公共部門在調動并網太陽能項目商業融資中的作用

——菲律賓案例研究（下）

上篇請鏈接：世界銀行報告：菲律賓光伏金融分析-上

并網太陽能市場的演變

2008年之前，菲律賓的太陽能市場并不是非常活躍。裝機容量1兆瓦的CEPALCO電站是菲律賓建造的第一座光伏電站，由全球環境基金（Global Environment Facility）提供了400萬美元的資助。該電站與棉蘭老島上的一家私人公用事業公司相連，并與現有的水力發電廠相結合。在《2008年可再生能源法》出臺后，開發商的興趣大增，該法案包括一系列鼓勵使用可再生能源的政策工具。太陽能開發商開始考慮與依賴昂貴柴油發電的配電公司或電力合作社簽訂雙邊電力購買協議（PPA），而太陽能光伏正成為一種競爭選擇。到2012年，能源部已為太陽能光伏授予服務合同，相當于500兆瓦，將項目開發權授予了潛在的投資者（KPMG，2013年）。

可再生能源法案最初考慮了上網電價概念。在該法案制定之時，由于太陽能的價格高于其他發電來源的價格，上網電價計劃在世界各地都很普遍。2012年7月，能源監管委員會（ERC）推出了一項上網電價計劃，對于已達到至少80％的建設完成率的項目，將以先到先得的原則進行獎勵。到2016年，在經歷了兩輪上網電價補貼之后，政府采購了近900兆瓦的太陽能光伏發電，其中包括近300兆瓦不符合上網電價補貼的項目（Box6.1）。

Box6.1菲律賓的上網電價

《可再生能源法》最初設想了一個上網電價計劃，以鼓勵可再生能源的發展。能源部（DOE）和能源監管委員會（ERC）花費了幾年的時間來開發該計劃。能源監管委員會（ERC）在2010年7月26日發布的一項決議為該計劃制定了規則。

該方案的設計是以 "以差價支付"，即電力現貨價格與上網電價之間的差額將由消費者通過上網電價補貼直接支付，補貼額度由電力交易中心每年確定，并由國家電網公司管理（NGCP）。該決議要求將補貼作為單獨的項目列入消費者的賬單中。其中還規定了上網電價項目優先接入和調度電網。

2012年7月27日，能源監管委員會（ERC）的另一項決議批準了上網電價稅率，并設定了各種技術的安裝目標。最初給太陽能的封頂上限為50兆瓦，電價為每千瓦時9.68比索（0.22美元）。電價定于第一年后每年下降6％，固定期限為20年。

2013年該計劃的指南正式發布。其中規定，一旦建設了80％的項目，就將按以先到先得的原則授予用于上網電價項目的認可證書（COE）。

“競價上網電價”意味著開發商必須在項目的開發和建設階段承擔重大風險，這使得銀行在財務收尾階段難以為項目融資。因此：大多數上網電價項目都是在資產負債表上或在愿意承擔項目風險的工程、采購和建筑公司的支持下融資。一旦項目收到上網電價項目的特許經營權證后，當地銀行一般愿意用傳統的項目融資方式為項目再融資。

到第一輪上網電價結束時時，政府已授予108兆瓦COE項目（見表6.1.1）。能源部在2014年批準將上限擴大到500兆瓦。政府認為太陽能是快速增加能源供應的有效途徑，由于夏季炎熱和降水少，能源供應受到威脅（IRENA 2017）。


2015年3月27日，電監會批準了擴容，修改后的電價為每千瓦時8.69比索（約合0.192美元）。菲律賓最終采購了總計526兆瓦符合上網電價條件的太陽能。不符合上網電價標準的太陽能已建造將近300兆瓦。不合格的項目被迫確定替代的承購安排。大多數企業在嘗試與電力合作社或配電公司談判購電協議時，都采取了基于電力現貨批發市場上以商戶的方式銷售電力的方法（通常損失相當大）。由于監管政策對采購政策的不確定性以及獲得能源監管委員會（ERC）批準具有難度，與監管機構簽訂協議的過程變得更加復雜。

2015年和2016年太陽能工廠的投產對現貨市場上出售的電價產生了重大影響。由于太陽能光伏發電的邊際成本可以降至零（因為沒有直接燃料成本），因此在電力現貨批發市場（WESM）的調度層次結構中將其列為優先事項。因此，太陽能光伏抵消了向電力現貨批發市場出售的柴油和重油工廠的峰值，但平均邊際成本低得多，將現貨平均市場價格從2016年6月的每千瓦時6菲律賓比索降低到了每千瓦時3菲律賓比索。

現貨價格的劇烈變化給上網電價補貼帶來了壓力，鑒于上網電價與現貨市場價格之間的差額增加，現在必須向上網電價電站支付更大的費用。由于上網電價補貼只能每年調整一次，這就造成了國家電網公司向上網電價電站的補償滯后7個月之多。

上網電價的另一個意想不到的后果是引起了消費者的強烈反對。雖然總體上來說價格受到的影響可以忽略不計，但鑒于現貨價格較低，許多客戶對價格上漲的反應是負面的，導致人們對該計劃和可再生能源普遍持懷疑態度。上網電價補貼計劃成功地迅速擴大了菲律賓私人對太陽能的投資。同時，加快的發展速度對電網規劃和現貨市場定價產生了影響。

在第二輪上網電價補貼結束后，由于尚未就持續的太陽能采購給出明確的政策方向，因此較大規模的并網太陽能光伏市場陷入停滯。

商業金融的流動性

在菲律賓建造的所有太陽能光伏項目都是通過商業債券和股票融資。由于上網電價方案的特殊性，以及憲法對外資所有的私人投資限制在40%，因此大多數電站的建設和融資都是由當地的投資者和開發商提供的。不論是菲律賓私的有還是政府所有的銀行都渴望以公司融資的方式(即對項目資產擁有有限追索權)向參與并網電價計劃的項目提供貸款。由于融資主要屬于私人融資，因此無法獲得詳細的項目信息。不過，已經實現財務結算的并網太陽能光伏項目的累計投資額估計為21億美元（BNEF 2017）。

公共部門干預的有效性

公共干預對菲律賓太陽能市場的發展產生了深刻的影響。

法律，政策和法規框架

《電力工業改革法》為菲律賓能源部門的投資提供了總體框架，并確立了私人資本的作用、獨立的發電商、開放的電網接入以及發電、輸電和配電資產的分離。

在《電力行業改革法案》（EPIRA）下實施的法律框架對于實現太陽能投資至關重要。此外，該國在電力部門的私人投資刺激了可再生能源領域。

《可再生能源法》（2008年12月16日第9513號共和國法）提供了可再生能源投資的框架。除了制定可再生能源項目的監管和財政激勵措施外，該法案還提出上網電價（作為主要政策工具）、可再生能源投資組合標準（為并網系統引入了最低比例的可再生能源發電）、可再生能源信貸交易的市場、凈計量、綠色能源選項（一種為消費者提供通過可再生能源提供的選項的機制）。

該法案還為經過認可的可再生能源項目、設備制造商和供應商提供了財政激勵措施。這些財政激勵措施包括七年免稅期和免稅進口設備。與需要花費數年時間才能實施的其他規定不同，財政激勵措施立即生效，可使合格的市場參與者受益。

上網電價成功地擴大了對太陽能光伏的投資，但隨后的進展卻受到限制。不過，能源部于2017年12月30日發布了DC2017-12-0015號通函，其中包括在電網區域實施可再生能源投資組合標準（RPS）的規則和指南。這些規則要求配電公司、電力供應商、為直接連接的客戶提供電力的發電公司以及其他經過授權的能源部門參與者，必須從其合格的可再生能源（包括太陽能）的能源組合中獲取或生產最小份額的電力（最初設定為未來十年凈電力銷售量或年能源需求的1％ ）。最低要求將在2020年，2018年和2019年（過渡年）強制執行。

監管者的能力、繁重的許可程序以及與更廣泛的政治背景帶來的相關挑戰，已限制了實施上網電價計劃后太陽能私人投資的規模擴大。在《可再生能源法》通過之后的幾年中，能源監管委員會（ERC）對太陽能的了解十分有限，這延遲了項目的批準。由于能源監管委員會對AC / DC（直流交流）比率的誤解，電力合作社的最初申請受到了阻礙。能源監管委員會使用直流電而不是交流電廠的規模來計算電價，導致價格過低，不符合國家規定的價格。最終，太陽能協會聘請了一家國際咨詢公司來舉辦有關太陽能財務建模的研討會，從而解決了這個問題。但技術能力的問題仍然存在，頻繁的人事變更和對可再生能源技術（包括組織最高層）的不熟悉進一步加劇了這一問題。

盡管能源監管委員會（ERC）已成功實施了上網電價計劃，但審批流程緩慢以及對太陽能發電特定特性的了解不足，影響了承購協議（例如，與電力合作社和可競爭市場客戶的購電協議）。能源監管委員會（ERC）必須批準配電公司與電力合作社之間的所有合同。這樣做可能會花費時間，并且結果（尤其是在電價方面）尚不確定（與公用事業公司要求或與電力合作社談判的電價可能不是能源監管委員會準的電價）。自2015年以來，通過配電公司進行競爭性采購成為了必要步驟。此要求尚未使能源監管委員會（ERC）的最終審批取消。

與私人外購商簽訂的購電協議（PPA）也存在類似的障礙。為了可競爭市場客戶出售電力，發電商必須獲得零售許可證，該過程由電力改革委員會監管，非常耗時。此外，他們還必須支付傳輸費，以使用電網輸送電力。然而，這些費用是按裝機容量而不是按發電量收取的，這使太陽能光伏電站處于明顯的劣勢，因為它們的發電量通常比傳統發電量低。

規劃，技術和運營能力

發電計劃

《可再生能源法》規定，必須編制《國家環境報告》，并每半年更新一次。《國家環境報告》是一份政策文件，概述了可再生能源目標以及實施和擴大可再生能源的政策目標。第一份報告于2011年發布，也就是在《可再生能源法》發布后三年。其中規定了285兆瓦的太陽能發電量。但從未發布過更新。能源部在2016年發布的臨時文件《2017-2030年可再生能源路線圖》指出，短期目標是更新《國家環境報告》并完全實施《可再生能源法》（包括可再生能源投資組合標準，可再生能源市場以及綠色能源選項）。該路線圖未包括新的太陽能產能目標。

電網集成，接入和電力疏散

可再生能源和太陽能的規模擴大尤其對電網造成了重大挑戰。為了獲得接電協議，必須完成電力潮流（load-flow）研究。但是，在上網電價政策實施期間，許多開發商申請了接電許可證，因此菲律賓國家電力公司（NGCP）很難確定將要建造的太陽能光伏總量。內格羅斯島就是一個最極端的例子。由于合適的區域土地有限,為上網電價建設的總光伏發電量約有一半位于內格羅斯島，該島的峰值負荷為300兆瓦。盡管內格羅斯與其他島嶼相連，但輸電能力不足以疏散所有電力，因此短期內不會進行電網升級。當地需求低迷和電網容量不足導致該島上一些太陽能光伏電站的削減成本高昂（WESM 2017）。由于供過于求，菲律賓國家電網（NGCP）一直不愿批準電網某些區域的新發電項目。

土地供應

在菲律賓，土地供應是一項重大挑戰。《可再生能源法》提出了一種通過將國家劃分為多個區塊來向開發商分配權利的體系，開發商可以將其作為獲得可再生能源服務合同的第一步進行申請。此過程完全獨立于任何現有土地所有權。開發商可以獲得區塊開發權，但對土地本身沒有任何所有權，這導致了開發商與土地所有者之間的沖突。更為復雜的是，大多數適合太陽能開發的土地被劃為農業用地。在內格羅斯島上建許多工廠的原因之一，就是因為這里有合適的工業區劃土地。從農業用地改為工業用地以建造電廠，需要區域和國家兩級的許可，這是一個非常麻煩的過程，可能需要兩年或更長時間。

直接和間接融資

菲律賓太陽能項目的開發除通過《可再生能源法》提供的財政激勵措施外，不涉及公共融資。資本雄厚且流動性強的銀行使大多數項目能夠以具有競爭力的本幣和外幣匯率獲得基于項目的融資。嚴格的上網電價計劃的資格標準和憲法規定的本地企業至少擁有60%的發電項目，導致外國資本對大型太陽能項目的參與度相對較低。

政府提供的擔保

承購人信譽

總體而言，該行業反映成本，從而降低了承購者的風險。政府擁有的開發銀行和地方私人銀行都通過上網電價合同支持了可再生能源項目。對于直接與電力合作社和配電公司簽署電力購買協議（PPA）的項目，承購人風險仍然是一個挑戰，因為并非所有這些實體都具有投資級評級。盡管為馬尼拉服務的配電公司Meralco被標準普爾（截至2017年6月22日）評為投資級（BBB–），但規模較小的電力合作社尤其沒有信用等級，因此對于投資者可能存在較高的信用風險。

保證金

太陽能項目的貸款人和投資者不需要國家支持的擔保，部分原因是市場已經建立了完善的私有化電力部門，具有反應成本的電價和成功的獨立電力生產商（IPP）歷史。此外，當地銀行的資本雄厚，愿意承擔與上網電價支付相關的風險。由于競價上網電價，很多項目最初都是靠資產負債表融資，以滿足方案的要求。

主要發現和總結

菲律賓的上網電價計劃成功地促進了近900兆瓦的私人融資并網太陽能光伏發電項目。由于菲律賓市場的特點——包括憲法規定的國家股份所有權、流動性強的銀行部門以及要求項目必須在取得資格之前建設完成的上網電價計劃——菲律賓太陽能光伏項目的大部分投資資本都來自當地。

相對強大的私人投資電力和反應成本的電價框架的存在有助于確保投資者對上網電價（FIT）的興趣。獲得融資對擴大太陽能投資不是挑戰。來自本地銀行以及國內外投資者的充足融資即將到來，且價格合理。

上網電價計劃表明，菲律賓具有開發太陽能的重要技術和資金能力。自第二輪上網電價計劃結束以來，政府頒布了實施并網地區可再生能源標準的實施準則，為并網太陽能市場的私人投資提供了新視角。

在上網電價計劃中，太陽能光伏發電規模的迅速擴大給輸電網絡帶來了巨大壓力，需要對輸電網進行投資以減少擁塞。對未來的傳輸與發電選址進行規劃和協調對于確保光伏發電的平穩整合非常重要。