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——菲律宾案例研究（下）
上篇请链接：世界银行报告：菲律宾光伏金融分析-上
并网太阳能市场的演变
2008年之前，菲律宾的太阳能市场并不是非常活跃。装机容量1兆瓦的CEPALCO电站是菲律宾建造的第一座光伏电站，由全球环境基金（Global Environment Facility）提供了400万美元的资助。该电站与棉兰老岛上的一家私人公用事业公司相连，并与现有的水力发电厂相结合。在《2008年可再生能源法》出台后，开发商的兴趣大增，该法案包括一系列鼓励使用可再生能源的政策工具。太阳能开发商开始考虑与依赖昂贵柴油发电的配电公司或电力合作社签订双边电力购买协议（PPA），而太阳能光伏正成为一种竞争选择。到2012年，能源部已为太阳能光伏授予服务合同，相当于500兆瓦，将项目开发权授予了潜在的投资者（KPMG，2013年）。
可再生能源法案最初考虑了上网电价概念。在该法案制定之时，由于太阳能的价格高于其他发电来源的价格，上网电价计划在世界各地都很普遍。2012年7月，能源监管委员会（ERC）推出了一项上网电价计划，对于已达到至少80％的建设完成率的项目，将以先到先得的原则进行奖励。到2016年，在经历了两轮上网电价补贴之后，政府采购了近900兆瓦的太阳能光伏发电，其中包括近300兆瓦不符合上网电价补贴的项目（Box6.1）。
Box6.1菲律宾的上网电价
《可再生能源法》最初设想了一个上网电价计划，以鼓励可再生能源的发展。能源部（DOE）和能源监管委员会（ERC）花费了几年的时间来开发该计划。能源监管委员会（ERC）在2010年7月26日发布的一项决议为该计划制定了规则。
该方案的设计是以 "以差价支付"，即电力现货价格与上网电价之间的差额将由消费者通过上网电价补贴直接支付，补贴额度由电力交易中心每年确定，并由国家电网公司管理（NGCP）。该决议要求将补贴作为单独的项目列入消费者的账单中。其中还规定了上网电价项目优先接入和调度电网。
2012年7月27日，能源监管委员会（ERC）的另一项决议批准了上网电价税率，并设定了各种技术的安装目标。最初给太阳能的封顶上限为50兆瓦，电价为每千瓦时9.68比索（0.22美元）。电价定于第一年后每年下降6％，固定期限为20年。
2013年该计划的指南正式发布。其中规定，一旦建设了80％的项目，就将按以先到先得的原则授予用于上网电价项目的认可证书（COE）。
“竞价上网电价”意味着开发商必须在项目的开发和建设阶段承担重大风险，这使得银行在财务收尾阶段难以为项目融资。因此：大多数上网电价项目都是在资产负债表上或在愿意承担项目风险的工程、采购和建筑公司的支持下融资。一旦项目收到上网电价项目的特许经营权证后，当地银行一般愿意用传统的项目融资方式为项目再融资。
到第一轮上网电价结束时时，政府已授予108兆瓦COE项目（见表6.1.1）。能源部在2014年批准将上限扩大到500兆瓦。政府认为太阳能是快速增加能源供应的有效途径，由于夏季炎热和降水少，能源供应受到威胁（IRENA 2017）。
2015年3月27日，电监会批准了扩容，修改后的电价为每千瓦时8.69比索（约合0.192美元）。菲律宾最终采购了总计526兆瓦符合上网电价条件的太阳能。不符合上网电价标准的太阳能已建造将近300兆瓦。不合格的项目被迫确定替代的承购安排。大多数企业在尝试与电力合作社或配电公司谈判购电协议时，都采取了基于电力现货批发市场上以商户的方式销售电力的方法（通常损失相当大）。由于监管政策对采购政策的不确定性以及获得能源监管委员会（ERC）批准具有难度，与监管机构签订协议的过程变得更加复杂。
2015年和2016年太阳能工厂的投产对现货市场上出售的电价产生了重大影响。由于太阳能光伏发电的边际成本可以降至零（因为没有直接燃料成本），因此在电力现货批发市场（WESM）的调度层次结构中将其列为优先事项。因此，太阳能光伏抵消了向电力现货批发市场出售的柴油和重油工厂的峰值，但平均边际成本低得多，将现货平均市场价格从2016年6月的每千瓦时6菲律宾比索降低到了每千瓦时3菲律宾比索。
现货价格的剧烈变化给上网电价补贴带来了压力，鉴于上网电价与现货市场价格之间的差额增加，现在必须向上网电价电站支付更大的费用。由于上网电价补贴只能每年调整一次，这就造成了国家电网公司向上网电价电站的补偿滞后7个月之多。
上网电价的另一个意想不到的后果是引起了消费者的强烈反对。虽然总体上来说价格受到的影响可以忽略不计，但鉴于现货价格较低，许多客户对价格上涨的反应是负面的，导致人们对该计划和可再生能源普遍持怀疑态度。上网电价补贴计划成功地迅速扩大了菲律宾私人对太阳能的投资。同时，加快的发展速度对电网规划和现货市场定价产生了影响。
在第二轮上网电价补贴结束后，由于尚未就持续的太阳能采购给出明确的政策方向，因此较大规模的并网太阳能光伏市场陷入停滞。
商业金融的流动性
在菲律宾建造的所有太阳能光伏项目都是通过商业债券和股票融资。由于上网电价方案的特殊性，以及宪法对外资所有的私人投资限制在40%，因此大多数电站的建设和融资都是由当地的投资者和开发商提供的。不论是菲律宾私的有还是政府所有的银行都渴望以公司融资的方式(即对项目资产拥有有限追索权)向参与并网电价计划的项目提供贷款。由于融资主要属于私人融资，因此无法获得详细的项目信息。不过，已经实现财务结算的并网太阳能光伏项目的累计投资额估计为21亿美元（BNEF 2017）。
公共部门干预的有效性
公共干预对菲律宾太阳能市场的发展产生了深刻的影响。
法律，政策和法规框架
《电力工业改革法》为菲律宾能源部门的投资提供了总体框架，并确立了私人资本的作用、独立的发电商、开放的电网接入以及发电、输电和配电资产的分离。
在《电力行业改革法案》（EPIRA）下实施的法律框架对于实现太阳能投资至关重要。此外，该国在电力部门的私人投资刺激了可再生能源领域。
《可再生能源法》（2008年12月16日第9513号共和国法）提供了可再生能源投资的框架。除了制定可再生能源项目的监管和财政激励措施外，该法案还提出上网电价（作为主要政策工具）、可再生能源投资组合标准（为并网系统引入了最低比例的可再生能源发电）、可再生能源信贷交易的市场、净计量、绿色能源选项（一种为消费者提供通过可再生能源提供的选项的机制）。
该法案还为经过认可的可再生能源项目、设备制造商和供应商提供了财政激励措施。这些财政激励措施包括七年免税期和免税进口设备。与需要花费数年时间才能实施的其他规定不同，财政激励措施立即生效，可使合格的市场参与者受益。
上网电价成功地扩大了对太阳能光伏的投资，但随后的进展却受到限制。不过，能源部于2017年12月30日发布了DC2017-12-0015号通函，其中包括在电网区域实施可再生能源投资组合标准（RPS）的规则和指南。这些规则要求配电公司、电力供应商、为直接连接的客户提供电力的发电公司以及其他经过授权的能源部门参与者，必须从其合格的可再生能源（包括太阳能）的能源组合中获取或生产最小份额的电力（最初设定为未来十年净电力销售量或年能源需求的1％ ）。最低要求将在2020年，2018年和2019年（过渡年）强制执行。
监管者的能力、繁重的许可程序以及与更广泛的政治背景带来的相关挑战，已限制了实施上网电价计划后太阳能私人投资的规模扩大。在《可再生能源法》通过之后的几年中，能源监管委员会（ERC）对太阳能的了解十分有限，这延迟了项目的批准。由于能源监管委员会对AC / DC（直流交流）比率的误解，电力合作社的最初申请受到了阻碍。能源监管委员会使用直流电而不是交流电厂的规模来计算电价，导致价格过低，不符合国家规定的价格。最终，太阳能协会聘请了一家国际咨询公司来举办有关太阳能财务建模的研讨会，从而解决了这个问题。但技术能力的问题仍然存在，频繁的人事变更和对可再生能源技术（包括组织最高层）的不熟悉进一步加剧了这一问题。
尽管能源监管委员会（ERC）已成功实施了上网电价计划，但审批流程缓慢以及对太阳能发电特定特性的了解不足，影响了承购协议（例如，与电力合作社和可竞争市场客户的购电协议）。能源监管委员会（ERC）必须批准配电公司与电力合作社之间的所有合同。这样做可能会花费时间，并且结果（尤其是在电价方面）尚不确定（与公用事业公司要求或与电力合作社谈判的电价可能不是能源监管委员会准的电价）。自2015年以来，通过配电公司进行竞争性采购成为了必要步骤。此要求尚未使能源监管委员会（ERC）的最终审批取消。
与私人外购商签订的购电协议（PPA）也存在类似的障碍。为了可竞争市场客户出售电力，发电商必须获得零售许可证，该过程由电力改革委员会监管，非常耗时。此外，他们还必须支付传输费，以使用电网输送电力。然而，这些费用是按装机容量而不是按发电量收取的，这使太阳能光伏电站处于明显的劣势，因为它们的发电量通常比传统发电量低。
规划，技术和运营能力
发电计划
《可再生能源法》规定，必须编制《国家环境报告》，并每半年更新一次。《国家环境报告》是一份政策文件，概述了可再生能源目标以及实施和扩大可再生能源的政策目标。第一份报告于2011年发布，也就是在《可再生能源法》发布后三年。其中规定了285兆瓦的太阳能发电量。但从未发布过更新。能源部在2016年发布的临时文件《2017-2030年可再生能源路线图》指出，短期目标是更新《国家环境报告》并完全实施《可再生能源法》（包括可再生能源投资组合标准，可再生能源市场以及绿色能源选项）。该路线图未包括新的太阳能产能目标。
电网集成，接入和电力疏散
可再生能源和太阳能的规模扩大尤其对电网造成了重大挑战。为了获得接电协议，必须完成电力潮流（load-flow）研究。但是，在上网电价政策实施期间，许多开发商申请了接电许可证，因此菲律宾国家电力公司（NGCP）很难确定将要建造的太阳能光伏总量。内格罗斯岛就是一个最极端的例子。由于合适的区域土地有限,为上网电价建设的总光伏发电量约有一半位于内格罗斯岛，该岛的峰值负荷为300兆瓦。尽管内格罗斯与其他岛屿相连，但输电能力不足以疏散所有电力，因此短期内不会进行电网升级。当地需求低迷和电网容量不足导致该岛上一些太阳能光伏电站的削减成本高昂（WESM 2017）。由于供过于求，菲律宾国家电网（NGCP）一直不愿批准电网某些区域的新发电项目。
土地供应
在菲律宾，土地供应是一项重大挑战。《可再生能源法》提出了一种通过将国家划分为多个区块来向开发商分配权利的体系，开发商可以将其作为获得可再生能源服务合同的第一步进行申请。此过程完全独立于任何现有土地所有权。开发商可以获得区块开发权，但对土地本身没有任何所有权，这导致了开发商与土地所有者之间的冲突。更为复杂的是，大多数适合太阳能开发的土地被划为农业用地。在内格罗斯岛上建许多工厂的原因之一，就是因为这里有合适的工业区划土地。从农业用地改为工业用地以建造电厂，需要区域和国家两级的许可，这是一个非常麻烦的过程，可能需要两年或更长时间。
直接和间接融资
菲律宾太阳能项目的开发除通过《可再生能源法》提供的财政激励措施外，不涉及公共融资。资本雄厚且流动性强的银行使大多数项目能够以具有竞争力的本币和外币汇率获得基于项目的融资。严格的上网电价计划的资格标准和宪法规定的本地企业至少拥有60%的发电项目，导致外国资本对大型太阳能项目的参与度相对较低。
政府提供的担保
承购人信誉
总体而言，该行业反映成本，从而降低了承购者的风险。政府拥有的开发银行和地方私人银行都通过上网电价合同支持了可再生能源项目。对于直接与电力合作社和配电公司签署电力购买协议（PPA）的项目，承购人风险仍然是一个挑战，因为并非所有这些实体都具有投资级评级。尽管为马尼拉服务的配电公司Meralco被标准普尔（截至2017年6月22日）评为投资级（BBB–），但规模较小的电力合作社尤其没有信用等级，因此对于投资者可能存在较高的信用风险。
保证金
太阳能项目的贷款人和投资者不需要国家支持的担保，部分原因是市场已经建立了完善的私有化电力部门，具有反应成本的电价和成功的独立电力生产商（IPP）历史。此外，当地银行的资本雄厚，愿意承担与上网电价支付相关的风险。由于竞价上网电价，很多项目最初都是靠资产负债表融资，以满足方案的要求。
主要发现和总结
菲律宾的上网电价计划成功地促进了近900兆瓦的私人融资并网太阳能光伏发电项目。由于菲律宾市场的特点——包括宪法规定的国家股份所有权、流动性强的银行部门以及要求项目必须在取得资格之前建设完成的上网电价计划——菲律宾太阳能光伏项目的大部分投资资本都来自当地。
相对强大的私人投资电力和反应成本的电价框架的存在有助于确保投资者对上网电价（FIT）的兴趣。获得融资对扩大太阳能投资不是挑战。来自本地银行以及国内外投资者的充足融资即将到来，且价格合理。
上网电价计划表明，菲律宾具有开发太阳能的重要技术和资金能力。自第二轮上网电价计划结束以来，政府颁布了实施并网地区可再生能源标准的实施准则，为并网太阳能市场的私人投资提供了新视角。
在上网电价计划中，太阳能光伏发电规模的迅速扩大给输电网络带来了巨大压力，需要对输电网进行投资以减少拥塞。对未来的传输与发电选址进行规划和协调对于确保光伏发电的平稳整合非常重要。
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