中国对外能源投融资转变与典型案例
2026年1月30日
以下是近年来部分海外项目融资的成功案例，涵盖不同领域和融资模式：
印尼巨港垃圾发电项目
项目概况：中国浙能锦江环境控股有限公司投资约3亿美元在印尼建设垃圾焚烧发电项目，日处理垃圾1000吨、装机容量20MW。
融资模式：采用无追索权项目融资结构，由中国信保提供“双95”保单（覆盖95%政治和商业风险），联合星展银行与印尼国家银行提供1亿美元银团贷款，贷款期限8年，采用双币种设计匹配项目收入币种。
创新点：通过政策性保险与商业银行合作，有效对冲新兴市场风险，实现长期限融资，为中国环保技术出海提供示范。
哈萨克斯坦MQ风电项目
项目概况：寰泰能源在哈萨克斯坦投资建设的100MW风电项目，是当地首个风力发电项目，预计年发电3.87亿度。
融资模式：中信保提供“双95”无追索承保，工商银行、中国银行牵头组建银团融资2.56亿元人民币，购售电以人民币计价，形成“人民币跨境闭环”。
创新点：实现真正意义上的无追索项目融资，突破中资银行传统融资限制，推动人民币国际化与清洁能源出口结合。
沙特Jubail-Buraydah输水管道项目
项目概况：沙特国家级输水管道项目，全长587公里，输水规模65万立方米/日，覆盖人口超200万，采用BOOT模式，运营期35年。
融资模式：融资金额23亿美元，采用100%伊斯兰融资，配套soft mini-perm结构与过桥贷，由GCC本土金融机构提供贷款，购水方支付义务由沙特财政部提供信用支持。
创新点：通过风险分配、收入机制设计和主权信用背书，实现长期限、低成本融资，为中东水务PPP项目树立标杆。
赞比亚Chisamba光伏项目
项目概况：非洲首个在无主权担保情况下实现商业化融资的100兆瓦太阳能光伏项目，总投资约1亿美元。
融资模式：由赞比亚Stanbic银行提供7150万美元商业贷款，股权资金由项目公司与合作伙伴共同出资。通过锁定加拿大矿业巨头First Quantum Minerals作为终端购电方，以美元支付电费，隔离主权风险。
创新点：打破“主权信用缺失、政府担保难、商业银行不敢贷”的困境，通过风险隔离、私有化承购和区域市场对冲，实现高债务国家基础设施融资突破。
乌兹别克斯坦1吉瓦光伏项目
项目概况：中国能建牵头的大型光伏项目，采用“EPC+投资+运营”全产业链模式，总投资约8.7亿美元。
融资模式：由中国进出口银行、建设银行、中国银行等中资银行提供人民币计价的15年期银团贷款，辅以中国信保95%政治和商业风险保险。
创新点：首个使用人民币贷款并辅以全额信保担保的海外可再生能源投资项目，推动人民币国际化与清洁能源出口协同发展。
隆平高科巴西种业项目
项目概况：隆平高科在巴西收购玉米种子业务，成立隆平巴西公司，推动中国种业技术出海。
融资模式：农业银行湖南分行首创“内保内贷+境内外协同”模式，提供2.3亿美元贷款；后创新“人民币+美元”双币种贷款，2025年联合中国银行发放40亿元人民币跨境银团贷款。
创新点：通过境内外协同联动，解决汇率风险与融资成本问题，为中国种业企业海外发展提供金融支持。
以上案例展示了不同领域、不同融资模式的成功实践，体现了政策性金融与商业金融结合、风险隔离与信用增级、人民币国际化等创新要素在海外项目融资中的应用。
研究结论
全球能源投资在过去十年中稳步增长，清洁能源投资趋势愈发显著。其中，中国作出至关重要贡献。中国各级政府机构、政策性银行、国有基金、国有商业银行和国企，不同机构对外投资合作的风格特点各异。
2015年前后，中国对外能源投资主要以国开行和进出口银行为主，支持新兴和发展中经济体的大型发电、输电和燃料供应项目，这与早期“一带一路”倡议高峰期对重大基础设施的高需求相一致。
展望未来，中国的能源融资系统可能会继续向更清洁、更具竞争力的模式演变，更加重视项目可行性、风险分配和信用质量，并通过多种方式支持新兴和发展经济体的转型。
具体地，乌兹别克斯坦1GW光伏项目、南方电网收购秘鲁Enel配电资产、沙特阿拉伯首个绿色全流程厚板轧机项目、南非TFC光伏项目、丝路基金参与非洲基础设施投资基金IV、中海油投资圭亚那Whiptail油田项目和印尼巨港垃圾发电项目，7个具体案例详细展示了中国在能源对外投融资方面多样化的金融工具应用。
本篇《学术沙龙》分享国际能源署IEA于2025年12月22日发布的报告论文《China’s Official Energy Finance in Emerging and Developing Economies》。
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概述
全球能源投资在过去十年中稳步增长，清洁能源投资趋势愈发显著。其中，中国发挥了重要作用，不仅在国内清洁能源持续加大投资，也为广大新兴和发展中经济体提供了重要国际资本支持。本报告在IEA工作技术上，通过七个具体案例深入研究中国对外能源金融的构成。
报告认为，中国对外能源融资机构主要分五类，分别是：政府机构、政策性银行、国有基金、国有商业银行和国有企业，不同机构的特点各异。政府机构和政策性银行属于传统融资主体，以具有明确公共政策导向的赠款或债务融资为主要方式。国有基金、商业银行和国企属于市场化融资主体，提供股权、混合资本、担保等更丰富的金融工具，多直接投资于项目公司或参与合资合作。
机构方面，传统官方机构政策性银行和政府曾是国家对外能源金融的支柱。然而，在过去十年发生了巨大变化。在2015年前后，国开行和进出口银行占年度融资承诺的大部分，为新兴和发展中经济体的大型发电、输电及燃料供应项目提供支持，这与早期“一带一路”倡议高峰期对重大基础设施的高需求相契合。此后，项目模式发生显著变化。政策性银行的年度承诺在2016年达到峰值后稳步下降，并在2022年和2023年降至最低水平。与此同时，其融资的部门重点发生转移，近期业务集中在可再生能源、电网基础设施和其他清洁能源技术（如铁路运输）上，对化石燃料项目的贷款已大幅缩减。政策性银行的融资仍以债务工具为主，辅以政府机构提供的小额赠款支持，以及向专门的气候或基础设施基金承诺的股权出资。
展望未来，中国的能源融资系统将继续向更清洁、更具竞争力的模式演变，更加重视项目可行性、风险分配和信用质量，并通过多种方式支持新兴和发展经济体的转型，例如拓宽早期清洁能源基础设施开发商和当地合作伙伴的股权获取渠道、动员更多私人资本动员投入电网、储能和混合系统中，或将中国的制造业优势转化为高成本效益的脱碳技术。
近期项目案例也印证了中国不断演变的融资模式对新兴和发展中经济体能源转型的支持作用。大型可再生能源借助国有企业股权、长期贷款和出口信贷担保结合的混合结构获得支持（案例1），配电部门收购案例则显示，在资产负债表投资模式下，发起人可直接融资并持有资产，推动关键电网设施改造升级（案例2）。工业项目通过中国国企和当地合作伙伴共担风险的合资模式融资（案例3），采矿‑电力或自备供应结构逐步兴起，这类场景中可靠性问题制约了传统项目融资（案例4）。参与多边私募股权平台的实践表明，主权基金可将资本投向多元化区域项目组合，而非单一资产（案例5）。商业上游投资仍依赖股权型合资企业，相关收入通过产量分成模式回收（案例6）。在信用保险支持下，风险缓释型项目融资正助力高风险市场落地垃圾发电项目（案例7）。这些案例突显了中国多样化的金融工具应用。
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案例介绍
（一）乌兹别克斯坦1GW光伏项目
乌兹别克斯坦设定2030年可再生能源占总发电量40%的目标，但2023年其电力供应约90%依赖化石燃料（主要是天然气），太阳能和风电占比不足1%，同时面临电力需求增长、天然气供应紧张及季节性短缺问题。
2023年2月，中国能建集团与乌兹别克斯坦能源部签署备忘录，计划在当地开发总规模2GW的太阳能项目。其中1GW光伏综合体项目由两个500MW光伏电站组成，分别位于布哈拉和卡什卡达里亚地区，采取并行开发模式。2023年12月，首个400MW电站投入商业运营，2024年6月剩余600MW完成调试。中国能建作为开发商和出资方，全资控股的当地项目公司负责项目的设计、工程、采购和建设协调。项目全面运营后，每年预计发电2400GWh，约占乌兹别克斯坦2023年电力消费量的32%，可减少240万吨碳排放，每年节省约5.2亿立方米天然气，助力乌兹别克斯坦实现发电结构多元化、提升冬季电力供应可靠性并降低对国内天然气的依赖。
该项目是首个采用人民币计价贷款并由中国信保全额信用担保的海外可再生能源投资项目。股权方面，为满足新兴市场贷款人的风险要求，中国能建投入4.1亿美元，持有47%股权，剩余资金来自规模33亿元人民币、期限15年的银团贷款，参与机构包括建设银行、中国银行、进出口银行及民生银行。项目的收入稳定性与贷款偿还能力，由与乌兹别克斯坦国有电力公司JSC Uzenergosotish签订的25年购电协议保障。固定电价机制为无追索权项目融资提供了可预测现金流，使贷款人仅依赖项目表现收回贷款，无需依托赞助商或主权担保，契合新兴市场的公共债务约束。中国信保提供的中长期出口买方信贷保险覆盖95%的政治和商业风险，是项目落地的核心保障，降低了风险溢价，促成商业银行和政策银行提供长期融资。采用人民币借款还减轻了2022-2023年美元高利率带来的影响，提升了项目成本稳定性。
该项目展现了中国海外能源融资模式的演变。通过整合国企股权、长期贷款和风险缓释工具，撬动新兴市场的大规模可再生能源投资，其结构对主权借款空间有限、货币波动明显或国内银行业体系薄弱的市场具有可复制性。人民币计价融资为清洁能源投资提供了美元之外的替代渠道，尤其适用于美元融资成本高或供应紧张的场景。同时，项目反映出中国国企从单纯的工程总承包模式，向投资、建设、运营一体化模式转型，为合作国家的长期能源系统转型提供支持，助力乌兹别克斯坦推进2030年可再生能源目标，增强能源安全并减少对天然气的依赖。
（二）南方电网收购秘鲁Enel配电资产
（三）沙特阿拉伯首个绿色全流程厚板轧机项目
（四）南非TFC光伏项目
（五）丝路基金参与非洲基础设施投资基金IV
（六）中海油投资圭亚那Whiptail油田项目
（七）印尼巨港垃圾发电项目
印尼面临垃圾产量快速增长与电力供应持续紧张的双重挑战。该国每年产生约6500万吨垃圾，仅约20%得到正规处理，多数城市严重依赖垃圾填埋场。2017年，印尼政府将巨港等12个城市列为垃圾发电项目发展重点城市，并推出优惠上网电价和垃圾处理费保障政策以吸引私人投资。尽管如此，2024年前印尼仅于爪哇岛运营两座垃圾发电站，政策目标与实际落地存在显著差距。
巨港垃圾发电项目是该市首个规划建设的大型垃圾发电设施，也是印尼目前推进程度最高的PPP模式垃圾发电项目之一。项目由浙能锦江环境发起，日处理城市垃圾1000吨，可发电20兆瓦。项目每年将处理近30万吨垃圾，减少垃圾填埋场依赖、降低甲烷排放并改善当地环境条件。项目于2024年9月开工，由中电工程担任工程总承包商，预计2026年投入运营。该项目直接助力印尼2029年前在全国部署30座垃圾发电站的计划，同时支持该国低碳经济与循环经济发展目标。
项目采用BOT模式，特许经营期30年。巨港市政府承诺保障垃圾供应，并支付每吨最高50万印尼盾（约33美元）的受监管垃圾处理费，与电力销售共同构成稳定收入来源。2023年12月，印尼国有电力公司（PLN）与项目方签订长期购电协议，以每千瓦时0.1335美元的上网电价收购全部发电量。该价格是印尼最高的可再生能源电价之一，专门为支持垃圾发电项目制定。
项目总投资约3亿美元，债务融资由新加坡星展银行和印尼国家银行（BNI）牵头的银团提供，为一笔8年期无追索权贷款，包含8500万美元和2430亿印尼盾（约1530万美元）的双币种结构。这与项目收入结构相匹配：购电协议下的电力销售收入以美元计价，而市政府支付的垃圾处理费以印尼盾计价，部分债务与本币收入挂钩可降低外汇风险，这对新兴市场基础设施项目至关重要。剩余约2亿美元股权由浙能锦江环境通过其当地子公司PT Indo Green Power（IGP）出资。项目融资完全以项目为核心，贷款人依赖未来现金流回收资金，并通过项目资产和收入账户质押获得保障，无需主办方提供全额企业担保。中国信保为项目提供中长期出口买方信贷保险，覆盖95%政治和商业风险，这是其在垃圾发电领域首次推出“双95%”保险方案。该担保是高风险市场实现长期银行融资的关键，有效缓解了监管风险、市政支付风险和项目执行风险对私人资本的制约。此外，中国企业全程参与项目交付链条，包括工程总承包商和设备供应商。
该项目反映出中国垃圾发电行业国内竞争加剧，促使龙头企业向海外寻求机遇，尤其聚焦垃圾与能源问题交织的新兴市场和发展中经济体。仅浙能锦江环境一家就在中国运营27座垃圾发电站，目前多家中国国企均在拓展海外市场。2024年国务院发布指导意见，鼓励国内垃圾处理企业“走出去”，推动工业能力与“一带一路”沿线国家绿色发展需求对接。截至2025年年中，中国企业已参与13个国家的43个海外垃圾发电项目，仅2025年上半年就新增16个项目，出海步伐加速。东南亚因优惠电价政策和垃圾填埋场短缺成为核心市场，中亚和中东地区也呈现增长潜力。
对新兴市场和发展中经济体而言，该项目表明垃圾发电可作为可再生能源的实用补充，既能提供稳定电力，又能改善垃圾管理。同时，案例证明将长期商业银行贷款与中国信保风险缓释工具结合，可在垃圾发电大型项目缺乏本地先例的市场，构建可行的项目融资结构。更广泛来看，中国企业在项目中整合投资、工程总承包、设备供应和信用保险等全链条参与，降低协调难度，推动此类复杂的首创性项目从规划阶段落地，为面临相似垃圾与能源压力的城市提供可复制模式。
文 | 胡琨（东方证券绿色金融研究院）