來源:CSPPLAZA光熱發電網 | 0評論 | 6987查看 | 2012-10-26 22:40:00
CSPPLAZA光熱發電網訊:尼赫魯國家太陽能計劃提出了捆綁銷售的概念,政府(通過國有電力貿易公司NVVN)從開發商購買昂貴的太陽能電力,然后與聯邦政府所屬電站NTPC生產的尚未分配的廉價火力電捆綁銷售,其中聯邦政府所屬電站NTPC的成本平均為每千瓦時4.95盧比(每千瓦時0.10美元)左右。
為了減少因國家電力委員會(SEBS)財政薄弱而可能引出的購電協議(PPA)付款違約風險,為確保NSM第1階段的項目的實施,聯邦政府批準了價值48.6億(1.22億美元)的支付保障計劃。新能源和可再生能源部(MNRE)負責該計劃的實施,這筆基金將通過太陽能付款安全帳戶(SPSA)支付給國有電力貿易公司NVVN。
為了進一步鼓勵可再生能源,聯邦政府還通過中央電力監管委員會(CERC)對一般可再生能源和太陽能發電項目引入了RPOS制度。太陽能的RPOS責任是指承擔義務的實體,如輸電持牌公司、電力接口企業和適合的電力消費者(做1MW及以上項目時)的總可用電力中太陽能所占百分比的最低數額。目前的額度規定是國有公用電力需求總量0.25%要為太陽能發電,每個州的規定不盡相同。
風險防范
在印度,政府允許項目公司和最終購電方直接簽署PPA,也允許項目公司通過電力交易公司(power trade company)來完成售電。印度目前有七家一級電力交易公司(渠道合作伙伴),均為國家新能源署的合作伙伴,雖然電力交易公司均為私營公司,但都是印度較大的上市集團下屬子公司,資金實力強,信用度高。而有關電力交易公司的利潤,印度政府則通過法規明確規定了電力交易公司非REC類型項目的盈利上限(每度電收益不得超過4厘盧比)。
印度政府的這一舉措,從法律層面避免電力交易過程中過高的利潤流失,保護了IPP(獨立電站)投資人的盈利, 有效地抑制中間環節成本,從而避免了終端電力售價過高。
另一方面,通過電力交易公司進行售電,項目公司(即IPP投資人)不直接從購電方收取賣電收益,而購電方違約的風險,則轉加到了電力交易商身上。這樣一來,IPP投資人的風險也大大減小。
靈活的電力交易制度
因為印度是聯邦制,各個邦政府有權制定出適合自己邦情的交易制度。自從印度出臺REC(可再生能源證書)制度后,印度的投資人就又有了新的交易模型。REC全稱Renewable Energy Certification,是一種適用于可再生能源所發電的特殊交易補償制度。這種特殊制度的表現形式可以是商品電的形式或者證書形式。
印度電力部門對REC的規定是這樣的:假設用電單位(off-taker)的負載超過5MW,那么其中8%的用電量必須是“綠電”。這部分電力,用電單位可以自己裝等容量發電量的光伏電站,也可以直接購買交易市場的“綠電”。2012年7月份,印度調整REC用電單位的門檻,從用電負載5MW以上降為1MW以上,這樣,更多的用電單位被強迫使用新能源發電。這也為REC的銷售打開市場。
印度的REC計算方法:1MWH為一個REC,政府規定的指導價為9440-13440盧比,約合9.44-13.44盧比/KWH,折合美金0.172-0.244美元/KWH。
以一個實際的印度光伏項目為例,IPP投資人規劃50MW的光伏電站,地點古吉拉特。投資人有兩種選擇:1)以7盧比/kwh的FIT價格賣給電力公司,25年收益,項目IRR(不含國家信用風險)約為12%;2)通過電力交易公司,將“綠電”賣給用電單位,來幫用電單位履行REC義務。收益分為REC(off-taker支付) + Net Open Access(電力交易商支付),分解如下:
REC:9.44-13.44Rps/kwh;
Open Access: 4.5Rps - -1.7Rps=2.8Rps(其中1.7盧比是電力公司收取的各種loss的費用,維護費的一種)。
因此,電力交易公司賣電給用電單位的價格為:2.8+9.44=12.24Rps/kwh
電力公司采購IPP發電的價格一般在12Rps/kwh以下。我這個案例里,業主最后和電力交易公司的議價是這樣的:12Rps/KWH,第1-5年;8Rps/KWH,第6-15年;開放議價uncertain,第16-25年。
這樣算來,有REC制度下的項目IRR(不含風險評級)約為18%,遠高出直接收FIT的項目。
印度是私有化程度很高的一個國家,在這樣的制度下,投資人可以根據自己的喜好和實際情況,選擇是安穩地拿政府穩定的FIT還是“富貴險中求”去交易REC。這種靈活性使得印度的新能源電力交易充滿活力。