印度的太阳能电力市场交易制度
来源:CSPPLAZA光热发电网 | 0评论 | 5691查看 | 2012-10-26 22:40:00    
  CSPPLAZA光热发电网讯:尼赫鲁国家太阳能计划提出了捆绑销售的概念,政府(通过国有电力贸易公司NVVN)从开发商购买昂贵的太阳能电力,然后与联邦政府所属电站NTPC生产的尚未分配的廉价火力电捆绑销售,其中联邦政府所属电站NTPC的成本平均为每千瓦时4.95卢比(每千瓦时0.10美元)左右。

  为了减少因国家电力委员会(SEBS)财政薄弱而可能引出的购电协议(PPA)付款违约风险,为确保NSM第1阶段的项目的实施,联邦政府批准了价值48.6亿(1.22亿美元)的支付保障计划。新能源和可再生能源部(MNRE)负责该计划的实施,这笔基金将通过太阳能付款安全帐户(SPSA)支付给国有电力贸易公司NVVN。

  为了进一步鼓励可再生能源,联邦政府还通过中央电力监管委员会(CERC)对一般可再生能源和太阳能发电项目引入了RPOS制度。太阳能的RPOS责任是指承担义务的实体,如输电持牌公司、电力接口企业和适合的电力消费者(做1MW及以上项目时)的总可用电力中太阳能所占百分比的最低数额。目前的额度规定是国有公用电力需求总量0.25%要为太阳能发电,每个州的规定不尽相同。
 
风险防范

  在印度,政府允许项目公司和最终购电方直接签署PPA,也允许项目公司通过电力交易公司(power trade company)来完成售电。印度目前有七家一级电力交易公司(渠道合作伙伴),均为国家新能源署的合作伙伴,虽然电力交易公司均为私营公司,但都是印度较大的上市集团下属子公司,资金实力强,信用度高。而有关电力交易公司的利润,印度政府则通过法规明确规定了电力交易公司非REC类型项目的盈利上限(每度电收益不得超过4厘卢比)。

  印度政府的这一举措,从法律层面避免电力交易过程中过高的利润流失,保护了IPP(独立电站)投资人的盈利, 有效地抑制中间环节成本,从而避免了终端电力售价过高。

  另一方面,通过电力交易公司进行售电,项目公司(即IPP投资人)不直接从购电方收取卖电收益,而购电方违约的风险,则转加到了电力交易商身上。这样一来,IPP投资人的风险也大大减小。
 
灵活的电力交易制度

  因为印度是联邦制,各个邦政府有权制定出适合自己邦情的交易制度。自从印度出台REC(可再生能源证书)制度后,印度的投资人就又有了新的交易模型。REC全称Renewable Energy Certification,是一种适用于可再生能源所发电的特殊交易补偿制度。这种特殊制度的表现形式可以是商品电的形式或者证书形式。

  印度电力部门对REC的规定是这样的:假设用电单位(off-taker)的负载超过5MW,那么其中8%的用电量必须是“绿电”。这部分电力,用电单位可以自己装等容量发电量的光伏电站,也可以直接购买交易市场的“绿电”。2012年7月份,印度调整REC用电单位的门槛,从用电负载5MW以上降为1MW以上,这样,更多的用电单位被强迫使用新能源发电。这也为REC的销售打开市场。

  印度的REC计算方法:1MWH为一个REC,政府规定的指导价为9440-13440卢比,约合9.44-13.44卢比/KWH,折合美金0.172-0.244美元/KWH。

  以一个实际的印度光伏项目为例,IPP投资人规划50MW的光伏电站,地点古吉拉特。投资人有两种选择:1)以7卢比/kwh的FIT价格卖给电力公司,25年收益,项目IRR(不含国家信用风险)约为12%;2)通过电力交易公司,将“绿电”卖给用电单位,来帮用电单位履行REC义务。收益分为REC(off-taker支付) + Net Open Access(电力交易商支付),分解如下:

  REC:9.44-13.44Rps/kwh;
  Open Access: 4.5Rps - -1.7Rps=2.8Rps(其中1.7卢比是电力公司收取的各种loss的费用,维护费的一种)。
  因此,电力交易公司卖电给用电单位的价格为:2.8+9.44=12.24Rps/kwh

  电力公司采购IPP发电的价格一般在12Rps/kwh以下。我这个案例里,业主最后和电力交易公司的议价是这样的:12Rps/KWH,第1-5年;8Rps/KWH,第6-15年;开放议价uncertain,第16-25年。

  这样算来,有REC制度下的项目IRR(不含风险评级)约为18%,远高出直接收FIT的项目。

  印度是私有化程度很高的一个国家,在这样的制度下,投资人可以根据自己的喜好和实际情况,选择是安稳地拿政府稳定的FIT还是“富贵险中求”去交易REC。这种灵活性使得印度的新能源电力交易充满活力。 
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