规模的太阳能可以在现有的市场水平关税下吸引投资。
储能部署仍然受到收入机会有限的限制。东盟估计，到 2030 年，在区域能源转型情景下，东盟将需要 230-260 吉瓦的储能，增加至 105-145 吉瓦，这取决于其转型情景。这种部署对于提供更高比例的可变可再生能源所需的灵活性和电网服务，同时保持电力系统可靠性至关重要。
当前部署仍然远低于这些模型需求。本报告审查了东盟的公用事业规模储能项目，确定了到 2030 年大约 70 吉瓦的管道，不到路线图情景所需储能容量的三分之一。该管道包括电池和抽水蓄能水电站项目，反映了储能支持可再生能源整合和电网灵活性的日益增长的作用。
电池可以将在可再生能源产量高的时期将电力转移到需求更高的时期，同时也能快速响应系统条件的变化。这些能力允许储能提供灵活性、平衡和其他电网服务，以支持可变可再生能源的可靠整合。
储能的技术作用越来越受到认可，但其在东盟的部署仍然不均衡，集中在少数几个国家。为了了解原因，本报告比较了四个市场准备就绪的使能维度：监管认可、收入机制、采购途径和投资确定性。对区域文献和政策框架的审查确定了这些支持商业储能投资的一致条件。
ESMRI 指示菲律宾（86.9%）和新加坡（83.5%）拥有东盟最大规模的公用事业规模储能使能市场条件。相比之下，越南（51.3%）和印尼（52.1%）正处于转型阶段，马来西亚（35.8%）处于市场开发的早期阶段。最高评分国家与最低评分国家之间的 51 点差距是由使能市场框架的成熟度而不是部署储能的能力驱动的。
最大的差异出现在收入机制和投资确定性上，这共同占去了加权指数的一半以上。菲律宾和新加坡允许电池储能参与批发电力市场、辅助服务和能源套利。同时，越南和印尼主要依赖公用事业或系统运营商采购，市场化收入机会有限。五个国家都没有建立专门的容量市场，综合收入套利在区域内尚未发展。
监管认可进展速度快于市场商业化。认可的形式因与每个市场实际上是否准备就绪的方式而异。
马来西亚的认可范围较窄。它基于马来西亚能源委员会发布的 BESS 安全指南和 MyBeST 采购计划，这两种工具都不是将储能纳入电网代码或批发参与的市场规则。
印尼已通过 PLN 的 RUPTL 将电池储能纳入国家电力规划，但仅在 2026 年 6 月最终确定了 BESS-混合电站的关税机制，在规划阶段认可和运营市场准入之间留下差距。
在所有三个国家，这些措施都是通过规划文件、采购计划或项目特定政策实施的，而不是定义储能为完全可投资市场参与者的综合市场规则。因此，监管认可尚未转化为同等程度的投资确定性或商业收入机会的改善。
电网需要投资、金融担保和更少的关税限制。与太阳能或风能项目不同，输电电网基础设施不是通过销售电力来产生收入。它通过实现可再生能源整合、减少拥堵、提高可靠性和加强能源安全来创造价值。这些好处由发电机、消费者和更广泛的电力系统共享，而不是直接流向输电资产。因此，投资者通常无法捕捉输电创造的全部价值，使收入回收和项目可投资性比传统发电更困难。
输电电网是沉没资产，本质上是资本密集型的，其中发生的成本无法收回。因此，对这些资产进行监管比在竞争基础上更赚钱。
输电项目的回报率在 7.2-8.8% 之间，低于吸引私人资本所需的回报率。这留下了大约 3.2-4.8 个百分点的差距，私人投资者需要弥补。输电通过实现可再生能源整合、减少拥堵和加强能源安全来创造价值，但这些好处归属于发电机、消费者和更广泛的电力系统，而不是归属于输电资产。基于成本回收的监管电价几乎没有为收入模型的多样性留下空间。
随着东南亚越来越依赖数千个这样的系统来扩大电力接入和加强地方能源弹性，在设施、电网基础设施、灵活性和电网服务价值方面关闭可投资性差距至关重要。鉴于项目规模是由当地电力需求而不是投资者偏好决定的，这一点尤为重要。一些缩小可投资性差距的建议包括以下几点：
- 政策和融资机制应解决更高的单位开发和交易成本，而不是依赖于规模本身来提高回报。
- 应通过能够支持大量相对较小的项目的融资结构来动员更多资金。
- 项目聚合可以通过将较小的项目组合成可投资的投资组合来帮助解决这个问题。然而，项目必须首先在技术、财务和制度上为投资做好准备。
储能提供的价值不仅仅是它存储的电力，还包括它提供的灵活性和电网服务。因此，通过允许电池在多个服务中优化，而无需为传统发电而设计的监管限制，可以改善储能的可投资性。随着可再生能源的部署加速，通过拥堵管理和本地灵活性市场，可能会出现进一步的机会，允许储能与网络投资一起竞争，以解决电网约束。
在东盟，电网需要投资、金融担保和更少的关税限制。与太阳能或风能项目不同，输电电网基础设施不是通过销售电力来产生收入。它通过实现可再生能源整合、减少拥堵、提高可靠性和加强能源安全来创造价值。这些好处由发电机、消费者和更广泛的电力系统共享，而不是直接流向输电资产。因此，投资者通常无法捕捉输电创造的全部价值，使收入回收和项目可投资性比传统发电更困难。
随着东南亚越来越依赖数千个这样的系统来扩大电力接入和加强地方能源弹性，在设施、电网基础设施、灵活性和电网服务价值方面关闭可投资性差距至关重要。鉴于项目规模是由当地电力需求而不是投资者偏好决定的，这一点尤为重要。一些缩小可投资性差距的建议包括以下几点：
- 政策和融资机制应解决更高的单位开发和交易成本，而不是依赖于规模本身来提高回报。
- 应通过能够支持大量相对较小的项目的融资结构来动员更多资金。
- 项目聚合可以通过将较小的项目组合成可投资的投资组合来帮助解决这个问题。然而，项目必须首先在技术、财务和制度上为投资做好准备。
储能提供的价值不仅仅是它存储的电力，还包括它提供的灵活性和电网服务。因此，通过允许电池在多个服务中优化，而无需为传统发电而设计的监管限制，可以改善储能的可投资性。随着可再生能源的部署加速，通过拥堵管理和本地灵活性市场，可能会出现进一步的机会，允许储能与网络投资一起竞争，以解决电网约束。
采购和标准改革可以改善东盟公用事业规模的可投资性。垂直整合的电力系统，其中发电资产大多为化石燃料，可能会限制东盟公用事业规模可再生发电项目的可投资性。尽管资金已经流向这样的项目，但仍然存在一些问题。在这种市场机制中，一种前进的方法是调度优先级，即给定时间的电力调度顺序。这种优先顺序可以推动对可再生能源的偏好，并使关税竞争力方面的经济竞争公平化。
系统范围内的脱碳也需要来自不仅仅是单一购买者的更多可再生能源需求。工业、家庭和商业用户可以通过虚拟电力购买协议（VPPA）等机制被纳入转型，以影响公用事业采购决策。
这种转变已经可见。越南、泰国和马来西亚已经引入了直接电力购买协议，允许企业客户直接从发电机购买可再生能源。这允许制造商如三星直接采购可再生能源，并使其供应链脱碳。
东盟的常见技术标准将加强这种转变。该地区的可再生能源部署仍然依赖于国家定义的技术要求，因此在一个市场中认证的设备可能需要在另一个市场重新测试。通过东盟标准咨询委员会（ACCSQ）通过基于国际电工委员会（IEC）标准（大多数国家代码中已经参考了这些标准）对清洁能源技术的标准和合格评定进行协调，将降低合规成本并缩短买家采购时间，这些买家旨在通过新的机制服务于新的机制。
分布式太阳能项目需要超越传统工具的融资和更具包容性的政策支持。与公用事业规模项目相比，小型项目（如分布式太阳能电站）在获得资金方面面临更多困难。由于所有权分散和多个现场安装，分布式太阳能在其开发和运营过程中比公用事业规模项目更复杂。它们还需要更高的前期资本，而缺乏规模经济，导致更高的每瓦财务风险。
第 2.2 节表明，提高项目可投资性需要更多降低融资成本。降低利率和提高电力关税可以提高项目回报率，但它们都无法完全抵消较小项目规模的结构性劣势。政策制定者面临的下一个挑战不是简单地动员更多资本，而是解决阻碍分布式可再生能源项目成为投资就绪的潜在障碍。
金融聚合已成为扩大分布式可再生能源的有希望的解决方案。联合国开发计划署报告中介绍的一个模型是 Winch Energy，它将多个微电网项目聚合为单个投资组合。这允许在投资组合级别进行尽职调查、法律结构安排和融资安排，而不是在单个项目级别进行。该模型动员了 1600 万美元的有限追索贷款，但也需要近两年才能达到金融关闭，涉及约 200 万美元的法律和交易成本。尽管需要额外的准备工作，但聚合使融资规模成为通过单个项目融资难以实现的规模。
菲律宾的 Local Utility Project Accelerator (LUPA) 创意说明了同样的动态。项目聚合通常被提议作为提高分布式可再生能源财务能力的解决方案，但 LUPA 目前专注于帮助电力合作社导航项目开发的早期阶段，而不是将项目聚合为投资组合。参与电力合作社处于不同的准备阶段，持有不同的投资优先事项，在项目成熟到可以融资之前，他们需要不同水平的技术和财务支持。
这表明，项目聚合不应被视为分布式可再生能源融资的起点，而应是成功项目准备的结果。在项目可以聚合之前，单个电力合作社必须首先在技术、财务和制度上为投资做好准备。
应提供非传统融资工具来弥补这些融资差距。根据需要解决哪些财务方面，例如风险分担机制、股权资本、政治风险保险、资本动员机制、混合融资、优惠贷款、绿色债券、项目聚合和收入增强机制。例如，非洲的 P-REC（和平可再生能源证书）聚合设施为微电网开发商提供前期融资，以换取未来拥有可再生能源证书的权利，这些证书被企业买家出售。2026 年，非洲开发银行和北欧发展基金各自承诺 5650 万美元，创建了一个 1130 万美元的设施，预计将支持 71 兆瓦的可再生能源装机容量，并为 14 个非洲国家的约 856,000 人提供首次电力接入。
该设施是由分布式可再生能源证书（D-RECs）支持的，这些证书代表了分布式可再生能源系统（如微电网和太阳能家庭系统）产生的环境属性。与传统的 RECs 不同，D-RECs 捕获了额外的社会和发展利益，并且可以要价显著更高，据报道超过 100 美元/兆瓦时，而标准的自愿 RECs 大约为 1-15 美元/兆瓦时。这创造了额外的收入来源，可以提高项目可投资性，并将投资吸引到分布式可再生能源项目。
收入堆叠是东盟最高杠杆的政策改革之一。ESMRI 结果表明，东盟储能市场发展的下一阶段更多地取决于建立市场机制，使储能资产能够产生可预测的多样化收入流。政策重点因市场成熟度而异。在菲律宾，储能已经参与批发电力和辅助服务市场。下一步改革应侧重于明确的收入堆叠规则，允许电池在不受为传统发电而设计的监管限制的情况下优化。随着可再生能源的部署加速，通过拥堵管理和本地灵活性市场，可能会出现进一步的机会，允许储能与网络投资一起竞争，以解决电网约束。
对于新加坡而言，优先事项是通过对现有储能资产进行价值最大化，通过扩展奖励快速响应灵活性的市场产品来实现收入堆叠。随着区域电力贸易的发展，这些安排也可以支持互联电网系统更大的灵活性。
越南和印尼基本上已经完成了将储能纳入国家电力规划的政策转变，但商业部署仍然主要依赖于公用事业采购。下一步是逐步通过试点计划首先让独立的储能参与电力和辅助服务市场，然后进行更广泛的参与。这将使项目收入多样化，超越固定的采购合同，同时允许监管机构积累基于市场的储能服务的运营经验。
在马来西亚，优先事项是从项目特定倡议（如 MyBeST）过渡到承认储能为独立市场参与者的永久市场规则。为储能建立透明的资格、调度和结算安排将比仅依赖定期采购计划提供更大的投资确定性，并创建一个更具可扩展性的框架，以支持私人投资。
在东盟，实现收入堆叠是提高项目可投资性的最高影响力的改革之一，而无需增加公共补贴。随着可再生能源的渗透率提高，储能市场也将需要从能源套利发展到拥堵管理、本地灵活性和区域电力贸易。
