中国电建打响秘鲁第一枪，96.9兆瓦光伏提前投产，南美市场规则正在被中企改写

南美新能源市场的准入门槛呈现差异化特征，中国企业正从单纯承接项目向打造本地化综合竞争力转变。

据预见能源观察，近期，由中国电建负责建设的秘鲁瓦伊拉96.9兆瓦光伏项目已实现全容量并网发电，较原定工期提前了三天。该项目坐落于伊卡大区纳斯卡省，部署了超过13.6万块光伏组件、2345套平单轴跟踪支架，并配套建设了7条33千伏集电线路及1座220千伏升压站。投运后，年均发电量预计达2.5亿千瓦时，能够满足约23万户秘鲁家庭的用电需求，每年可减少约15万吨二氧化碳排放。

该项目将与现有的瓦伊拉风电场形成协同效应，实现风光互补发电。一个96.9兆瓦的光伏项目本身规模并不突出，但它所嵌入的是中国企业在秘鲁新能源市场预先布局的一盘棋局。

秘鲁的机遇窗口，不止于资源优势

秘鲁的日照条件确实优越，阿雷基帕、莫克瓜和塔克纳等地区的太阳辐射强度位居拉美前列。但这并不能完全解释中国电建为何选择此时进入——智利的阿塔卡马沙漠同样拥有全球顶级的光照资源，巴西的风电市场规模则更为庞大。

真正的关键因素在于政策层面。据悉，2025年1月，秘鲁颁布了第32249号法律，结束了可再生能源拍卖长达九年的停滞期。该法律明确规定，电力供应合同可对电量和容量进行分别采购，允许按时间区间报价，并引入了辅助服务概念，使得储能等解决方案可由发电商之外的市场主体提供。此前，秘鲁的可再生能源开发商仅能通过售电获利，如今容量也可独立定价，储能和调峰能力拥有了独立的收入来源。这对光伏加储能项目的经济性而言，是结构性的改善。

在此之前，秘鲁已积压了超过12.5吉瓦的可再生能源项目等待推进。政策大门一旦开启，有准备的企业便能优先占据有利位置。

中国电建于2025年3月签约，2026年9月实现投产，节奏把握精准。它并非在拍卖机制完全成熟后才进入，而是在制度框架刚刚落地、竞争者尚未大规模涌入的阶段，率先完成了项目。这个项目规模不大，但它构建了本地信任和供应链关系。在下一轮RER拍卖启动时，已在秘鲁拥有投产项目背书的企业，获取项目的概率将截然不同。

秘鲁的外资准入环境也提供了便利。秘鲁宪法确立了外资国民待遇原则，外国投资者与本国投资者适用相同条件。与阿根廷的财政波动和智利的矿业政策不确定性相比，秘鲁在新能源领域的规则清晰度正在提升。

巴西和智利走的是截然不同的路径

与秘鲁不同，巴西的门槛在于本地化。金风科技于2026年9月与巴西可再生能源企业Casa dos Ventos签署的Sento Sé风电项目协议，总装机容量为872兆瓦，配置109台GWH182-8.0兆瓦机组，合同范围不仅包括风机供应，还涵盖运输、安装、调试以及30年的全范围运维服务。该项目所发部分电力将用于支持Casa dos Ventos正在推进的数据中心的绿色用能需求。

金风科技在巴西巴伊亚州卡马萨里市建立了风电装备制造基地，所生产的GWH182系列机组符合巴西的本地化要求。这表明，对中国企业而言，在巴西拥有工厂和本地供应链，才有资格获取大型项目。

除风电外，巴西储能市场的运作模式也类似。12月将举行的两场电池储能容量储备拍卖，共吸引了6091个项目报名，总装机规模达到296.8吉瓦，创下巴西电力行业相关拍卖的参与规模纪录。但拍卖规则将项目分为“在巴西组装”和“不要求在巴西组装”两类。

对比之下，中国企业的选择各不相同。晶科储能与巴西企业UCB Power合作，利用UCB位于米纳斯吉拉斯州埃斯特雷马的工厂进行本地组装，计划于2027年上半年开始出货。宁德时代则与巴西企业Moura达成战略合作，共同参与拍卖，由Moura发挥本地制造和市场渠道优势。

这些行动指向同一个判断：巴西市场的竞争已从“产品竞争”转变为“产能竞争”。拥有本地组装能力，才能参与拍卖；否则，只能充当边缘供应商。

智利的情况则有所不同。

据了解，国家电投旗下的太平洋水力发电公司在阿塔卡马沙漠投运的光储项目，包含293兆瓦峰值功率的光伏系统及110兆瓦/220兆瓦时的储能系统，总投资约3亿美元，年发电量约780吉瓦时。

智利电网对储能配置的要求日益明确，纯发电项目正逐渐失去竞争力。金风科技与ENGIE Chile共建的Chequenes风电场投产后，其南美累计装机已突破3吉瓦。在智利，能够提供储能配套和主动支撑能力的企业，才有获取项目的资格。

三个市场，三种门槛。秘鲁是制度窗口期的先发优势，巴西是本地化产能的准入门槛，智利是技术方案的适配能力。

资源端的闭环模式，并非所有企业都能实现

赣锋锂业在阿根廷的布局是另一个典型案例。其在萨尔塔省Mariana盐湖项目配套建设了120兆瓦光伏电站和288兆瓦时储能系统，实现24小时100%可再生能源供电，预计每年可减少约19.98万吨二氧化碳当量排放。

这一模式的经济逻辑很直接：阿根廷本地工商业电价受通胀和能源结构影响，处于高位波动状态，而自建光储系统可长期锁定较低的用电成本。利用绿色电力开采锂资源，所采出的锂又反哺储能产业链，形成了一个从资源到产品的闭环。

但这一模式的门槛很高。它要求企业同时在矿产资源开发和新能源发电两个领域具备运营能力，并且必须在矿区拥有存量资产或深度合作关系。

紫金龙净在苏里南和圭亚那布局的金矿配套光储项目走的是类似路径，投资约2.32亿美元，绕开了公共拍卖的竞争。对企业而言，选择苏里南和圭亚那而非智利、秘鲁，本身就是对不同司法辖区政策风险分化的判断。

秘鲁2026年大选前，矿业政策讨论正在升温。智利方面，天齐锂业就SQM与Codelco合资开发阿塔卡马盐湖的诉讼终审败诉，智利政府通过合资公司将2025至2030年间70%的经营利润划归自己掌控。

这些信号表明，资源端的新能源配套虽然经济账算得过来，但政策风险比发电端更大。

回到中国电建的秘鲁项目。它并非一个孤立的工程承包案例，而是中国新能源企业在南美整体竞争格局变化的一个缩影。从秘鲁的制度窗口期卡位，到巴西的本地化产能门槛，再到阿根廷的资源闭环，中国企业在南美的能源布局正从“做项目”转向“建能力”。

这种转变的驱动力来自政策，也来自竞争。巴西的进口关税在上涨，储能拍卖的本地化要求在提高，智利电网对储能配置的要求越来越严格。那些仍在观望的企业，面对的不再是一个“要不要去”的问题，而是“用什么方式去才有资格留下”的问题。秘鲁的制度红利期不会无限延续，先行者通过已投产项目建立的本地信任和供应链关系，正成为后来者难以绕过的竞争壁垒。