《菲律宾电力发展规划2023—2050》（Power Development Plan 2023–2050，PDP）由菲律宾能源部（DOE）编制，覆盖发电、输电、配电、售电、电力市场、离网供电及全民电气化。规划以2021—2022年行业统计为主要历史基础，设置至2050年的需求预测、供给情景和行业路线图；2023—2050是规划期。
规划的三项目标是：保障能源安全、韧性、可负担性与可持续性；建立透明公平的电力市场；实现全民电力可及。DOE规划原文。DOE在2026年7月31日的正式信息公开答复中，仍将该规划作为需求预测和方法的查询依据。
菲律宾电力市场按发电、输电、配电及售电分工。输电系统运行与网络建设主要由菲律宾国家电网公司NGCP承担；配电则由私营公用事业、电力合作社及地方公用事业等主体开展。设备企业需要分别对接发电项目业主、NGCP、配电单位及微电网开发商。
国家背景参见菲律宾，机构职责与客户分布参见菲律宾的电力机构及菲律宾的配电公司名单。
发电与用电
PDP列示2022年发电装机28,258 MW，可再生能源装机占比接近30%，其中包括水电、地热、太阳能、风电和生物质等；太阳能约占总装机5%。这些是装机结构指标。
DOE在2026年6月公布的《2025 Power Statistics》提供了后续实绩：
| 指标 | 2025年实际值 |
|---|---|
| 并网发电装机 | 32,037 MW |
| 可再生能源装机 | 10,533 MW，约占32.9% |
| 太阳能装机 | 3,544 MW，约占11.1% |
| 可再生能源发电量占总发电量 | 约25.0% |
| 吕宋、米沙鄢、棉兰老非同时峰值负荷合计 | 19,212 MW |
装机与发电量采用不同分母：2025年可再生能源装机占比约32.9%，发电量占比约25.0%。该汇总表自2021年起将离网电源单列；储能也在分区装机表中单列。DOE统计入口、全国统计汇总表
输电资产
| 统计期 | NGCP输电及次输电线路（回路公里） | 变电容量（MVA） |
|---|---|---|
| 2022年底 | 21,027 | 约48,801 |
| 2025年底 | 23,378.915 | 64,580.9 |
来源：NGCP输电及次输电资产统计。
需求预测
PDP预测，三大区域电网非同时峰值合计由2022年的16,596 MW增至2050年的68,483 MW，年均增长约5.2%。这是以规划假设形成的长期预测；2025年对应实际值为19,212 MW。
三种供给情景
| 情景 | 核心设定 |
|---|---|
| 参考情景REF | 可再生能源发电量占比2030年35%、2040年50%，其后延续至2050年 |
| 清洁能源情景1（CES1） | 2050年可再生能源发电占比超过50%；采用低海上风电情景，概称19 GW；引入核能及现有煤电改造 |
| 清洁能源情景2（CES2） | 采用高海上风电情景，概称50 GW；同样引入核能及煤电改造 |
CES1、CES2的全国核能情景假设包括到2050年4.8 GW。情景名称中的海上风电规模是模型设定，具体分区、新增及最终容量须分别读取。
规划模拟显示，REF及CES1到2050年的电源装机约需达到基期的5倍，CES2约为6倍。为支持高比例可变可再生能源接入，CES1、CES2引入约占总装机12%—15%的天然气灵活调节电源，并纳入约20,000 MW电池储能，组合配置1、2及4小时系统。
储能的20,000 MW为功率；能量规模由各时长组合决定。
来源：PDP执行摘要及第62页情景说明。
吕宋是PDP中规模最大的区域电网案例。以下均为同一版规划的CES1模拟结果。
| 指标 | 规划基期或存量 | 2050年模拟结果 |
|---|---|---|
| 电源装机 | 2022年19,746 MW | 101,212 MW |
| 电池储能功率 | 72 MW | 13,418 MW |
| 峰值负荷 | — | 48,014 MW |
| 可进行技术改造的现有煤电容量 | — | 3,287 MW |
新增可再生能源与其他电源
除现有电源和已承诺项目外，模型需新增可再生能源66,806 MW，构成如下：
| 类别 | 新增容量（MW） | 组成 |
|---|---|---|
| 太阳能 | 28,230 | 地面光伏25,960、漂浮光伏1,910、表后光伏360 |
| 风电 | 34,050 | 陆上14,550、海上19,500 |
| 水电 | 4,130 | 水电及径流式3,030、抽水蓄能1,100 |
| 地热 | 300 | 地热电源 |
| 生物质及垃圾发电 | 96 | 生物质50、垃圾发电46 |
| 合计 | 66,806 | PDP表36分类汇总 |
同一情景还新增天然气电源4,096 MW、核能3,900 MW及电池储能11,846 MW。新增储能与最终储能13,418 MW分别对应新增建设量和包含存量、已承诺项目的系统规模。
PDP将该情景最终可再生能源规模描述为基期4,910 MW的约16倍，其范围包含现有、已承诺和新增项目。
到2050年，吕宋CES1发电量结构约为可再生能源66%、天然气13%、核能10%、煤电10%；煤电发电量占比由基期约59%下降。以上比例为电量结构。
PDP把电网扩建、智能化及跨岛互联与新增电源建设同步安排。路线图重点包括智能电网政策、配电系统互操作性，以及八打雁—民都洛、奎松—马林杜克、卡坦端内斯—南甘马磷、巴拉望—民都洛等互联方向；长期推进具备可行性的离网岛屿接入及吕宋、米沙鄢网络环网化。PDP电力行业路线图
主网互联已有进展
棉兰老—米沙鄢互联项目（MVIP）于2024年1月实现全面商业运行，将棉兰老与原有吕宋—米沙鄢系统连接。NGCP采用海底直流电缆与架空线路组合推进跨岛送电。NGCP商业运行公告
菲律宾的群岛地理条件使电网建设需要同时处理海缆、地形、通道和岛屿负荷差异。适宜的区域通过互联共享电源和备用；偏远、负荷较小的地区则通过微电网、独立供电及混合能源系统改善供电。
对于设备企业，相应需求包括海缆及接入设施、高压变电站、配电扩容、保护控制、通信、无功调节和电能质量设备。
净计量：自用与余电抵扣
净计量适用于容量不超过100 kW的合格可再生能源系统。用户优先自用发电，余电经双向计量送入配电网，形成电费抵扣。DOE净计量说明
以Meralco为例，用户从电网购电按适用零售收费；输出电量按其月度混合发电费用形成抵扣，排除其他发电调整项，未使用的抵扣余额可结转后续账单。Meralco计费说明
PDP记录2022年底7,583名合格终端用户、覆盖65家配电单位，合计63.2 MWp。ERC于2026年8月发布的进展公告列示，截至2026年6月注册用户为23,331户，接入分布式清洁能源容量超过232 MWp。PDP净计量章节、ERC进展公告
GEOP与RCOA的门槛分别适用
| 机制 | 已公布的准入门槛与作用 |
|---|---|
| GEOP，绿色能源选择计划 | 2026年修订规则将月平均峰值需求门槛由100 kW降至50 kW；允许相邻区域较小用户聚合，通过合格可再生能源供应商购电 |
| RCOA，零售竞争与开放接入；RAP，零售聚合计划 | 自2026年6月26日起采用100 kW门槛，扩大用户自主选择零售供应商及聚合参与的范围 |
GEOP的50 kW是用电需求资格，净计量100 kW是发电系统容量，分别对应绿电采购与用户侧发电。
来源：DOE DC2026-01-0002、Meralco 2026年一季报，第122页、ERC 2026年6月26日公告。具体开发、配储和售电政策参见菲律宾新能源政策。
PDP列示2022年底家庭电气化率约96.2%，采用当时基于2015年人口普查的统计基数。规划提出到2028年实现100%家庭电气化，结合配电延伸、常规接电、独立家庭供电系统及微电网实施。
电气化路线图还要求落实《微电网系统法》（RA 11646）、国家全民电气化路线图（NTER）及微电网服务商竞争性遴选（MGSP-CSP），并持续完善家庭电气化监测。PDP家庭电气化章节及路线图
后续项目线索
DOE于2026年9月公布初步微电网区域清单，涉及23个省、369个未供电或供电不足区域、约101,468户待供电家庭，用于为后续竞争性遴选提供项目准备信息。该批范围仍处于验证及完善阶段。
相关工作依据2025年修订的《微电网系统法》实施细则DC2025-04-0007推进。开发商可围绕场址负荷、光伏与储能配置、备用电源、配电网络及运维条件开展前期评估。DOE微电网项目公告
PDP将路线图分为2023—2024年、2025—2028年及2029—2050年三个阶段。下表归纳其中的中长期方向。
| 领域 | 2025—2028年重点 | 2029—2050年方向 |
|---|---|---|
| 发电 | 接入新兴发电技术，推动虚拟电厂及分布式能源聚合相关政策 | 提高非化石能源利用和发电灵活性 |
| 输电 | 完善智能电网及绿色能源相关政策，推进跨岛互联 | 扩大具备可行性的岛屿接网及主网环网化 |
| 配电 | 激励分布式能源、产消者发展，完善智能电网互操作性 | 向智能电网转型，提高可靠性及可再生能源利用 |
| 售电 | 降低用户选择门槛，完善零售市场规则和转换流程 | 扩大用户参与范围，推进转换流程数字化 |
| 电力市场 | 完善备用市场及交易规则，研究适应高比例可再生能源与电动车的市场机制 | 持续优化市场设计和需求侧参与 |
| 离网供电 | 研究岛屿互联，优化UC-ME政策性电气化补贴，推动系统现代化 | 实施具备可行性的岛屿互联工程 |
| 家庭电气化 | 落实NTER及MGSP-CSP，争取2028年100%家庭通电 | 维持全民电力可及并完善统计监测 |
零售准入已出现2026年的具体实施进展，见前述GEOP、RCOA及RAP规则；其余方向在正文按规划任务表述。
大型电源与电网接入
光伏、陆上及海上风电扩张带动升压站、变压器、开关设备、电缆、保护通信和无功补偿需求。开发客户时，需要同时识别电源开发商、EPC及负责接入网络的输配电企业。
储能与系统控制
PDP中的1、2、4小时储能组合及大规模风光接入，需要电池、PCS、EMS、保护、通信和消防等系统协同。方案宜同时列明MW、MWh、持续时间、并网点限制及预期服务。
配电改造与用户侧能源
配电扩容、自动化、电能计量、用户侧光伏及绿电采购分别对应不同客户和规则。供应商可结合配电单位名单建立渠道，再按产品标准、试验和运维服务要求组织供货。
偏远岛屿电气化
微电网项目需要把光伏、储能、备用发电和当地配电网络一起设计。对接MGSP及其EPC时，应关注当地负荷、物资运输、备件、故障恢复和长期运维安排。
本次资料查询日期：2026年10月25日。