2019年5月，菲律宾最高法院在菲律宾消费者联合会（Alyansa Para Sa Bagong Pilipinas，Inc.）一起集体诉讼案件中裁决，2015年6月30日后签署的全部购电协议（约90份）应当重新采用竞争性招标方式签署。该裁决引起菲律宾境内外投资者的广泛关注，它固然警示投资者签署购电协议的合规风险，更从侧面反映菲律宾民众长期依赖传统能源发电，为高电价所苦，不得不集体通过司法途径寻求救济的无奈。

    为减轻国内对传统能源发电及燃料进口的依赖，菲律宾早在2008年就颁布《再生能源法案（2008）》（Renewable Energy Act of 2008），对风电、太阳能、水电、生物质发电和地热发电等再生能源项目发展进行整体布局。2011年6月菲律宾政府颁布2011-2030年国家再生能源计划，到2030年，菲律宾将实现再生能源装机容量约15,304 MW，约为2010年容量5,438MW的3倍，并将努力实现到2030年再生能源发电占总发电35%份额的目标。如今，站在2020年的始点，时间过半，菲律宾再生能源电力计划完成过半了吗？本文将解析菲律宾再生能源项目的机遇和挑战，为中国投资者进入菲律宾再生能源市场提供参考。

    菲律宾再生能源项目的机遇

    （1）再生能源计划的供电缺口

    相比邻国马来西亚、印度尼西亚两国分别于2011年和2014年才推出系统的再生能源法案或再生能源计划，菲律宾对再生能源电力开发可谓棋先一着，提前布局。根据菲律宾《再生能源法案（2008）》，菲律宾政府能源部（Department of Energy，“DOE”）和能源监管委员会（Energy Regulatory Commission，“ERC”）负责实施推进再生能源电力计划。具体而言，到2030年，菲律宾计划水电容量将增加160%，风电容量将增至2,345 MW，光伏容量将增至1,528 MW。2016年，在国家再生能源计划的基础上，DOE进一步制定了2017-2040年菲律宾能源计划，到2040年，菲律宾将实现再生能源装机容量达20,000MW，相比2030年的装机容量目标更是提高了约30%。根据DOE公布的数据，2018年菲律宾已实现再生能源装机容量7,227MW，占2030年计划装机容量的47.2%，尚存在8,077.3MW的缺口。从数据上看，时间过半，似乎计划也完成过半，但由于2011年制定计划时菲律宾再生能源项目本身有5,438MW的余量，从某种程度看，过去10年里再生能源项目增速较慢，未来10年仍需加大投入才能按期完成计划余量。

    （2）再生能源鼓励新政频出

    为鼓励投资者开发建设再生能源电力项目，除2012年以来推行可观的FIT电价（Feed-in-Tariff）外，近年来菲律宾按照《再生能源法案（2008）》的要求出台再生能源配额标准（Renewable Portfolio Standards），建立再生能源证书交易市场，修改再生能源项目授予和登记程序等等。再生能源配额标准经2018年和2019年的过渡，于2020年正式施行，对配电企业、发电企业等电力市场参与者必须购买一定份额的再生能源电量提出要求，且该购电份额应当每年至少增加1%。2019年12月，菲律宾政府出台规定，建立再生能源证书交易市场平台，所有电力市场参与者均可通过该平台买卖再生能源证书，满足再生能源配额标准的法定要求。

    （3）电力市场开放自由

    菲律宾电力市场的正式改革始于2001年，国家电力公司（National Power Corporation）垂直垄断的电力市场转变为部分开放的电力市场，正式开放发电领域和配电领域，2002年开始建设电力现货批发市场（Wholesale Electricity Spot Market，“WESM”）并于2006年在吕宋岛首次运营，发电企业和购电方可以在电力竞价池通过竞价的方式购售电力。目前，除输电网络全部由国家垄断之外，发电和配电领域基本已经全面开放。发电企业除了可以与配电企业签署长期供电协议售电，还可以与适格电力消费者签署短期购电协议售电，以及通过参与WESM售电，多个售电途径为发电企业提供更灵活的市场选择。

    外国投资者面临的挑战

    尽管菲律宾再生能源电力装机容量逐年增加，但其在传统能源和再生能源的总装机容量占比却呈下降趋势，外国投资者在参与投资建设菲律宾再生能源电力项目仍面临挑战。举例如下：

    （1）外资比例限制

    菲律宾规定外国投资者在菲投资事宜的主要法律是第7042号法案《外商投资法案（1991）》（Foreign Investment Act of 1991）以及不时修订的《外商投资负面清单》。尽管根据《外商投资负面清单》，电站项目可以100%对外国投资者开放，没有持股限制，但由于《外商投资负面清单》规定外国投资者对自然资源开发利用项目的投资比例不得超过40%，DOE据此规定外国投资者对再生能源电力项目的投资比例也不得超过40%，在一定程度上限制了外国投资者投资再生能源电力项目的自由灵活度。

    （2）FIT电价到期/满额后电价政策尚不明朗

    根据《再生能源法案（2008）》，风电项目、光伏发电项目、海洋能项目、径流式水电项目（run-of-river hydroelectric power）和生物质电力项目实行FIT电价，该电价水平相对可观。但是适用FIT电价的风电和光伏发电项目在2016-2017年早已达到DOE和ERC规定的容量限额，DOE和ERC至今尚未出台相关规定扩大适用FIT电价的风电和光伏项目容量。对水电和生物质电力项目而言，由于一直未达到容量限额，经两次延期后已于2019年12月到期，后续项目能否继续享受FIT电价尚不明朗。

    （3）融资模式更依赖公司融资或菲律宾境内融资

    购电协议通常是再生能源电力项目的收入来源保障。对于取得FIT电价的再生能源项目，其最主要的项目协议为发电企业与国家输电公司（National Transmission Corp，“TransCo”）签署的再生能源电费支付协议（Renewable Energy Payment Agreement,“REPA”）。以ERC公布的标准REPA为例，TransCo作为基金管理人从FIT电价补助金基金向发电企业支付电费，TransCo支付的电费以电站实际发电量和FIT电价为基础。可以看到，电费收入与实际所发且输送至计量点的电量挂钩，这种电费机制在一定程度上可以保证投资者的电费收入和项目现金流。但另一方面，再生能源的项目开发建设工作基本由发电企业自行完成，除电费支付义务外，购电方一般不对发电企业提供具体的协助和支持，REPA也未对不可抗力、法律变更等非发电企业原因导致电站无法送电给发电企业带来的不利后果作出详细规定。

    对于无法取得FIT电价的再生能源项目，发电企业销售电力和取得电费收入的方式通常与传统能源电力项目相同，发电企业可以选择与配电企业签署长期供电协议供应电力，也可以选择与适格电力消费者签署短期协议（通常为两年）直接销售电力，此外，对于额外电量，发电企业还可以选择直接通过WESM以竞价的方式出售。

    总体而言，菲律宾再生能源项目的购电协议基于比较成熟的电力市场产生，合同机制相对简单，对再生能源项目而言，目前传统无追索权的项目融资不是市场主流实践，外国投资者可能需要考虑公司融资或与菲律宾当地融资机构了解沟通当地融资实践。

    对中国投资者的提示

    随着全球光伏、风电等再生能源发电成本的持续走低，加之其资源优势及环保特征，东南亚、南亚、拉美、中亚等发展中国家相继出台政策，鼓励境内外投资者参与本国再生能源电力项目的投资建设。相较于亚洲其他国家，菲律宾电力市场已经相对成熟和开放，总体上是一个竞争性和可持续性的电力市场，为投资者提供一个相对公平、透明的竞争市场环境。对标2011-2030年国家再生能源计划，再生能源电力的缺口仍然较大，对于投资者而言机遇与挑战并存，我们也将持续关注菲律宾再生能源电力市场，并结合我们的相关经验，协助投资者识别与管控项目法律风险。

    尽管存在上述外资比例限制，但从2019年11月开始，生物质发电和/或垃圾发电项目的外商投资不再受40%的投资比例限制，具体可以进一步了解澄清，故不排除再生能源项目将来进一步对外资开放的可能。有意参与菲律宾再生能源项目的投资者建议通过法律尽职调查，进一步了解外商投资的法律实践的动态，结合具体的商业诉求搭建符合当地法律规定的交易结构。

    对于部分希望通过小比例股权投资带动EPC工程的中国投资者而言，结合再生能源项目实际情况和当前法律实践，在项目公司层面选择合适的合作方可能更能发挥自身工程建设的经验和优势，实现优势互补，但需在股权交易文件中关注并权衡小股东利益的保护机制以保障EPC合同的落地和执行。

    值得注意的是，DOE正在制定绿色能源电价方案（Green Energy Tariff Program），初步打算通过绿色能源电价方案授予2,000 MW再生能源项目，并已经公布草案向社会征求意见，新的再生能源电价方案可能即将出台。根据DOE公布的绿色能源电价方案（草案），在封顶电价范围内，通过竞价方式确定再生能源电价，即绿色能源电价，2020年的第一轮竞价预计将在该方案生效后90天内举行。随着再生能源技术成本的降低以及监管部门前瞻性的监管方式，不排除菲律宾未来的再生能源项目将通过与邻国马来西亚类似的竞争性招标模式批量选择合格投资者，并给投资者带来机会。