4月17日（明天），吉尔吉斯斯坦的新可再生能源法将正式生效。继乌兹和哈萨之后，吉尔吉斯也将按下电力市场化改革的加速键。

PART 01

新旧法规对比

与此前的法规相比，新规在项目收益、并网要求和结算方式上进行了较大的改动。

一是逐步下调电价补贴，大型项目转向竞标。

根据2008年《可再生能源法》及2019年的修订，可再生能源发电商的优惠上网电价=消费者电价×1.3倍，水电优惠期为8-15年，太阳能、风电为25年，期满后按普通电价结算。

此次修订，对于微型项目，优惠上网电价的计算系数从1.3降至1.0；大型项目则将转向统一公开竞拍定价，但仍存在优惠期保护以吸引投资。

*微型项目：装机容量≤15kW，接入电网电压≤1kV，终端用户自发自用。

*大型项目：除微型项目以外的项目，基本覆盖电力投资商的投资范围。

二是大型项目强制配储。

一方面，当地电网基础设施极其薄弱且消纳能力不足。

吉尔吉斯斯坦有90%以上变电站已使用25年以上，电网线路老化严重，系统调峰和负荷平衡能力脆弱，无法承受风光等间歇性电源的大规模无序接入。

另一方面，吉尔吉斯斯坦即将在较短时间内，迎来大规模的风光项目并网。

以光伏为例，根据IRENA数据，在2024年底前，吉国的光伏装机基本为0。2025年12月，首座大型光伏电站才实现投运，装机100MW。

当前，全国已签署的可再生能源总容量已经超5GW，多家中企和越南、中东企业参与投资，2026年将成为风光项目投运大年。

在电网老化、可再生能源快速并网的未来，本次出台的新规强制要求，新建风光项目必须配备储能系统，且储能容量至少为项目装机容量的30%，将调峰压力与成本直接转移给开发商，在提高项目初始投资门槛的同时，也降低了未来发生限电的可能。

三是开放外币结算。

对于大型项目，电价可以用外币计价，但仍需以本币结算。

PART 02

潜在风险与挑战

政策变动也为开发商带来诸多不确定性挑战。

一方面，既有项目面临追溯隐患。

对于已立项或在建项目，目前官方尚未发布豁免细则，后期是否会要求老项目补齐储能，或是重新核定上网电价，目前仍存在不确定性。

另一方面，吉尔吉斯斯坦对能源用地的管控正在收紧。

新规明确规定，项目用地获批后，若两年内未进行动工开发，政府有权直接收回土地。依靠早期囤积土地指标的开发模式已无法继续操作。

中亚国家的新能源开发正全面告别单一的补贴红利期，迈入竞价驱动与技术门槛并重的市场化深水区，极大考验出海企业的成本核算与风险把控能力。

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