泰国作为东南亚第二大经济体，正加速向低碳经济转型，并设定了2030年可再生能源占比达30%、2050年实现碳中和的目标。近来随着泰国 Direct PPA 政策落地和可再生能源目标的推进，中资企业投资泰国新能源项目正迎来黄金机遇期，把握合规要点、做好风险防控亦是成功的关键。
一、泰国的能源与电力监管体系概览
泰国能源政策的核心是《电力发展计划》（Power Development Plan, 简称“PDP”）。根据泰国能源政策与规划办公室（EPPO）：https://www.eppo.go.th/）最新公示的 PDP 2024-2025 蓝图，泰国已明确将“清洁能源转型”作为国家发展的优先战略。
泰国计划在 2037 年前将清洁能源发电占比提升至 50% 以上。值得注意的是，这份新版计划不仅关注发电量的增加，还强调电网的韧性与灵活性。由此，泰国也需要建立新型电力系统，以应对不稳定的可再生能源的并网需求。
经过笔者调研碳合规研究中心驻泰国律师调研发现，中资企业在泰国投资风电、光伏和储能项目，往往首先需关注电价水平、补贴政策或项目回报率，但从实践经验看，真正决定项目能否顺利落地并长期稳定运行的，往往是对泰国能源与电力监管体系的理解是否充分。而泰国并非完全市场化的电力体系，其新能源发展路径深受国家规划和行政监管的影响。
根据泰国能源部（Ministry of Energy, Thailand）https://energy.go.th/泰国可再生能源与节能发展署 (DEDE)：https://weben.dede.go.th/，泰国能源业务局 (DOEB)：https://www.doeb.go.th/公开信息显示，泰国能源与电力领域实行的是一种以政府规划为核心、监管机构具体执行、国有电力企业主导运营的制度安排。能源部作为能源领域的最高行政主管机关，主要承担宏观层面的政策制定职能，包括国家能源战略、电力发展规划以及可再生能源发展方向的统筹。能源部并不直接介入具体项目的审批，但其制定和推动的电力发展规划（PDP）却在很大程度上决定了新能源项目的政策空间与发展节奏。
泰国能源监管委员会（ERC）是新能源项目最为关键的监管机构。ERC 负责电力行业的许可管理、电价监管以及市场秩序维护，其在发电许可、并网条件、电价机制等方面拥有实质性的监管权力。实践中，新能源项目从立项到投产，几乎每一个关键节点都与 ERC 的监管规则密切相关。对于外资企业而言，理解 ERC 的监管逻辑和执法尺度，往往比单纯研究法律条文本身更为重要。
泰国电力体系长期由三家国有电力机构构成，即国家发电管理局（EGAT）、大都会电力局（MEA）和省电力局（PEA）。其中，EGAT 负责国家层面的发电和输电系统，是电力系统运行和调度的核心主体；MEA 和 PEA 则分别承担曼谷地区及全国其他地区的配电和售电职能。这一结构决定了泰国新能源项目在电力消纳上高度依赖国家电力体系，电力交易并非完全自由市场行为，而是通过政府主导下的合同安排来实现。
正是在这一制度背景下，泰国形成了一种“有限竞争”的电力市场模式。虽然私人资本和外资被允许参与发电侧投资，但输电和配电环节仍由泰国国家机构垄断，电价通常通过监管审批或购电协议（PPA）锁定。对于新能源项目而言，这种模式一方面提高了项目收益的可预测性，另一方面也使项目对政策稳定性和合同安排的依赖程度高。
从法律实务角度看，泰国新能源投资的核心并不在于是否能够“进入市场”，而在于如何在既有的监管框架内设计合理的投资结构和风险分配机制。国家规划的导向性、监管机构的裁量空间以及国有电力体系在交易中的主导地位，共同构成了新能源项目必须面对的现实。笔者建议中资企业投资泰国能源项目，需要在充分调研和理解这一监管体系运行逻辑，才能对项目的合规路径、商业模式以及长期稳定性作出相对准确的判断。
总体而言，泰国能源与电力监管体系具有制度相对成熟、政策导向明确但行政色彩较为浓厚的特点。这既为新能源投资提供了一定的稳定性基础，也对投资主体的合规能力和长期判断提出了更高要求。对于中资企业而言，将这一制度背景作为投资决策的起点，而非事后应对，往往对泰国新能源项目的成功起到重要作用。
二、风电、光伏与储能在泰国能源政策中的定位
在我国，风电、光伏和储能三者常被并列讨论，并被视为同一类“新能源资产”。但在泰国，风电、光伏和储能并非处于同一政策阶段。泰国现行能源政策体系下，它们所承载的功能、所获得的政策支持程度以及所面临的制度规定，仍存在明显差异。
从总体方向看，泰国将可再生能源视为能源结构转型的重要组成部分，这一点在历次国家电力发展规划和替代能源发展规划中均有明确体现。泰国新能源政策更强调能源安全、系统稳定与成本可控，新能源并非被视为对传统能源的全面替代，而是作为国家电力体系的补充和结构性优化工具。这一政策取向，直接影响了风电、光伏和储能的法律地位。
就风电而言，泰国较早将其纳入可再生能源发展体系，但受限于自然条件和土地资源，风电在整体能源结构中的比重始终有限。陆上风电项目主要集中在具备一定风资源条件的特定区域，其开发受到土地利用、环境评估和社区接受度等多重因素制约。这使得风电项目在泰国往往较少，法律和合规层面的前期论证尤为重要。
得益于泰国的自然气候条件和光伏的技术成熟度，光伏在泰国新能源体系中的政策地位更为明确，也更具连续性。光伏在泰国被视为最具现实可行性的可再生能源形式之一。笔者在调研中发现，该地区每年3月便进入夏季，居民家庭每月电费可达数千元人民币，空调使用率极高。为了减轻居民用电负担，无论是地面电站还是分布式光伏，泰国均在不同阶段通过电价机制、竞价项目等方式推动其发展。不过，光伏政策同样体现出明显的规划导向特征，项目能否落地往往取决于是否纳入当期政策安排，而非单纯的市场意愿。对投资者而言，理解政策周期、把握项目窗口，往往比单纯评估技术或融资条件更为关键。
在泰国，储能并未被视为一个独立的、成熟的电力市场主体，而更多被定位为服务于电力系统稳定和新能源消纳的辅助性设施。政策文件中虽多次提及储能的重要性，但在法律和监管层面，其商业模式、收益机制和监管属性仍在逐步探索之中。在实践中，储能项目往往需要依附于风电或光伏项目，作为系统配套的一部分推进，而难以单独形成清晰、稳定的商业逻辑。
整体而言，泰国对风电、光伏和储能采取的是一种循序推进、边实践边调整的政策路径。这种路径为投资者提供了一定的稳定预期，但也要求投资者具备较强的制度理解能力和长期视角。对于中资企业而言，只有在充分理解三类新能源在政策体系中的真实定位后，才能在项目选择、结构设计和风险控制上作出更为理性的判断。
三、欧盟CBAM 对泰国产业链能源结构的倒逼作用与新能源项目的碳减排属性
欧盟碳边境调节机制（CBAM）的三年过渡期结束，于2026年正式实施，标志着碳减排义务正在从单一法域的内部规制，逐步演变为通过贸易规则向外部产业链延伸的制度安排。对东南亚国家而言，CBAM 并非一项直接适用的法律义务，但其通过进出口产品的碳成本核算，已经在事实上对区域内产业结构和能源选择形成了持续而明确的倒逼效应。
笔者认为，从机制设计上看，CBAM 并不以“是否使用新能源”为判断标准，而是通过产品隐含碳排放量与欧盟碳价挂钩，将能源结构问题转化为可量化、可计价的碳合规成本。这种制度安排，使得原本位于生产链上游、且长期被视为企业内部选择的能源使用方式，开始直接影响终端产品的国际竞争力。对于以欧盟为重要出口市场的企业而言，能源结构不再只是成本项或 ESG 表述的一部分，而逐步成为碳合规与交易条件的组成内容。
从我国以及印尼、泰国等视欧盟为重要出口目的地的国家来看，欧盟碳边境调节机制（CBAM）的影响并非停留在直接出口企业层面，而是沿着供应链向上游传导。即便企业本身并不直接向欧盟出口产品，其为出口型企业提供原材料或中间产品的事实，也可能使其面临来自客户的减排要求。这种由下游倒逼上游的碳合规压力，正在推动东南亚部分行业重新评估其能源来源和用能方式。在这一过程中，新能源项目开始呈现出超出传统“电力投资”范畴的制度价值。
目前泰国的碳合规制度环境下，新能源项目并不直接生成可用于抵扣 CBAM 义务的凭证，但其通过降低用电环节的间接碳排放，为企业整体碳足迹的改善提供了现实路径。尤其是在光伏和风电项目通过长期购电协议向工业用户供电的情况下，电力来源的改变可以直接反映在产品碳排放核算中。这种影响并非抽象意义上的“绿色形象提升”，而是在特定出口场景下，可能转化为可量化的碳合规优势。
需要注意的是，与我国面临的问题相同，CBAM 所强调的是“能否提供可信的碳排放数据”。这意味着新能源项目的减排属性，只有在能够被计量、被核查、并符合欧盟相关方法学要求的前提下，才能真正发挥制度价值。从法律实务角度看，这对新能源项目的碳合规设计提出了更高要求，包括发电数据的完整性、电力使用路径的清晰性以及碳核算方法的可追溯性。
由此，储能项目的价值也会逐步显现。虽然储能本身并不直接产生碳减排量，但其通过提升新能源发电的稳定性和可调度性，有助于提高可再生能源在工业用能中的实际占比，从而对绿电的使用提供稳定支撑。因此，对于以出口为导向的产业园区或大型制造企业而言，新能源与储能的组合，可以从“政策鼓励选项”转变为应对国际碳规则的结构性工具。
四、泰国新能源外资准入规则、行业限制与常见投资结构的法律要点
中资企业在泰国投资风电、光伏和储能项目时，通常不会在形式上遭遇“是否允许进入”的制度性障碍，但这并不意味着外资准入在实践中是一个可以被轻视的问题。相较于一些明确设定股比限制或行业禁入的法域，泰国对新能源发电领域采取的是一种相对开放、但高度依赖配套制度和行政审批的准入模式。其核心特征并不在于外资比例本身，而在于企业身份、经营范围以及是否符合特定法律框架的整体设计。
从法律结构上看，外资投资泰国新能源项目首先需要面对的是《外商经营法》（Foreign Business Act, FBA）所确立的基本规则。该法并未将发电活动列为明确禁止或限制外资进入的行业，这为外资参与新能源发电提供了制度空间。但在实践中，项目公司往往仍需结合具体经营内容判断是否触及受限行业，其真正的可能受限产业涉及工程建设、运维服务、配套商业活动等等，是否构成“受限经营”需通过法律合规的审慎评估。这种模糊性，使得外资准入问题在新能源项目中更像是一个结构性合规议题，而非单一法律条款的适用问题。
对项目而言，泰国新能源项目的法律要点更多体现为如：土地使用、环境影响评估、本地用工、社区议题和电力并网条件等，均可能在不直接限制外资比例的情况下，对外资项目形成实质性影响。特别是在土地问题和社区议题上，对于风电和地面光伏项目，土地合规和社区议题往往是决定项目可行性的关键因素之一。
在此背景下，泰国市场上逐渐形成了若干相对成熟的投资结构。最为常见的模式是由外资在泰国设立项目公司，通过该公司持有发电许可并与国有电力机构签署购电协议。在这一结构下，项目公司通常作为单一目的载体（SPV）存在，其经营范围、股权结构和融资安排均围绕具体项目设计。这种模式的优势在于结构清晰、监管路径相对明确，但其前提是对外资准入、经营许可和土地安排进行系统性的前期设计。
另一类常见结构是通过与泰国本地企业合作，以合资方式推进新能源项目。这种安排在法律上并非强制要求，但在实际操作中，往往有助于降低土地获取、行政沟通和社区协调方面的成本。需要注意的是，合资结构并不必然意味着合规风险降低，相反，股东权利安排、控制权设计以及退出机制，往往成为后续争议的高发领域。从律师视角看，合资并非解决外资准入问题的“万能方案”，而是一种需要精细设计的商业与法律工具。
对于储能项目而言，由于储能在监管层面尚未形成完全独立的市场定位，其投资往往需要依附于发电项目。这要求投资者在结构设计中预留足够的灵活性，支持绿电的稳定性和质量，也需考虑应对未来监管政策的调整。
总体来看，泰国新能源发电领域鼓励外资准入，但其合规难点集中体现在结构设计、经营范围界定和配套制度的设计和衔接上。中资企业在进入泰国市场时，与其关注形式上的外资比例限制，不如将更多精力投入到整体投资结构的合规性和可持续性设计之中。这种前置性的法律判断，往往比事后调整更具成本优势，也更有助于项目的长期稳定运行。
（原标题：E&C 观点 | 能源低碳出海东南亚篇：暹罗绿南畔，合规碳路先——泰国新能源项目法律合规实务视角及CBAM碳减排布局（中英泰多语））
来源：天达共和法律观察
作者：
- 梁巍，天达共和顾问 北京办公室；业务领域：能源与自然资源、政府事务、企业碳合规、欧盟碳关税、欧洲碳金融政策跟踪与法律咨询、碳中和认证、ESG报告、双碳-环境损害、低空经济、政府监管及行政处罚问题的解决等；联系方式：邮箱：liangwei@east-concord.com，电话：+86 10 6510 7403
- 赵舒杰，天达共和合伙人 北京办公室；业务领域：政府法律服务、国资监管和合规、新闻媒体、复杂的民商事争议解决、碳排放权交易、碳交易合规、碳排放权交易及合同争议解决等；联系方式：邮箱：zhaosj@east-concord.com，电话：+86 10 6510 7030
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