一、从项目中标到有效需求：问题的起点

2026年6月，墨西哥联邦电力委员会（CFE）在首轮混合开发招标中授予了7,411 MW的可再生能源项目，规模相当于墨西哥在2015年至2017年三轮电力拍卖的总和。光伏组件、电池或变压器制造商最关心的问题是：这些已中标项目何时才会转化为实际设备采购订单？答案是：尚未。从中标到第一笔设备采购之间，还要经历项目公司设立、完成融资交割（Financial Close）、并网研究、工程设计和承包商选择等环节。这些环节在任何市场都属常规，但在墨西哥有其特定的对手方、时间表和规则。能否准确判断这一过程，决定了一家企业是恰逢其时，还是在投资决策尚未形成时过早进入，或在供应商名单已经确定后姗姗来迟。

支撑这一轮投资的实际需求确实存在。2010年至2024年间，墨西哥用电需求年均增长2.6%，同期GDP年均增速为1.7%；2024年装机容量仅增长1.7%，电网损耗率约为12.3%。在国家一体化天然气管网中流动的天然气，每三立方英尺就有两立方英尺来自美国，而天然气支撑着62%的发电量。2024年至2026年间，墨西哥政府以一次宪法改革、四部法律和三项规划文件作出回应，明确了新增多少装机、建在哪里、采用何种技术以及由谁建设：到2039年新增76,000 MW发电装机和8,647 MW储能，223个输电项目，一批天然气管道项目，以及国有输气管网的修复改造。然而，规划中的数字并不能说明采购决策何时、在哪里作出，也不能说明外国供应商或投资者将在何种条件下参与其中。本文试图回答的正是这一问题：在整个投资周期中，如何区分已形成投资决策的项目与仅具指示性的项目，区分手握预算的对手方与仅有政策授权的对手方，以及区分中国企业能够参与竞争的细分领域与已被保留或占据的领域。

二、谁决定建什么、和谁建

2024年10月的宪法改革和2025年3月的配套法律并未逆转2013年的市场开放，而是重新划定了框架。原有的独立监管机构被撤销，其职能并入隶属于墨西哥能源部（SENER）的墨西哥国家能源委员会（CNE）；CFE和墨西哥国家石油公司（Pemex）转为承担行业主导职能的“国家公共企业”。统领全局的概念是约束性规划：能源部每年确定需要多少装机、建在哪里、采用何种技术、何时投运，而CNE只向符合2025年10月公布的七项标准的项目发放许可。

有必要厘清讨论中反复出现的“54%”，因为它指向两件不同的事。《电力行业法》要求国家在一个日历年内保持不低于全网平均上网电量54%的份额，这是对非国有发电总量的整体上限，而非逐项目适用的规则。而在混合开发中，CFE在每个项目公司中持股不低于54%；根据2026年2月的招标文件，许可办理、土地和电力购买均可计入CFE的出资，社会资本合作方则投入开发建设资金并负责运营。由谁选择设备供应商和承包商，法律并未规定，而是由每个项目公司的合同约定，这是企业投入资源之前应当了解的条款。工业自用发电、CFE招标的输电工程，或向墨西哥国家天然气控制中心（CENAGAS）供应设备，均不受上述两个比例的约束。

每一种参与路径对应着不同的对手方、风险结构和采购流程。在公共采购中，CFE、Pemex和CENAGAS以自有预算采购工程和设备：供应商不承担市场风险，但面临付款、程序和预算削减风险；CFE 2026年实物投资预算为611亿比索，实际值较2025年减少16.7%。在混合开发中，社会资本合作方承担建设并与国有控股股东共享治理权，换取由国家公共企业担任购电方的长期合同；其风险在于融资交割、并网以及购售电合同条款。在持符合规划许可的社会资本发电项目中，开发商自主决定采购，但依赖电网按期到位。在工业自用发电中，不适用约束性标准，购买方是按自身经营逻辑决策的制造企业。而在股权收购中，风险集中于控制权变更审批和所承接合同的质量。

因此，“墨西哥将投资多少”远不如“每一笔采购由谁决定、何时决定”有用。CFE自建装机的采购走公开招标；混合开发项目公司的采购取决于合同对CFE与合作方的分工；输电工程由CFE发包；天然气领域则由CENAGAS及其承包商决定。这些流程和时间表各不相同，供应商若找错对象，可能在无法转化为合同的洽谈上耗费数年。

三、电力系统必须满足的需求

《2025—2039年墨西哥电力行业发展规划》（PLADESE）预测，到2039年总用电量将年均增长2.5%，与能源部假设的GDP增速持平。这是一个审慎的预测，但决定投资需求的不是平均值，而是峰值：最大负荷将以年均2.8%的速度增长，2039年达到83,643 MWh/h，比2024年高出50.6%。峰值与平均值之间半个百分点的差距，解释了规划为何如此倚重可靠出力技术和电池储能，也解释了装机容量为何必须比用电量增长得更快。

当前的电源结构说明了紧迫性所在。截至2024年底，清洁能源占装机容量的36.9%，但2025年10月这些电站仅贡献了26%的发电量。《国家发展规划》设定2030年清洁能源发电占比45%的目标；PLADESE则预测“不低于38%”，这意味着在天然气继续决定边际电价并提供可靠出力的系统中，五年内要提升十二个百分点。以全年装机容量对比单月发电量有其局限——可再生能源出力随季节和水文条件波动——但差距之大足以支撑一个结论：可再生能源与燃气联合循环的需求并不相互竞争，后者是前者得以发展的前提。

地理分布与技术路线同样重要，而且需要区分三张并不完全重合的地图。第一张是工业需求地图：东北部、巴希奥（Bajío）地区和韦拉克鲁斯—普埃布拉走廊，出口制造业和数据中心的新增负荷集中于此，规划也将约30%的新增装机布局在东北部区域，其次是东部和西部区域。第二张是供电约束地图：尤卡坦半岛依赖单一的天然气和输电走廊，下加利福尼亚则是一个孤立电网；它们并非最大的工业中心，却是供电缺口最为突出的地区。第三张是项目地图：能源部2025年10月的招标将最大配额分配给了半岛地区（1,770 MW），首轮混合开发中标项目集中在尤卡坦和东北部，在建的两条天然气管道——Cuxtal II和Centauro del Norte——正是服务于上述两个受限区域。从设备需求看，光伏组件和电池的早期需求将出现在半岛地区；变压器、变电站和天然气基础设施的需求则将跟随北部和中部的工业布局。

四、从规划到合同：发电、输电与储能

PLADESE确定2025年至2039年间需新增装机76,000 MW。2025—2030年规划新增28,004 MW：国家建设17,009 MW，社会资本建设10,995 MW，后者中7,405 MW为新增容量，其余为改革前已取得优先排序的项目。到2030年约25,000 MW的清洁能源新增装机中，光伏约占58%，风电约占22%，电池储能约占20%，其中69.2%由CFE实施。而在2025—2027年，燃气联合循环占据主导：天然气解决眼前的可靠出力问题，可再生能源和储能则构成本十年后半段的增量主体。

这份规划的各个部分分别处于哪个阶段？发电项目通常经历一个可辨识的周期：规划阶段确定项目；开发阶段落实场址、许可和并网研究；融资交割将意向变为承诺；工程设计确定技术规格；工程总承包（EPC）和设备采购分配资金；此后才进入建设和运营。每个阶段的决策者不同，采购窗口也不同。在开发阶段接触的供应商，面对的是一个尚不确定能否开工的项目发起方；在EPC承包商已经选定后才进入的供应商，面对的则是已经关闭的名单。多数主要设备的有效采购窗口在融资交割与EPC授予之间打开，通常持续数月而非数年。

以此为视角，能源部两轮优先许可招标（2025年10月的5,970 MW和2026年5月的第二轮）目前处于许可与并网阶段。CFE首轮混合开发招标于2026年6月18日完成，共授予37个项目、7,411 MW——其中33个光伏电站约6,710 MW，4个风电场约700 MW——专业媒体估算投资规模约74亿美元。CFE未公布中标开发商数量，并在10月通报了8,025 MW的数字，但未解释与6月数据的差异；目前可核实的仍是中标公告中的数字。

截至本文信息截止日期，公开信息显示这些项目处于项目公司设立与融资交割之间。能源部曾在2月预计首批工程将于2026年11月开工；唯一公开披露细节的合作协议——Cubico与CFE，578 MW发电加175.7 MW/500 MWh储能，投资约10亿美元——计划于2027年第二季度开工。没有公开的开工证据并不意味着没有任何项目开工，但确实说明这些项目中多数的供应商选择很可能仍处于开放状态或即将开放。有间接来源报道称中标项目合计包含1,850 MW储能；CFE未予确认，并表示电池储能将在第二轮招标中首次纳入。能源部5月公布的935 MW独立储能是一项规划需求，而非中标结果。

输电是最不显眼却最具决定性的瓶颈。PLADESE列出223个电网项目，总投资1,917.5亿比索，但其中73%仍处于审查、分析或招标阶段；CFE于2026年10月提出的2026—2030年计划涵盖其中32个项目，投资359.04亿比索，“将在未来数月内授予”。由于输电是国家专营业务，社会资本只能以承包商和供应商身份进入；但恰恰是在这一领域，变压器和变电站的需求最早出现，而一个已中标的电站若并网点迟迟不能推进，可能需要等待数年。

关于储能，规划预计到2039年新增8,647 MW，参考时长为四小时，并假设2031—2039年新增的间歇性可再生能源将平均配套相当于其容量30%的电池储能。这是一个规划平均值，并非对单个电站的强制要求，但它使储能系统成为系统级基础设施。混合开发项目配套的储能将与CFE签订可用性协议运营，Cubico项目即属此类，这决定了收入模式——按可用容量付费，而非电价套利——也意味着可靠性和长期质保比每千瓦时装机的价格更受重视。

五、天然气：规划中仍无替代方案的能源支柱

上述所有数字都离不开天然气的支撑。2024年，电力部门消耗了全国67%的干气；《墨西哥油气行业发展规划》（PLADESHi）预测，2025年至2039年间天然气需求将从每日91亿立方英尺增至114亿立方英尺。国家一体化天然气输送与储存系统（SISTRANGAS）2024年接收气量为4,862百万立方英尺/日（MMpcd），其中仅35%来自国内生产。2021年2月的寒潮迫使系统宣布紧急状态，气价一度升至每百万英热单位21美元，至今仍是衡量这种依赖代价的参照。

官方情景并未预期这种依赖会下降。在《SISTRANGAS 2025—2029年五年扩建规划》的基准情景中，国内对SISTRANGAS的供气量在2027年前后达到峰值，略高于2,100 MMpcd，随后降至2038年的997 MMpcd，而系统需求将从5,185 MMpcd增至5,857 MMpcd；两者之间的缺口即进口量，将从3,384 MMpcd扩大到4,860 MMpcd。基于Pemex愿景的替代情景将国内供气量提高到4,571 MMpcd，但前提是天然气产量达到5,000 MMpcd，而2024年的产量为3,760 MMpcd。CENAGAS依据基准情景评估其项目组合；投资者也宜如此。

在这一背景下，基础设施项目组合的里程数不大，但功能上至关重要，也是公开记录中实体工程进展最充分的领域。CENAGAS将于2026年完成三个延续项目——雷诺萨绕城管道（Libramiento Reynosa，进度97%）、奇纳梅卡压缩站（Chinameca，88%）和地峡压缩站群（100%）——并提出2026—2028年五个指示性项目，合计2,246 MMpcd，其中仅两个通过输气费回收投资。其金额最大的计划是修复改造：五年内投入125.03亿比索，用于计量、压缩、管道完整性和控制系统，而这一管网94%的资产已运行超过45年。CFE正在建设Cuxtal II管道（547 MMpcd，进度43.8%），为梅里达和巴亚多利德的联合循环电站供气，以及通往下加利福尼亚的Centauro del Norte管道（400 MMpcd，7.1%）；Pemex计划到2030年建成三座合计超过2,000 MW的热电联产项目。

天然气与可再生能源是必然的互补关系：尤卡坦或巴希奥每一吉瓦的光伏装机都需要可靠出力作为支撑，而在没有大规模储能的情况下，这种支撑来自依赖管道供气的联合循环电站。压缩机、计量设备、阀门和控制系统供应商的近期市场，在CENAGAS的修复计划和CFE的管道项目；燃气轮机供应商的机会，在2027年前投运的联合循环电站和Pemex的热电联产项目，但已有在役机组的制造商占据先发优势。天然气储存首次被纳入战略，但目前尚无明确项目。

六、中国企业可进入的市场在哪里

首先需要澄清一个流传甚广的看法：中国供应商面临的主要障碍是关税。2025年12月29日的法令将1,463个税号对无贸易协定国家的进口关税上调至5%至50%，但调整集中在纺织、钢铁、铝和汽车领域；机械和电气设备章节合计仅43个税号，现有公开资料无法证实其中包含光伏组件、电池或逆变器。对能源行业的影响是间接的——涉及钢铝结构件、管材和零部件——需要逐个税号核实。第二个因素性质不同、源自中国：自2026年4月起取消光伏组件出口增值税退税，并逐步下调电池退税率，这推高了产品的出厂成本，与墨西哥的政策无关。真正决定市场准入的门槛另有所在：认证、十五至二十年的性能质保、公共采购中的本地化要求、具有约束力的社会影响声明，以及最重要的——与合同签署方的既有关系。

在储能领域，需求来自三个方面：配套电池的可再生能源项目、能源部为电网确定的独立储能需求，以及为削峰和改善供电质量而安装储能系统的工业用户。对应的购买方分别是项目公司及其EPC承包商、作为可用性协议对手方的CFE，以及制造企业；合同结构从交钥匙供货到长期可用性协议不等。门槛是技术性和合同性的：长期质保、以小时计响应的本地服务，以及仍在完善中的技术标准。直接出口是否足够，还是需要在墨西哥本地集成系统，取决于预期规模、合同对服务的要求，以及供应商竞争的是电网项目还是工业自用项目；前者对本地化布局的要求更高。光伏设备遵循类似逻辑：中标项目在融资交割后将需要组件和逆变器，而进口还是在墨西哥组装，更多取决于开发商和CFE提出的本地化和服务要求，而非关税。

在电力主设备领域，窗口更为狭窄：CFE计划2027年前投运的燃气轮机，其采购流程已在推进，参与方是已在墨西哥拥有在役机组和服务网络的制造商。从电站辅助系统、变压器和变电站切入是可行的，考虑到输电投资的规模，这条路径可能更容易进入，前提是制造商通过CFE的实验室测试和技术规范审核，而这一过程可能需要一年以上。在天然气领域，CENAGAS的修复计划属于公共采购市场，要求ASME、API和NOM-ASEA认证，并倾向于有使用记录的设备；中国的管材、阀门和压缩设备可通过获得认证的经销商，或与该系统的既有承包商组成联合体进入。在EPC领域，本地经验是事实上的准入条件，常见路径是与墨西哥建筑企业组成联合体或直接收购。

在资本层面，新变化在于混合开发创造了一类以国家公共企业为合同对手方、由预算受限的国有控股股东主导的可投资资产。未参与首轮招标的企业，可行的切入点是为尚待完成融资交割的中标项目提供建设资金，或收购已签订合同的项目公司股权；两者都能降低许可风险，并将风险敞口集中于建设和运营环节，Cubico与CFE的合作即是一例。这是否优于自行开发项目，取决于若干可核实的因素：目标区域和技术类型是否仍有配额空间、并网需要多长时间、待售项目的合同质量如何，以及收购方能否带来原发起方所不具备的要素——设备、融资或运营能力。当配额已经分配完毕、并网成为瓶颈时，收购可以节省时间；而当标的资产附带结构不佳的合同时，其代价可能高于从零开始。

七、仅靠技术解决不了的问题

墨西哥电力行业的近期历史，是一部规划大于执行的历史，而本轮周期又增加了预算约束。据墨西哥竞争力研究所（IMCO）分析，CFE的强化计划估算到2030年每年需要投资约1,041亿比索，而2026年批准的实物投资预算为611亿比索；两个口径并不完全对等——前者包含可通过混合模式融资的投资——但差距之大，足以使社会资本参与成为规划得以实现的必要条件，而非政策选项。这对能够提供资本、技术和执行能力的企业有利，前提是理解风险集中在何处。

第一项风险是并网：系统运营机构墨西哥国家能源控制中心（CENACE）的研究、由申请方承担的电网加强工程，以及一个73%项目尚处早期阶段的电网，可能使2026年中标的电站推迟数年投运。第二项是对手方：在混合模式下，CFE既是控股股东、购电方，往往还是土地和许可的持有者；项目公司的治理机制和争议解决安排，与价格同样值得关注。第三项是配额分配：当申请超出配额时，CNE以“对系统的更大效益”为标准排序，而没有明确的竞争性公式。第四项是社会责任要求：社会影响声明具有约束力，要求制定包含直接投入和社区协商的管理方案；以Arco Tula管道为例，CENAGAS将穿越集体土地（ejido）列为主要执行风险。此外还有比索收入与美元设备之间的币种错配，以及十二至二十四个月的建设周期。

墨西哥已经确定了要建什么、依据什么规则建。每家企业需要确定的是：当采购决策作出时，自己希望处在周期的哪个阶段、面对哪一类对手方、扮演什么角色。

整体来看，这幅图景与其说是一个正在开放的市场，不如说是一个需要投资、并按自身规则组织投资的系统。面对真实的结构性需求——负荷峰值、滞后的清洁能源发电、仍在研究中的输电项目、经由老化管道进口的天然气——国家设定了配额，保留了大部分电量和全部输电业务，并向社会资本开放了一块边界清晰、且已开始分配的空间。从外部看是一份76,000 MW的规划，从内部看则是一组处于不同阶段、面对不同对手方的项目，其决策窗口的开合节奏并不完全受规划控制。

对拥有技术竞争力的中国企业来说，这一结论并不轻松，却十分清晰：产品优势是必要条件，但不是充分条件。了解哪个项目即将完成融资交割、由谁决定采购、会提出何种质保要求，与每兆瓦的报价同样重要；在以开发商身份设计市场进入方案之前，需要知道目标区域的配额是否已经分配完毕；在评估待售资产时，需要判断其附带合同的价值是高于还是低于标价。最重要的是把握时机：在投资决策形成之前进入，会把资源消耗在无法成熟的洽谈上；在承包商已经选定供应商之后进入，再好的技术也只能成为下一轮的参考。出口、设立商务机构、本地组装、合资合作或并购，是对不同情形的有效回应，每一位企业负责人应当问的不是哪一种在抽象意义上正确，而是哪一种与自己的企业今天在墨西哥能够识别的具体项目、对手方和时间窗口相匹配。

陆海平 | José Luis Enciso

Keno Consulting — 北京

Keno Consulting由陆海平（José Luis Enciso）先生负责。他拥有20余年中墨经贸与跨境投资相关经验，曾任墨西哥经济部驻华公使衔参赞及驻华首席代表，并曾负责德勤墨西哥中国服务部，工作经历涵盖产业投资、企业国际化及并购。

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