泰国已在能源与气候领域制定了明确目标：计划于2030年前实现温室气体减排30%，并在国际支持条件下提升至40%；2050年达成碳中和，2065年实现净零排放。电力部门正在推进系统性变革。处于公众听证阶段的《国家能源规划（NEP）》及新版《电力发展规划（PDP 2024-2037）》强调可再生能源将在新增电源中占据更高比重，预计至2037年实现显著提升。

配套的《可再生能源发展计划（AEDP 2024草案）》设定了2037年太阳能装机容量达约38.97 GWp的目标，其中包括2.79 GWp水上光伏（与水电混合开发）。政策机制亦从以往单一的上网电价补贴（FiT）转向“绿色电力资费（UGT）”与“直购电（Direct PPA）”双轨并行，以响应数据中心和跨国制造企业日益增长的绿电需求。就成本而言，光伏已成为泰国最经济的新建电源类型，光储结合的平准化度电成本（LCOE）预计在2025年前后低于新增化石能源机组，政策支持与经济性正形成良性互动。

2022至2030年间，泰国推出“无燃料成本可再生能源FiT”大型招标，涵盖地面光伏和“光伏+储能”项目，总规模约5 GW，其中地面光伏约2.37 GW，光储结合约1 GW（经SPP/VSPP渠道签约）。并网工作由EGAT、PEA和MEA共同负责，光储项目需在指定时段保证出力以提升系统可靠性。2019至2024年户用光伏“净计量”政策（回购电价1.68–2.20泰铢/千瓦时）已完成90 MW配额；能源部拟将分布式发电年度配额提高至不少于400 MW，并研究放开工商业余电上网与更灵活商业模式。面向大用户的UGT与Direct PPA也在积极推进，将与现行FiT互补，构建多元消纳体系。

泰国太阳能资源优越，多个省份年水平面总辐照量超过1850 kWh/m²，技术开发潜力达数百吉瓦；风能资源中等，但部分海湾与高海拔地区仍具开发条件。作为农业大国，生物质能自2018年起已成为可再生能源发电的重要组成部分。系统调节方面，已建成三座抽水蓄能电站（总容量1.5 GW/6 GWh），另有三个新项目处于可行性研究阶段（总规模2.5 GW/19.8 GWh），将与快速发展的电化学储能共同构成系统调节骨干。资源、成本与制度的匹配使“地面光伏+抽蓄/储能”及“水上光伏-水电混合”成为主流技术路线。

截至2023年，泰国光伏累计装机约5034 MWp。根据AEDP 2024草案，2024至2037年间需新增约34 GWp太阳能装机，形成稳定市场需求。若分布式年度配额达400 MW以上，再结合工商自发自用与直购电需求，市场空间将持续扩展。行业对PDP 2024草案的情境分析显示，2037年太阳能新增规模可能达54 GW，呈现“年均GW级增长”趋势。

泰国市场正从“政策拉动”转向“政策与经济性双轮驱动”。近期可再生能源招标将“光伏+储能”列为独立类别，规模达GW级；EGAT等机构积极推进抽水蓄能扩建以增强长时调节能力。资金方面，亚洲开发银行（ADB）等机构为光储项目提供长期贷款与信用增强工具，改善融资条件。4小时光储系统的LCOE已与新建燃气调峰机组相当甚至更具优势，预计2030年前仍有显著降本空间。保守估计，若新增光伏容量的30%配置2小时储能，则对应电池功率约10–12 GW、能量规模20–24 GWh。峰谷价差扩大与供电可靠性需求也推动工商领域“光储直供”、合同能源管理等B2B模式加速发展。总体而言，抽水蓄能负责系统级长时调节，电化学储能提供日内灵活响应，“光储同场”将成为主流配置。

中国企业在泰国的产业布局与动因：制造与系统集成企业将泰国视为辐射东盟和北美市场的重要枢纽，并不断加强本地化运营。代表案例包括：比亚迪在罗勇建成新能源整车工厂（年产能15万辆），带动动力电池与储能生态；国轩高科与泰国PTT集团合资建设NV Gotion电池工厂；阿特斯在春武里建设5 GW N型硅片及TOPCon电池产线；天合光能自2015年布局泰国，2024年根据贸易环境进行产能调整；阳光电源在泰设厂供应逆变器与储能系统；隆基推动高效组件在工商与屋顶市场的本地化与渠道建设。企业布局动因包括：泰国投资委员会（BOI）提供的税收与土地优惠、东盟关税与物流便利、外资企业对绿电采购需求的增长，以及应对海外贸易政策变化（如美国反倾销/反补贴措施）。（此文出自见道官网：www.seetao.com未经允许不得转载否则必究，转载请注明见道网+原文链接）见道网战略栏目编辑/许生鹏