能源变局

从海上风电区到新出台的电网基础设施相关法律，亚洲各司法管辖区正重塑该地区的能源行业

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菲律宾

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日本2026年专属经济区海上风电促进计划

在日本，可再生能源的发展预计将通过两项即将施行的开创性修订持续推进：一是允许在日本专属经济区（EEZ）开发海上风电项目，二是强化绿色转型（GX）排放交易体系。《海洋可再生能源发电设施开发法》（经修订的《海域利用促进法》）允许在专属经济区内建设海洋可再生能源发电设施，该法定于2026年4月1日起施行。

《关于推进向脱碳增长型经济结构顺利转型的法律》（简称《绿色转型推进法》）亦完成修订，自2026 年4月1日起，特定企业将被强制纳入绿色转型排放交易体系（GX-ETS）。

法案为海洋开发开辟新空间

根据经修订的《海域利用促进法》，可供建设海洋可再生能源发电设施的区域将从领海及内水扩展至专属经济区。预计海上风电项目将取得显著进展，尤其是浮式风力发电机组的开发。

与领海及内水适用的单阶段审批框架不同，专属经济区内海洋可再生能源发电设施的建设许可采用两阶段审批框架。主要程序概述如下。

招标区域划定。经济产业大臣经公告并与相关主管机关协商后，可结合自然条件及其他相关情况，将专属经济区内适宜的特定区域划定为海洋可再生能源发电设施的建设招标区域（简称“招标区域”）（第32条第1款）。

授予临时资格（临时许可）。拟建设海洋可再生能源发电设施的事业者应在招标区域内选定海域并申请临时资格，同时还要提交区域图草案及海洋可再生能源发电设施建设计划（简称“建设计划”）（第33条第1、2款）。此类事业者仅在经济产业大臣及国土交通大臣认定其申请符合供电价格、海洋可再生能源发电设施及其维护管理方法相关标准时，方可获得临时资格（临时许可）（第34条第1款）。若在同一招标区域内出现申请重叠的情况，应选定被认为最适宜实现海洋可再生能源发电项目长期、稳定及高效运营的事业者（第34条第1款第2项）。临时许可的有效期限最长为五年（第34条第2款）。

尽管可能适用《外汇及外国贸易法》项下的其他规定，但经修订的《海域利用促进法》并未直接限制外国公司或外资的参与。

设立审议会。授予临时资格后，须设立审议会，就招标区域内海洋可再生能源发电业务的运营开展必要的审议（第36条第1款）。

若获得临时资格的事业者所提交的区域图草案或建设计划与上述审议结果不一致，该事业者须进行修改以符合该等审议结果（第36条第6款）。

建设许可。获得临时资格的事业者须在临时许可有效期限内完善并修订其区域图及建设计划草案，并提交定稿的区域图及建设计划，申请建设许可（第37条第1、2款）。

获得临时资格的事业者，仅在其申请被认定符合特定标准（包括与审议会达成共识的具体事项相符）时，方可获得建设许可（第38条第1款）。

取得建设许可的事业者可以在许可区域（领海及内水除外）内安装海洋可再生能源发电设施，且须按照经批准的建设计划对该设施进行维护、管理和拆除（第38条第4款；第40条）。为使其业务具备FIT 的适用资格，其须依据《电力事业者采购可再生能源电力的特别措施法》参与竞标。

绿色转型排放交易体系排放报告与交易

根据经修正的《绿色转型推进法》，前三个财年年度平均二氧化碳排放量达到10万吨以上的事业者，应每年向经济产业大臣报告以下信息：

1. 1. 名称、所在地及其代表人的姓名；
   2. 所属行业及业务活动；
   3. 年度平均二氧化碳排放量；
   4. 对应财年的排放量目标及设定依据；以及
   5. 省令规定的其他事项（第33条第1款）。

排放配额分配。在参照实施指南认定报告内容适当后，经济产业大臣应根据报告中载明的排放量目标，向申报的事业者无偿分配排放配额（第34条第1款）。该等事业者应在分配年度的次年，向经济产业大臣、环境大臣及相关业务主管大臣报告其分配年度的实际排放量（第35条第1款）。该等事业者应取得注册确认机构出具的确认文件，证明其实际排放量已按照实施指南规定的计算方法进行恰当核算（第35条第2款；施行令第5条），并附送载明确认结果的报告（第35条第3款；第33条第3款）。

经济产业大臣应向申报配额数量与实际排放量相当的事业者发出通知（第36条第1款）。如果报告内容不当，或存在其他必要情况的，经济产业大臣应根据调查结果，确定该事业者应持有的排放配额数量，并向其发出通知（第36条第2款）。此类事业者随后须在分配年度的次年1月31日（核销基准日）前，将根据第36条第2款确定的排放配额记入其账户中（第 36条第3款）。排放配额可以进行交易，但禁止投机交易（第38条）。

排放配额交易。排放配额交易市场（第111条第1款第6(a)项）预定于2027年秋季前后启动。经济产业大臣应在各财年开始前，综合考虑对产业及国民生活的影响、绿色转型推进情况以及与能源供求相关措施的协调性，确定交易参考上限价格（即用于计算每吨二氧化碳排放配额交易价格上限的基准价格）（第39条第1款）。

同时，经济产业大臣应在各财年开始前，综合考虑能够引导企业经营活动的排放配额交易价格水平以及碳排放相关的国内外经济形势，设定调整后基准交易价格（第116条第1、2款）。当平均交易价格低于调整后基准交易价格时，绿色转型推进机构可购买排放配额以调节交易价格（第111条第1款第7项；第117条第1款）。

排放配额核销。经济产业大臣应于核销基准日对已通知的排放配额进行核销（第37条第1款）。经济产业大臣应自核销基准日的次日起，向在相关分配年度内未就被通知的排放配额完成核销的事业者，征收相当于未核销配额的款项。该款项的计算方式为：未核销的排放配额数量×交易参考上限价格× 1.1（第41条第1款）。

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电力战略之锚：韩国第十一次基本计划

韩国《第十一次电力供需基本计划（2024-2038年）》是该国长期电力供应战略的政策锚点。该计划于2025年2月定稿，并与依据《电力事业法》第25条制定的关键法规同步发布，构建了指导韩国能源转型的监管框架。

输电基础设施

输电基础设施被公认为能源转型的先决条件。《国家基础电网扩充特别法》（简称《国家电网法》）于2025年3月颁布，自2025年9月起施行，旨在解决电网容量受限问题，该问题已成为韩国能源转型的结构性瓶颈。

面对输电阻塞以及电气化和数据中心带来的负荷快速增长，政府已将电网补强重新定位为实现发电目标的先决条件，将国家政策重心从单纯的容量扩张转向全国输电供给充足性。

《国家电网法》为指定输电项目确立法定框架，强化部门间协同，并引入程序机制简化高压基础设施建设流程。因此，输电能力与电网容量预计将成为评估项目可行性的核心要素。

海上风电

《关于促进海上风力普及和产业培育的特别法》（简称《海上风力促进法》）于2025年3月颁布，自2026年3月起施行。该法引入了政府主导、分区规划的海上风电开发模式。

尽管海上风电仍是韩国能源转型战略的核心，但项目开发长期面临结构性、程序性低效问题，包括审批分散割裂、环境审查流程复杂、当地相关方反对等问题。

依据《海上风力促进法》确立的框架，海上风电区域将通过集中规划予以划定，并在早期阶段统筹考虑环境与利益相关方诉求。此外，项目审批将实行整合审批程序。该法实施细则目前正在制定中，预计将就区域选定、开发商指定以及电网接入管理等事项作出更详细规定。

此次制度调整有望提高海上风电开发的监管可预测性，同时可能加剧政府划定区域的开发竞争。

核能废物治理

《高放废物管理特别法》（简称《高放废物管理法》）于 2025年3月颁布，自2025年9月起施行，构建了规范高放射性废物的管理机构职责与程序标准的法定框架。

尽管第十一次电力供需基本计划确认核能是韩国未来发电结构中的一部分，将其视为稳定的无碳基荷电源，但核电运营的可持续性取决于对高放射性废物的妥善管理。

《高放废物管理法》旨在通过明确责任划分、确立废物管理适用的程序标准，破解该结构性依赖，进而为核电持续融入韩国能源体系筑牢必要的稳定基础。

分布式能源

《分布式能源促进特别法》（简称《分布式能源法》）自2024年6月起施行，旨在支持本地化、分布式能源发电。该法通过引入电网影响评估机制，评估新增项目对电力系统稳定性的影响，在推动分布式能源资源发展的同时，将其统筹纳入电网规划。

与第十一次基本计划相配合，本地化与分布式发电通过缓解电网阻塞、提升系统整体灵活性，从而对输电扩容形成有效补充。

氢能

《氢能经济发展及氢能安全管理法》（简称 《氢能法》）自2025年10月起施行，为氢能生产及安全监管提供了法定依据。尽管氢能在发电领域的应用仍受成本制约，但该法为其发展奠定了法律基础。

从蓝图到落地

第十一次基本计划标志着从政策宣示向立法实施的转变。该计划不再仅停留于战略蓝图层面，而是通过一系列针对性专项法规予以强化，将其优先事项纳入具有法律约束力的监管框架。

韩国政府的政策立场已发生决定性转变，从侧重于期望实现的能源目标，转向能源转型的务实落地。

在通过改革输电及电网系统为整体转型奠定基础的同时，政府旨在通过政府主导的分区规划加速海上风电开发，并同步推广本地化、分布式能源以缓解电网阻塞。

此外，通过就核能废物管理提供指导，政府确保核电继续作为稳定可靠的无碳能源发挥坚实的作用。

对于投资者及市场参与者而言，这些转变凸显了输电及电网容量在评估项目可行性时的重要性，同时也为海上风电开发提供了更高的监管确定性。展望未来，密切监测这些框架如何通过详细的实施措施（包括配套执行细则）进一步落地实施、转化为实际行动，将至关重要。

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菲律宾可再生能源改革与外商投资机遇

菲律宾正处于能源转型的关键节点。菲律宾曾严重依赖进口化石燃料，如今在能源安全与气候韧性的双重迫切需求驱动下，正加速向可再生能源转型。在过去五年间，菲律宾的法律监管框架经历了实质性改革，包括放宽关键可再生能源技术的外资持股限制、精简审批流程，以及推出新的市场机制以扩大能源转型规模。

这些改革标志着自《第9136号共和国法案》即《2001年电力行业改革法案》（EPIRA）颁布以来菲律宾能源行业最具变革性的时期。随着政府致力于实现2030年可再生能源在发电结构中占比35%、2040年占比50%的目标，开发商迎来了一个更加开放且竞争更为激烈的投资环境。

《电力行业改革法案》与《可再生能源法》下的菲律宾可再生能源法律框架

菲律宾的可再生能源法律框架以两项法案为基石。首先，《电力行业改革法案》通过开放发电部门（包括可再生能源），允许私营部门全面参与，从而对电力行业进行了重组并推动其市场化进程。在《电力行业改革法案》颁布之前，国家在发电和输电领域实行垂直一体化垄断，这种模式导致了限电和电价高昂。《电力行业改革法案》通过将行业拆分为发电、输电、配电和售电四个环节，彻底改革了这一结构。

《电力行业改革法案》进一步推动了竞争性市场机制的发展，包括批发电力现货市场以及售电侧竞争与开放准入（RCOA）机制，该机制允许合格用户自主选择电力供应商。这些改革降低了政府主导程度，提高了市场效率，并为大规模可再生能源发展奠定了制度基础。

其次，《第9513号共和国法案》即《2008年可再生能源法》建立了加速可再生能源发展所需的针对性政策和激励框架，引入了所得税免税期、进口免税和增值税零税率等财政激励措施，显著提高了可再生能源项目的可融资性。

《可再生能源法》还确立了多项机制，包括：可再生能源市场（REM），用于交易可再生能源证书；可再生能源配额标准（RPS），强制要求增加可再生能源采购量；以及绿色能源选项计划（GEOP），允许合格用户完全从可再生能源发电企业采购电力。总体而言，这些机制推动可再生能源领域从一个新兴产业转变为国家能源政策的核心支柱。

这些法案与《2023-2050 年菲律宾能源计划》协同实施，该计划勾勒了政府建设安全、可持续能源体系的长期愿景。

推动菲律宾可再生能源发展的监管机构

菲律宾的可再生能源领域由多个政府机构共同管理，各机构职权分工明确且互为补充。能源部作为牵头机构，负责行业规划、能源政策制定，以及可再生能源服务合同的授予和管理。该部门通过发布各类通告，规范竞争性拍卖、市场机制以及海上风电和氢能等新兴技术。

能源监管委员会是独立的监管机构，负责电价核定以及零售和批发电力市场的监管。对于可再生能源开发商而言，获得能源监管委员会的批准对于实现商业运营以及落实具备可融资性的电力承购安排至关重要。

环境监管职责归属于环境与自然资源部，该部门负责管理环境影响评估体系并颁发环境合规证书，这是项目开工建设的前提条件。

国家土著人民委员会负责监督涉及祖传土地项目的自由、事先和知情同意流程。对于涉及土著土地的可再生能源项目，与国家土著人民委员会进行协调对于确保项目合规开发至关重要。

外资持股限制放宽推动菲律宾可再生能源市场开放

在可再生能源监管领域，近期最重要的进展之一莫过于取消了外资持股限制。过去，1987年宪法将涉及自然资源勘探、开发和利用活动中的外资参与比例限制在40%，这给依赖自然力量的可再生能源技术带来了不确定性。

这一模糊性在2022年得到澄清。当时司法部发布了《2022年第21号意见书》，明确指出太阳能、风能、水电（地表水）以及海洋能或潮汐能不属于宪法所界定的自然资源。司法部认为，这些资源依赖的是动能而非势能，且本质上是取之不尽的，因此有别于矿产或化石燃料等可耗竭资源。能源部随后采纳了这一解释，正式允许外资在这些可再生能源技术领域持有100%的股权。

这一政策转变具有变革性意义。它消除了外资和技术转让面临的主要结构性障碍，使国内法律与国家能源目标保持一致，并为菲律宾吸引大规模国际投资创造了条件，预计这些投资将在未来十年加速装机容量的增长。

菲律宾可再生能源投资前景与项目开发

近年来，在放宽外资持股规则和日益增长的清洁能源需求推动下，菲律宾可再生能源的投资与开发格局显著拓展。随着40%外资股权上限的取消，菲律宾如今拥有一个更加开放的可再生能源市场。截至2025年2月，能源部已授予1400多项服务合同，总潜在装机容量约为 154GW，其中包括首次授予外商独资企业的合同。

政策驱动的需求进一步巩固了这一投资势头。根据可再生能源配额标准（RPS），电力供应商必须逐年增加可再生能源采购量，从而为新产能创造可预测的需求。绿色能源拍卖计划通过规模化竞争性采购对此形成补充，而售电侧竞争与开放准入则使寻求长期电价稳定和可持续性合规的大型客户能够开展企业可再生能源采购。

尽管取得了上述成果，开发商仍面临结构性挑战，包括即便设有能源虚拟一站式服务中心，但仍面临多机构许可问题、资源丰富但偏远地区的输电瓶颈，以及复杂的土地获取与用途转换要求。此外，某些技术领域仍然存在国籍限制：水电项目要求水权仅可由菲律宾公民或菲资控股实体享有，地热资源仍被归类为自然资源，并且受限于宪法对土地所有权的限制，外国开发商通常主要依赖长期土地租赁。

激励措施与新兴技术推动菲律宾可再生能源发展

《可再生能源法》提供了一套强有力的财政和非财政激励措施，有力保障了菲律宾可再生能源开发的财务可行性。财政激励措施包括七年的所得税免税期、期满后可享受企业所得税优惠税率、设备免税进口、增值税零税率、净营业亏损结转以及加速折旧。这些优惠对于资本密集型技术尤为重要。非财政激励措施包括优先调度、开放接入输配电系统，以及在可再生能源配额标准框架下，参与可再生能源市场进行可再生能源证书交易。

与此同时，新兴技术正在重塑菲律宾的清洁能源发展轨迹。菲律宾已成为海上风电开发的主要目的地，已授予 80多项服务合同，且大量的前期开发工作正在进行中。随着能源部发布相关文件，认可储能是管理间歇性和改善备用裕度的关键环节，电池储能系统正日益受到重视。在能源部发布的《2024年氢能路线图》的指引下，氢能开发也在加速推进。此外，包括垃圾发电相关规定以及近期发布的能源部门碳信用框架在内的配套举措，标志着投资机制正朝着更符合气候目标的方向广泛转变，这些机制能够开启新的融资渠道并支持长期减排。

菲律宾可再生能源行业正迈入一个决定性的十年。随着投资环境更加开放、监管框架加强以及新技术的融合，菲律宾正在为建设现代化、安全且具有竞争力的能源系统奠定基础。尽管挑战依然存在，但政策和市场改革的方向是明确的：可再生能源将成为该国未来电力结构的支柱。

随着全球开发商带来资金与专业知识，且政府持续完善市场机制和基础设施，菲律宾已具备良好条件，成为该地区最具活力的可再生能源市场之一，在实现雄心勃勃的清洁能源目标的同时增强能源安全与气候韧性。

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台湾可再生能源转型

为减少碳排放，台湾地区确立了2050年“净零排放”目标，并致力于推动电力供应脱碳。具体而言，当局计划总发电量中60%至70%来自可再生能源，20%至27%来自采用碳捕集技术的火力发电。

相关政策框架重点关注海上风电和太阳能，明确2025年可再生能源装置容量达到29GW，并于2050年提升/；至40-55GW。与此同时，相关部门正积极推广地热、生物质能、海洋能和氢能等其他替代能源的发展。

为完善法律框架，在减排的同时保障电力供应稳定，《再生能源发展条例》已于2019年、2023年及2025年历经多次修订。

为满足环境、社会及治理（ESG）标准及企业的购电需求，相关部门正通过建立绿电交易机制，积极推动绿色电力发展，相关措施涵盖对《电业法》及《再生能源发展条例》的修订。这些修订将便利再生能源发电业者或售电业者向终端用户供电。

海上风电

台湾当局将海上风电发展划分为三个明确阶段：示范阶段（第一阶段）、潜力场址阶段（第二阶段）及区段开发阶段（第三阶段）。

在第一阶段（2013年至2021年），两个示范项目顺利开发，装置容量约237MW。第二阶段中，台湾地区经济部共为16个项目分配了电网容量，包括分两阶段开发的项目，总装置容量约5.5GW。值得注意的是，这16个项目中有10个项目于2023年底至2025年底期间实现商业运转。

关于第三阶段，有关部门已颁布一系列法规，规范额外15GW海上风电容量的分配，该部分容量预计于2026年至2035年间商业运转。根据法规，其中9GW容量将分三个阶段（即R3.1、R3.2及R3.3）进行分配，以实现2026年至2031年的并网目标，其余6GW则计划于2032年至2035年商业运转。

经由竞标程序，R3.1阶段约3GW的电网容量由5个项目获配，R3.2阶段另有 2.7GW容量由另外5个项目获配。R3.3阶段的竞标正式公告预计将于2026年第一季度发布。

自第二阶段起，相关部门推出了一系列在地化方案，要求海上风电开发商承诺与本地供应商合作，并采购其产品与服务。在R3.1和R3.2阶段，在地化要求更为复杂且严格，涵盖风机、海缆、电力设施、水下基础、船舶等在地化组件以及各类在地服务。

然而，继R3.2阶段开发商于2024年4月提交竞标提案后，欧盟就台湾地区海上风电项目的在地化要求，向世界贸易组织（WTO）请求争端解决磋商。随后，欧盟与台湾当局就WTO争端达成谅解，台湾地区有关部门确认，R3.3阶段及未来的海上风电项目均不适用在地化要求。

尽管如此，鉴于R3.1阶段项目的行政契约已经签署，开发商仍有义务遵守契约中约定的在地化承诺。

针对R3.2阶段开发商，台湾地区经济部发布了指引，放宽审查标准以调整在地化承诺。具体而言，如果在地生产或供应产品的数量或交付时间无法满足协议中的并网期限（预计为2028年底或2029年底），开发商可申请豁免相关承诺。

关于R3.3阶段竞标，2026年1月公布的竞标规则草案包含以下重点内容：

1. 1. 无强制在地化要求，但须提供 ESG 承诺，其具体范围及涵盖内容尚待台湾地区经济部于正式竞标规则中公布。
   2. 将针对投标人的技术及财务能力进行评审（最低门槛为70分）。若出现分数相同的情况，将依据开发商在台湾地区的过往表现决定优先顺序。良好履约纪录将予以加分，而过往违约、延期或在地化承诺履行不佳等情况则列为负面指标。此机制旨在促使1及R3.2阶段项目如期且高效履约。
   3. 为激励加速建设，引入“早鸟奖励”机制，提前完工的项目将获准延长相应的售电期限。

太阳能发电

土地是开发大型太阳能项目的关键因素。大多数地面型太阳能项目场址位于非都市地区。根据《区域计划法》，太阳能项目的开发仅能在符合分区规划，且已按《区域计划法》及其相关法规所列使用限制完成土地用途分类并取得土地使用许可的土地上进行。

若符合特定条件，开发商必须申请土地类别和/或分区变更，以推进地面型太阳能项目的开发。

相关部门原计划通过实施一套新规则即《国土计划法》来重组土地分类，以取代《区域计划法》，这套新规则原定于2025年5月1日起施行。然而，为给地方政府及业界预留更多适应时间，台湾地区立法院已将功能分区制度的实施时间延后至2031年4月30日。因此，《区域计划法》下原有的土地变更编定机制仍继续适用。

为可推广太阳能项目，台湾地区经济部与能源署在过去两年积极支持渔光互补、农光互补计划，以及光储一体化的太阳能项目（Solar BESS）。

对于渔光互补及农光互补项目，主要面临两大挑战：

1. 1. 受限于台湾地区有关部门的部分规定，外资控股的项目公司必须与本地土地管理顾问合作，以取得及维持土地使用许可；
   2. 发电项目公司须确保渔业或农业生产在太阳能项目运营的同时持续进行，为期至少20年。

就光储一体化太阳能项目而言，台湾地区经济部与能源署将发布年度竞标作业要点。有关部门提供两项主要优惠措施，以鼓励其发展。

首先，电池储能系统（BESS）的放电费率与太阳能项目的发电费率实行差异化定价，电池储能系统适用更优惠的费率。其次，成功竞得与电池储能系统配套并网容量的得标者，可优先开发规模等同于该储能系统容量的新项目。

此外，台湾地区经济部将持续通过跨部门协作落实土地保障，并采取三管齐下的策略推广太阳能项目，以提升装置容量，包括：

1. 1. 政府间协调机制。台湾地区经济部将建立中央与地方政府的沟通渠道，降低开发商的市场准入门槛。
   2. 屋顶型项目奖励。引入屋顶奖励机制扶持小型项目，鼓励其安装。同时，对于新建、扩建或改建面积达1,000平方米以上的建筑物，要求配套安装不低于最低装置容量的太阳能光电系统。
   3. 辅导沟通平台。将建立申请辅导与沟通平台，提供一站式窗口咨询服务、大型项目管理平台及地方沟通平台。

其他可再生能源

为实现净零碳排目标及逐步淘汰核能的承诺，台湾地区行政院与经济部致力在海上风电与太阳能之外，全力拓展其他再生能源。

相关部门计划于2025年至2035年间引进新技术，因此需立即加大氢能、地热及海洋能等领域的研发投入。

就地热发电项目而言，由于大部分地热潜能位于3,000米以下深处，2026年后的目标是部署增强型地热系统、先进地热系统等关键技术。

在海洋能源领域，原计划于2025年前建成一座采用中型浮式装置的示范场址。在氢能方面，原规划包含于2025年前建设两座加氢站。

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