公共部門在調動并網太陽能項目商業融資中的作用——印度案例研究（上）印度是世界第二大人口大國和第四大經濟體。在過去十年中，印度的經濟增長一直很強勁，盡管近年來有所放緩（2015年GDP年均增長率為8.2％，2017年為6.6％）。印度的服務業

公共部門在調動并網太陽能項目商業融資中的作用——印度案例研究（上）

印度是世界第二大人口大國和第四大經濟體。在過去十年中，印度的經濟增長一直很強勁，盡管近年來有所放緩（2015年GDP年均增長率為8.2％，2017年為6.6％）。印度的服務業貢獻了近三分之二的GDP，證明了該國利用新技術和發展先進技術的能力。印度經濟和社會發展仍然面臨著農村貧困和受教育機會不均等的挑戰，盡管政府越來越重視這些問題的解決。表3.1列出了印度的部分社會經濟指標。

印度電力部門基本情況

電力裝機容量和耗電量

截至2018年底，印度的總裝機容量約為346吉瓦（圖3.1）。 混合動力以煤炭為主，占裝機容量的近60％。

source:CEA2018

圖3.1 印度的電力組成

用于發電的煤炭主要由本地資源提供；進口約占燃煤電廠消耗的五分之一。其他能源有天然氣，核能和柴油。可再生能源（包括大型水電）占裝機容量的三分之一。太陽能裝機容量為24吉瓦，占發電量的6.9％，并且正在迅速增長（CEA 2018）。經濟增長、快速的城市化、不斷提高的生活水平以及電力供應的顯著增長是印度電力需求的主要驅動力，其在2000年至2015年間每年的增長率為7％（圖3.2）。盡管總裝機容量已超過高峰需求，并且該國正在努力擴大發電能力，但某些地區仍反復出現電力短缺的情況。供應方持續受到限制的主要原因是煤炭供應短缺、高度的輸配電損失、區域互聯互通以及公用事業公司財務狀況不佳。一些配電公司承受著巨大的財務壓力，無法滿足需求（NITI 2015）。

圖3.2 2010年--2016年印度的用電量

組織架構和主要利益相關者

根據印度憲法，中央政府和邦政府對電力部門進行監督，但是中央政府在邦一級對能源政策的影響有限。因此各邦的行業發展和可再生能源的滲透水平差異很大。在過去的15年中，印度對電力行業進行了深刻的改革，其中包括對國有公用事業進行拆分以及增加私營部門的參與度，因此幾家私有的發電和配電公用事業陸續創建（圖3.3）。印度約有45％的發電能力掌握在私人手中，而對公共發電能力的控制則分散在大型公共企業中，并由中央和邦政府監督。

圖3.3 印度電力部門的組織架構

電力部負責監管該部門，并對制定廣泛的政策目標負有最終責任。新能源與可再生能源部（MNRE）成立于1992年，負責制定可再生能源政策。中央電力監管委員會（CERC）于1998年成立，是一個法定機構。它在國家一級執行電力部門法規，而國家電力監管委員會（SERC）在邦一級執行電力法規。 SERC為電力銷售設定了關稅，并有權在各邦內推廣可再生能源。

中央政府于2011年推出了印度太陽能公司（SECI），以幫助新能源和可再生能源部（MNRE）實施多項重要的可再生能源計劃（該公司的任務范圍隨后擴大到涵蓋所有可再生能源）。

印度可再生能源發展署有限公司（IREDA）是為可再生能源和能源效率項目提供便利融資的主要參與者。其任務包括基于發電的激勵計劃的管理，該計劃為項目提供每千瓦時高于承購人支付的購電協議（PPA）價格的額外費用，以增強承購人的信譽度。

關鍵能源政策目標

自2010年發起“賈瓦哈拉爾·尼赫魯國家太陽能計劃”以來，印度已為太陽能項目投入了大量精力和資金。到2022年將20 GW太陽能的最初目標在2015年7月提高到100 GW，部分原因是市場發展受到鼓舞和價格下跌。這些目標與印度的國家自主貢獻（NDC）一致，該目標要求印度將其GDP的碳排放強度與2005年的水平相比降低33-35％，并使可再生能源到2030年占其能源構成的40％。該目標的實現以綠色氣候基金（GCF）等來源的技術和低成本國際融資為條件。2017年發布的《新國家能源政策草案》設定了四個目標來：以可承受的價格獲得能源，能源安全與獨立，可持續性和經濟增長。該政策的目標是到2022年實現全民用電，但同時承認，至少在短期內，窮人依舊需要財政支持。能源安全是推動煤炭進口以外的多元化動力。可持續發展目標與能源安全息息相關，因為政府將太陽能的部署視為緩解氣候變化、增加國內電力生產和創造就業機會的一種方式。僅在2016年，與太陽能和風能相關的全職當量職位數量就增加了約70,000個。價格合理且增加的電力供應有望幫助經濟以更快的速度增長（NITI 2017）。

印度的太陽能市場

印度在全球太陽能發展中的地位

印度的太陽能市場從2010年初開始發展，當時印度總理曼莫漢·辛格（Manmohan Singh）發起了“國家太陽能計劃”（圖3.4）。”國家太陽能計劃“規劃了廣泛的協調行動，以促進全國太陽能技術的部署。截至2013年底，印度的光伏裝機容量已達到1.3吉瓦（IRENA 2017）。印度的光伏市場持續快速增長，2015年達到5吉瓦，2017年達到18吉瓦，2018年11月就已達到約24吉瓦（CEA 2018）。CSP的發展則沒有那么快， 2017年的總裝機容量僅為230兆瓦，與2014年持平（2014年，就電力平均成本而言，太陽能光伏開始比聚光太陽能熱發電更具經濟意義）。

圖3.4 印度的太陽能光伏和集中式太陽能發展階段

印度最初開始部署并網太陽能時，技術成本已經開始在全球范圍內降低。但是太陽能發電仍然比煤炭和水力發電昂貴得多，而該國的大部分發電都依靠煤炭和水力。“國家太陽能計劃”相關文件指出，太陽能成本遠遠高于煤炭，并且直到2030年才可能實現電網平價。2010年，印度公用事業規模太陽能的光伏價格約為0.27美元/千瓦時。但是，印度政府對迅速擴大規模并利用其巨大的太陽能潛力充滿信心，并珍視太陽能的環境效益及其在幫助印度發展和確保自己的電力生產中的作用。印度還對煤炭的供應量和煤炭價格上漲的影響感到擔憂。最后，“國家太陽能計劃”還力求幫助農村社區從離網太陽能系統中受益，使q免受化石燃料價格波動的影響（MNRE 2010）。

影響太陽能市場發展的特定國家因素

市場規模和潛力

印度是僅次于中國和美國的世界第三大電力生產國。假設有3％的荒地可供開發，該國的太陽能潛力估計為750 GW（MNRE，2017年）。

市場結構與競爭

直到2003年，印度的電力行業一直以每個州的垂直公用事業為特色。電力市場的自由化為眾多太陽能采購渠道鋪平了道路。邦一級制定的政策是主要驅動力，在此類政策的指導下，印度在2017年6月30日之前投入使用了8,220兆瓦電力（表3.2）。 但是，并非所有邦都有能力或愿意發展太陽能。實際上，自成立以來，29個邦中有10個邦擁有印度96％的太陽能發電能力（Mercom India 2018）。

當地金融市場

標準普爾（2017年11月）將印度的外幣和本幣長期債務評級為BBB，前景穩定。這表明該國的債務為投資者提供了充分的保護，盡管國家的信譽可能受到不利經濟因素的不利影響。本地銀行業務對印度的經濟增長至關重要。在2016/17財年，印度銀行的資產負債表上的貸款和墊款為81.1萬億印度盧比（1.13萬億美元），另外還有36.5萬億印度盧比（5080億美元）的投資。工業部門獲得的銀行信貸份額最大（26.8萬億印度盧比[3730億美元]），其次是服務部門（18萬億印度盧比[2510億美元]），個人貸款（16.2萬億印度盧比[2254億美元]）和農業（9.9萬億印度盧比[1378億美元]）（印度儲備銀行，2017年）。到2022年實現中央政府100 GW太陽能目標的投資需求估計為830億美元（其中公用事業和屋頂光伏占一半以上）（BNEF 2017）。考慮到印度金融市場的深度，在當地動員這一水平的投資具有可能性，但需要資本提供者之間的重大協調。

并網太陽能市場的演變

印度經濟的自由化始于1990年代初。 隨之而來的是鼓勵私人參與電力部門的嘗試。1991年，由于認識到現有的壟斷性公有制模式效率極低，因此政府允許私人投資參與發電和配電項目（Ahn and Graczyk 2012）。 但是，直到上世紀末為止，進展依然甚微。 中央政府一級于1998年制定《綜合能源政策》，呼吁進行更深層次的改革，以推動私人參與。其中指出，促進和發展可再生能源是提高印度的能源獨立性的一種方式。

直到2003年《電力法》的出臺，電力市場的各個層次才開始分離。法案通過后，最顯著的發展是國有公用事業的分離，不經許可的能源生產，對傳輸網絡的非歧視性接入以及對消費者的直接銷售。

2008，印度邁出了大規模部署太陽能的第一步。當時政府發布了《國家氣候變化行動計劃》，并將太陽能確定為主要資源。對能源安全，氣候變化和能源獲取的擔憂促進了“國家太陽能計劃”在2010年的啟動。該任務計劃了一系列協調行動，以促進全國太陽能技術的部署，包括太陽能采暖，并網離網，光伏，聚光太陽能熱發電（CSP），地面安裝和屋頂發電。

“國家太陽能計劃”非常重視能源的產生，教育，研究，技術開發和太陽能組件的國內制造。其舉措包括政府直接購買太陽能或支付高于約定電費的額外費用，以減輕承購人的經濟負擔（稱為基于發電的激勵措施）（Dilip Nigam，2016年）。

在印度太陽能總裝機容量不足50兆瓦的時候，“國家太陽能計劃”設定了并網太陽能部署在有限時間內的目標：到2013年達到1吉瓦，到2017年達到4吉瓦，到2022年達到20吉瓦。最初，”計劃“并沒有表示出對太陽能光伏或聚光太陽能熱發電的偏向性，因為任何一種技術都可以實現這些目標。

到2013年3月，太陽能采購總量達到1,441 MW，超過了第一階段1,000 MW的目標。通過基于價格的競爭性采購流程（稱為“國家太陽能計劃”第I批和第II批），采購了約30％（或422 MW）的已安裝容量。其他項目也受益于古吉拉特邦的強制購買電價或基于發電量的激勵機制。

造成延誤的主要原因是難以保證融資，缺乏可靠的地面測量輻照數據以及繁瑣的許可程序。土地征用和接入電網被認為是影響太陽能光伏或聚光太陽能熱發電項目的瓶頸。對外國融資的高度依賴以及印度銀行的參與度低引起了人們的擔憂，融資不足會阻止國家太陽能任務下一階段的并網太陽能規模迅速擴大。

由于第一階段取得了成功，光伏組件價格急劇下降以及印度希望能夠繼續擔任全球領導者，中央政府于2015年6月宣布了修訂的目標，即到2022年將并網太陽能增加到100 GW MW，比2010年設定的2022年的最初目標20 GW高出了5倍。新的目標是將60 GW的地面、中型至大型電廠連接到輸電電網，將40 GW的屋頂和分布式太陽能連接到配電網。2010-13年期間建立的機制得以繼續，并引入了新的計劃。這些支持機制包括利用生存力缺口資金向生產者提供資本補貼以達到預定的關稅，以及各州保護土地和輸電基礎設施并將其出租給開發商的太陽能公園。該太陽能公園計劃的目標總容量為40吉瓦（是最初的20吉瓦的兩倍），財政支持為12億美元。截至2018年6月，政府已在22個州批準了45個太陽能公園，計劃總容量為26吉瓦（MNRE 2018b）。大多數項目處于計劃或準備階段。六個太陽能公園已全部（部分或全部）投入使用，增加了超過2.4吉瓦的裝機容量。最近關于市場狀況的報告令人鼓舞。印度在2017/18財年增加了9.1吉瓦的新公用事業太陽能發電量，相當于包括屋頂和離網太陽能在內的10.4吉瓦，比2016/17財年增加了72％。建議的保護本地行業的保障義務可能會減慢項目的完成速度，并給開發商和金融家帶來不確定性（Chandrasekaran 2018）。

商業金融的流動性

自“國家太陽能計劃”啟動以來，絕大多數投資已通過數百筆交易投向了太陽能光伏領域，但是沒有全面匯總所籌集的商業投資總額。據世界銀行的“基礎設施項目私人參與”數據庫記錄，2010年至2018年期間太陽能項目獲得的綠地投資為60億美元（圖3.6）。

股權投資主要由國有公司提供，例如Acme，ReNew，Azure Power和Adani。部分項目由國際投資者和開發商牽頭，包括AES和EDF Energies Nouvelles和Actis，但其數量仍然占少數。總部位于美國的SunEdison是印度光伏市場上最活躍的國際企業之一，但在2016年申請了破產（印度Greenko收購了其在印度的資產）。在“國家太陽能計劃”的第一階段，即2010-13年度，商業銀行的投資不到初始投資的25％。此后，當地銀行在太陽能市場變得更加活躍，提供了大約一半的商業貸款。確實，第一批項目的成功降低了人們對技術風險的感知，配電公司的信譽度得到了改善，促使商業銀行支持獨立發電商（IPP）。

圖3.6 2010年至2018年期間印度在綠地太陽能項目上的投資

印度的非銀行金融機構（包括基礎設施債務基金和投資公司）提供了總貸款的四分之一。最活躍的公司是印度電力貿易公司的子公司PTC 印度金融服務公司（PFS），以及致力于基礎設施開發的公共金融機構基礎設施開發財務公司（IDFC）。

公共部門在調動并網太陽能項目商業融資中的作用——印度案例研究（下）

公共部門干預的有效性

印度的市場是由中央政府和邦政府共同發展的，中央政府和邦政府推出了一些政策和支持機制來促進太陽能光伏的發展。

法律，政策和法規框架

2003年《電力法》的頒布是印度電力部門邁向自由化的第一步，該法案首次提出了詳細的計劃，對電力部門各個層面深入的拆分。除將國有綜合公用事業拆分之外，該法案的以下規定還對商業性并網太陽能項目的開發產生了影響：

? 電力生產被列為無需許可的活動，大大簡化了許可程序。

? 授予所有電力生產商無歧視的開放式輸電渠道。

? 可以將電力直接銷售給配電公司或合格的客戶。

? 配電公司必須通過競爭程序來滿足其所有未來電力需求。

? 引入了可再生能源電力優惠電價的基本要素，以及未來強制性可再生能源采購義務的框架。

2003年推出的《電力法》要求制定一項國家電力政策，其在2005年發布。這項政策清楚地闡明了獨立發電商（IPP）在部署可再生能源和增加非常規能源在電力結構中所占總體份額方面的作用。自1980年代后期以來，風能一直受益于各種廣泛的支持措施（包括加速資本投資的貶值、免稅、上網電價、強制性購買風能以及公眾對研究與開發以及試點項目的支持），因此是當時的發展重點。這些支持措施后來為“國家太陽能計劃”（Barroso and Khanna 2014）下太陽能市場干預提供了模型。

印度的監管框架是一個復雜的難題。電力行業規管委員會（CERC）在國家一級做出決定，然后由國家電力監督管理委員會（SERC）在邦一級執行。從監管和體制的角度來看，實施某些支持計劃的過程是非常復雜的。例如，太陽能可再生能源采購義務和2010-11年啟動的可再生能源信用交易機制使國家電力監督管理委員會能夠設定最低水平的可再生能源供應。如果承購人由于供應不足而無法滿足這些要求（例如，太陽能潛力較低的邦），那么配電公司和直接購買者可以購買可再生能源證書，以彌合其購買與義務之間的差距。可再生能源信用包含避免的溫室氣體排放量，將在專門的市場上出售。印度各地的成功經驗各不相同。截至2013/14財年，有五個邦達到了其可再生能源采購義務的目標（印度主計審計長公署，2015）。到2017年底，只有六個邦做到了這一點（印度綠色和平，2018）。2018年5月，新能源和可再生能源部（MNRE）為協調目的創建了一個可再生能源采購義務合規組織（MNRE 2018a）。

財政環境的演變，例如最近適用于太陽能設備的一般銷售稅制度的變化，是不確定性的根源。2018年7月，印度政府提議對從中國和馬來西亞進口的太陽能組件征收為期兩年的保護稅（第一年為25％，接下來六個月為20％，最后六個月為15％）。據相關建議稱，這些措施是當地產業的一種方式，但較高的關稅很可能會給開發人員帶來挫敗感，并延緩太陽能部署的進程（Upadhyay，2018年）。

規劃，技術和運營能力

發電計劃

“國家太陽能計劃”和隨后的目標修訂確定了可再生能源（尤其是并網太陽能）的國家發電優先級。官方政策文件確定了擴大發電能力的短期和長期目標。由于大多數太陽能裝機量是通過競爭性招標獲得的，因此在即將到來的招標過程中，透明度至關重要。經過一段時間的摸索之后，2016年和2017年推出了一系列穩定的招標公告。新能源與可再生能源部預計將在2018-19財年招標提供30 GW的地面太陽能公園裝機量，并在2019-20財年再招標提供30 GW（Prateek 2017）。

電網集成，訪問和電力疏散

2003年的《電力法》保證了非歧視性地接入電網。然而，實際上，電網連接一直是太陽能項目經常遇到的挑戰。從“國家太陽能計劃”實施開始，輸電線路的及時可用性就一直令人擔心，結果太陽能項目的投產出現了延誤。在因（棄光造成的）功率縮減而導致收入損失的情況下，當前的PPA模型不向IPP提供補償。

土地供應

在某些邦，土地可用性成為了主要瓶頸。轉換土地用途的名稱非常耗時，而且據開發商稱，該過程需要大量不同級別的當局的許可。中央邦（Madhya Pradesh）和古吉拉特邦（Gujarat）等一些邦在土地征用方面比其他邦更具優勢。設計太陽能公園的概念某種程度上是為了解決此問題，且已經取得了成功。然而，由于與當地農民組織的沖突很普遍，土地仍然可能成為公園發展的障礙。

基礎設施投資

太陽能公園計劃改善了電網連通性。公共實體從公民那里租賃土地，并將場地用于太陽能光伏發電（建立內部疏散計劃，變電站，布局道路和水路），然后將大塊土地拍賣給開發商，開發商同意支付前期費用，運營和維護費用，土地租賃租金和開發費。印度各地使用太陽能公園大大降低了征地和接入輸電電網的過程（Box 3.1）。

Box3.1雷瓦太陽能公園-推動創新以擴大印度太陽能公園的開發規模

Rewa Ultra Mega Solar（RUMS或雷瓦太陽能公園）是一個750 MW的太陽能公園，占地約1550公頃，位于印度中央邦（Madhya Pradesh）的雷瓦（Rewa）。它由Rewa Ultra Mega Solar Park Ltd（RUMSL）開發，該公司是中央邦Urja Vikash Nigam Limited與印度太陽能公司成立的合資企業。 2017年，印度中央邦政府宣布了招標過程的結果，選擇了私人投資者開發（3×250 MW）太陽能發電廠。該項目在第一年被授予三家太陽能發電公司，電價分別為2.979盧比，2.970盧比和2.974盧比。與當時的大型項目不同，這些電價是在沒有向開發商提供任何可行性缺口資金的情況下獲得的，其中也包括歷史最低的每千瓦時2.97印度盧比（約合0.44美元）。

降低支付風險。交易一攬子交易包括與德里鐵路公司（DMRC）的電力購買協議，以及與中央邦的配電公司中央邦電力管理有限公司（MPPMCL）簽訂的另一項購買協議。盡管DMRC是投資級評級的公用事業公司，但MPPMCL的信譽仍然令太陽能開發商感到擔心。購電協議交易對手風險通過三層支付機制得以緩解。首先，MPPMCL提供了一個信用證，涵蓋了一個月的付款額。其次，由RUMSL管理的付款安全基金確保了另外三個月的付款。最后，中央邦政府保證不得已的情況下會為MPPMCL的違約付款。

土地和電力轉移。 RUMSL確定了項目地點，進行了開發太陽能所需的太陽能所需的前期工作，并獲得了必要的許可和許可（電網互連的通行權，長期電網接入等）。內部轉移基礎設施（220/33 kV變電站）的建設由中央邦電力傳輸有限公司進行監督。所有其他便利設施，如道路、街道照明、電纜橋架支撐結構和排水系統，均由開發商負責。 與該國大多數太陽能公園相比，該項目將重點集中在最需要公共支持的區域，使得RUMSL可以降低向開發商的租賃費用。所有合同工程均被上傳到可供資格預審的投標人使用的數據室中。項目還會定期上傳有關開發和電力轉移工作的照片，以使投標人在準備財務和技術報價時能夠確定當地的進度。拍賣當天大約有97％的土地可供使用。

其他形式的政府支持。電力部授予了該項目區域發電站的資格，因此邦與邦之間的電力輸送不會產生任何費用和損失。因此，電力能夠以與進入雷瓦時相同的速度到達德里鐵路直至德里外圍。印度的中央輸電公司印度電網公司在雷瓦項目地址建造了一個220/400 KV變電站，使得該邦和該項目完全免除了成本。

通過太陽能公園計劃下新能源和可再生能源部的贈款，以及世界銀行和清潔技術基金（CTF）的貸款，內部疏散基礎設施的成本得到了削減。CTF還提供了一筆贈款，以加強機構能力建設。 RUMS是該國第一個使用CTF優惠融資和贈款的太陽能公園。國際金融公司（IFC）擔任RUMSL的交易顧問，提供專家意見以構建項目，準備可融資項目協議，通過廣泛的磋商和談判管理利益相關方，并提供全面的分析和實施支持。眾所周知，該項目是印度太陽能產業的轉折點，使政府能夠將重點從可行性缺口資金轉移到采用基于市場的大規模太陽能投資融資。

改編自BusinessLine 2018，EnergyNext 2017和World Bank 2017

在未來幾年，可變可再生能源的比例預計將顯著增長，因此人們認識到需要提高輸電電網運營商的能力，并在聯邦和邦一級修改電網法規，同時加強州際互聯互通以避免擁堵（NITI 2017）。鑒于該國的發展速度，必然會出現擁堵問題。

為幫助傳輸網絡跟上發電量，人們提出了兩種潛在的解決方案。首先是屋頂太陽能。 2022年的太陽能目標包括40 GW的屋頂和連接到配電網的分布式太陽能，而該目標在2015年僅為250MW。小規模的分布式太陽能可以加強薄弱的城市電網，并有助于減少配電線路的電力損耗。隨著人們對高壓電網擁堵的擔憂日益增加，將全球目標的40％（100 GW）分配給配電網可能會延遲對輸電基礎設施進行加固的昂貴需求。第二個方案是印度的綠色環保能源走廊計劃，該計劃旨在通過將可再生能源豐富的地區連接到西部和南部電網來消除瓶頸。亞洲開發銀行支持了該計劃下的三個項目，但僅有部分邦已經開始實施輸電計劃。為了緩解電網擁堵和瓶頸，政府也在考慮存儲。在世界銀行資助的項目下，印度太陽能公司（SECI）將結合混合電站中的可再生能源以及獨立電網資產試行電池儲能電站。

直接和間接融資

上網電價補貼計劃一直是印度推動太陽能快速部署的核心。 通過“國家太陽能計劃”、捆綁銷售、基于發電的獎勵措施和可行性缺口資金，太陽能的發展得到了促進。捆綁銷售通過補貼固定關稅采購來提供間接公共融資。基于發電的激勵措施通過向獨立發電商（IPP）提供高于既定固定電費的額外費用，直接向開發商提供資金。

根據各種可行性缺口供資計劃采購的獨立發電商項目得益于資本投資補貼形式的直接公共支持。印度太陽能公司（SECI）采購的7750兆瓦光伏項目已獲得總計12億美元的批準（根據新能源和可再生能源部批準的可行性缺口供資計劃，采購了第二階段的第一，第三和第四批）。

根據可行性缺口供資計劃，獨立發電商負責以固定價格招標，并指出每兆瓦裝機容量的補貼要求。提供的容量將授予具有最低生存能力缺口資金要求的投標人。該計劃旨在解決配電公司的負擔能力問題。借助于資本補貼，印度太陽能公司（SECI）能夠購買太陽能，并以低于市場的價格將其出售給配電公司。可行性缺口資金得到了私人開發商的歡迎，因為在項目生命周期的早期就給予了補貼，從而限制了風險。成立之初，開發商收取的固定價格為每單位5.45印度盧比。由于一些邦級拍賣的出價低于每單位3.00印度盧比，因此不再需要可行性缺口資金。通過補貼與儲能項目相關的太陽能光伏項目，該計劃可以在不久的將來服務于新的目標，以提高其可支付性。由于價格高于預期，印度太陽能公司（SECI）取消了2016年的太陽能和電池項目拍賣（Chandrasekaran 2017）。

中央政府已預算提供6億美元的財政援助，以支持在全國范圍內建立的首批20吉瓦太陽能公園（MNRE 2017）。印度可再生能源發展署（IREDA）在一些國際金融機構的支持下，向選定的邦提供貸款，用于太陽能公園的開發。

所得稅免稅期和加速折舊是間接融資項目的兩種方法。減稅期使開發商能夠比要求其初始利潤繳納所得稅更快地收回投資。加速折舊是一種會計工具，用于降低頭幾年的應付稅款，幫助開發人員更快地收回投資。印度太陽能公司（SECI）在其關于可行性缺口供資計劃的指南中規定，如果不使用加速折舊，獨立發電商將獲得固定價格，即每單位5.45印度盧比，如果使用加速折舊，則每單位4.75印度盧比（MNRE 2015）。

2015年，印度儲備銀行將可再生能源添加到其優先行業貸款類別中。因此，國內商業銀行必須將其調整后的凈銀行信貸的40％（或資產負債表外風險的信貸當量，以較高者為準）放貸給可再生能源項目（印度儲備銀行，2018年）。

政府贊助的擔保

承購人信譽

自啟動"國家太陽能計劃"以來，配電公司的財務狀況不佳，阻礙了并網太陽能的大規模開發。因此項目設立了一些計劃來為獨立發電商提供一些保護，以防止承購商違約，同時解決配電公司的負擔能力問題。然而這些機制都無法解決問題，使獨立發電商受到困擾的主要根源是配電公司的付款延遲。

2015年底，政府啟動了針對配電公司的全國改進計劃。Ujwal Distribution Company Assurance Yojana（UDAY）計劃旨在改革公用事業的財務和運營績效。其主要干預措施之一是將配電公司75％的債務轉移至各邦，并對剩余債務進行重組。其他措施包括修訂價格，降低技術損失計劃，系統安裝儀表以及對消費者進行GIS繪圖。

在UDAY計劃下，配電公司的成就實時可見。迄今為止取得的進展令人鼓舞，太陽能開發商顯示出謹慎的樂觀態度。盡管先前試圖重組配電公司財務的不良結果引起了一些懷疑，但根據2016年和2017年對印度太陽能公司首席執行官的調查，大多數人對該計劃持積極態度（Bridge to India 2016，2017b）。

配電公司的財務狀況仍然是太陽能行業中僅次于電網的第二大問題。電力部發布了六份年度報告，根據三組參數評估公用事業的績效：運營績效和改革，外部績效和財務績效。自2015年以來，在評級最高的41家公用事業公司中，只有5家獲得了最高評級，而獲得最低評級的公司數量逐年增加（圖3.8）。

圖3.8 2013-2017年印度配電設施的性能評級

保證金

在國家太陽能任務的第一階段，印度政府為新能源和可再生能源部（MNRE）建立了預算支持機制。該計劃旨在減輕國有公用事業公司和配電公司的拖欠付款，并最終確保通過指定的太陽能采購機構Vidyut Vyapar Nigam Limited（NVVN）采購的項目獲得財務關閉（MNRE 2011）。NVVN從獨立發電商購買了太陽能，然后將其出售給國有公用事業和配電公司，從而部分保護了獨立發電商免受承購人的風險。

新能源和可再生能源部（MNRE）建立了“太陽能支付安全帳戶”，這是一個由1億美元的周轉資金資助的第三方支付安全機制。鑒于總裝機容量為1,000兆瓦，該金額相當于按上網電價支付約兩個月的費用。該機制不是真正的付款擔保，因為如果最終承購人違約，NVVN沒有義務向獨立發電商付款，因此在管理方面保留完全的酌處權。但是，它可以有效降低承購風險（Khanna and Garg 2013）。該機制采購了960兆瓦電力，并在“國家太陽能計劃”的第二階段得到了擴張。

在“國家太陽能計劃”的第二階段中，中央政府于2011年創建了印度太陽能公司（SECI）作為單獨的承購人，目的是為公用事業提供低于市場的電價。印度太陽能公司（SECI）降低了太陽能公園計劃和屋頂安裝的承購人風險。2016年， 印度太陽能公司（SECI）宣布建立2億美元（1,500億印度盧比）的付款安全基金，以確保及時向太陽能開發商付款。該機制旨在彌補配電公司，國有公用事業公司和大宗消費者對印度太陽能公司（SECI）的拖欠付款。它也使印度太陽能公司（SECI）能夠在MNRE / MOP（SECI n.d.）生效時，根據標準招標文件和購電協議并網太陽能光伏項目履行其財務義務。印度建立了類似的支付安全機制，以支持國家調查團下的電力采購。但是，沒有確鑿的證據表明該機制能夠有效緩解投資者的擔憂。

主要發現和總結

在過去十年中，印度已經在改變其電力部門并實現其可再生能源和政策目標方面取得了飛躍式的進步。 2000年代電力市場自由化之后，中央政府宣布開啟“國家太陽能計劃”，以利用該國巨大的太陽能潛力，增加電力供應，促進國內電力生產并采取行動應對氣候變化。

印度政府及其各邦采取了富有創造力和靈活性的行動，以實現其雄心勃勃的目標，計劃到2022年實現100吉瓦的太陽能發電。該國采用了直接和間接融資方法來吸引開發商，解決擁堵問題并減輕承購人的風險。許多政府和邦一級的機構得以建立，以幫助加強太陽能市場；為改善印度的整體情況，政府采取措施以提高承購人的信譽度；此外還擴大了電網、提供政策支持以提高電力系統的靈活性，這些措施都是實現雄心勃勃的太陽能目標所必需的。

缺少可用土地、需要在屋頂或浮動裝置上進行部署、太陽能資源最好的邦信用度較低的問題以及擬議的20％的保護稅可能會減緩印度的太陽能發電部署。但是，市場的發展勢頭以及金融部門貸款的穩定增長將依舊使印度保持太陽能發電的全球領先地位。

本文節選自世界銀行報告 The Role of the Public Sector in Mobilizing Commercial Finance for Grid-Connected Solar Projects: Lessons Learned and Case Studies

由REPER項目組-UNCCD實習生榮玉/清華大學博士后何楊編譯為中文