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IIGF观点｜刘炳材、沈威：储能跃升与市场分化——中国海外可再生能源项目2026年二季度追踪

发布时间：2026-08-04

2026年7月，中央财经大学绿色金融国际研究院（IIGF）与英国萨塞克斯大学发展研究所（IDS）联合发布《中国海外可再生能源项目全景——2026年第二季度报告》。报告基于中财大绿金院“中国海外可再生能源项目数据库”（D-CORE），追踪2026年4月至6月出现最新项目进展的101个中国海外可再生能源项目，相关签约容量为35.1吉瓦。与2025年同期的116个项目、32.1吉瓦相比，二季度项目数量有所下降，但容量有所上升。若将观察期延伸至上半年，2026年共录得246个项目、75.4吉瓦，2025年同期则为223个项目、72.9吉瓦，项目活动总体保持活跃。

需要指出的是，二季度容量增长主要受到埃塞俄比亚单个8.4吉瓦可再生能源集群项目的影响。剔除这一体量显著的记录后，本季度容量并未呈现同等幅度的广泛增长。因此，相较于单纯强调总量扩张，更值得关注的是项目组合内部的变化：独立储能在项目数量上首次居首，综合能源继续贡献最大容量，最不发达国家参与进一步扩大，同时一批此前签约项目进入集中投运阶段。

一、技术构成：储能项目居首、综合能源容量领先、模块化趋势增强

2026年第二季度，独立储能以27个项目成为最常见的技术类别，超过太阳能光伏的26个项目；而2025年同期独立储能项目为15个。这一变化表明，电池储能在中国企业海外项目组合中的活跃度进一步上升。

图1 中国海外可再生能源项目数量和装机容量对比（按项目类别）

太阳能光伏仍在海外项目中占据重要地位，二季度录得26个项目、4.3吉瓦，低于2025年同期的43个项目、13.4吉瓦。综合能源系统录得21个项目，却以21.4吉瓦位居各技术类别容量首位，反映“发电+储能”一体化方案仍是大型项目的重要形态。不过，该容量同样受到埃塞俄比亚8.4吉瓦集群项目的显著拉动，不能简单理解为所有市场的综合能源项目均同步放大。

风电由2025年同期的14个项目、6.0吉瓦增至16个项目、7.7吉瓦，容量增28.3%，主要与中亚和东非持续推进招标有关。水电则降至5个项目、1.2吉瓦，生物质增至4个项目，地热与余热仍处于边缘位置。总体而言，光伏与综合能源继续构成主要支柱，独立储能则以更高的项目频次成为增长较快的第三支柱。设备供应与系统集成活动的同步上升，或可说明中国海外可再生能源业务正在更多转向可复制、可组合的模块化系统，但现有季度数据尚不足以将这一变化归因于单一市场因素。

二、地理分布：西亚容量领先、东南亚项目密集、非洲出现矿能联动

图2 全球各区域签约装机容量排行

从区域看，西亚以15个项目、10.6吉瓦位居签约容量首位，其中阿联酋以3个项目、7.3吉瓦贡献了主要容量。海湾市场继续呈现单体规模较大的太阳能与混合能源园区特征，其项目开发通常与主权承购商和长期购电安排相联系。东南亚则以23个项目位居项目数量首位，签约容量为5.5吉瓦；越南录得7个项目，马来西亚、缅甸和老挝也形成了涵盖不同采购模式的项目活动。

中亚录得14个项目、5.9吉瓦。乌兹别克斯坦以8个项目成为二季度项目数量最多的东道国，签约容量为3.2吉瓦；哈萨克斯坦则录得5个项目、2.6吉瓦。东非的5个项目合计8.9吉瓦，其中绝大部分来自埃塞俄比亚8.4吉瓦集群。按国别容量计，埃塞俄比亚、阿联酋和乌兹别克斯坦位居前三；按项目数量计，乌兹别克斯坦、越南和刚果民主共和国分别以8个、7个和6个项目居前。

两类排名显示，当前项目组合中，大型综合体与数量众多的中小型、分布式项目并存。一方面，海湾和东非的少数超大型项目显著抬升区域容量；另一方面，亚洲与非洲多国仍以规模相对有限的光伏、储能和综合能源项目构成更广泛的项目基础。值得关注的是，刚果民主共和国、赞比亚等资源型经济体的部分项目服务于矿产开采或加工设施，反映撒哈拉以南非洲正在出现矿产开发与清洁能源供给相联动的趋势。

三、最不发达国家：参与范围扩大，技术供给呈现差异化

图3 最不发达国家（LDC）与其他国家项目数量比较

二季度101个项目中，23个位于最不发达国家，较2025年同期的15个增长53.3%；其余78个位于非最不发达国家。最不发达国家项目以太阳能光伏为主，共13个，占该组项目的一半以上；综合能源录得9个，另有1个水电项目。厄立特里亚、莱索托、赞比亚和刚果民主共和国等市场的项目分布，与电网基础较弱环境下采用光伏及“光伏+储能”方案的特征相一致。

与之形成对照的是，本季度27个独立储能项目全部位于非最不发达国家。非最不发达国家的技术组合也更为多元，除独立储能外，还包括16个风电项目，以及各13个光伏和12个综合能源项目。这种分化表明，中国企业的海外技术供给或与东道国电网成熟度、项目融资条件及商业承购结构相适配。光伏与综合能源更容易成为电网薄弱市场的基础方案，而独立储能通常需要更明确的调度机制、收入来源和可融资的承购安排。

四、融资模式：混合融资与信贷融资并重，信息覆盖仍是约束

融资分析必须置于有限样本范围内理解。2026年上半年录得的246个项目中，仅22个项目能够识别融资模式，覆盖率为8.9%。在这22个项目中，混合融资10个，占45%；信贷融资9个，占41%；股权融资3个，占14%。因此，这组数据只能作为趋势性信号，不能代表全部中国海外可再生能源项目的融资结构。

从历年上半年可识别样本看，信贷融资在2022年至2024年持续占据主导，占比分别为48%、56%和60%。2025年上半年，混合融资首次以52%超过信贷融资28%；到2026年上半年，两者分别为45%和41%，继续接近并重。该变化与多边开发银行、发展金融机构和商业银行共同分担风险的项目增多相一致，也反映传统政策性信贷之外的资金组合正在丰富。股权融资在五年间维持13%至24%的相对有限区间，或可说明中国企业面对汇率、监管和长期资产负债表风险时仍较为审慎。

更需谨慎看待的是融资信息可得性。可识别融资信息的项目占比从2022年上半年的17.4%升至2024年上半年的20.2%，此后降至2025年上半年的13.0%和2026年上半年的8.9%。部分下降可能来自合同签署与融资披露之间的时间差，尤其是新录入项目仍处于签约或中标阶段，融资细节尚未公开。同时，报告也提示，部分融资或更多通过出口信用保险支持的银团和央企内部打包安排完成，形成较难从公开渠道辨识的闭环结构。后者是否构成披露率下降的普遍原因，仍需更多交易层面证据验证。

从两个典型项目当中，我们可以看到当前融资结构的不同路径。哈萨克斯坦1吉瓦综合能源项目获得欧洲复兴开发银行提供的5.48亿美元A/B贷款，其中B档由中国建设银行、卡塔尔国民银行、法国兴业银行和渣打银行组成银团，并获得法国开发署私营部门公司、德国投资与开发有限公司和哈萨克斯坦开发银行合计约3.8亿美元的平行贷款，体现了多边开发银行主导、跨国金融机构共同参与的风险分担模式。同期两个乌兹别克斯坦储能项目则由中国银行澳门分行和深圳分行牵头的中资银团提供融资，并由中国出口信用保险公司全额承保，呈现更为集中的中资闭环信贷特征。

五、项目阶段与参与主体：二季度一定程度上成为“集中投运季度”

图4 2026年第二季度与2025年第二季度项目运行阶段数量对比

从项目阶段看，已签约项目占39%，仍是最常见状态；已中标项目占12%。运营中项目占比由2026年第一季度的17%升至第二季度的30%，完工与运营中项目合计占33%，高于一季度的20%。这一变化表明，2023年至2024年签约扩张期形成的一批项目正在陆续并网，二季度在一定程度上可视为“集中投运季度”。与此同时，已签约与已中标项目合计仍超过一半，说明后续项目储备并未因投运比例上升而明显收缩。

参与企业方面，中国能建涉及18个项目，继续位居首位；中国电建涉及8个项目，中国电力工程顾问集团（CPECC）涉及4个项目。101个项目中有43个至少涉及一家中央企业，表明中央企业在大型发电资产建设和交付中仍占据结构性主导。与此同时，民营专业企业在设备和技术供应环节更加活跃：阳光电源和远景集团各参与4个项目，金风科技和晶科能源各参与3个项目，覆盖储能、风机与光伏组件等环节。

从参与角色看，EPC总承包仍以28%位居首位，但设备供应已达27%，两者差距明显缩小；2025年同期，EPC在参与记录中的占比为42%。综合解决方案提供商和股权投资者分别占13%和12%。这一结构与储能及模块化“光伏+储能”系统的扩展相呼应：项目价值正在更多分布于核心设备和系统集成环节。不过，EPC仍是最常见的单一参与类型，设备供应占比上升并不意味着工程承包的重要性消失，而是反映参与主体和价值实现方式趋于多元。

六、典型案例：老挝与阿尔及利亚的两种交付路径

老挝北部互联清洁能源基地一期项目位于乌多姆赛省，装机容量1吉瓦，于2026年4月7日实现全容量并网。项目由中国广核集团投资并长期运营，中国能建所属CPECC承担EPC总承包，并通过BOT/BOOT安排形成“投建营一体化”模式。中国南方电网参与跨境互联，项目电力可由老挝北部送往中国云南，使其收入安排较少依赖老挝国家电力机构和当地货币。建设期绿色过桥融资由总部位于新加坡的星展银行通过中国内地和香港机构提供。该项目从2023年12月EPC合同中标、2024年12月开工，到2026年4月并网，显示跨境承购安排和全生命周期参与有助于大型项目在主权信用与汇率约束较强的市场形成可融资结构。

阿尔及利亚比斯克拉220兆瓦光伏项目则体现了施工主导型分工。项目由中国电建承担EPC总承包，正泰集团供应光伏组件，于2026年4月投入商业运行，预计每年可向阿尔及利亚电网提供约4亿千瓦时电力。作为阿尔及利亚3吉瓦国家光伏计划中首个投运项目，比斯克拉项目由中央企业负责工程建设、民营制造商提供核心设备，是中国海外光伏项目中较为常见的产业链协作模式。项目从2024年3月签约、同年4月开工，到2026年4月投运，也为观察北非大规模光伏计划的后续交付提供了先行样本。

七、结论与展望

2026年第二季度数据揭示了三个结构性信号。第一，技术重心正在向储能和综合能源迁移：独立储能在项目数量上首次居首，综合能源则贡献最大签约容量，设备供应和综合解决方案的重要性同步上升。第二，最不发达国家参与进一步扩大，但技术组合与非最不发达国家存在明显差异，光伏和综合能源构成前者的主体，独立储能则全部集中于后者，反映项目方案与电网条件、融资和承购机制之间的适配。第三，运营中项目占比显著上升，表明此前形成的签约储备正在向实际交付转化。

总量数据之下，两种交付模式继续并存。老挝项目展示了投资牵引、投建营一体化和跨境承购相结合的全生命周期路径；阿尔及利亚项目则体现中央企业EPC与民营设备供应商协作的施工交付路径。前者通过长期持有和运营深化对东道国能源体系的参与，后者依靠专业化分工实现工程与设备的协同输出。不同市场的信用条件、电网成熟度和承购安排，将继续影响企业在两类模式之间的选择。

展望后续季度，三个问题值得持续跟踪：一是当前较高的签约和中标活动能否按期转化为完工与运营容量；二是融资信息覆盖率下降能否随着项目推进而改善，以及闭环融资结构是否会进一步降低交易透明度；三是在区域地缘政治不确定性背景下，不同交付模式能否保持项目交付韧性。对这些问题的连续追踪，将比单一季度的项目数量或容量变化更有助于判断中国海外可再生能源活动的长期质量与实际影响。

本文数据均来自中国海外可再生能源项目数据库：https://d-core.iigf.com.cn/

点击链接可查看二季度报告 https://iigf.cufe.edu.cn/info/1014/11677.htm?sessionid=

参考资料

[1] Liu, B., Zhou, Z., and Shen, W. (2026). The Landscape of Chinese Renewable Energy Projects Overseas — Q2 2026. International Institute of Green Finance & Institute of Development Studies.

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