什么是限电？

限电是指电网发出指令限制特定发电机组输出功率的现象。根据《印度电力法》和《可再生能源购电协议》，只有在维护电网稳定和系统安全的情况下，才允许限电。

限电量在各个月份或邦际之间并不一致（见下面的图1）。从电力行业的现状来看，由于技术原因，随着可再生能源在能源结构中所占比例的增长，限电情况或将增加。

图1各邦各月限电比例

为什么会对可再生能源进行限电?

图2 限电的风险性质正在由商业风险向技术风险转变

为什么降低限电风险很重要?

对开发商的好处

Ⅰ 降低资本成本；

Ⅱ 确保可再生能源电价的可持续性；

Ⅲ 电力系统风险的稳健再分配。

对整个系统的好处

Ⅰ 减少银行资产负债表上的搁浅资产；

Ⅱ 降低消费者关税；

Ⅲ 降低温室气体排放；

Ⅳ 有效利用已安装的可再生能源。

商业因素

与火电相比，单一部分电价结构和更高的旧合同可再生能源电价。

技术因素

可再生能源的间歇性以及相应基础设施配套的缺乏很难将更高比例的可再生能源并网。可再生能源的季节性和可用性进一步加剧了技术限电的风险。

限电的政治经济

●可再生能源开发商和投资者

限电会影响可再生能源行业对可再生能源开发商和投资者的吸引力。意外限电会对投资回报和项目可行性产生负面影响。这可能意味着，对于那些位于高限电风险地区的项目，政府将出台更严格的融资条款，从而削弱可再生能源相对于传统能源的竞争力。意料之外的持续限电也可能最终损害一些可再生能源项目的财务可行性，进而导致它们无法偿还贷款。

●配电设施

配电公司（DISCOMs）必须包销可再生能源，以履行其可再生能源购买义务（RPO）。然而，鉴于DISCOM糟糕的财政状况和固定的消费者关税，这些国家实体更愿意从最低关税中撤走电力。与较老装机容量相关的更高的可再生能源电价以及火力发电与可再生能源发电的差别电价结构，往往导致国家公用事业倾向于削减可再生能源发电，而不是火力发电。RPO可以通过购买大量供应的可再生能源证书来满足，无需像过去的一些购电协议那样对公用事业造成同样的财政负担。配电公司需要确保持续稳定的电力供应。然而，可再生能源是可变的，很难准确地预测、调度和管理。更为困难的是，在执行调度和调度条例（适用于其他电源）方面遇到了行业阻力。

●电网规划

国家输电公司（STUs）预计将保持与输电系统可用性有关的最低性能标准。在不符合最低性能标准的情况下，输电公司须赔偿受影响的电力买家（DISCOMs）系统特定元件的输电费用，在一定程度上，它已影响电力供应。然而，在这种情况下，没有对可再生能源开发者的补偿。

●电网运营商

邦负荷调度中心（SLDCs）控制一个邦内的电力调度。鉴于SLDCs、STUs和国有DISCOMs是邦政府控制下的实体，它们之间的利益在一定程度上是一致的。因此，SLDCs有动机为了国家的利益而采取行动，减少可再生能源装机存量，而不是火力发电。SLDCs也可以根据STUs的利益采取行动，以电网安全问题为由，掩盖它们不符合最低性能标准的问题。

中央政府和邦政府如何试图降低限电风险?

监管措施

一些邦正在考虑有关风能和太阳能发电的预测和调度规则，少数几个邦已经通知了最后的规则。其他措施包括增加平衡控制区和提高可再生能源潜力高的邦的偏差限制。

合同措施

在购电协议范本（PPAs）中，考虑了以最低购电保证条款为形式的合同条款。这些条款旨在在发电量减少的情况下保护开发商和投资者的利益。

技术措施

一系列技术干预措施正在考虑或实施的不同阶段，包括加强输电能力、灵活的火力发电和实用规模的储能。还正在努力增加与可再生能源有关的实时运行数据的可得性。

委员会对限电有何措施?

限电可能会对未来可再生能源的发展速度和可行性产生重大影响。为了系统性地解决可再生能源在能源结构中所占比例不断上升所带来的技术风险，有必要对电网进行重大升级。然而，这些都是投资和时间敏感的。虽然其中一些技术改进正在进行或计划中，但它们需要5到6年的时间。

ⅰ.重组可再生能源购电协议（PPAs），以平衡各方之间发生的与限电相关的风险。

ⅱ.电网集成保证（GIG），这是一种短期干预措施，可以承担限电的风险。

这两种解决方案都在下面的章节中进行了详细描述。

电网集成保证

电网集成担保（GIG）是一种创新的、具有市场变革性的工具，它可以降低电网的限电风险。

GIG建立在两大学科和技术—大数据技术和精算科学—的交叉上。GIG旨在支持可再生能源资产的深度去风险，使其适合机构投资者的风险回报要求。它提供的资金可以帮助发展中国家以可承受的条件获得缓解气候变化所需的5000亿美元资金的一部分。

之前是否有类似GIG的服务?没有。

为什么委员会认为这是可能的?

世界各地的电力系统都使用复杂的调度和通信系统。在电力系统运行时，每小时都会产生数百万兆字节的数据。我们相信，这些数据可以用来建模和计算保费，并提供一种能够准确定价并成功承保退保风险的工具。

GIG背后的基本原理

限电风险需要从开发商转移到电网运营商和电网规划者（如TRANSCOs和SLDCs），因为他们处于管理风险的最佳位置。

GIG解决了哪些空白？

ⅰ现行结构中的购电协议并未解决限电风险。除了印度最近的一些购电协议外，大多数印度购电协议都没有解决限电风险。即使是较新的购电协议也没有解决末端限电风险。GIG的目标是防止末端限电风险。

ⅱ限电是一个非常局部的现象。即使在较小的地理区域，限电的发生率也各不相同。针对限电等地方性问题，普遍的干预措施（如行政命令和监管干预）并不能给投资者带来多少安慰。GIG的目的是在变电站级别上提供防止限电的保护。

ⅲ在印度，限电风险模式在数量和性质上都在改变。与之前的可再生能源存量相比，较新的产能虽然面临着相对较低的商业限电风险，但未来将面临非常高的技术限电风险。GIG涵盖了所有形式的限电带来的收益风险。

它是如何运作的?

管理

该工具的管理将取决于提供实体。如果工具由政府提供（部分利用公共资金和评级），则可以由邦政府（针对邦电网）或联邦政府（针对ISTS网络）来决定。政府可以在一系列选项中进行选择，从一边基于保险的模型到另一边基于信任的模型。随着保险市场规模的扩大（政府为被保险人支付全部或部分保费），政府倾向于采用一种基于信任的模式，以优化成本，避免运营利润率。在GIG的情况下，政府可能会选择一种基于信托和保险的混合模式。

范围

GIG只针对计划能源进行缩减，不包括其他风险，如资源风险、性能风险和质量风险。（见图3）。

图3 GIG只覆盖与限电单元相关的限电风险和处罚

资本化

一个资本充足的保险实体由于其较高的评级，预计会吸引更多的可保利益。作为一种市场反射性担保，担保人将通过以下方式进行资本化:

开发商保费

国内公共资金，如印度联邦政府和邦政府代表国家和邦电网规划者和运营商

国际公共资金来源，如绿色气候基金、发展援助资金等。

保费

较高的保险费率反映了更高的限电风险。由于电网调度数据仅适用于古吉拉特邦，因此计算了古吉拉特邦GIG用例的费率。太阳能技术的溢价没有计算，因为目前对太阳能的限电是有限的。风电行业的溢价率分为四类——Amreli、Anjar、Junagadh和其他（见表1）。其他类别包括所有种类，但列出单独保费率的三种除外。需要注意的一点是，这些价值只是指示性的，不应被视为提供可销售工具所需的技术定价的替代。

乐观和悲观两种情况是不同技术计算的削减概率范围的极端。由于数据匮乏带来的挑战，范围相当大。通过改进数据，概率计算的精度将显著提高。

表1:风力发电机不同周期的保险费率范围

理赔

GIG的支付频率与利息支付周期（季度）挂钩，以平滑和保护可再生能源投资者和开发商的现金流。这一工具解决了这样一种情况，即在一年内的最初几个月里，较高的限电导致保险设施的赔付，随后的几个月里又出现了过多的上网电量。GIG的结构是每季度进行一次调节，以管理营运资金问题。（示例计算见表2）。

表2 一个示例案例，显示了支付和季度调节的计算

由于多样化，投资组合的溢价较低

在某些特定月份限电量可能很高的邦，可以通过减少其他邦的限电量来实现互惠互利。与只在少数几个邦有项目的开发商相比，在多个邦/国家有项目的可再生能源开发商/投资者可以享受更低的投资组合溢价。但是，对于项目集中在一个循环/状态的小型开发商，该工具提供了去风险服务，尽管价格更高（见表3）。

表3 在有风险的地区，降低可再生能源投资组合的风险比降低独立项目的风险要便宜

GIG的附加好处

告知可持续可再生能源产能的增加速度——GIG的风险溢价将进一步告知决策者可再生能源产能增加的可行速度。较高的风险溢价将表明，在寻求保险的地区，输电和调度能力相对较弱。

计算高频率、本地和基于市场的并网成本—更高的保费将向政府发出信号，表明电网某些部分的拥堵/倒退正在加剧。由于风险溢价是局部的、基于市场的和动态计算的，因此这种对电网集成成本的估计要优于目前任何自上而下或自下而上的对电网集成成本的估计。

GIG可以在市场上部署吗?

而网格集成保证需要进一步开发之前就可以提供给市场,这个报告应该被用来评估的演出和效用的概念用例和框架进一步消除可再生能源保障的投资者和开发商,不仅在印度,在全球范围内。

虽然并网担保需要进一步发展，才能在市场上提供，但本报告应用于评估GIG的理念以及担保用例和框架在进一步降低可再生能源投资者和开发商风险方面的效用，不仅在印度，而且在全球范围内有益。

下一步

评估可再生能源开发商和投资者的利益

与重要利益相关者（如TRANSCOs/SLDCs）进行协商

ⅲ建立未来电网模型而不是基于旧数据进行预测

与其他邦合作，以便它们能够提供电网调度数据

重新考虑购电协议以降低限电风险

合同将如何帮助缓解限电风险？

通过将风险分配给最有能力控制和管理风险的一方（就风险的可能发生及其影响而言），合同可以被用作风险缓解工具。如果在签署协议时未能按照预期管理风险，则应向受影响方赔偿。这为缔约方提供了更多的确定性。

谁能控制限电风险?

尽管有四方要为限电风险负责，但规定了可再生能源项目供电和分输条款的购电协议是在可再生能源发电公司和DISCOMs之间签订的。

现在有一种新的需要，即在未能履行其义务的情况下，由负荷调度中心和输电公司对限电的发生负责。

到目前为止，合同结构是如何演变来专门处理限电风险的?

2017年，电力部出台了《太阳能和风能项目基于电价的竞标指南》。该指南包含了在电网不可用和电网限电超过每年不可用/限电规定量50%时补偿的具体规定。但是，这不包括出于电网安全和安保考虑而削减电力的情况。

这些较新的条款未能充分解决风险，因为：

补偿费为50%，这仍然会导致相当大的风险，并导致相关附加税的相应提高。

由于电网安全问题而进行的技术限电，由于这一豁免，仍在很大程度上存在。

此外，在REWA项目购电协议中，如果可再生能源发电面临每年超过175小时的限电或电网不可用的问题，则承诺以关税价格进行补偿，不免除电网安全方面的顾虑。然而，这项规定所适用的电力保障量，不足项目产能利用率的70%。因此，有一个折衷方案。

有没有一种更稳健的方式来构建合同，以有效地应对限电的风险?

在一开始就建立一个有保障的发电量是至关重要的。必须确定一个合适的功率量值，即可再生能源发电机保证供应的最小功率量值，等于连接点保证输出的最大功率量值。

必须对构成限电风险的内容进行全面定义，并在购电协议中说明该风险的估计发生量（全面包括所有形式的削减），以使其更具可预测性。

对于任何类型的限电（以每年小时数计），需要提供超出购电协议中规定的限额的全额补偿（在关税金额范围内）。

使有关各方承担责任:

a.可再生能源必须保证在规定的频率范围内供电

b.承购商必须完全控制调度需求

c.有关的负荷调度中心必须确保，在发电公司和承购商遵守其承诺的前提下，电网能够容纳所有计划发电的可再生能源（《购电协议》中规定的预计发生的限电作为缓冲除外）。

d.输电公司必须确保电网的可用性超过购电协议中规定的不可用性水平。

需要采取哪些额外步骤来实施这一合同结构？

通过增加与可再生能源有关的实时运行数据，确保运行的透明度

断开SLDC、传输实用程序和DISCOM之间的功能链接，以确保高效的性能

实施更好的预测技术，提高最低保障供应量

强大的电网基础设施，以适应可再生能源的变化