俄罗斯电力批发市场运营商——ATC股份有限公司于2018年3月7日正式公布了2019——2023年可再生能源IPP项目招标公告。公告显示,俄罗斯电力批发市场未来4年不仅会有105个可再生能源IPP项目(总装机容量超过2935MW)陆续投入商运,在此基础上,电力批发市场还将通过招标选定2019——2023年总装机容量超过1250MW的可再生能源IPP项目投资人,具体如下: 

公告显示,本次招标仍适用电力批发市场的《可再生能源电站投资项目遴选规则》(文章下方附有word版招标公告和遴选规则下载链接),并分2阶段招标。第一阶段为2018年5月29日至2018年6月4日,在此阶段投标人应当提交符合要求的投标文件。经过预计商运日、每KW报价、国产化率等多项指标的综合评比,通过第一阶段筛选、进入短名单的投标人,可在2018年6月5日至2018年6月9日的第二阶段对投标文件进行澄清,且原则上仅允许对投标报价进行调减。

总体而言,俄罗斯是电力自给自足型国家,且从全国范围来看发电量较用电量稍有富余。但即便如此,出于环境压力、地区间发电能力和用电成本不均衡等因素考虑,俄罗斯政府还是为可再生能源IPP项目出台了多项优惠政策。

主要优惠政策

根据俄罗斯《电力法》,俄罗斯电力市场根据售电机制的不同分为电力批发市场和电力零售市场。电力批发市场由电力市场委员会等一批专门的电力交易机构、电力技术机构等负责运作,参加电力批发市场的发电人应当按照各类范本与电力市场委员会、电力批发市场交易系统管理股份公司、统一电网系统运行股份有限公司、联邦统一电网股份公司和财务结算中心股份公司共同签订电力批发市场交易系统入网协议(Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка),并自行或由上述机构代理在相应范本基础上签订购电协议及电力批发市场各类配套协议。在不违反法律强制性规定的前提下,电力零售市场的发电人则在购电人选择、购电协议条款和电价方面享有更大的自由协商空间。发电人加入电力批发市场还是电力零售市场,主要取决于装机容量,如下表所示:

总体而言,《电力法》为可再生能源IPP项目规定了三类优惠政策,分别是电网接入费补贴、更优惠的购电协议条件以及优先采购可再生能源发电以弥补网损。除电网接入费补贴同时适用于电力批发市场和电力零售市场外,其余两类优惠政策仅分别适用于电力批发市场或电力零售市场。

1. 电网接入费补贴 

对于符合下列条件的可再生能源项目,IPP项目公司可根据《电力法》以及俄罗斯政府2010年10月20日第850号《25MW以下可再生能源电站电网接入费财政补贴条例》(下称“《电网接入费补贴条例》”)规定获得政府发放的电网接入费补贴:

  • 项目经审查确认为可再生能源发电项目;
  • 项目的装机容量不超过25MW;
  • 2007年11月9日之后投入商运;
  • 项目公司无破产、清算等情形。

补贴的具体审核和发放事宜由俄罗斯联邦能源部下属的专门委员会负责。根据补贴计算标准,补贴金额不超过IPP项目公司应付电网接入费的70%,且最高不超过1.5千万卢布(按当前汇率计算约合165万人民币)。

需要注意的是,2017年7月29日修订生效后的《电网接入费补贴》规定,如果IPP项目公司的股东是在俄罗斯财政部发布的《离岸地区清单》 范围内的国家和地区注册的公司(“离岸公司”),或者IPP项目公司的股东虽然是俄罗斯企业但该企业50%以上股权由离岸公司持有,则IPP项目公司将不能享受电网接入费补贴。《离岸地区清单》中包括外国投资人向俄罗斯投资时经常选择的平台公司搭建地,比如英属维尔京群岛、开曼群岛、泽西岛、百慕大群岛、阿联酋等。因此,如果中国企业投资俄罗斯可再生能源IPP项目时有意获得电网接入费补贴,则在搭建投资结构时需要有意识地避免将投资平台注册在《离岸地区清单》 范围内的国家和地区。

电网接入费补贴政策对于小型可再生能源IPP项目而言,支持力度尤为凸显。有资料显示,装机容量为5MW左右的小水电项目,平均投资额为7亿 – 8亿卢布,而此时电网接入费补贴的金额可达1500万卢布,约占投资额的2%左右,一定程度上有利于提高项目的总体投资回报率。

2. 电力批发市场中可再生能源IPP项目购电协议条件更为优惠 

与电力批发市场上其他电源电站IPP项目相比,可再生能源电站IPP项目适用专门的购电协议文本,文本条款相对而言更亲项目公司,其主要优势包括:

  • 电价水平针对每一项目具体确定,电价公式中考虑了项目公司的投资金额、运营成本、税务负担以及合理的收益水平,有利于项目公司产生稳定的现金流;
  • 电价将定期根据税率、消费者物价指数和季节性电力指数等进行调整,一定程度上降低了项目收益水平受经济环境影响的风险。

可见,电力批发市场的可再生能源IPP项目购电协议一定程度上考虑到了项目的可融资性,且对于投资人收回投资成本并取得合理水平的收益有较强的保障。

3. 电力零售市场中电网运营商弥补网损时应当优先��买可再生能源IPP项目的发电,且电价涵盖投资和基本收益 

由于电力传输过程中存在损耗,电网运营商一般需要购买额外发电量以弥补电网损耗。《电力法》及俄罗斯政府2012年5月4日《电力零售市场运行及完全或部分限制用电条例》规定,电力零售市场的电网运营商弥补网损时应当优先向可再生能源发电公司采购。对此,俄罗斯各联邦主体的物价主管机关每年将根据俄罗斯联邦反垄断局规定的计算方法,参考项目的投资额、俄罗斯政府长期国债收益水平、可再生能源IPP项目投资收益水平、资本回收期等因素缺决定电网运营商采购可再生能源发电以弥补网损的电价。目前资本回收期按15年计算,15年届满后俄罗斯各联邦主体物价机关会重新核定弥补网损的电价,此时核定电价时将不再考虑投资额。

以上是《电力法》框架下关于可再生能源IPP项目存在的优惠政策。俄罗斯其他法律法规在诸如税务减免、会计准则等方面,还给予了可再生能源IPP项目其他优惠政策,进一步提高了可再生能源IPP项目对潜在投资人的吸引力。

可享受优惠的再生能源项目资格条件

为正式获得上述各项优惠政策,可再生能源IPP项目公司需向电力市场委员会对已投入运行的可再生能源IPP项目进行评审。

项目评审的要求和程序主要规定在俄罗斯政府2008年6月3日第426号《可再生能源电站评审条例》(下称“《项目评审条例》”)、俄罗斯政府2009年1月8日第1号《利用可再生能源提高能源利用效率国家政策导向——2024》(下称“《2024可再生能源规划》”)以及俄罗斯经济发展部2014年8月11日第1556号《可再生能源电站国产化率认定程序管理办法》(下称“《可再生能源电站国产化率管理办法》”)等法律法规中,由电力市场委员会负责具体组织。

总体而言应当符合如下主要条件:

  • 发电机组依靠可再生能源发电,或热电联产机组依靠可再生能源和其他燃料供热供电;
  • 项目已经并网发电;
  • 项目配有符合要求的发电计量仪器;
  • 如果发电机组除可再生能源外还依靠化石燃料发电,项目还应针对使用的每一种化石燃料,配备符合要求的燃料用量计量仪器;
  • 项目的国产化率水平(此标准仅适用于电力批发市场的可再生能源IPP项目)符合要求;
  • 项目已列入相应俄罗斯联邦主体的电力系统发展远景计划和纲要等。

收到可再生能源IPP项目公司的申请后,电力市场委员会将在45天之内对其进行项目评审。对于符合条件的项目,电力市场委员会将颁发可再生能源项目资格证并将该项目列入可再生能源项目清单。

对于国产化率,根据《项目评审条例》,可再生能源IPP项目的整体国产化率将通过电站建设所采用的主要设备及零部件、工程承包等部分中在俄罗斯本地进行采购的金额,进行加权平均予以计算。《项目评审条例》具体规定了上述主要设备及零部件、工程承包等指数各自对于国产化率的权重。

比如,《项目评审条例》规定风电站的主要设备及零部件零件、工程承包在计算国产化率时的权重如下:风机叶片占18%、发电机组占5-15%、工程勘察设计占7%,而安装工程也占7%。

根据《2024可再生能源规划》,未来7年投入运行的可再生能源IPP项目需要满足的国产化率要求如下:

据《可再生能源电站国产化率管理办法》,俄罗斯经济发展部将负责可再生能源电站国产化率评审。收到可再生能源IPP项目公司的申请后,经济发展部应当在30个工作日内对其进行国产化率评审。对于通过评审的可再生能源IPP项目,经济发展部将在10工作日之内正式通知电力批发市场委员会。

结语

俄罗斯政府此轮推动的再生能源1250MW的“小目标”市场空间不小,金杜工程、能源及项目团队近期也为中国企业投资的俄罗斯卡累利阿水电IPP项目提供法律服务,该项目是金砖国家银行在俄罗斯的首个贷款项目。我们将持续关注俄罗斯电力市场的最新动态并将有关信息进行分享。总体而言,在通用性的境外基础设施投资项目的风险评估考虑因素外,拟投资俄罗斯可再生能源的中国企业还需要注意如下因素:

  • 境外平台公司:除税收筹划、融资便利和投资争议连接点的考量因素外,搭建境外平台公司还需注意前述《离岸地区清单》的相关限制。
  • 选择适当的投资地区:俄罗斯全国范围内的电力系统基本能够自给自足,部分地区甚至供大于求,但仍有部分区域存在用电需求或用电成本较高,企业在评估项目可行性的时候需要重视当地投资环境和市场需求。
  • 国产化要求:如前述介绍,可再生能源IPP项目的部分优惠政策以项目满足当地持股比例、国产化率为前提,如不提前了解并相应准备,可能导致项目建成后无法按照计划取得优惠政策而支持、影响项目的整体收益水平。