希腊正处于能源转型的关键期，传统褐煤（lignite）退出进程加速，可再生能源（RES）、天然气及能源基础设施成为投资核心领域，同时作为区域能源枢纽的战略定位日益凸显，为跨境投资企业提供了广阔机遇。但希腊能源矿业领域受欧盟指令深度约束，国内法律框架频繁更新，私有化改革持续推进，跨境投资的合规门槛与尽调复杂度较高。
一、投资前提：能源市场与政策框架核心合规背景
（一）市场结构与转型趋势
希腊能源市场正经历结构性重构：2024 年电力结构中可再生能源占比达 48%（含风电、光伏、生物质能），天然气占 41%，褐煤占比仅 4%，彻底告别以褐煤为核心的能源时代；天然气进口中，俄罗斯天然气仍占 54.7%，但液化天然气（LNG）占比已达 30%，能源供应多元化进程加速。电力需求 2024 年同比增长 11%，市场清算价格（MCP）同比下降 16%，供需与价格格局的变化为投资提供了基础环境。
（二）核心政策与法律框架
1.国家层面：《国家能源与气候计划》（NPEC）是投资核心政策依据，经 2024 年修订后，明确 2030 年可再生能源电力占比 65%、储能装机 6GW（含 4.3GW 电池储能、1.3GW 抽水蓄能），并建立自愿碳市场（VCM）；《国家气候法》（Law 4936/2022）规定 2050 年碳中和目标，2030 年温室气体排放较 1990 年削减 55%，2028 年逐步摆脱化石燃料依赖（受能源危机暂作调整）。
2.欧盟层面：希腊已转化多项欧盟核心指令，包括《工业排放指令》（IED）、《国家排放上限指令》（NECD）、《可再生能源指令》（RED III）、《能源效率指令》等，其中 RED III 要求 2030 年欧盟可再生能源消费占比不低于 42.5%，交通领域需通过先进生物燃料、绿氢等实现 14.5% 减排，直接约束能源项目的合规标准。
3.行业专属法律：《能源法》（Law 4001/2011 及修订版）规范能源市场运营与竞争，《碳氢化合物法》（Law 2289/1995 及修订版）管控油气勘探开发，《CO2 储存框架法》（Law 4964/2022）允许枯竭油气田转化为碳储存场地，构成投资的基础法律体系。
二、油气行业跨境投资合规与尽调要点
（一）市场准入与合规核心
希腊油气市场高度依赖进口，供应渠道包括保加利亚 - 土耳其陆上通道、Revithoussa LNG 接收站、Alexandroupolis 浮式 LNG 接收站（FSRU）等基础设施，且通过 Trans Adriatic Pipeline（TAP）、希腊 - 保加利亚互联管道（IGB）接入区域能源网络，投资需优先评估基础设施接入可行性。
法律层面，油气勘探开发权专属希腊国家，由国有实体 HEREMA 管理，投资需通过两种核心合同模式：租赁协议（Lease Agreement，最常见）或产量分成协议（Production Sharing Agreement），均需经部长级批准。关键合规要求包括：
1.许可获取：勘探权有效期陆上最长 7 年、海上最长 8 年，开采权最长 25 年（可延期），需通过招标、直接申请或 “开放门户” 程序获取；核心许可包括环境条款批准（含森林、文物许可）、设施运营许可、Seveso III 安全注册。
2.市场自由化合规：天然气供应与分销市场已完成私有化改革，原国有 DEPA 集团拆分为基础设施、商业运营、国际项目三大实体，DESFA（国家天然气传输系统运营商）66% 股权由 Snam、Enagás 等组成的联合体持有，跨境投资需核查目标企业的股权结构合法性、许可延续性及市场竞争合规性（如 RAEWW 监管要求）。
（二）尽调关键维度
1.基础设施与供应链：核查目标项目与 NNGTS 传输系统、区域管道（如 IGB、TAP）及 LNG 接收站的接入协议，确认运输容量与供应稳定性；关注 EastMed 管道等欧盟重点项目的开发进展，评估投资协同潜力。
2.法律与合同风险：核查 HEREMA 签署的许可协议条款，明确国家参与权、产品归属（租赁协议下企业拥有开采权，产量分成协议下国家拥有所有权）及税费义务；核实环境许可的有效期（经 Law 4685/2020 延长至 15 年）及合规性，避免因 IED、NECD 等指令下的排放限值违规导致处罚。
3.私有化背景核查：针对 DEPA、DESFA 等已私有化企业，核查股权交易的合规性、历史遗留义务（如员工安置、设施维护）及监管承诺履行情况。
三、电力行业跨境投资合规与尽调核心
（一）市场改革与合规基础
希腊电力市场已完成重大改革，由 Hellenic Energy Exchange（HEnEx）运营批发市场（含日前、日内、平衡市场及衍生品市场），取代原 LAGIE 的市场职能，且正推进与欧盟邻国的市场耦合（CACM Regulation 要求），跨境投资需适应市场化交易规则。
核心合规框架包括：
1.可再生能源（RES）项目合规：RES 是投资核心领域，2030 年目标占比 65%，支持政策以馈电溢价（FiP）合同为主（替代原 FiT 机制），需通过 RAEWW 的竞争性招标获取，项目容量≥400kW（2026 年降至 200kW）需承担平衡义务；许可制度经 Law 4685/2020、4951/2022 改革，采用数字化快速通道证书替代传统许可，平均许可周期缩短至 14 个月，需核查土地使用限制（部分已放宽）、电网连接优先级（与工业 / 农业用户签署 PPA 的项目获绝对优先级）。
2.储能与新兴领域合规：2030 年储能目标 6GW，独立储能项目可通过容量拍卖获取财政支持，混合储能项目（含发电与储能）在非互联岛屿享有专项定价机制；海上风电目标 2030 年 1.9GW，需通过 HEREMA 划定的海域开发，2027 年启动招标，2028 年起安装，尽调需关注海域规划、环境影响评估（SEIA）及 SPV 的前期勘测成果获取。
3.电网基础设施合规：IPTO 负责输电系统运营，岛际互联（克里特 - 伯罗奔尼撒、克里特 - 阿提卡等）及跨境互联（与保加利亚、意大利、土耳其等）是重点项目，投资需核查电网容量、接入协议及监管审批进度，避免因电网拥堵导致项目搁置。
（二）尽调关键要点
1.项目资质与补贴合规：核查 RES 项目的 FiP 合同条款、并网协议有效性，确认是否符合 GOs（绿色证书）交易规则；核实小型项目的 FiT 合同（与 DAPEEP 签署）及示范项目的豁免资格。
2.市场化交易与风险控制：了解 HEnEx 的双边 PPA 平台运作规则（标准化合同模板、注册与费用要求），评估衍生品市场对冲价格风险的可行性；核查自我消费机制合规性，新引入的虚拟净计费（net-billing）机制允许电力销售至批发市场或通过 PPA 交易，需确认项目是否符合资格要求。
3.能源社区与新业态合规：针对能源社区项目，区分可再生能源社区与公民能源社区的法律定位，核查网格连接优先权、财务担保减免等激励政策的适用条件；电动汽车（EV）充电设施投资需符合 Law 4710/2020 的场地要求（加油站、购物中心等）及运营商资质许可。
四、近期法规更新与合规应对
（一）绿色氢与 biomethane 合规
2025 年生效的 Law 5251/2025（希腊首部氢法律）确立了绿色氢生产、认证与监管框架，核心要求包括获取氢生产者证书（HPC，有效期 25 年）、可再生能源电力使用合规（直接关联或电网采购需满足额外性与时空相关性要求），许可周期约 24 个月； biomethane 项目享有许可简化、电网接入激励，投资需关注升级现有沼气设施的补贴政策。
（二）褐煤退出与公正转型
希腊计划 2028 年全面关闭燃煤电厂，2026 年前完成大部分关停，投资需规避褐煤相关资产；针对褐煤产区（西马其顿、梅加洛波利斯），欧盟公正转型基金提供 13.8 亿欧元支持，投资清洁能源、农业、旅游等领域需核查补贴申请条件与区域发展规划。
（三）天然气基础设施扩张
Alexandroupolis FSRU 已投入商业运营，Corinth、Volos 等地新增 FSRU 项目将于 2025-2026 年投产，IGB 管道容量将从 30 亿立方米 / 年扩至 50 亿立方米 / 年，投资需评估这些设施带来的供应稳定性提升与市场竞争格局变化。
五、跨境投资尽调核心总结
希腊能源矿业跨境投资的合规与尽调需围绕 “政策适配、法律落地、基础设施、风险对冲” 四大核心：首先，需深度适配 NPEC 及欧盟指令的政策目标，确保项目与可再生能源、脱碳、能源安全等方向一致；其次，严格核查许可资质（环境、安全、运营）、合同条款（股权、产量分成、补贴）及私有化背景下的合规遗留问题；再次，评估电网、LNG 接收站、跨境管道等基础设施的接入可行性与稳定性；最后，关注近期法规更新（绿色氢、碳市场、净计费），建立动态合规体系。唯有将合规要求嵌入尽调全流程，才能有效规避政策、法律与市场风险，把握希腊能源转型中的跨境投资机遇。
免责声明
法律及程序可能发生变更。本文仅提供一般性信息，不构成法律建议。若您在海外遭遇法律纠纷，请立即联系我们咨询专业涉外律师。
