在由上海有色网信息科技股份有限公司（SMM）、山东爱思信息科技有限公司主办的2026SMM（第五届）光伏&储能产业大会暨电力市场创新论坛-光储技术创新与新型场景应用论坛上，中国电力建设集团国际工程有限公司新能源与电力副总经理 郝喜国围绕“海外光储项目落地经验与多场景实践”的话题展开分享。
全球光储发展新形势
1.1 全球太阳能电力装机现状
过去十五年，太阳能装机从 73 GW 飙升至 2391 GW，装机占比由 2011 年的 1.4% 提升至 23.5%，太阳能实现了从边缘能源向主力电源的跨越式蜕变。
全球电力装机增长持续加速，新增规模屡创新高。2025 年全球新增发电装机达 816 GW，其中太阳能新增装机 511 GW，占全部新增装机的 63%。太阳能已经成为全球电力供给扩容的最主要来源，引领全球电力系统低碳扩张。
1.2 全球储能电力装机现状
截至2025年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模496.2GW，同比增长33.3%。其中，抽水蓄能累计装机占比首次降至50%以下。
截止2025年底，新型储能保持高速增长态势，累计装机规模达到278.7GW/687.5GWh，同比增长68.5%/79.9%。随着长时储能项目占比不断提升，新型储能平均储能时长达到2.47小时，较2024年同期提高0.16小时。
1.3 全球各区域电力需求增长带来市场机会
全球电力需求持续增长。2022-2025年间，疫情后的经济复苏助推了新兴经济体用电需求的高企，从而推动了全球电力需求的快速增加。
到2027年，全球电力消耗量预期还将呈现强劲增长态势。其中，大部分新增需求将来自新兴和发展中经济体，占总体增长的85%。
1.4 全球南方经济体发展提速，催生海量新增电力需求
“全球南方国家” 泛指亚洲、非洲、拉美等工业化起步较晚的新兴与发展中经济体，与欧美、日韩等发达经济体（全球北方）相对应。
2 0 2 4 年发展中经济体G D P已攀升至45.8 万亿美元；从全球经济份额来看，发展中经济体占比由2000年的 21.1% 持续提升至 2024 年 41.5%，2030 年预计进一步升至 43.9%，全球经济重心加速向发展中经济体转移。
经济高速扩张带动工业化、城镇化持续推进，叠加 AI 算力、矿产开发、居民用电新增负荷，未来全球电力新增需求将逐步转移至“全球南方国家”。
1.5 多国电力供给存在缺口，境外光伏、储能市场空间广阔
2024 年全球整体通电率 92%，仍有 6.55 亿人口无电力供应。
全球共 94 个国家仍存在无电人群；20 个重度缺电国家18 个位于非洲。
世界银行预计按照现有速度，2030 年全球仍有约 6.45 亿人无法用上电，其中 85% 的缺电人口集中在撒哈拉以南非洲。
世界银行测算，为实现2030 年实现全民通电SDG7目标，电气化提速需达到当前 3 倍以上。光伏储能依托离网、微网应用优势，是助力偏远地区快速普及电力的重要技术选择。
1.6 地缘冲突引发能源安全危机，推动各国加大新能源布局
霍尔木兹海峡作为全球能源的出口之一，关系全球约 20%-25%的海运石油和近20%的LNG供应。美以伊战争可能导致能源供应中断、价格飙升、航运受阻三大风险叠加，对高度依赖进口天然气和燃油发电的国家和地区造成系统性冲击。
2 海外光储项目常见挑战及应对建议
开发阶段外部环境挑战
1. 市场竞争加剧；2. 贸易壁垒提升；3. 国际局势承压
投议标阶段风险挑战
1. 工作范围界定风险；2. 上游协议穿透风险；3. 前期基础资料不足风险；4. 本地化合规约束风险；5. 工期风险；6. 性能考核风险。
履约阶段风险挑战
1. 履约管控错位风险；2. 融资模式合同风险3. 设备供应链与物流风险；4. 分包商管控风险。
2.1.1 项目开发阶段外部环境挑战
2.1.2 项目开发阶段建议
2.2.1 项目投议标阶段面临挑战
1. 本地化合规约束风险
部分境外项目在投标文件、合同条款中硬性规定最低本地化采购 / 用工比例，配套设置高额违约罚则。议标阶段若未充分评估属地供应链、本地分包资源能力，后期无法达标将触发罚款。
2. 工期风险
IPP 项目通常已签署 PPA，并网 COD 节点被严格锁定。私人资本对投资收益高度敏感，合同工期普遍预留不足。主变、储能电池等关键长周期设备采购周期难以匹配既定工期；同时延期违约金标准高、索赔通道狭窄，部分项目报价阶段就需要预留潜在工期罚款成本。
3. 性能考核风险
在项目界面、外部边界条件尚未完全厘清的前提下，业主要求承包商承诺光伏电站 PR 值，同时设置苛刻的测试工况、考核规则。若实际性能指标不达标，将计取高额性能违约金，极端情况下业主有权拒收工程，总包面临巨大履约兜底压力。
4. 前期基础资料不足风险
投标阶段业主提供研究资料往往深度不足，常见如地质、水文勘察资料缺失或精度不足，直接影响光伏场区排水、桩基选型、桩长设计。甚至出现电网接入研究工作转嫁给承包商实施，同时业主对资料准确性免责，相关风险、额外成本全部由总包自行承担。
5. 上游协议穿透风险
招标合同普遍设置 PPA 条款穿透机制。业主将购电协议全部约束传导至总承包商。部分场景下，业主与组件设备与储能电池厂商先行敲定激进性能指标，全部转嫁由 EPC 承包商兜底承担，指标责任边界错位。
6. 工作范围界定风险
IPP 开发商主体参差不齐，招标文件经常存在工作边界模糊问题。如光储配套界面划分不清，场区清表责任、对侧变电站改造等工作范围界定不清的风险，极易形成成本缺口。
2.2.2 项目投议标阶段建议
2.3.1 项目履约阶段风险-履约管控错位风险
FIDIC银皮书（EPC交钥匙模式）的核心优势是弱化业主过程干预，由总包全权负责设计、施工全流程，无传统工程师逐级审批机制，保障项目高效履约、工期可控。
多层级前置审批大幅拉长设计报批周期，原有合同工期无法适配实际履约节奏，直接导致项目严重延误，造成PPA协议过期、项目停滞的重大风险
2.3.2 项目履约阶段风险-融资模式合同风险
工程承包合同条款的严苛程度随融资模式的变化逐步升高
2.3.4 项目履约阶段风险-分包商管控风险
境外光储项目高度依赖设计、施工等属地分包资源。受市场成熟度、管理能力及合同体系差异影响，分包商履约能力参差不齐，若合同约束、过程监督及绩效考核不到位，易引发设计延误、施工质量下降、工期失控等连锁风险。
分包合同约束不足
合同对设计质量、交付成果、出图节点、违约责任约定不完善；履约约束力不足；风险责任划分不清，索赔及争议处理困难。
分包商履约能力不足
技术能力、资源投入及项目管理水平参差不齐；人员配置不足或关键岗位频繁更换，影响设计及施工连续性，返工修改频繁。
过程管控不到位
总包单位对设计、采购、施工接口协调不足；进度、质量、成本缺乏动态监控，问题发现和纠偏滞后，影响整体履约效率。
属地管理协调困难
当地法律、劳工制度及文化差异增加管理难度；语言沟通效率低，设计澄清、技术交底响应慢；属地资源调配能力不足，影响现场施工组织。
2.3.5 项目履约阶段建议
电建海外光储多场景实践
中国电建国际业务介绍
中国电建是国际业务体量最大的中央建筑企业之一，全球设立六大区域总部，在123个国家设有538个驻外机构，业务遍及全球130多个国家和地区。
最后，他还介绍了大型光储综合应用场景、大型光储离网应用场景、水面漂浮光伏应用场景、矿区应用场景以及大型光储综合应用场景等的运营情况。
以大型光储综合应用场景为例：
南非OYA混合能源项目
项目地点：南非马奇斯方丹镇
装机规模：155 MW光伏、86.4 MW风电（18 台风机）及 94 MW / 242 MWh储能系统
项目特点：奥亚项目融合多种可再生能源技术，是全球首个商业化并网风光储混合能源项目，为南非乃至全球新能源发展提供示范。
