可再生能源法规之比较

亚洲政策制定者们正在将重心转向确定可再生能源在能源结构中的优先地位。绿色倡议不断出现，企业应在比较不同司法管辖区的法规后再投资于可持续能源发电。

印度

印度尼西亚

日本

马来西亚

菲律宾

印度

全世界都在应对气候变化问题，印度也已决定逐步从传统发电形式向清洁的可再生能源发电过渡。2008年，随着印度“气候变化国家行动计划”的启动，印度联邦和各邦政府开始执行名为“国家太阳能计划”的重大举措。在向清洁的可再生能源转型的总体目标指引下，该国制定了到2030年可再生能源发电能力达到450千兆瓦的目标。目前，印度的可再生能源发电厂装机容量超过了100千兆瓦，其中约有80千兆瓦来自太阳能和风力发电设施。因此，印度是很有吸引力的清洁能源行业投资目的地。

法律框架

印度的治理架构既有联邦制也有单一制的特点。宪法规定，行政权和立法权由联邦与各邦分享。在这种分权体制下，电力体现了印度宪法的共同管理特色。所以，国家议会和各邦立法机构都有权制定电力法律。然而一旦发生冲突，中央法律的规定优先于邦法律。印度电力行业的主要立法为2003年《电力法》（《电力法》）。目前，印度没有可再生能源的特定立法。但是，可再生能源是电力行业的一部分，受《电力法》条文的规范，而这部法律规定了有关发电、电力输送与分配、电力交易、消费的框架。

尽管根据《电力法》的规定发电现已无需获得许可，但输配电以及电力交易等活动仍然需要事先许可。中央政府通过电力部来施行《电力法》，在该国电力行业的发展中，主要履行监督职责。但是，印度可再生能源的发展由新能源和可再生能源部管理。对于与可再生能源发展有关的所有问题，该部起到了作为中央政府联络部门的作用。

政策举措

印度得天独厚，可再生能源种类众多，其中应用最广泛的是太阳能和风能。自2015年以来，联邦政府和多数邦政府相继公布了支持私人部门投资（包括外国投资）可再生能源行业的优惠政策。《电力法》规定，联邦政府应在与各邦政府磋商后颁布《国家电力政策》，规定加快国内电力行业发展的指导方针，以实现煤炭、天然气、核原料、水力和可再生能源等资源的最优化利用。上一份《国家电力政策》颁布于2005年。联邦政府还应每五年公布一次《国家电力计划》，制定电力行业短期框架。今年5月，联邦政府发布了2021年《国家电力政策（草案）》，该草案目前仍在讨论中。《电力法》还要求联邦政府公布《国家电价政策》。2006年，联邦政府首次公布《国家电价政策》，并于2016年修订。值得注意的是，2016年《国家电价政策》强调推广可再生能源发电，并鼓励私人部门参与建设可再生能源发电厂。

过去，为了鼓励风力和太阳能发电项目的开发，联邦政府公布了基于发电量的激励计划。根据该计划，在运行的前十年，发电厂每发一单位电，一经并入电网，即可获得金钱奖励。发电厂还享有加速折旧优惠，即印度的工商业太阳能电力用户能按高于普通固定资产的折旧率对其风力和太阳能投资计提折旧。为确保更广泛地采用可再生能源电力，根据《电力法》成立的监管委员会颁布了法规，规定配电牌照持牌人应按其总电力需求的一定比例，至少购买最低数量的可再生能源电力。拥有丰富可再生资源潜力的邦政府中，多数颁布了吸引私人投资风力和太阳能发电的具体政策。这些政策提供的实惠包括：降低获得项目建设征地资格的难度，加快土地用途变更手续以适应可再生能源项目的开发进度，邦配电牌照持牌人优先采购可再生能源电力，优先分配疏散能力，不受干扰的输电基础设施。

使得太阳能发电有机会在印度大规模增长的主要激励之一，是授予风力和太阳能发电厂“保障运行”地位。不同于传统发电厂的两部制电价，风力发电厂和太阳能发电厂都采用单一制电价。因此，它们的收入与发电量和随后的输电量挂钩。“保障运行”地位确保风力和太阳能发电厂不会受到电网基础设施拥堵导致的无正当理由退出电网或上网配额缩减的影响。电力部不时以通告形式，免除太阳能和风能所发的电通过中央电网输送产生的跨邦输电系统收费。

监管框架

印度电力行业受到高度监管。《电力法》确立了在中央和邦一级成立电力监管委员会（即中央电力监管委员会和各邦电力监管委员会）的框架。委员会享有立法和司法权，可颁布法规和次级立法，并有裁决发电厂与配电牌照持牌人以及配电牌照持牌人与消费者之间争议的司法权。对于中央或邦一级委员会的裁定，可向电力上诉法庭（APTEL）上诉，后者是复审电力相关争议的专门机构。对于APTEL的裁决，则可向印度最高法院提出异议。

中央和邦一级委员会履行的诸多职能包括：管理电力销售电价（中央和邦一级），管理各种能源（包括可再生能源）电力的采购性质，裁决争议，管理输电活动，颁发牌照。《电力法》规定了两种电价确定方法：第一种，由中央和邦一级委员会根据各自颁布的各类电价法规确定电价；第二种，通过竞争性招标确定电价。竞争性招标根据联邦政府颁布的标准招标准则和标准招标文件进行。

目前，中央一级的委员会首先按2017年《中央电力监管委员会（确定可再生能源电价之条款与条件）条例》制定参数，再根据参数确定通用电价。条例将“可再生能源电力”定义为可再生能源所发的可并入电网的电力。条例进一步明确术语“可再生能源”包括小型水力、风力、太阳能，其中又包括上述各项与联合循环、生物质、生物燃料热电联产、城市或市政废物以及经新能源和可再生能源部批准的其他来源的组合。同样，邦一级委员会首先按确定电价的条例制定固定的一般参数或成本组成，然后得出通用电价，最后通过公开听证程序予以确定。发电厂可自由采用上述电价，然后再与配电牌照持牌人商定适用于后者的销售电价。此类项目的购电协议还要提交至邦委员会审批。

一旦获批，发电厂即有资格根据协议电价向配电牌照持牌人供电。就通过竞争性招标途径确定的电价而言，《电力法》规定，中央或邦一级委员会应采用该电价，并应批准发电厂与配电牌照持牌人签署的协议。这些购电协议有非常可靠的付款机制，得到了采购方（配电牌照持牌人）以发电厂为收款人开立的信用证的担保。

今后的发展

印度的2020年《电力（修订）法案》已提交讨论。该法案提出了以可再生能源行业增长为重点的重大修订，包括：成立电力合同执法局裁决购电协议所引起的争议，强制建立购电合同下的付款担保机制，对不遵守可再生能源电力购买义务的配电牌照持牌人处以罚款，赋予联邦政府公布《国家可再生能源政策》以及规定最低的可再生能源和水力电力购买义务的权力。

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印度尼西亚

为了证明自己到2025年将可再生能源的比例提高到23%的郑重承诺，印尼政府放松了针对投资者的政策，并向他们提供了更多机会。新能源、可再生能源和能源保护总局（Direktorat Jenderal Energi Baru Terbarukan dan Konservasi Energi，简称“DJEBTKE”）最近宣布，2021年上半年，印尼水力、太阳能、地热、生物能源发电厂容量达217兆瓦。DJEBTKE还表示，它现在的工作重点是提高太阳能利用率。尽管太阳能发电潜力可观（高达207.8吉瓦的潜在容量），印尼的太阳能利用率仍然非常低（仅0.1%）。

印尼政府从监管角度积极鼓励印尼可再生能源发电行业的投资。例如，8月，能源和矿产资源部（MEMR）颁布条例，对屋顶太阳能发电站接入公用事业供电营业执照持牌人的电网做出规定。MEMR和国家电力公司（Perusahaan Listrik Negara，简称“PLN”）也制定了期待已久的2021-2030供电商业计划。印尼政府迫切希望上述新的监管框架将有效提升清洁能源的利用率，最终吸引对可再生行业的投资。

投资可再生能源

可再生能源行业的投资由MEMR（连同下辖电力总局，以及DJEBTKE）和投资协调委员会（Investment Co-ordinating Board）根据以下法律予以监管：

（1）2007年第25号投资法律；

（2）2021年第10号关于投资商业活动的总统令（以经修订的为准）；

（3）2007年第30号能源法律（以经修订的为准）；

（4）2009年第30号电力法律（以经修订的为准）（《电力法》）；以及

（5）关于利用可再生能源资源供电的2017年MEMR第50号条例（以经修订的为准）。

可再生能源行业监管框架通常包含下列要素：

（1）外资所有权限制。政府放宽了部分外资所有权限制。以下电力行业已允许外资100%所有：（i）容量超过1兆瓦的各类能源发电（容量低于1兆瓦的仍然禁止外商投资）；（ii）输电；和（iii）配电。

（2）PLN和独立发电厂（IPP）。一般情况下，印尼政府不允许IPP直接向终端消费者销售电力。相反，印尼政府给予了PLN向终端消费者供电的优先权和特权。电力行业最常见的商业结构如下：IPP与PLN签订购电协议，根据协议开发、建设和经营发电厂，向PLN供电，再由PLN向公众配电和销售。

（3）采购。除法规规定的某些直接选择或指定的具体情形外，公共基础设施的采购必须通过公开招标进行。2020年8月28日，PLN董事会颁布条例，规定了向新能源和可再生能源发电厂购电的程序、要求和技术采购文件。可再生能源行业的IPP首先要在选定供应商名单中登记。该名单由PLN发布并维护，其中包括预先选定的商品及服务供应商。这有助于PLN加快选择具备资格的合适供应商的过程，允许其列出通过资格预审的供应商最终入围名单供限制性招标之用，或直接指定PLN项目的合格供应商。

（4）可再生能源电力的购买价格。IPP向PLN提出的购买价格须经MEMR审批。购买价格通过双方谈判或根据政府制定的最高基准价确定，而最高基准价在很大程度上取决于可再生能源的类型，以及经MEMR批准的PLN在全国、地方或地区的发电成本（不含配电成本）。印尼政府最近为发电成本制定了新的基准价，但在某些地区新的基准价低于之前的基准价。这对可再生能源发电行业的投资者而言可能是个挑战。

（5）购买模式。向IPP购电时，印尼政府采用不同的结构或方案。不可再生能源电力的购买必须通过“建设、拥有、经营和转让”方案完成，但可再生能源电力却允许经与PLN谈判后，采用“建设、拥有和经营”模式，从而提供了更有吸引力的方案。两者的主要差别为，在第二种方案中，购电协议到期后，IPP并无义务向PLN转让项目。

在可再生能源发电购买方案下，投资者似乎可以采用新的内部收益率计算方法，不再考虑资产转让对成本的影响，这可能会提高项目的盈利能力。

对于屋顶太阳能发电站，印尼最流行的商业方案采用的是经营租赁安排。屋顶太阳能发电站开发商将其屋顶太阳能发电设备出租给消费者，并签订合同约定租金作为相关电费。MEMR的条例进一步放松对此的监管。

消费者将其安装的屋顶太阳能发电站的富余电力输送到PLN电网，或者公用事业供电牌照（izin usaha penyediaan tenaga listrik untuk kepentingan umum，简称“IUPTLU”）持牌人的电网，现在可享受全额抵扣，而非之前仅以65%为限，电费负担大大降低。

若干问题

股份转让限制。MEMR的条例禁止发起人（地热发电IPP除外）在IPP投入商业运行前转让股份，除非经PLN批准后，转让给发起人或股东持有超过90%股份的关联方。

本地成分要求。《电力法》要求国内产品和服务（本地成分）优先。因此，只有在无法获得国内产品或资源的情况下，才准采用外国产品和潜在资源。对于可再生能源发电，印尼工业部根据可再生能源类型，制定了最低的本地成分比例。在实践中，因国内行业无法供应必要组件，投资者要遵守本地成分政策的规定，往往会遇到困难。到目前为止，仍然没有最新消息表明政府是否会很快放松相关政策。

展望未来

目前，有两部关于可再生能源行业的法规等待印尼政府敲定，一部是关于PLN购买可再生能源电力的总统令，一部是新能源和可再生能源法案。新法规的部分亮点包括，购买价格方案的变化（从发电成本基准价变成上网电价补贴模式），以及可再生能源发电成本计算方法的优化。很多利益相关方希望，新法规能够带来更具吸引力和更高利润空间的电力定价方案，加快从传统能源到可再生能源的转型，为投资者创造有利的商业机会，从而直接刺激印尼的可再生能源投资。

政府还计划实行碳定价工具（如碳排放交易和碳税），以鼓励商业主体控制经营活动碳排放，遵守相关排放标准。这应该是能源行业企业所热切期盼的。

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日本

近年来，日本新能源利用率一直在上升，尤其是2012年实施上网电价补贴（“FIT”）制度后。FIT制度是根据《关于电力公司采购可再生能源电力的特别措施法》制定。2020年6月，该法经过修订后，更名为《关于促进可再生能源电力使用的特别措施法》，除部分特例外，将于2022年4月1日起施行。修订后的法律加入了有关了上网电价溢价（“FIP”）制度的规定。本文主要探讨太阳能发电在日本的待遇。修订后的法律将称为“新可再生能源法”，而修订前后的两部法律将统称为“可再生能源法”。

FIT制度与FIP制度

FIT制度是指，政府保证，电力公司在规定期限内按规定价格（“采购价”）购买可再生能源电力。根据可再生能源法规定获得认证的运营商可以和电力公司签订购电协议（“特别协议”）。根据这份特别协议，政府保证，电力公司将在规定的采购期内按采购价购买电力。

日本经济产业省大臣会在每个财年确定每个类别的可再生能源发电站的采购价和采购期。采购价以项目高效运行通常需要的成本为计算依据，同时考虑目标价格、适当的利润率等因素。一定规模以上的太阳能发电站应参加招标过程，再根据招标结果确定采购价。

FIP制度是指，在规定期限（授予期）内，标准价（定义见新可再生能源法）与参考价之间的差额将作为溢价归运营商所有。在FIP制度下，企业经营者在电力批发市场或通过议价交易出售电力。购买价格也在电力批发市场或通过议价交易确定。运营商可获得可再生能源法定义的供电促进补贴，该补贴由跨区域输电运营商协调组织（“OCCTO”）按月支付。

对于采购价，FIP制度中的“标准价”以项目高效运行所需要的成本为计算依据，同时考虑目标价格、适当的利润率等因素。“参考价”则根据电力批发交易市场的平均价确定。在此制度下，售电价将与市场价挂钩。除电价外，运营商还会收到供电促进补贴；因此，市场价格较高时，运营商有在用电高峰增加供应的激励。FIP制度旨在实现可再生能源发电业务升级，并推动可再生能源电力并入普通电力市场。根据新可再生能源法，FIT制度和FIP制度将并行不悖。

FIT制度或FIP制度下太阳能发电的价格和期间

太阳能发电站规模	2021财年 采购价（FIT）	2022财年 采购价（FIT） 标准价（FIP）	采购期（FIT）和授予期（FIP）
1000千瓦或以上	招标确定	实行FIP制度，标准价招标确定	20年
大于或等于250千瓦，小于1000千瓦	招标确定	可选择FIT制度或FIP制度 如选择FIT制度，采购价招标确定。如选择FIP，标准价为10日元/千瓦时	20年
大于或等于50千瓦，小于250千瓦	11日元/千瓦时	可选择FIT制度或FIP制度 采购价和标准价均为10日元/千瓦时的标准价	20年
大于或等于10千瓦，小于50千瓦	12日元/千瓦时	实行FIT制度，采购价为11日元/千瓦时	20年
小于10千瓦	19日元/千瓦时	实行FIT制度，采购价为17日元/千瓦时	10年

注：2022财年的内容基于政府目前为止发布的材料，但官方并未正式决定。

项目计划认证

项目计划。运营商须编制可再生能源发电项目计划，并获得经济产业省的认证（“项目计划认证”），其项目方可实行FIT或FIP制度。计划必须满足所有认证标准。要获得认证，必须有项目场地，并确定发电站规格，如输出功率、太阳能板和电力调节系统，以及基本设计。要获得项目场地，必须调查土地相关法律法规。如需环境评估，应在申请认证前开始相关流程。还应在申请认证前向相关输配电公司申请开展电网接入研究，然后获得他们对接入电网的同意。

投产延期。在获得项目计划认证后，即可开始建造太阳能发电站。须注意的是，投产延期会带来负面影响，如采购期或授予期缩短，项目计划认证失效。对于太阳能发电，除某些特例外，投产日期不得晚于项目计划认证日起三年。如果在上述截止日期后投产，采购期或授予期也会缩短，缩短时间等于延误的工期。根据新可再生能源法，如果没有在获得项目计划认证日起一定期限内投产发电，认证将失效。

变更项目计划。如要变更已获认证的项目计划，必须获得修改认证，微小变更除外。如果有以下变更，适用于项目的采购价或标准价也可能会变更：（1）发电站输出功率增加；（2）太阳能电池的总输出功率增加3千瓦或以上，或增加3%或以上，或减少20%或以上；（3）安装私人发电设备等；以及（4）电网接入协议日期变更。

须注意的其他规定和问题

影响太阳能发电项目的盈利能力和现金流的其他规定和问题包括：

(1) 对于发电容量在10千瓦或以上的已获认证的太阳能发电站，必须留出一笔储备金，金额应足以支付电站退役的相关成本。储备金从FIT制度下的采购价中扣除，或者从FIP制度下的供电促进补贴中扣除，由OCCTO保管，允许内部保管的除外。

(2) 如预计会出现电力供过于求的情况，电力公司即使已经采取规定的避免措施，仍可要求运营商减产。2021年4月1日或之后订立电网接入协议的太阳能项目，无论位于日本何地，均应接受不受限制的发电量控制，而且不会获得任何补偿。

(3) 网络输电费已由零售电力供应商向输配电公司支付。日本正在讨论是否让电力生产商承担其中一部分成本。

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马来西亚

马

来西亚领土包括马来西亚半岛和东马来西亚两部分，其中东马又由沙巴和沙捞越两个州组成。每个地区都有各自的发电、输电和配电公用事业企业，比如位于马来西亚半岛的国家能源公司（Tenaga Nasional），位于沙巴的沙巴电力公司（Sabah Electricity），位于沙捞越的沙捞越能源公司（Sarawak Energy）。

本文主要关注开发商或投资者在马来西亚尤其是马来西亚半岛投资可再生能源发电站时应考虑的立法问题。

马来西亚当前的再生能源法律为1990年《电力供应法》和2011年《可再生能源法》。《可再生能源法》将可再生资源定义为“附表第一列注明的可循环再生、不会耗尽的本地资源或技术”，附表列出的可再生资源包括沼气、生物质、小水电、太阳能光伏。利用可再生资源产生的电被称为可再生能源。

批准与许可

根据《可再生能源法》，有意利用可再生资源发电和供电的人士要提交强制上网（feed-in）批文申请，并获批成为强制上网批文持有人。沼气、生物质和小水电发电站规模在1至30兆瓦间，太阳能光伏发电站的规模在1千瓦到30兆瓦间。

该法仅适用于发电容量不超过30兆瓦的可再生资源发电站。发电站可以向根据2011年《可持续能源发展管理局法》设立的可持续能源发展管理局（“SEDA”）申请上网电价补贴（feed-in tariff）批文。

对于发电容量超过30兆瓦的可再生资源发电站，开发商必须向根据2011年《能源委员会法》设立的能源委员会申请《电力供应法》规定的牌照。从笔者经验来看，能源委员会颁发的牌照通常详细规定了发电站开发商需要满足的所有条件。

可再生能源法

开发商的可再生能源发电设备发出的电，根据和作为马来西亚电力公司的国家能源公司签订的可再生能源电力购买协议（RePPA）享受上网电价补贴，上网电价补贴由SEDA监管。

根据《可再生能源法》，成功申请的开发商或投资者应了解以下关键事项：

• 强制上网发电批文归持有人专用，除非事先获得SEDA书面批准，否则持有人不得将其让与或转让给任何其他人；
• 强制上网发电批文持有人必须签订RePPA。沼气或生物质发电的RePPA有效期通常为16年，而小水电或太阳能光伏发电为21年，均从上网电价补贴生效日起计算；
• SEDA根据上网电价补贴制度，管理、实施和支付上网电价补贴（paid feed-in tariff）。上网电价补贴率见《可再生能源法》附表第三列；
• 上网电价补贴按一定比率逐年递减，递减于每年1月1日生效；
• 享受上网电价补贴须满足SEDA经能源委员会同意后制定的技术和运营要求；
• SEDA可随时对强制上网发电批文施加额外条件，或修改或撤销已对批文实施的条件，但必须事先发送意向通知，并附上拟实施、修改或撤销的条件的草拟本；
• SEDA可不时向强制上网发电批文持有人发出指示，要求他们遵守或不遵守对批文实施的条件，持有人则可以书面提出异议。SEDA经妥善考虑，可要求强制上网发电批文持有人采取必要的具体行动，以确保持有人不违反批文条件或《可再生能源法》的规定。指示一旦最终生效，持有人必须遵守；
• SEDA还可以对技术和运行要求、安装标准或《可再生能源法》授权的其他事项制定规则。

《电力供应法》

如前文所述，有意利用可再生能源发电且发电容量超过30兆瓦的开发商和投资者必须获得《电力供应法》规定的牌照。如果发电站的规模和位置符合一定标准，他们还须遵守其他法律。能源委员会根据《电力供应法》，积极履行发电牌照持牌人监管机构的职责，并可行使该法附属条例和指南规定的权力。

马来西亚正在努力提高可再生能源发电的比例，作为该行动的一部分，能源委员会最近发布了针对不超过100兆瓦的大规模太阳能光伏发电站的征求建议书。自2017年起，委员会已发布三份此类征求建议书，现在大规模太阳能光伏发电站项目已进入第四期，被称为“大规模太阳能光伏发电第四期招标”。

征求建议书通常包含购电协议草稿。符合征求建议书要求的人都可以递交大规模太阳能发电项目的标书。投标人可全面遵守征求建议书，也可作为建议书的一部分提交对购电协议规定的修改，如果竞标成功，再与电力公司谈判修改内容。购电协议通常会规定直接或间接转让股权的延期履行期，但马来西亚政府另行书面批准的除外。大规模太阳能发电项目选择中标人的依据是电价是否有竞争力。

单一买方

根据《电力供应法》，单一买方是国家能源公司的一个单位、部门或科室，有权履行该公司在马来西亚半岛的可再生和不可再生资源供电职能。单一买方接受能源委员会的领导，并监督购电协议的谈判和执行。

外商投资政策

对于在马来西亚设立的，有意开发可再生或不可再生资源发电站的公司，马来西亚政府允许外国投资者持有其中不超过49%的股权。

市场观察

根据笔者经验，《可再生能源法》或《电力供应法》所指的大部分开发商，通常会获得马来西亚金融机构完全以马来西亚林吉特计价的债务融资。债务偿还期一般为12至15年。保险计划也以马来西亚林吉特计价。

土建工程通常由马来西亚承包商承建。设备可以向外国供应商（即原始设备制造商）采购，但有些设备可能会有授权经销商在马来西亚国内销售。

结语

今后，马来西亚可再生能源发电的增长将主要来自太阳能光伏发电，其次是水电。沙捞越州因其气候环境拥有大量水电站。

上文为读者概括了马来西亚的具体可再生能源法律。法律的其他方面也一定会影响交易从开发到商业运营的各个阶段，为审慎起见，开发商应适当考虑这些方面。

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菲律宾

过

去几年，因电价居亚洲最高之列，菲律宾名声不佳。人们批评该国对传统资源和传统资源发电厂的依赖是电费飙升和轮番停电的罪魁祸首。截至2020年，菲律宾发电厂的能源结构如下：煤炭，57.2%；石油，2.4%；天然气，19.2%；可再生能源，21.2%。

为实现能源安全，菲律宾能源部最近发布了《2020-2040年菲律宾能源计划》，制定了菲律宾到2030年将可再生能源在发电厂能源结构中的占比提高至35%，到2040年提高至50%的目标。菲律宾还建立了法律框架，力图吸引实现这一宏伟目标所需的前期开发投资。

《可再生能源法》

菲律宾规范可再生能源发展的主要法律为《可再生能源法》。菲律宾法律将可再生能源资源定义为“总可利用量无上限的能源资源，包括生物质、太阳、风、地热、海洋能、符合国际公认大坝规范和标准的水力发电，以及其他新兴可再生能源技术等。”

可再生能源发展一般框架。菲律宾通过了王权主义原则的宪法修正案，规定自然资源归国家所有。因此，所有能源资源现在实际上都归国家所有。宪法第12条第2款赋予国家控制、监督自然资源和可再生能源资源的勘探、开发、利用的全部权力。国家可直接，也可与菲律宾居民或至少60%资本为菲律宾人所有的公司成立合营企业来从事上述活动。

为落实上述规定，《可再生能源法》授权DOE与合格的可再生能源开发商签订合同。合同有效期通常为25年，可续签25年。

财政激励。《可再生能源法》向符合资格的可再生能源开发商提供了大量激励，包括下列财政激励：

• 七年所得税免税期；
• 可再生能源机器、设备和材料进口免税；
• 设备和机器享受特别的固定资产税率；
• 经营净亏损结转；
• 所得税免税期届满后享受10%的企业所得税税率；
• 加速折旧；
• 可再生能源的销售和采购免征增值税；
• 离网地区电气化（missionary electrification）享受现金奖励；
• 碳信用额度免税；
• 国内资本设备和服务享受碳信用额度；
• 免除《电力行业改革法》规定的普适性费用。

其他激励政策和机会。以下鼓励可再生能源投资的非财政激励和机会，或者正在施行，或者即将施行：

• 上网电价补贴（“FIT”）。《可再生能源法》规定对风能、太阳能和海洋能发电以及径流式水电和生物质发电实行FIT制度。FIT制度要求电力行业参与者在规定期限内，按保证的每千瓦时固定费率采购合格的新兴可再生能源电力。
• 可再生能源组合标准是一项市场化政策，规定供电商采购的合格可再生能源电力在其供电量中应达到约定比例。相关法规规定，配电公司、供电商、向直连客户（directly connected customer）供电的发电公司和其他获得授权的能源行业参与者应采购一定比例的可再生能源电力，其中可再生能源包括生物质能、垃圾发电技术、风能、太阳能、水力、海洋能、地热能和能源部以后确定的其他技术。

  

• 绿色能源选择权计划是一种机制，它让用电量不低于100千瓦的终端用户有权选择向合格零售供电商采购可再生能源电力来满足电力需求，而合格零售供电商是指向可再生能源发电厂购电的供电商。
• 净计量电价是指与分布式发电相适应的一种制度，其中分布式电网用户有与电网的双路连接，只需按与向电网贡献的电量抵消后的净用电量缴费。在这种制度下，合格消费者可通过容量不超过100千瓦的可再生能源发电设备发电，然后再将富余电力输送到配电企业，以抵扣其电费。
• 可再生能源市场。《可再生能源法》还要求建立可再生能源市场，市场上可交易相当于可再生能源发电量的可再生能源证书。

《电力行业改革法》和电力行业

除《可再生能源法》外，可再生能源开发商还受到《电力行业改革法》的制约，后者是调整菲律宾整个电力行业和参与者的法律。

发电。《电力行业改革法》明确将发电视为非公用事业。因此，发电公司不需要国家特许经营权即可营业。根据《电力行业改革法》规定，发电公司必须获得能源监管委员会颁发的合规证明，才能运行用于发电的设备。合规证明需定期换发（每五年）。值得注意的是，《电力行业改革法》要求发电公司或其控股公司将不低于15%的普通股向公众公开发售。

输电。发电公司必须与电网连接，才能将电力输送到电网、由相互连接的输电线路组成的高压主干电网、变电站和大容量电力传输相关设施。目前，菲律宾国家电网公司负责该国国有电网的运营、维护和开发。接入电网前，必须完成若干手续，包括开展电网影响研究，与国家电网公司签订接入协议，并获得电力监管委员会对拟议接入的批准。

配电。发电公司必须与配电公司签订供电协议，约定专门向配电公司的垄断市场供应的容量和/或能量，方可向该垄断市场提供电力。发电公司应参加透明的竞争性选择流程，胜出后才会获得供电协议。根据供电协议收取的费率需经电力监管委员会批准。

零售供电。 根据“零售竞争和开放接入”（retail competition and open access，简称“RCOA”）制度，满足最低标准的电力终端用户应视为可竞争市场的一部分，允许向获得电力监管委员会正式许可成为零售电力供应商的实体采购电力满足用电需求。不同于费率需经电力监管委员会批准的购电协议，零售电力供应商在零售供应协议项下可收取的费率不受电力监管委员会监管。

电力现货批发市场（WESM）是将买方和卖方集中在一起交易电力的场所。电力在该市场中成为商品，价格则根据实际使用量（需求）和可用量（供给）决定。，WESM提供了一种价格机制，可通过买卖双方购电合同项下交易量的实际变化来发现和设定价格。WESM由菲律宾独立电力市场运营商（“IEMOP”）运营，并受菲律宾电力市场公司（“PEMC”）管理，这种管理主要通过PEMC董事会和WESM各治理委员会进行。

其他因素

可再生能源开发商在菲律宾要考虑的其他重要因素包括与土地所有权、土地使用权或土地权利有关的法律，《原住民权利法》和其他相关法律、环境法律，以及地方政府法律法规。

最后，还应该注意的是，有一些法律提案和立法倡议旨在进一步放松电力和能源行业的限制，简化复杂要求，它们尤其重视促进可再生能源行业的增长。

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