韩国电力市场迎重大利好:RPS配额制度全面废止,民资参建电网=并网再非难题!

2026年5月19日，韩国国会气候能源环境劳动委员会一次性表决通过46项法案，标志着韩国可再生能源市场正式进入”后RPS时代”。

运行十余年的新再生能源义务配额制（RPS）将于今年年底全面废止，取而代之的是政府主导的”长期固定价格”竞价合同制度。

与此同时，韩国国家送电网建设首次向民间资本敞开大门，海上风电共用接入设施的法律框架也正式确立。

这不仅是韩国能源政策的一次深度调整，更是在全球AI算力需求爆发、电力供需格局急剧变化背景下，韩国，作为东北亚主要经济体对其能源治理体系的系统性重构。对于密切关注韩国市场的中国能源企业而言，新的制度框架既意味着游戏规则的根本改变，也蕴含着前所未有的市场机遇。

RPS制度落幕：从”证书交易”到”容量竞价”

1.1 RPS为何走向终结

韩国RPS制度自2012年启动，要求装机容量500MW以上的发电企业按总发电量一定比例供应新再生能源电力，义务比例从最初的2%逐步提升至2026年的15%。

该制度在早期确实推动了韩国光伏和风电的快速扩张，但近年来其结构性缺陷日益暴露：

第一，REC价格波动剧烈，投资确定性不足。新再生能源供给认证书（REC）作为RPS体系的核心交易标的，其市场价格长期处于大幅震荡状态，令中小型可再生能源开发商难以形成稳定的收益预期，融资难度居高不下。

第二，”买证替代”挤压了实际装机投资。由于发电企业可以通过购买REC完成义务履约，相比自行投建可再生能源项目，购买证书显然更加便捷，导致大型发电集团缺乏直接投资可再生能源的内生动力。

第三，制度目标与市场实际脱节。 RPS以发电量为基准分配义务，但并未有效引导新增装机容量的增长方向，难以匹配韩国日益紧迫的碳中和路径和AI驱动的电力需求增长。

韩国气候能源环境部第二次官李浩铉在5月21日的媒体背景说明会上明确表示：“RPS已经完成了初期推广的历史使命，现在需要转向更加市场化、目标导向的制度设计。”

1.2 新制度：长期固定价格竞价合同

自2027年1月1日起，韩国将全面实施政府主导的长期固定价格竞价制度，核心机制如下：

以容量为基准：政府按年度设定可再生能源目标装机容量，据此开放对应规模的竞价市场，中标者与政府签订长期固定价格合同。

分电源竞价：不再将光伏与风电放在统一的REC绿证市场中进行同台竞争，而是依据各电源的均等化发电成本（LCOE）设定独立的价格上限体系。

双轨义务体系：韩国水力核电公司等公共发电子公司承担强制性的新增装机义务；民间资本发电商则作为”目标管理对象”，未达标者将面临罚款等惩戒措施。

小型项目专属赛道：为保护中小型光伏项目开发商，政府将设立独立的小规模竞价入口，适用相对较高的价格上限。

过渡安排：现有REC持有者享有3年有效期认定，期间仍可通过REC市场或RE100市场进行交易。

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1.3 价格目标：雄心与争议并存

韩国气候能源环境部设定了明确的发电成本下降路径：

然而，业界对此目标的可行性表达了强烈质疑。多位行业人士指出，韩国特殊的国土条件——可用土地面积有限、地方政府审批严苛、电力网基础设施不足——使得上述目标”严重脱离实际”。更有业内人士警告，如果政府强行压低竞价上限，可能导致新进入者望而却步，反而抑制可再生能源装机增长。

电网建设向私有资本开放：破冰韩国电力公司垄断格局

2.1 AI时代的”黄金窗口期”

此次通过的”电力网三法”是韩国电力基础设施治理的又一重大突破。长期以来，韩国送电网建设由韩国电力公社（KEPCO）独家垄断，但面对AI产业爆发带来的电力需求激增，单靠公共部门的投资节奏已难以满足市场需要。

韩国气候能源部第二副部长李浩铉表示：“可再生能源规模扩大叠加AI电力需求增长，电力网建设需求急剧上升。作为公共企业的韩电虽在努力，但选址、建设、运营全部独自承担已力不从心。对AI产业而言，电力网建设正处于黄金窗口期。”

2.2 制度设计：竞争入场，风险可控

新制度的核心要点包括：

竞争性招标+价格上限结算：通过竞争性招标确定民间资本投资商，并设定收益上限，防止过度利润推高电价。

延期惩罚机制：对建设延期的项目施加罚则，确保工期纪律。

三年试行期：制度先行试运行三年，届时再评估是否延续。

明确非民营化：政府强调这是引入民间资本加速建设，而非对韩电的私有化改革。

2.3 海上风电共用接入设施

针对海上风电领域长期存在的”各自为政”问题——每个开发商独立铺设海底电缆导致巨大的投资浪费——此次立法赋予特殊目的公司（SPC）与韩电同等的”电源开发事业者”地位，为共用接入设施的统一建设提供了法律依据。

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李浩铉指出：”如果海上风电开发商各自铺设线路，从国家整体来看将造成巨大的投资浪费，最终这些成本都会转嫁到电价上。”

煤电退出：公正转型的法律保障

此次立法还通过了《煤炭火力发电所废止地区支援特别法案》，为韩国煤电退出进程中的劳动者权益保障和地区经济转型提供了法律基础。

从泰安2号机组开始，到明年为止，河东、保宁、三千浦等共计7台煤电机组将陆续关停。特别法旨在先发制人地应对由此带来的就业不安和地区经济萎缩。政府表示，将综合考虑电力供需状况、电力网条件、地区经济、劳动者安置及替代产业可能性等因素，制定包含关停时间表和补偿程序在内的完整路线图，相关内容将纳入第12次电力供需基本计划。

“阳光收入村”：小型光伏的政策红利

值得关注的是，此次改革还为韩国特色的”阳光收入村”（햇빛소득마을）项目注入了强劲政策动力。装机容量1000kW以下的居民参与型小规模太阳能项目，在电力网优先接入法最终通过后，将同时获得电网优先接入权和相对较高的竞价上限——这意味着相比一般商业开发商，社区型项目将享有显著的制度优势（参见下列视频）。

韩国气候能源环境部的目标是2026年建成700个阳光收入村，到2030年累计达到2500个。

政策影响深度分析：韩国可再生能源市场将走向何方

4.1 短期影响（2026-2028）：市场阵痛与制度磨合

市场不确定性上升。 RPS向长期竞价制度的切换必然带来过渡期的市场波动。尽管政府设置了3年REC有效期过渡安排，但现有项目的收益模式将面临根本性重构。部分依赖REC现货交易获利的中小开发商可能面临现金流压力。

投资节奏可能放缓。在新制度细则尚未完全明确之前，市场参与者倾向于观望。特别是2027年首批竞价的价格上限设定、合同期限、违约条款等关键参数，将直接决定投资者的信心水平。

小型项目迎来窗口期。独立竞价赛道和阳光收入村政策的叠加效应，可能在短期内刺激分布式太阳能的集中开发，尤其是在农村地区。

4.2 中期影响（2028-2032）：竞争加剧与产业整合

价格下行压力持续。政府设定的2035年目标单价（太阳能80韩元/kWh、海上风电150韩元/kWh）意味着每年竞价上限将逐步下调。这将倒逼全产业链降本，从组件制造到EPC施工再到运维管理，每个环节都将面临更大的成本压力。

产业集中度提升。在价格竞争日趋激烈的环境下，缺乏规模优势和技术储备的中小开发商将逐步被边缘化，市场份额向具备全产业链整合能力的大型企业集中。

海上风电进入规模化阶段。共用接入设施法律框架的确立，加上送电网民间开放带来的建设提速，将显著降低海上风电的系统接入成本，推动韩国海上风电从示范走向商业化规模部署。

电网投资大幅增长。民间资本进入送电网建设领域后，预计将带动数万亿韩元级别的基础设施投资，形成新的产业增长极。

4.3 长期影响（2032-2035）：市场成熟与格局重塑

可再生能源成为主力电源。如果政策目标如期实现，到2035年韩国可再生能源发电成本将具备与传统电源正面竞争的能力，届时可再生能源在电力结构中的占比将大幅提升。

电力市场深度改革。送电网民间开放的三年试行期结束后，如果效果良好，可能进一步扩大市场化改革范围，韩国电力市场的竞争格局将发生根本性变化。

碳中和路径加速。煤电有序退出叠加可再生能源规模化部署，韩国的碳中和进程将获得实质性推进。

中国企业的机遇：五大赛道值得关注

5.1 光伏组件与系统：成本优势的”双刃剑”

韩国政府设定的激进降本目标（光伏从150韩元降至80韩元/kWh），客观上为中国光伏产业链创造了巨大的市场空间。当前全球光伏组件市场中，中国企业占据绝对主导地位，在成本控制方面具有无可比拟的优势。

机遇：韩国开发商为在竞价中胜出，必然寻求最具性价比的设备供应方案。中国一线光伏企业（隆基、晶科、天合、晶澳等）的高效组件产品，以及逆变器企业（华为、阳光电源、锦浪等）的系统解决方案，将成为韩国市场降本的关键支撑。

风险与应对：正如韩国业界人士所警告的，过度依赖中国产品可能引发政策反弹。建议中国企业采取以下策略：

1）在韩国设立本地化组装或制造基地，规避潜在的贸易壁垒；

2）与韩国本土企业建立合资公司，形成利益共同体；

3）积极参与韩国行业标准制定，提升品牌认知度

5.2 海上风电：从设备供应到工程总包

韩国海上风电从330韩元/kWh降至150韩元/kWh的目标，意味着全产业链必须实现大幅降本。中国作为全球最大的海上风电市场，已经积累了丰富的大型化、规模化开发经验。

具体机遇包括：

1）海底电缆与安装船舶：共用接入设施的统一建设将产生大规模海缆需求，中天科技、亨通光电等中国海缆企业具备竞争力；

2）大型风机基础结构：中国企业在单桩、导管架等基础结构制造方面具有成本和产能优势；

3）EPC总包能力：海上风电工程经验可为韩国项目提供参考；

4）运维服务：随着韩国海上风电存量规模扩大，专业化运维市场将逐步形成

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5.3 储能系统：竞价制度的”隐形刚需”

长期固定价格竞价制度下，可再生能源发电商需要保证稳定的电力输出以履行合同义务。这将显著提升对储能系统的配套需求。

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中国企业优势：

1）宁德时代、比亚迪、亿纬锂能等企业在电池制造成本和技术成熟度方面全球领先；

2）中国储能系统集成商已积累大量项目经验，可提供从电芯到系统的完整解决方案；

3）韩国本土电池企业（LG、三星SDI、SK On）主要聚焦动力电池，在储能领域中国企业具有差异化竞争空间

5.4 输电网设备与工程：民间开放的直接受益

送电网向民间资本开放，意味着大量输变电设备采购和工程建设需求将通过市场化招标释放。

潜在机遇：

1）变压器与开关设备：特变电工、西电集团等中国输变电设备制造商可参与竞标；

2）智能电网解决方案：南瑞集团、许继电气等企业的数字化电网技术可为韩国电网智能化升级提供支持；

3）工程建设：中国电建、中国能建等企业具备丰富的跨国电网建设经验；

4）电力电子设备：柔性直流输电（VSC-HVDC）等先进技术领域，中国企业已具备国际竞争力

5.5 碳市场与绿色金融：制度衔接的新空间

RPS废止后，RE100市场将成为REC的主要流通渠道之一。同时，韩国碳排放权交易市场与可再生能源市场的联动将更加紧密。

中国企业可关注：

1）中韩碳市场互认机制的潜在发展；

2）绿色债券、可再生能源基金等跨境金融产品的设计与发行；

3）为在韩中资企业提供RE100合规服务

中国企业的机遇：五大赛道值得风险提示与战略建议

6.1 需要警惕的风险

政策不确定性：韩国政治周期较短，能源政策在不同政府间存在较大摇摆。此次改革虽以朝野合意方式推进，但具体实施细则仍有调整空间。

贸易保护主义抬头：在全球供应链”去风险化”背景下，韩国可能效仿欧美对中国清洁能源产品设置贸易壁垒。业界已有声音指出过度依赖中国产品将”否定可再生能源政策的根本宗旨”。

本土企业竞争：韩华、SK、斗山等韩国大型集团在可再生能源领域布局深厚，且与政府关系密切，中国企业在市场准入方面可能面临隐性障碍。

汇率与地缘风险：中韩关系的波动可能影响商业合作的稳定性，需要在合同设计中充分考虑风险对冲。

6.2 战略建议

第一，本地化优先。在韩国设立研发中心、制造基地或合资公司，不仅能规避贸易壁垒，还能更好地理解本地市场需求和政策动向。

第二，差异化定位。避免单纯的价格竞争，转而强调技术领先性、全生命周期服务能力和系统集成优势。

第三，生态合作。与韩国本土开发商、金融机构、地方政府建立深度合作关系，融入韩国可再生能源产业生态。

第四，合规先行。密切跟踪韩国能源法规变化，提前布局认证体系对接，确保产品和服务满足韩国市场准入要求。

第五，长期主义。韩国市场规模有限但单位价值高，适合以”精耕细作”而非”大水漫灌”的方式进入。建立长期稳定的客户关系比短期订单更有战略价值。

结语

韩国此次能源市场改革的力度和广度，在其能源政策史上堪称罕见。从RPS废止到长期竞价制度确立，从送电网民间开放到海上风电共用设施立法，从煤电退出保障到社区太阳能扶持——一系列制度变革勾勒出韩国能源转型的新蓝图。

对中国企业而言，这既是一个正在重新洗牌的市场，也是一个规则尚在形成中的竞技场。谁能在制度转换的窗口期率先建立本地化能力、构建合作网络、锁定长期合同，谁就有望在韩国可再生能源市场的下一个十年中占据有利位置。

变局已至，机遇不等人。

编者注：本文基于2026年5月19日韩国国会气候能源环境劳动委员会通过之相关法案及后续政府说明会内容整理分析。具体制度细则以韩国政府正式公布实施方案为准。本文的分析部分（第四至第六章：政策影响分析、中国企业机遇、风险提示与战略建议）属于基于上述新闻事实的原创分析与推演，结合了以下背景知识：韩国RPS制度运行历史（2012年启动，义务比例从2%至15%）; 韩国电力市场结构（KEPCO垄断体制）; 中国可再生能源产业链企业的公开市场信息; 中韩能源贸易的一般性背景：韩国气候能源环境部官网（기후에너지환경부）; 韩国国会议案信息系统（의안정보시스템）;3)韩国电力交易所（전력거래소）; 4)韩国能源管理局（한국에너지공단）

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