立法保障可再生能源的发展

随着全球可再生能源布局加速，各国加紧立法，建立建全相关制度，保障新业态的发展。本期文章将介绍韩国、菲律宾和台湾能源法的新动向。

韩国于2025年3月颁布了《离岸风电分布及产业发展促进特别法》（下称《离岸风电促进法》），大大改变了韩国的离岸风电开发监管环境。

《离岸风电促进法》将建立起一个由政府主导和推动的风电发展框架，设立“一站式服务窗口”监管委员会，给紧迫项目的许可证审批设立“快速通道”，这将取代现行的“门户开放”政策。预计未来几个月会出台实施令和实施细则或征求公众意见的草案。

影响

《离岸风电促进法》的主要影响包括以下内容：

立即停发新的PWOP。新PWOP的发放限制自新法颁布之日起立即生效。今后，任何尚未获得PWOP的离岸风电项目，仅在获得政府指定发电区内参与资格后方可开发。

一站式服务窗口和“快速通道”审批制将简化开发流程。成立离岸风电发电委员会作为监督离岸风电项目开发大部分事项的一站式机构，推行“快速通道”许可审批程序，让发电区内的项目能够快速获得多达28项与开发相关的许可和批准，这将缩短离岸风电项目的开发周期。

对政府主导项目的有利支持。《离岸风电促进法》的某些条款为由国有企业和准政府机构开发的离岸风电项目享受优待提供了法律基础，这将增加GenCo在离岸风电项目开发中的参与。

KIM & CHANG
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菲律宾可再生能源监管动向

在菲律宾，可再生能源资源的开发由《第九五一三号共和国法案》，即2008年《可再生能源法》规管。该法确立了开发和生成生物质能、地热能、太阳能、水能、海洋能和风能的总体框架。

这项法律极具战略意义，它旨在提高可再生能源的利用率，将国家级和地方的可再生能源转化项目制度化。

该法规定了若干针对能源开发商的财政和非财政激励措施，促进了可再生能源的高效、经济的商业应用。

财政激励措施

对太阳能、风能、水能及海洋或潮汐能的勘探、开发和利用，不适用40%外资股权限制，但直接从水源取水用于发电的项目除外。

符合条件的可再生能源开发商，以及本地生产的可再生能源设备的制造商、加工商和供应商，在获得必要的认证或资格鉴定后，可享受财政激励措施。

这些激励措施包括：七年免征所得税；对购买本土生产的设备的可再生能源开发商实行增值税零税率；以及对从可再生能源资源勘探开发直至转化为电力之前的整个过程实行增值税零税率。

这些措施也适用于承包商（包括分包商）提供的服务，另外，对进口机械、设备、材料和零部件免征关税。

商业运营前三年内产生的净经营亏损可在连续七个纳税年度内结转抵扣，同时在所得税免征期期满后适用10%的特殊企业所得税率，另外，对可再生能源产生的电力的销售实行增值税零税率。

可再生能源服务合同

在菲律宾，从事可再生能源资源的勘探、开发和利用的企业须申请可再生能源服务（或运营）合同。

能源部发布了《可再生能源合同授予和管理及可再生能源开发商登记综合指南（修订）》，对合同的申请、授予和管理程序作出了规定。

可再生能源合同自签署之日起有效期为二十五年，并可续约二十五年。就地热能、水电、海洋能和风能项目而言，该合同涵盖两个开发阶段。

预开发阶段包括初步评估和可行性研究，财务交割和项目商业性声明获批前的所有工作，其中亦包括生产区域的确认。

在颁发商业性确认证书后，随即进入开发/商业化阶段，该阶段涉及项目的开发、建设及商业运营，包括可再生能源资源的生产和利用。

对于太阳能、生物质能及垃圾发电项目而言，可再生能源运营合同同样包括两个开发阶段。

开发阶段指从开展最终可行性研究到财务交割、建设、安装、测试及调试，直至申请符合性证书的整个阶段；

商业化阶段则涉及项目的商业运营，自能源监管委员会颁发符合性证书起，电厂便可启动运营。

履约保证金

获得许可证后，可再生能源开发商原须按合同要求，提交不低于当年合同最低支出承诺数额的履约保证金或其他形式的担保作为合同生效的条件（不过，对于装机容量不超过5兆瓦的项目可免除此要求）。

若开发商未能遵守或履行其工作计划中规定的义务，能源部可扣减履约保证金作为罚款。

但目前政府正重新评估履约保证金的要求。2024年12月，能源部宣布将离岸风能项目的履约保证金要求由20%大幅下调至5%。最近，履约保证金的要求暂停执行，等待政府进一步通知。

上网电价机制（FIT）

FIT是一种以成本为基础的计价模式，符合条件的发电厂以固定的价格售电，持续20年，这样，开发商的收入得到保障，项目得到资金保障，有力促进了可再生能源的开发。

FIT津贴是对FIT费用的补贴，是对电力消费者收取的统一费用，通过配电和输电设施用电的消费者都要支付这一费用。

国家输电公司（TRANSCO）是国企，控制着这个国家的输电资产，负责收取FIT津贴，费率须经能源监管委员会批准。

GEAP

为了加快可再生能源的开发与商业化，同时鼓励私营部门自由、积极参与投资，政府推出绿色能源拍卖计划（GEAP），其中包括绿色能源拍卖（GEA）和绿色能源电价（GET）。

GEA 是一个投标过程，选取符合条件的可再生能源发电厂。发电厂可就新增和现有的装机容量（以兆瓦计）进行报价，且报价不得高于 GEA 基准价。

GEA底价由能源监管委员会确定。 参加拍卖的开发商将按投标价格从高到低排序，最后由能源部宣布中标者。

GET将依据中标者的投标结果确定，并从绿色能源拍卖专项收费项目（GEA-All）中支付。

GEA-All类似于FIT津贴，将由能源监管委员会 统一确定，并由 TRANSCO 管理。但截至目前，能源监管委员会 尚未发布关于收取GEA-All及 GEA-All 基金支付的指南，而这个指南是确定 GEA-All 的依据。

中标者将与 TRANSCO 签订一份可再生能源支付协议，规定GET支付事项。自 GEAP 实施以来，能源部已进行了三轮 GEA。第一轮于 2022 年进行，授予了总计 1,966.93 兆瓦的可再生能源项目，交付期为 2022 至 2025 年。

第二轮于 2023 年进行，授予了总计 3,440.76 兆瓦的项目，交付期为 2024 至 2026 年。

第三轮在2025 年 2 月进行，授予了 4,650 兆瓦的可再生能源容量。

此外，能源部还计划再进行两轮。第四轮 将涵盖综合可再生能源与储能系统，而 第五轮是海上风电技术。

可再生能源配额标准

可再生能源配额标准（RPS）要求电力行业参与者，如配电公用事业公司或供应商，从符合条件的可再生能源资源中采购或生产一定比例的电力。

被强制纳入的参与方包括：

（1）为其专属用户供电的配电公用事业单位；
（2）面向竞争性市场供应电力的零售电力供应商；
（3）为其直供用户实际供电的发电公司 ；
（4）以及国家可再生能源委员会推荐的其他实体。

可再生能源证书与证书交易市场

为便于执行 RPS 要求，《可再生能源法》授权能源部建立可再生能源交易市场（REM），符合条件的发电厂产生的电力所对应的可再生能源证书（REC）可在市场上交易，通过买卖REC达到 RPS合规。能源部已宣布，REM 将自 2024 年 12 月 26 日起全面实现商业运营。

REM每产生一兆瓦时的可再生电力就能获得一个 REC，该证书由菲律宾独立电力市场运营商——可再生能源注册机构颁发。REM 由该注册机构管理与运营。

根据 REM 规则，政府建立了菲律宾可再生能源市场系统，这是一个企业级自动化平台，可再生能源注册机构通过这个平台履行职责，诸如 REC 分配和交易，监督和评估市场主体履行RPS义务的情况。

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台湾能源政策指引

为呼应全球脱碳紧迫形势，台湾政府制定了宏伟的脱碳目标——到2050年实现净零排放。为实现这个目标，政府制定了若干路径，其中包括电力脱碳。具体规划是将可再生能源供电比例提高到60–70%，通过碳捕捉技术产生的热能发电比例提高到20-27%。

台湾计划可再生能源装机容量到2025年达到29吉瓦，到2050年提升至40至55吉瓦，重点发展离岸风能和太阳能。同时，政府正积极促进地热能、生物质能、海洋能和氢能等替代能源的发展。此外，政府在2019年和2023年两次修订了《可再生能源发展条例》，完善可再生能源法律框架，确保在解决空气污染和脱碳的同时，维持稳定的电力供应。

为满足供应链要求，遵守ESG标准，并回应企业购电需求，台湾政府正推进绿色电力的部署，包括鼓励绿色能源的销售与供应，建立绿色电力交易机制，修订《电业法》和《可再生能源发展条例》。通过修订法条为可再生能源发电厂或零售商向终端用户供电提供便利。

离岸风能

在离岸风能开发方面，政府制定了先示范、次潜力场址、后区块开发的三阶段策略。

在第一阶段，政府于2013年至2021年间开发了两个示范项目，总装机容量约为237兆瓦（MW）。在第二阶段，经济部为16个项目（包括在两个阶段开发的项目）分配了电网容量，总装机容量达到5.5吉瓦。16个项目中有9个已于2023年底至2025年初实现商业运营。

在第三阶段，政府计划释出额外15吉瓦的离岸风能容量，于2026年至2035年间投运。根据规划，其中9吉瓦容量将分三期开发（3-1，3-2和3-3期），以满足2026年至2031年的电网接入目标，剩余6吉瓦则计划于2032年至2035年间投运。

通过竞价，给3-1期五个项目授予约3吉W的电网容量，另有3-2期五个项目获得2.7吉瓦容量。政府分别在2023年底和2025年初与3-1和3-2期的每个开发商签订了管理合同。政府迟些时候会公布3-3期的竞价日期。

政府从第二阶段起提出了本土化要求，要求离岸风能开发商承诺与本地供应商合作、在本地供应商处采购产品和服务。在3-1和3-2期，本土化要求变得更加复杂和严格，涵盖包括风机、缆线、电力设施、水下基础、船舶及其他本地服务等各方面。

在3-1期，本土化要求包含强制性和奖励性项目。在3-2期，每个项目的总本土化分数是120分，参与竞价的开发商必须承诺达到70分的门槛值。

但在2024年4月第3-2期开发商竞价方案提交结束后，欧盟于2024年7月向世贸组织提出争议解决磋商请求，质疑台湾离岸风能项目的本土化要求。2024年11月，欧盟与台湾在此次争议解决磋商中达成了谅解。

为解决欧盟对台湾本土化要求的担忧，政府确认，3-3期及未来的离岸风能项目不再适用强制性本土化要求。由于3-1期的所有开发商均已签署管理合同，他们仍需按照合同规定履行本土化承诺。对于3-2期开发商，经济部发布了指导方针，放宽了审查标准，允许适当放宽本土化承诺。具体而言，根据3-2期管理合同，若本地生产或供应的产品数量或交付进度，无法满足按照3-2期协议的截止日期（预计为2028年底或2029年）接入电网，开发商可向经济部申请豁免本土化要求。

为解决欧盟对台湾本土化要求的担忧，政府确认，3-3期及未来的离岸风能项目不再适用强制性本土化要求。由于3-1期的所有开发商均已签署管理合同，他们仍需按照合同规定履行本土化承诺。对于3-2期开发商，经济部发布了指导方针，放宽了审查标准，允许适当放宽本土化承诺。具体而言，根据3-2期管理合同，若本地生产或供应的产品数量或交付进度，无法满足按照3-2期协议的截止日期（预计为2028年底或2029年）接入电网，开发商可向经济部申请豁免本土化要求。

太阳能

在大规模太阳能项目的开发中，土地是一个关键因素。按照当地惯例，大多数地面安装太阳能项目选址都位于非城市区域。《区域计划法》对土地的使用设置了各种限制，太阳能项目只能在有分区和土地使用许可证的土地上进行。如果符合条件，开发商必须申请土地类别和/或分区变更，才能推进地面安装太阳能项目。政府颁布了《国土计划法》，原定在2025年5月1日正式实施，取代《区域计划法》，重新对土地分类。

但为了给予地方政府和产业更充足的时间适应《国土计划法》，立法院于2024年12月修订了《国土计划法》，将功能分区制度推迟至2031年4月30日实施。因此，原先《区域计划法》下的土地转换制度将在2025年4月30日后继续适用。

为促进太阳能项目的发展，过去两年中，经济部能源署推出水上太阳能和农用太阳能计划，以及结合电池储能系统的太阳能项目。水上/农用太阳能项目存在两个主要挑战：由于某些政府限制，

外资占多数的项目公司必须与当地土地管理顾问合作，才能取得并维持土地使用许可证；以及发电项目公司必须确保在太阳能项目运营期间，渔业或农业生产持续进行。

关于太阳能电池储能项目，经济部能源署将每年发布这些项目的招标指南。政府提供两项关键激励措施以鼓励太阳能电池储能项目的发展。首先，对太阳能电池储能系统释放的电和太阳能项目产生的电收取不同的电价，前者电价更有优势。其次，成功竞得电池储能相关电网容量的投标者可以以该容量为上限，优先开发一个新的项目。

经济部将通过跨部委合作继续保障土地供应，同时三管齐下提高装机容量：

政府间协调机制。经济部将建立中央与地方政府之间的沟通渠道，以降低开发商的市场进入壁垒；

屋顶项目激励。将推出屋顶项目激励机制以奖励小规模项目，鼓励安装太阳能。对于新建大型建筑，强制要求建筑面积达到300坪（991平方米）或以上的建筑必须安装太阳能项目；

支持与沟通平台。将建立一个申请指导和沟通的平台，其中包括单一窗口咨询服务、大型项目管理平台以及地方沟通平台。

其他新能源

为了实现净零碳排放目标，兑现逐步淘汰核能的承诺，行政院与经济部在大力发展离岸风电和太阳能项目的同时，也在布局其他可再生能源。

目前，氢能、地热能和海洋能等领域都出现了新技术，他们将成为2025年到2035年的投资开发重点。对于地热项目，2026年的目标是应用如增强型地热系统和先进型地热系统等关键技术，因为大部分地热潜力都位于超过3000米的深度。在海洋能方面，预计2025年将设立一个采用中型浮体结构的海上风电示范站。另外，在2025年建设两座氢燃料加注站。

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