由于CUF较高，喀拉拉邦一个8兆瓦风电项目的电价降至4.70卢比/千瓦时

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喀拉拉邦电力监管委员会(KSERC批准了喀拉拉邦电力局(KSEB)的请愿书，将Palakkad一个8.4兆瓦风电项目的通用电价从5.34(~ 0.065美元)/千瓦时修改为4.70(~ 0.057美元)。

由于风电项目近3年平均产能利用率(CUF)为26.43%，发改委调整了通用电价。早期的关税是为一个平均CUF为22%的项目确定的。

背景

KSEB向委员会提交了重新确定Ahalia替代能源(AAEPL)开发的8.4 MW风力发电项目电价的请愿书。委员会批准了5.34(~ 0.065美元)/千瓦时的电价。通过KSEB和AAEPL之间的谈判，电价降至5.23 (~$0.063)/kWh。韩国电力公社一直以这样的速度从该项目中获取电力。

委员会在批准一般关税时曾考虑将项目的综合价格基数定为22%。但是KSEB主张，该项目的实际CUF在25% ~ 28%之间。韩国证券交易委员会随后再次提出申请，要求重新确定关税，考虑到CUF为25%。

AAEPL认为KSEB的购买力是按照谈判的价格5.23(~ 0.063美元)/千瓦时，并有加速贬值的好处。然而，AAEPL声称，它没有利用到加速贬值的好处。

AAEPL还证实，由于风电密度高，该项目CUF大于25%。然而，未来几年CUF可能会下降。AAEPL表示，如果重新确定通用关税，将面临巨大风险。开发商提交的投资回报率为5.55%，预计在未来十年内将下降到0.5%。

委员会已指示AAEPL提交有关项目的进一步细节。作为回应，AAEPL提交了一笔3.192亿卢比(约387万美元)的贷款，并贡献了2.231亿卢比(约270万美元)来实施该项目。与苏司兰的年度维护合同是220万卢比(~ 26705美元)，每年5%的升级为10年。

Ahalia风力机的实际CUF为25.3%，而标准CUF为22%，也就是说，风区3与风区2之间只有微不足道的交叉。因此，AAEPL要求委员会，目前的交叉到较高的风区可以忽略。

AAEPL还表示，自项目投入使用以来，该公司没有申请过加速折旧。它要求委员会给予适用于风力区2的风力项目的5.98卢比/千瓦时的一般电价。

委员会的分析

委员会表示，2015-16年期间在风力区2委托的风力发电项目的通用电价为:不含加速折旧的价值，每千瓦时:5.98(~ 0.073美元);有加速折旧的价值，每千瓦时:5.34(~ 0.065美元)。类似地，2015-16年期间在第三风区委托的风力发电项目的一般电价为:5.27(~ 0.064美元)/千瓦时，没有加速折旧的好处;4.70(~ 0.057美元)/千瓦时，有加速折旧的好处。

考虑到印度新能源和可再生能源研究与技术机构(ANERT)发布的证书，即AAEPL项目所在地位于喀拉拉邦的第2风区，该委员会批准了通用电价。不过，欧洲委员会规定，发电商或承运商如因个别地点的原因，在投用日期后连续三年的实际平均综合电费发生变化，可向欧洲委员会提出修订一般电费的要求。

根据KSEB提交的数据，从2017-18年到2020-21年，AAEPL项目在过去四年的实际平均CUF为26.11%。如果考虑2017-18年至2019-20年近三年的平均CUF，则平均CUF为26.43%。AAEPL并没有对其风能项目的实际归属CUF提出异议。

国资委表示，aepl风电项目投产以来的实际平均CUF为26.43%，属于第三风区，而不是第2风区。

因此，委员会决定将AAEPL的风电项目的关税修改为4.70(~ 0.057美元)/千瓦时，这是适用于2015-16财年委托的风电项目的通用关税，而不是5.34(~ 0.065美元)/千瓦时，并具有加速折旧的优点。

今年5月，韩国证券交易所发布要求选择开发商在喀拉拉邦建立65兆瓦的并网风力发电项目，以基于电价的竞争性招标。

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