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 | 6055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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