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     “储能研究院”是出海通智库旗下的专业研究院之一，侧重研究全球储能发展形势，分析政策、技术、竞争态势，协助企业把握市场商机、创新商业模式、规避投资壁垒，取得境外储能市场的可持续发展。    

一、发展现状：政策驱动下的市场启动期--起步阶段，需求初显

菲律宾储能市场当前呈现“政策先行、项目跟进”的显著特征。2026年2月，菲律宾能源部颁布DC2026-02-0008号法令，规定所有10MW及以上的间歇性可再生能源项目必须配套储能，且容量不低于装机规模的20% 。这是东南亚地区最为激进的强制配储政策之一。

储能市场处于早期发展阶段，核心原因是可再生能源并网需求与电网稳定性挑战：

• 装机规模有限：当前以抽水蓄能（如132MW的Kalayaan电站）和柴油发电机为主，新型储能项目零星分布，2025年电化学储能装机预计不足50MW。

• 应用场景集中：主要配套大型光伏项目（如132MW Tarlac光伏+储能），解决太阳能间歇性问题，用户侧储能因高电价在工商业领域逐步渗透。

• 技术路线单一：锂离子电池占主导（>80%），钠离子电池等新技术尚未规模化应用。

在项目层面，标志性工程MTerra Solar项目（3.5GW光伏+4.5GWh储能）一期已于2026年2月并网，二期预计2027年竣工，中国能建、中国电建均参与建设 。此外，2024年1月至2025年1月期间，菲律宾能源部已向9个储能项目颁发了SIS许可（系统影响研究许可），表明项目储备正在加速形成 。从发电结构看，截至2025年11月，可再生能源占比已接近32%，接近2030年35%的目标，为储能创造了广阔的接入空间 。

二、未来空间：吉瓦级增量与离网刚需并存--岛屿电网驱动高增长潜力

多重因素推动市场爆发：

• 可再生能源目标：政府计划2030年可再生能源占比提至35%，需配套储能解决风光波动性，预计新增储能需求超1GW。

• 岛屿微电网刚需：7000余岛屿中约200个离网地区依赖柴油发电，光储微电网的LCOE（平准化度电成本）已低于柴油，潜在市场规模达500MW。

• 电力市场改革：2024年启动的电力现货市场将开放调频辅助服务，创造储能收益新渠道，预计2030年辅助服务市场容量超2亿美元/年。

未来市场空间主要由两大板块构成：一是大型地面电站配储，二是离网及微电网应用。

根据第四轮绿色能源拍卖（GEA-4）规划，菲律宾计划新增9.378GW可再生能源装机，其中首次纳入1.1GW光储一体化项目（IRESS），要求储能时长不低于4小时，中标企业将获得20年购电协议 。这些项目将于2026至2029年分阶段投运。此外，抽水蓄能亦在快速发展，帕基尔1400MW项目、600MW项目及全球首创的320MW海水抽水蓄能电站正在推进 。

三、储能政策：强制配储与市场化机制并行--框架初建，激励不足

菲律宾储能政策框架已趋于完善，核心包括三个层面：

第一，强制配储政策。DC2026-02-0008号法令不仅规定了20%的配储比例，还鼓励采用构网型储能技术以提供虚拟惯量，支撑电网稳定 。

第二，绿色能源拍卖机制。GEA-4首次将IRESS纳入国家招标，通过竞争性框架确定电价，并提供20年长期PPA，降低了投资风险 。

第三，市场化收益机制。2001年《电力行业改革法案》建立了批发电力现货市场，储能可通过峰谷价差套利、调频辅助服务等获取多重收益 。目前，众议院已通过储能国家框架法案，待参议院通过后将成为正式法律

四、关键制约：电网瓶颈与并网延迟--经济性与基础设施瓶颈

尽管政策利好，但市场发展面临四大核心制约：

一是电网基础设施滞后。发电侧建设速度远超电网升级速度，导致并网瓶颈突出。以MTerra Solar项目为例，虽然电网接入已获批，但永久接入点预计2031-2040年才能投入使用，此前仅能通过临时接入点输电 。

二是土地与审批风险。土地征用涉及私有土地或农业用地，审批复杂，容易导致项目延期。2024年，菲律宾能源部曾因项目进度滞后终止了105个可再生能源项目（含53个光伏项目）。

三是成本敏感度高：储能系统占光伏项目总成本30%-40%，而菲律宾光伏电价约$0.05/kWh，缺乏峰谷价差（仅1.2:1）难以覆盖投资。

四是标准体系缺失：缺乏安全认证与并网标准，增加项目合规成本。

五、商业模式：从单一收益向“价值叠加”演进--从单一配套向复合价值演变

当前主流商业模式主要包括：

一是发电侧配储，通过强制配储满足并网要求，同时利用现货市场峰谷价差提升收益；二是独立储能电站，参与调频、备用等辅助服务市场；三是IRESS一体化项目，通过GEA拍卖获得20年长期PPA，收益稳定 。

行业专家建议，应推动“价值叠加”模式，即一套储能系统同时提供多种服务（如调频、备用、能量时移），从而叠加多重收益流，提升项目经济性。碎片化、小规模的配储可能导致成本高企、效率低下 。

六、投资壁垒：高初始投资与融资认知缺口--本地化与融资挑战

投资壁垒主要体现在投资融资、本地化要求、自然灾害三个方面：

投资融资方面，一是初始投资高企。强制配储将显著增加项目资本开支，行业机构警告，若无明确的储能电价机制，部分项目可能变得“不可融资” 。二是金融机构认知不足。储能技术参数、收益模式与传统发电不同，银行和金融界需要重新建立评估模型和信贷标准 。三是外汇与政策风险。虽然外资可100%参与可再生能源项目，但菲律宾比索汇率波动、政策执行层面的不确定性仍需关注。四是融资成本高。项目贷款利率8%-10%（中国为3%-5%），且缺乏专项绿色金融产品。

本地化要求方面，能源项目要求外资持股≤40%，设备进口关税达10%-15%。

自然灾害风险方面，台风多发区需额外增加20%设备防护成本。

七、竞争形势：国际财团与中资企业、本土企业同台竞技--国际巨头主导，本土企业崛起

菲律宾储能市场的竞争格局已现雏形。一方面，国际开发商积极涌入，日本丸红、阿亚拉集团等九大财团正竞逐1000亿比索的抽水蓄能项目 。另一方面，中资企业深度参与EPC建设，中国能建、中国电建已拿下MTerra Solar项目大额合同 。此外，德国IB Vogt等欧洲开发商亦有意参与GEA-4竞标 。本土企业如Meralco PowerGen则通过合资开发主导大型项目，市场竞争将从EPC向投资运营延伸。

• 第一梯队：特斯拉、宁德时代（占锂电供应60%），凭借技术优势主导大型项目。

• 第二梯队：本地企业如Meralco（马尼拉电力公司）联合西门子开发微电网项目，熟悉政策但技术依赖外资。

• 新进入者：新加坡Vena Energy等开发商竞标光储一体化项目，报价较本土低15%。

八、项目进展：标志性工程提速，并网问题凸显--示范先行，规模化待突破

• 并网项目：最大为132MW Tarlac光伏+20MW/40MWh储能（2024年投运）。

• 微电网试点：巴拉望岛光储微电网（2MW/8MWh）降低柴油消耗70%。

• 规划项目：国家电网公司（NGCP）计划2026年前部署200MW调频储能。

截至2026年3月，主要项目进展如下：

值得注意的是，并网延迟已成为项目投运的最大风险。MTerra Solar虽获接入批准，但长期依赖临时接入点，暴露了电网升级滞后的系统性矛盾 。

九、应对策略：三阶段破局路径

1. 总体策略

第一，优选项目位置，规避并网风险。 在项目前期尽调中，应重点评估电网接入点的容量裕度、输电线路建设进度及永久接入计划，避免陷入“建成即受限”的困境 。

第二，推动价值叠加模式，提升项目经济性。 避免仅为满足合规要求而建设碎片化小规模储能，应争取参与调频、备用等多重市场，叠加收益来源，对冲单一电价波动风险 。

第三，借力GEA拍卖，锁定长期收益。 积极参与绿色能源拍卖，利用20年PPA锁定稳定现金流，降低市场风险。同时关注IRESS项目的技术门槛，确保储能时长不低于4小时 。

第四，强化与本土头部企业合作。 与Ayala、Meralco等本土资本联手，既可降低土地和准入壁垒，也有助于提升项目融资可行性 。

第五，提前布局构网型储能技术。 政策明确鼓励采用构网型储能PCS以提供虚拟惯量，率先掌握该技术的企业将在并网支持和辅助服务市场中占据优势 。

第六，建立金融机构沟通机制。 主动向本地及国际银行解释储能技术经济模型，推动形成标准化的融资评估框架，破解“不可融资”难题 。

2. 分阶段策略

（1）短期策略（1-2年）：聚焦高收益场景，突破政策瓶颈

√优先布局用户侧储能

    • 目标：马尼拉、宿务等工业区，利用$0.15/kWh高电价（超居民电价2倍）。

   • 模式：与工厂签订能源管理合同（EMC），分享电费节省收益（保证IRR>10%）。示例：1MW系统年节省电费$25万，投资回收期5年。

√ 推动政策试点突破

• 联合本土企业（如Meralco）游说政府：✓将储能纳入可再生能源配额制（RPS）合规手段✓在经济特区扩大税收减免至100%✓设立2亿美元储能专项基金（参考中国省级财政模式）

（2）中期策略（3-5年）：构建多元收益模式，降低系统成本

√ 独立储能+辅助服务组合

• 在吕宋岛等主网区域建设50MW/100MWh项目，同步参与：调频服务（预计2026年价格$15/MW） ；峰谷套利（价差需提升至1.5:1以上）； 容量租赁（光伏电站$5/kW·月）收益测算：三模式叠加可使IRR提升至12%。*

√ 本土化供应链降本

    • 与本土企业合资建Pack厂：降低关税10%+物流成本15%

    • 推广磷酸铁锂电池：循环寿命6000次，适配高温高湿环境

    • 探索钠电池应用：2027年成本预计<$70/kWh，适合微电网

（3）长期策略（5年以上）：打造岛屿能源解决方案

√ 微电网综合开发

• 在棉兰老岛等离网区推行“光伏+储能+柴油”混合系统： ✓配置30%储能容量，降低LCOE至$0.18/kWh（柴油$0.25） ✓捆绑碳交易收益（预计2030年$30/吨）

√ 金融模式创新

    • 与世界银行合作设立“岛屿清洁能源基金”：提供5%低息贷款

    • 发行绿色债券：利用菲律宾主权信用评级BBB+融资

（本报告根据公开资料和储能院研究整理）

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