菲律宾，全称菲律宾共和国（Republic of the Philippines），位于东南亚地区，是一个位于太平洋西部的群岛国家，介于南海与菲律宾海之间，北邻中国台湾省，西隔南海与越南相望，南接马来西亚和印度尼西亚。
面积约 30 万平方公里，由约 7,641 个岛屿组成，主要分为三大岛群：
·吕宋（Luzon）
·米沙鄢（Visayas）
·棉兰老（Mindanao）
·总人口：约 1.15 亿（截至 2025 年），为世界第13位、东南亚第二大人口国家。
·官方语言是英语和菲律宾语，英语普及率非常高，所以官方的文件基本都是英语的，对于中国的厂家比较友好（比俄语/乌兹语这些小语种体验好多了！）。
·2024年名义GDP为4330亿美元，人均GDP约3800美元（中国是13,306美元，越南是4,622 美元），所以相对来说，菲律宾经济发展一般，属于东南亚的中等水平。
·菲律宾近些年经济强劲复苏，2024年名义GDP同比增长5.6%，预计未来经济增长将持续保持5-6%的水平。
菲律宾离中国很近，很多中国企业会优选东南亚这些国家作为出海的首选市场。但是由于菲律宾历史上被美国殖民过，采用的是美标电压，频率又是60Hz，所以和国内的产品差异比较大，导致很多企业水土不服。
另外就是配电公司特别分散，总共有150多个，这个我们后面再单独聊。
作为东南亚的市场，一般竞争比较激烈，除了韩国企业，最主要的是要面临国内同行的竞争，所以一般产品的毛利率不会特别高，大家要有个心理准备。

菲律宾能源部在2023年出了一个国家电力发展规划，我提取了里面的一些要点，供参考。
2.1发电、输电和配电
2022年的发电装机容量为28,258 MW，大头还是火力发电，但新能源占比已接近30%。新能源中主要是水电，光伏在整个系统中的占比只有5%。
截至2022年12月，由菲律宾国家电网公司（NGCP）管理的变电站总容量达到48,801 MVA，输电线路总长度为21,027回路公里（ckt-km）。
2021年，配电公司（DUs）登记的专属性客户连接总数达到2,260万户，较2020年增长了11%。如表9所示，客户中大多数为居民用户，占总客户数量的92%。
2.2 分布式发电
净计量（Net Metering）
净计量（Net-Metering）是指一种适用于分布式发电的系统，其容量不超过100kW。在该系统中，配电网用户与电网实现双向连接，仅按其净用电量计费，同时对其向电网的总体电力贡献给予电量抵扣。该机制允许终端用户成为“产消者”（即既是用电者也是发电者），但不允许其成为净电力输出者。截至2022年12月，共有7,583名符合条件的终端用户参与该计划，覆盖65家配电公司，总装机容量达到63.2MWp。
绿色能源选择计划（Green Energy Option Program, GEOP）
GEOP是一项非管制性、基于自愿的政策机制，允许用电需求达到100kW及以上的终端用户通过可再生能源供应商从可再生能源（RE）来源获取其电力供应。截至2022年12月，能源部根据部门通告第DC2020-04-0009号，已向可再生能源供应商签发了18份GEOP运营许可证。吕宋和米沙鄢地区已有199名客户切换至GEOP模式，合计非同时性最大负荷达60.99MW。
2022年，离网地区的总电力需求为332 MW，其中吕宋地区占比最高，达79%，因为其中包括民都洛、马林杜克、巴拉望、卡坦端内斯和马斯巴特等大型岛屿电网。米沙鄢和棉兰老地区的占比分别为8%和13%，如上图所示。
个人感觉，像菲律宾这种分散的岛国，因为各个岛屿过于分散，无法建立长距离的输电线，所以尤其适合投资分布式光伏发电和离网储能的项目。
2.3 2028年户户通电计划
菲律宾2022年底的通电率为96.2%，所以政府设定了在2028年实现100%居民通电的目标。基于此，政府设定了很多的项目，包括电网和离网的电力项目。但项目太多，这里不再详细列出。
2.4 未来电力需求展望
预计未来全国总峰值负荷，将从2022年的16,596 MW显著增长至2050年的68,483 MW，年均增长率为5.2%。
规划到2030年，可再生能源发电占比达35%，到2040年达50%。
为了实现这些目标，在基准情景和CES 1下，菲律宾现有电力供应能力到2050年需要扩大至现状的5倍；
为进一步支持CES 1和CES 2中可变可再生能源（VRE）的高比例接入，尤其是在离岸风电（分别规划为19 GW和50 GW）快速增长的背景下，模拟中引入了约占总装机容量12%至15%的灵活调节电源，主要由天然气技术提供。此外，还纳入了约20,000 MW的电池储能系统（涵盖1小时、2小时和4小时储能时长组合）。
以吕宋电网为例，展望未来的电网变化：
根据清洁能源情景1（CES 1）的模拟结果，吕宋地区的装机容量需求应从2022年的19,746 MW增长至2050年的101,212 MW，增长约为五倍，该容量包括现有、在建和新增电源。为支持电网稳定，所需的电池储能系统（BESS）容量也需从当前的72 MW大幅提升至2050年的13,418 MW。同时，现有的3,287 MW燃煤机组装机容量可能将进行改造，转型为其他类型的技术应用。
为满足清洁能源情景1（CES 1）下吕宋地区到2050年预计达48,014 MW的电力需求，模拟结果显示，除现有电厂与已承诺项目外，还需新增66,806 MW的可再生能源装机容量。与目前4,910 MW的可再生能源装机相比，必须实现16倍的增长。
拟新增的可再生能源项目包括：
·28,230 MW 太阳能
·34,050 MW 风电
·4,130 MW 水电
·300 MW 地热
·96 MW 生物质发电
此外，为增强电力系统的支撑能力与稳定性，模拟结果还提出：
·新增 4,096 MW 天然气机组
·引入 3,900 MW 核能技术
·增加 11,846 MW 电池储能系统（BESS）
在该情景下新增的电源建设使得吕宋地区到2050年的发电结构形成了一个多元化的能源组合：天然气机组占比为13%，核能技术占比为10%，可再生能源占比达到66%。与此同时，燃煤电厂的总发电量占比则从当前的59%大幅下降至2050年的10%。

目标1：实现能源的安全性、韧性、可负担性与可持续性
发电：
中期目标（2025–2028年）
·实现新兴发电技术在国家能源结构中的平稳接入
·推出虚拟电厂（VPP）相关政策/推动分布式能源资源系统（DERs）的整合与集成
长期目标（2029–2050年）
·加强并利用非化石能源进行发电，支持清洁能源转型与脱碳进程
提升发电系统的灵活性
输电
中期目标2025–2028
·制定智能电网与绿色能源计划相关政策
·推动以下区域的电网互联：八打雁–民都洛，奎松–马林杜克，卡坦端内斯–卡马里涅斯苏尔，巴拉望–民都洛
长期目标2029–2050
·将离网岛屿接入主电网
·推动吕宋电网与米沙鄢子电网形成环网结构
·评估特许经营协议的续约事宜
配电
中期目标2025–2028
·制定政策以激励分布式能源资源和产消者（prosumer）发展
·补充现有政策，推进智能电网系统及其互操作性建设
长期目标2029–2050
·向智能电网过渡，以提升配电设施的可靠性
·提高可再生能源在发电中的利用率
·鼓励用户在非电力生产用途中使用可再生能源
目标二：建设电力行业的透明与公平竞争环境
供电
中期目标2025–2028
在吕宋、米沙鄢和棉兰老地区实施更低门槛的RCOA政策（零售竞争性开放获取）
持续审查零售市场规则和操作手册
制定政策，完善并实现客户转换流程的数字化
长期目标2029–2050
进一步将RCOA门槛降低至居民用户层级
持续审查零售市场规则和操作手册
推行客户转换流程的数字化实施
电力市场
中期目标2025–2028
推行增强型备用电力市场（第2阶段）
实施电力衍生品市场（差价合约机制）
持续优化电力市场设计与规则
研究市场设计，以支持更高比例的可再生能源接入和电动汽车的需求响应机制
长期目标2029–2050
持续完善和强化电力市场的设计与规则
优化市场机制，促进可再生能源和电动汽车在电力市场中的融合与协同
离网开发
中期目标2025–2028
推动以下区域电网互联，八打雁–民都洛，奎松–马林杜克，卡坦端内斯–卡马里涅斯苏尔，巴拉望–民都洛
研究离网岛屿之间的互联可行性
优化与分阶段调整UC-ME补贴机制
持续推进离网电力系统与运行方式的现代化
长期目标2029–2050
实施可行的离网岛屿互联工程
户户通电
中期目标2025–2028
实现2025–2027年家庭电气化阶段性目标，并在2028年前实现100%家庭电气化目标
全面实施第11646号共和国法案（RA 11646），包括国家电气化计划（NTER）和MGSP-CSP的执行
持续完善电力统计与监测系统
长期目标2029–2050
确保全国所有家庭用上电力
持续改进与加强政策、规划与策略，保障全民电力可及性