全球能源格局重构、竞争规则换剧本，中企出海该怎么接招？
界面新闻记者 | 席菁华
“（对于大公司而言），能源已经不再只是一项成本科目，它变成了必须进入董事会议程的经营变量。”
9月11日，在2026年服贸会举办期间，毕马威中国能源转型与循环经济主管合伙人李晶在接受界面新闻采访时作出上述表示。
同日，毕马威在服贸会上对即将发布的能源转型主题新书《能源转型新范式：中国企业高质量发展的核心动力》进行宣讲，提出能源已经跃升为核心战略变量，企业需应对全球能源格局重构、新型电力系统演进、能源金融化及数据治理深化四大变革，通过资本、数据、模型的能力系统整合，实现韧性增长。
李晶对界面新闻解读称，过去企业可以把能源交给采购和工程部门——签一个价格、保住供应、满足环保要求。但今天不够用了，因为三件事在同时发生。
第一，价格在动，电力市场规则持续完善、全国碳市场扩围到钢铁水泥铝冶炼、新能源上网电价推进市场化改革，电价、气价和碳价开始共同作用于毛利、现金流和融资条件。
第二，客户在审供应链碳数据，不再只问企业是否声称低碳，而要求证明碳排放、能源来源和核算口径。
第三，AI算力正在改写电力需求，把电力从接入问题变成规划问题。
“能源角色被重估了，它开始直接影响利润、资产估值、客户准入和融资条件。另外，‘不可能三角’回到了企业自己手上——成本、安全、绿色的取舍过去被价格管制和公用事业体系吸收掉，现在需要企业自己来排序。”李晶告诉界面新闻，不同类型的企业将面临不同的首要约束，“例如，能源密集型企业首要面临成本约束，关键基础设施首要考虑安全约束，而出口导向型制造企业则优先受到绿色约束。”
竞争规则变了
中国已成为全球创新力上升最快的国家之一。海关总署数据显示，今年1-7月，电动汽车、锂电池、风力发电机组出口分别同比增长71.2%、35.8%和34.8%。
9月11日，中国汽车工业协会发布的数据显示，今年1-8月新能源汽车出口343.5万辆，同比增长124.3%。
在当前国际环境中，中国能源企业的全球化布局面临三大变化。
“不是‘更难了’，而是竞争规则换了。”
李晶分析称，一是规则开始改写项目回报。欧盟碳边境调节机制自2026年起适用，欧盟委员会发布的《外国补贴条例》也已生效，美国《通胀削减法案》及后续税务指引影响清洁能源投资和制造业布局。“它们不是加在项目之上的合规成本，而是进入了产品定价、客户准入、供应链结构和税收资格判断。”
二是海外市场重新定义了中国企业的角色。企业以设备和工程能力进入项目，但业主、监管方和融资机构往往按“系统责任方”来做要求——融资尽调问询并网测试、系统性能、长期运维责任；监管方则问询环境许可、劳工安排、数据合规和本地运营主体。
三是海外项目公司的回报能不能回到国内集团，取决于税务和跨境规则。
“税前内部回报率（IRR）成立不代表税后成立，海外项目公司账上有现金流，不等于这笔钱能顺利回到集团手里。”李晶提醒道。
其认为，供应链韧性要能进入投资测算才算数。建议企业对重大海外投资事先做政策与地缘压力测试——对碳边境机制、海外补贴规则、关键矿产、贸易限制、数据规则和本地化要求等变量逐项研究，确认会否影响项目现金流、市场准入和退出安排。
“碳数据由谁出、绿色属性归谁、成本由谁担、规则变了价格怎么调。这些要提前写进合同。”李晶认为，合同不处理，风险会在运行中重新分配，而且通常分配给中国企业这一方。
全球能源转型投资规模持续增长，在当前经济不确定性下，最大的变化是：“确定性本身开始有价格。”
在李晶看来，过去做能源项目看准方向投下去即可，现在需要把未来20年的收入用长期合同、绿电绿证、电价套保、保险等工具提前锁定，而这种“锁定”要付费。
他特别提醒，企业缺少这些金融工具安排，将构成风险。“能源项目绑定长期资产，价格信号却高度波动。企业如果长期缺少中长期合同、绿电绿证安排、保险或备用信贷，长期资产就持续暴露在短期的冲击之中。”
从“能源供给”到“系统经营”
如果说出海规则之变影响的是能源企业的海外布局，那么在国内，“十五五”规划首次提出的“能源强国”战略，则对能源企业本身的经营方式提出了系统性要要求：不能仅停留在能源供给层面，而是需要系统化地经营。
《新型能源体系建设“十五五”规划》明确，2030年初步建成新型电力系统的目标：非化石能源发电量占比达到50%，实现28亿千瓦以上新能源高水平消纳，建成可支撑超过1.1亿辆电动汽车出行的充电基础设施网络；同时，常规水电装机达到4.1亿千瓦左右，核电装机约1.1亿千瓦，生物质、光热、地热能、海洋能等发电装机达到6500万千瓦左右。
“这些硬性指标意味着能源企业面临的不是渐进式优化，而是系统性重塑。”毕马威中国董事、毕马威亚太区及中国能源、天然资源及化工行业主管合伙人蔡忠铨告诉界面新闻。
他建议，企业需要重新评估资产组合，拓展绿电直连、零碳园区、车网互动等新业态，从能源供给平台向产业协同平台延伸。”
在运营层面，蔡忠铨认为，市场化定价带来的收益波动性显著上升，企业需建立精细化的市场交易能力和价格风险对冲机制；ESG披露与碳资产管理成为刚性要求。另外，数字化与安全治理需要同步推进，“企业需要在技术投入与风险防控之间取得平衡。”
对于绿氢、储能、可持续燃料等新兴赛道哪些最可能出现实质性商业化突破，李晶“押注”储能，尤其是电网侧和工商业侧的短时储能。
“它的瓶颈不在技术，在规则——同样的电池，在规则成熟的地区能进入容量、辅助服务和需求响应，在规则未到位的地区就只是一笔设备投资。未来两三年的进展，更多取决于各地市场规则和结算机制的落地节奏，而不是电芯成本再降多少。”李晶进一步表示。
其次是算电协同与灵活性负荷。这不是新赛道，是新的收入机制：数据中心和大型工业负荷从用电方，变成可以参与系统调节、通过长期绿电合同锁定成本的灵活性资源，“商业闭环相对清晰，关键的约束在于电力承载与接入规划。”
李晶认为，氢能在两三年内仍难以实现经济性突破，“突破更可能是结构性的——出现在已有确定用氢需求的化工和冶金替代场景、有弃电消纳条件的区域，以及有客户长约绑定的项目上。”而长时储能仍在验证阶段，两三年内更可能是示范推进。
“未来两三年真正跑出来的，不会是成本降得最快的技术，而是收入机制最先被规则确认的场景。”李晶总结称。
产业链优势突出，原创能力待补
“中国新能源科技企业在全球竞争中，具有产业链优势突出、原创能力待补的明显特点。”蔡忠铨告诉界面新闻。
从优势看，中国是全球唯一覆盖从材料研发、装备制造、系统集成到回收利用完整产业链的国家，全产业链协同优势无可替代。“这种全链条集群效应是任何单一国家难以复制的结构性壁垒。”
他还指出，中国企业的工程化落地能力强，领先企业普遍形成了“技术专利化-专利产品化-产品场景化-场景规模化”的快速商业化路径，这一点在储能、氢能、风光储一体化和新能源车领域尤为明显。
企业从单纯EPC工程建设迈向IPP独立发电运营，完成从“卖产品”到“卖服务、卖运营”的身份进阶。此外，在制造规模化与成本控制能力上全球领先，从多晶硅到电池组件，中国企业在规模化生产和成本递减曲线上已形成显著先发优势。
与此同时，中国新能源科技企业正处于从“规模扩张”迈向“技术引领”的关键阶段。
蔡忠铨表示，当前行业面临产能结构优化与盈利模式升级的阶段性任务，国际竞争更趋复杂，基础研究和原创性技术仍是需要持续投入、加快补齐的方向。
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责任编辑：郭建
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