一、巴基斯坦电力需求现状

巴基斯坦是具有1.6亿人口的南亚大国，随着经济的发展，巴面临长期能源短缺的紧张局面，能源已经成为制约巴经济发展的瓶颈，特别是因为能源短缺影响巴出口产品竞争力。其中电力方面，近10年来电力消耗年平均增长5.5%，近几年需求增长率则高达12-14%，2008年电力短缺约400-500万千瓦，2012年电力需求缺口预计达650万千瓦。目前总发电装机容量为1957万千瓦，巴电力生产来源主要是天然气发电占30%，水利发电占33%，燃料油发电占33%，核电占2%，其余为煤电和可再生能源发电约2%。巴每天要进口5万吨（价值1920万美元）石油用于发电，耗费了大量的宝贵外汇。巴电力资源存在长期结构性问题，电力资源对于石油和天然气的依存度较高。作为贫油国，巴政府从确保能源主权的长远战略出发，为减少对石油资源的依赖和减轻对全球气候的影响，在2030年能源战略规划中，政府把可再生能源发电放在重要的战略地位。充分利用清洁丰富的可再生能源为巴国内外投资者提供了巨大商机。

二、可再生能源资源现状与可再生能源电力发展规划

（一）可再生能源资源和开发利用现状

巴蕴藏着丰富的可再生能源资源,可再生能源资源和开发利用现状见下表一。

表一.巴可再生能源资源和开发利用现状

目前巴可再生能源开发仍处在起步阶段，可再生能源发电总装机容量只有18万千瓦。

风能发电：巴信德省拥有1046公里的海岸线，蕴藏着风电能源约为5000万千瓦。目前巴可再生能源管理局（AEDB）已经与93个不同国家的投资者签署了意向书，开发10个风力发电场，每个风力发电场装机容量为0.5万千瓦，风力发电场地点在信德省的嘎如（GHARO）和吉米陴尔（JHIMPIR），两地分别有19,807和14,169英亩土地已经分配给21家投资企业。

太阳能发电：巴每年接收到太阳辐射能为2,142kWh/m²,政府已经指示可再生能源管理局，即要求利用可再生能源，特别是太阳能，使在信德省和俾路支省无电网连接的偏远地区7,874个村庄实现电气化。目前可再生能源管理局已经使四个省偏远地区31个村子中的1,762个家庭实现了电气化，另外在信德省塔尔帕克尔地区(Tharparker)3,000个偏远家庭太阳能电气化已在进行中，该地区已有700个家庭实现电气化。

生物质能发电-生物燃料:可再生能源管理局已经开始生物燃料试验项目，与巴基斯坦石油研究所和巴基斯坦石油公司(PSO)合作利用生物乙醇作为车辆替代燃料。此外，利用生物柴油试验项目已取得进展，用于偏远村庄电气化。政府引入了蔗糖发电政策，目前蔗糖发电能力为300万千瓦。

（二）可再生能源电力发展规划

在《巴基斯坦2030年远景》中，政府对可再生能源发电做出了明确规划，2015年可再生能源发电装机容量规划为80万千瓦，2030年装机容量提高到970万千瓦，占总发电装机容量的5%。政府积极鼓励投资，利用可再生能源发电。为此，政府制订了可再生能源发电政策与战略，包括小水电（不超过5万千瓦）、风力发电和太阳能发电。

三、可再生能源电力发展战略政策目标

可再生能源电力发展战略目标包括以下三方面：

（一）能源安全

大量使用可再生能源可以增加巴能源供应多样性，减少对石油的依赖，降低供应中断和价格剧烈波动的风险。

（二）经济效益

可再生能源与传统能源比经济上更有竞争力，比传统能源成本低，这对于偏远落后地区特别现实。可再生能源因此可以对国家能源供应起到辅助作用，有利于促进经济增长，提高生产能力。非集中式的可再生能源系统也可以降低能源传输损失，从而可以提高系统效益。不断增长的可再生能源可以为当地制造商和服务提供商提供更多的商业机遇，因此巴政府认为可再生能源的开发意义重大。

（三）环境保护

不可持续、低效率传统生物质燃料和化石燃料发电对环境和健康的影响，可以通过清洁的可再生能源来解决。同样，置换温室气体排放对全球气候变化有重要作用。开发可再生能源也是巴为在联合国气候变化框架协议所做承诺而采取的行动。

四、可再生能源发电产业政策目标和发展战略

可再生能源电力开发政策体系目标包括：

i．增加可再生能源技术配置，以便提高可再生能源在巴能源供应中的比例，以满足2030年中期发展框架达到最低970万千瓦的装机容量，确保所有地区可以获得电力。

ii．提供额外电力供应，满足不断增加的电力需求。

iii．引入有利于投资的激励措施，培育可再生能源市场，以吸引投资，帮助培育初级可再生能源产业，在不断开放的电力行业，通过竞争逐渐降低可再生能源成本和价格。

iv．制订措施支持私人企业融资，为建立可再生能源发电示范项目促进公共投资。

v.优化可再生能源在不发达地区的作用，将可再生能源解决方案与提供社会基础设施建设集成。

vi.在制度、技术和经营能力构建上扶持可再生能源发电产业。

vii.为可再生能源发电产业制造基地的建设提供便利，改善低收入群体生活，增加就业和帮助当地人员提高技能。

 五、可再生能源发电产业发展政策范围

为达到上述政策目标，可再生能源将采用下面技术：

l      5万千瓦以下的小水电开发；

l      太阳能光伏发电（PV）和光热发电；

l      风力发电。

其它可再生能源发电技术-如基于城市垃圾和沼气、厌氧或生物质气化，庄稼残余物，生物燃料，潮汐、地热和燃料电池，这些都是当前和未来巴基斯坦可利用的可再生能源，但不在本政策范围内。

六、可再生能源发电产业的政策实施与发展路线图

巴可再生能源发电产业发展构想包括阶段性的、渐进的方法，构成了战略实施路线图。近阶段将采用广泛的政策和激励措施，以达到在相关商业领域吸引投资，排除项目实施障碍，包括小型合理规模的先锋项目到成功的商业运作项目。随着经验、商业信心和制造业能力的提升，政策环境会逐渐成熟，服务于有竞争力的、更加自由的可再生能源市场，政策也将按照中长期远景进行拓展。

（一）近期（2008年财年）

该阶段的关键点是能够立即进行商业化开发的可再生能源选择，即商业上证明可行的技术和可用资源，如小水电，风能、太阳能和生物质发电。该阶段已经开始进行，包含低风险和具有吸引力的电价，以便使巴装备合理的可再生能源发电装机容量，作为私人成功商业和吸引技术的可再生能源示范项目。在该阶段，将进行合理的行业监管框架制订、可再生能源开发、市场和资源评估，农村可再生能源计划制定，统筹发电系统的布置试验项目，发电装机容量构建，可再生能源项目融资开发和市场便利措施。

（二）中期（2009年1月-2012年6月财年结束）

基于过去国际上和巴国内可再生能源政策实施经验，将出台综合的“中期”政策框架，系统实施可再生能源技术，加大装机能力分布。与近阶段非常宽松的激励和担保相比，该阶段政策框架也将更加强调可再生能源技术应用范围竞争，扩大可再生能源发电市场化开发，并将包含更有竞争力的条款，减少政策性补贴和风险覆盖。

（三）远期（于2012年7月财年以后）

可再生能源发电被完全纳入巴能源规划，可再生能源生产商将逐渐参加全部可再生能源市场竞争。第三阶段可再生能源独立电站项目最终将按“强制大规模”运作，所有供电商间平等竞争，自由选择设施，电价反映实际成本和利润。可再生能源发电将在农村和城镇家庭广泛使用，并由当地制造商提供服务。

七、近期可再生能源发电政策

近期可再生能源发电政策将包括（至2008年12月）：

公共项目：在偏远地区，或私人企业不能够获利的地方，应考虑组合投资。这些地点包括偏远地区，或电力需求不经济的地区，如俾路支省、信德省、西北边境省、部落地区和克什米尔地区。这些地区可再生能源发电项目应通过公共融资、通过社区、非政府组织或慈善机构完成。

私人项目：鼓励私人企业进行具有商业潜力的可再生能源发电项目。为此，已经给予大型水电和独立热力发电电站项目的激励政策也同样适合可再生能源发电项目，详细如下：

（一）近期私人电力开发

私人电力开发按下述政策实施：

ⅰ.全新独立电站项目（只能销售到国家电网），包括：

a. 竞标项目

b. 邀标项目

ii．受控和电网超额项目（即，自用和销售到公共设施）。

iii．受控发电项目（自用或专用）

iv．独立电站项目（即，小型，备用），包括：

c. 竞标项目

d. 邀标项目

（二）可再生能源发电总体激励措施

以下适合于所有企业进行上述可再生能源发电项目。

1．保证市场：强制购买电力

强制公共配电系统购买按下述条款可再生能源项目生产的电力。

2.电网连接、出口电压和界面

如果发电站离主要输电线不超过70公里，从发电厂输出的电压为220kV,50公里以内为132kV，5公里以内为11kV，1公里以内为400V。每种情况最低平均供电量相应为1250，250,100,20 kW/km。电力生产商应负责从发电厂到主电网的输电线连接，电价也应根据不同情况进行决定。

3.电网传输费

允许电力生产商直接与最终用户签订售电合同。允许直接向其客户销售或部分销售电力，也可以将剩余的电力销售到公共电网。对于直接销售，电力生产商应支付从发电厂到购电用户的电网传输费用。实际上是独立电力生产商应在某一点直接将电力注到电网上，按国家电力管理局的决定，根据支付情况，独立电力生产商有权在其它任何地点获得同样的电力。  

（三）电力生产商电力上网特殊激励措施

本政策下对于发电商电网售电将给予特殊激励，政策强调的是电力生产商生产的电力必须是基于各种可再生能源（如风、水电等），对于业绩比预期好的电力生产商可以获得奖励。

1. 可再生能源资源风险

对于上网的独立电力生产商，可获得的风速、水流量风险应该由购电用户承担。在独立监测的数据基础上，根据平均风速、水流量确定电站所在地电力生产“标杆”水平。在发电资源暂时低于“标杆”水平情况下，如果电力生产下降不是由于独立电力生产商本身造成的，应确保独立电力生产商‘标杆’水平收入，包括潜在的碳信用额损失。

2．生产激励

如果电力生产超过‘标杆’水平，应该付给独立电力生产商超产鼓励奖。

3.碳信用额

在清洁发展机制（CDM）下，有资格融资的项目也鼓励申请注册认证减排（CER）信用额。政府将与国际开发机构合作，努力为项目申请碳排放信用额，以便降低项目发起人初始项目费用，提高其商业竞争力。

在京都议定书初始承诺期（2008-2012），独立电力生产商在向国家电力管理局提交电价申请时，在按法规指定条款项目进行财务分析时，应计入购电协议书（PPA）有效期间的认证减排收入，可以选择预付款或协商电价。可再生能源管理局制订相关机制和确定相关管理机构编制，并由国家电力管理局批准，独立电力生产商和购电者共同管理并在国际市场上销售认证减排信用额。

4.认证减排信用额

购电商应与发电商按标准协议模板签署专门购电协议（PPA）。巴政府也将签署实施协议（IA），以保证公共购电付款责任，按照碳信用额的要求，政府将为具有资质项目提供认证减排信用额便利。

（四）受控和多余电力上电网项目便利措施 

1购电和售电净额

可再生能源发电大于1MW的自用或专用发电厂可以将多余的电力供应给公用电网，其它时间可以从公用电网获得电力，以补充自用，按电网连接、出口电压和界面的要求，净电额：

a)每月电力生产商供给公用电网（供给减去从电网上获得的电量，如果大于0），应由公用电网以石油发电的平均成本小于10%支付，或

b)每月公用电网向可再生能源电力生产商供电，可再生能源电力生产商应以零售电价格（如按企业、商业类型）支付公用电网。

2.净电额的测定

采用单向电表，记录接受和供应到公用电网的电量。也可以用双向电表记录瞬间传输的电量。该装置更适合小规模可再生能源发电商。

（五）可再生能源非上网发电和配电设施

 对于非公用电网独立发电商的监管可以简化，为此，将由可再生能源管理局和各省等相关机构出台监管程序，根据执行结果进行评估并进一步改进。

未连接到国家电网或区域电网，且其传输电压<11kV的小水电项目，由私人公司、公共机构、非政府组织和社区组织开发的项目，如果最低许可要求得到满足,则由当地政府批准，不需要可再生能源管理局和各省及环保局的批准，也不需要无异议证明（NOC）。可再生能源管理局、各省和环保局应单独制订简化的管理系统。

近期目标主要是关注系统设计、示范和非上网发电输电测试，独立可再生能源发电系统在不同社区的具体实施，包括融资、营销形式与其它基础设施集成等。

（六）可再生能源发电财政与融资措施

1.财政措施 

i）对于可再生能源发电初始安装、技术升级、维修、更新、项目试运行后的发电能力扩展等项目，根据相关规定和项目完成情况，机器设备和备件免关税和免营业税。

ii）对进口设备项目，免除收入所得税，包括周转率税和预扣税款。

iii）按巴中央银行的管理条例，资金和红利可以自由汇回国。

iv）各方可以按照一般行业规则在当地或外国融资，根据条例要求，需要得到巴基斯坦政府批准。

v）非穆斯林和非巴基斯坦居民公司红利可以免除伊斯兰教徒每年慈善捐款。

2．融资激励

i）允许可再生能源发电商发行公司注册债券融资。

ii）允许可再生能源发电商以折扣价格发行股票，能够使得风险资本家可以获得与风险成比例的回报。

iii）允许外国银行按巴法律对独立电力生产商发行的股票和债券进行承保。

iv）按巴中央银行条例规定，非巴籍公民可以购买巴企业发行的证券，不必获得巴中央银行的许可。

v）巴独立评级公司将为投资者提供便利，对项目公司发行债券、期货交易风险和盈利能力提供决策信息。

（七）可再生能源电力销售上网流程

可再生能源管理局和各省相关机构欢迎独立电力生产商发电项目的下列建议，

i．邀标项目建议书

ii．竞标项目建议书

对于邀标项目，应向项目发起人发意向函（LoI）,以使项目发起人能够进行可行性研究，以决定电价和与国家电力管理局签署发电协议。国家电力管理局将向项目发起人发出支持函（LoS）,以帮助项目发起人达到项目财政收支平衡。

对于竞标项目，应该由可再生能源管理局或各省机构来组织招标，独立电力生产商可以在竞争的环境下参与投标。完成投标评估后，应向中标公司发出支持函，以便于其项目融资，具体程序将与国家电力管理局咨询后重新组织。通过竟标确定的上网电价被认为是最终电价。

程序描述如下：

1．邀标项目建议程序

1）邀标项目建议书的递交

在选择地点进行项目开发的项目发起人要向可再生能源管理局和各省相关机构提交建议书，其建议书应符合该政策，至少应包含：

i．项目发起人资质声明、公司相关业务经验和融资能力。

ii．项目名称与可再生能源技术分类（如风电、太阳能等）。

iii．项目地点（地理位置，或全球定位（GPS）坐标）。

iv．建议的净装机容量（MW）和预计年发电量（MWh）。

v.发电厂和总体结构基本布置图。

vi．概括实施计划、承诺项目策划、实施和竣工里程碑。

vii．估计到132kV或11kV输变线或电网站的距离。

2）邀标项目评估和意向函

原始地点（未进行可行性研究的项目地点）邀标项目建议书将由可再生能源管理局和各省相关机构进行评估，委员会批准的建议书将由可再生能源管理局和各省相关机构处理，如果获得银行保函，则向项目发起人发出意向函。银行保函有效期为不少于6个月，应超过意向函有效期，协议条款也应适用。原始地点意向函应包括相关项目里程碑，以使得可再生能源管理局和各省相关机构能够监督项目进程，项目发起人承诺满足规定的里程碑进度要求。

3）可行性研究

项目发起人有权就选择的地点在意向函有效期内进行可行性研究，只要其满足规定的里程碑要求。

可行性研究将由可再生能源管理局和各省相关机构任命的专家组来评估。如果在可行性研究期间，专家组认定项目发起人没有满足里程碑进度要求，可再生能源管理局和各省相关机构将向独立电力生产商发通知，要求其满足进度要求，否则将终止意向函，或将银行保函对现金。发起人将不能要求可再生能源管理局和各省相关机构补偿。

所有感兴趣的私人企业只要向可再生能源管理局和各省相关机构交纳管理费，就可以获得公共机构和捐赠进行的可行性研究报告。全部可行性研究费用将在意向函中体现，在发出支持函时要开发商交付的费用将偿还给进行可行性研究的机构，除非可行性研究使用的是捐款。政府获得由公共机构或私人企业进行的可行性研究，将通过国际竟标授予项目。

由可再生能源管理局和各省相关机构将可行性研究报告提供给私人或任何公共机构，投资者应负责验证相关的可行性研究内容，鼓励企业进行其它项目评估。

如果可行性研究由公共和私人机构资助完成，但是邀标项目建议并没有实现，不管任何原因，可再生能源管理局和各省相关机构将使用同样的可行性研究进行招标，可行性研究费用将由中标者承担，偿还给进行可行性研究的公共机构或私人机构。

4）银行保函和意向函的有效期

为发意向函，项目发起人必须按可再生能源管理局和各省相关机构的要求，根据项目预计的装机容量，提供银行保函。银行保函有效期必须超过意向函有效期的6个月，意向函最初的有效期最高为18个月。根据项目规模和独立电力生产商承诺的项目进度，如果专家组认为项目发起人对可行性研究的进展满意，并接近完成，意向函延长一次最多为180个日历日，由可再生能源管理局和各省相关机构授予。银行保函价值应为原值的两倍（即1000美元/MW），有效期应大于6个月，超过延长后的意向函有效期是强制的。

如果在意向函有效期间，项目发起人希望取消项目，银行保函兑现比例与意向函发出时间和意向函有效期比例相同。

5）电价申请

根据完成情况，可行性研究将由专家组进行评估。如获得批准，在获得批准的三个月期间，项目发起人需要向国家电力管理局申请，确定购电电价和授予发电许可。如果独立电力生产商接受预付电费，则确定电价的过程将大大减化。

6）绩效保函和支持函

随着国家电力管理局批量购电电价的确定，需要项目发起人提交绩效保函，满足可再生能源管理局和各省机构要求，绩效保证函有效期为3个月，超过支持函有效期。根据绩效保证提交情况，可再生能源管理局和各省相关机构应向项目发起人发出支持函，使项目能够完成财务结算。在财务结算前，支持函优先级高于其它文件和协议，并一直控制项目。

2．竞标项目建议程序

1）建议书要求

对于竞标项目，建议书应包含所有项目技术要求、技术和商务标细节，文件还应该解释评标的评估准则。

2）投标保函、支持函和绩效保证

每个投标人在提交标书时应提交基于项目装机容量的投标保函。开标后所有投标的保函将退还投标者，中标者则要求按照相关可再生能源管理局和各省主管机构要求，再递交绩效保证函，以便发出支持函，绩效保证函必须有3个月有效期，超过支持函的有效期。中标者提交绩效保证函后，将归还投标保函，发出支持函，以使项目能够达到财务收支平衡，在财务结算前，支持函优先级高于其它文件和协议，并一直伴随项目。

绩效保证是确保中标者履行责任，执行电力采购协议（PPA）和其它相关协议，在规定的时间内完成财务结算。此外，项目发起人也要求偿还其使用的可行性研究费用。绩效保证必须是不能取消的可直接付款的信用证，由当地或巴承认的外国银行发出，满足相关可再生能源管理局和各省相关要求。绩效保证有效期不应少于3个月，超过财务结算的最后期限。如果在指定的期限内没有提供绩效保证，支持函将自动失效，项目发起人或项目公司不能要求巴政府提出补偿。

3.支持函发放后的程序

向邀标和竞标独立电力生产商发出支持函后，项目发起人应进行下面工作：

i．签署实施协议和认证的减排协议，可再生能源管理局代表巴政府与购电用户签署购电协议。

ii．完成财务结算（按实施协议（IA）或购电协议（PPA）定义）

iii．开始建设（按实施协议（IA）或购电协议（PPA）定义）；

iv．按照支持函中确定的主要里程碑执行项目，包括试运行。

如果偏离或未达到项目发起人同意的主要里程碑，可再生能源管理局和各省相关机构有权终止支持函，在提供充分的机会赶工期之后，根据签署的说明终止原因的项目终止通知发出日期，将项目发起人的绩效保证兑现。

接到支持函后，要求投资者按规定的格式向可再生能源管理局和各省相关机构提交一份双方能够接受的含有用于监督主要里程碑的项目计划，可再生能源管理局和各省相关机构代表巴政府实施项目协议，根据政府批准，购电协议才能在独立电力生产商和购电者间有效。

（八）风险管理

i．项目实施协议（IA）、购电协议（PPA）、认证的减排协议（CERA）和用水协议（WUA）是有效的。

ii．政府授权保证公共项目付款义务。在各种协议条款内，如果一些或所有的公共设施重组或私有化，在私有化协议中，独立电力生产商合同相应条款将全部获得保障。

iii．对特定的政治风险提供保护。

iv．提供关税和税收体制变更保护。

v．确保巴基斯坦卢比和美元以当时汇率兑换，项目必要的费用外汇可汇回，包括还本付息,红利支付。

vi．合适的电价成分，以含盖汇率变化和通货膨胀率等。

（九）费用与合同协议要求

1．费用构成

费用是由可再生资源发电项目发起人付给可再生能源管理局和各省相关机构的费用(见表二)。

表二. 费用构成

2．公司结构和许可要求

按《巴基斯坦公司法 1984》要求，向公共电网供电的独立电力生产商必须是一个公司。对具体的发电项目，公司必须从国家电力管理局获得发电许可。然而对于非专门向公共电网供电的发电商，可以不用专门建立一家公司。装机容量不到5MW（含5MW）的，并且未联到电网（即独立的，或孤立的局部供电），可以不用成立专门的公司，也不必从国家电力管理局获得发电许可，但要求到可再生能源管理局或各省相关机构注册，获得当地行政管理部门同意。

3．锁定期

“主要发起人”（定义在独立电力生产商项目中至少持有20%股权的个人或公司），和其它项目持股者，必须持有51%的项目股份，时间为项目商业运作时间（COD）。

4．合同类型

    可再生独立电力生产商售电上网项目可以通过相关方签署“建造、拥有和运营（BOO）”模式，或“建造、拥有、运营和转让（BOOT）”合同，合同有效期不少于20年。对于其它类型项目，不需签署上述类型合同，对于专用剩余发电上网项目，涉及计量、输电维修、系统保护，售电与购电、银行收费等相关需要单独的合同。

5．设备要求

对于只向公共电网售电的发电项目,既与国电网相连接的独立电力生产商项目必须使用新设备，对其它发电项目则无此要求。

（十）上网电价的确定

可再生能源发电项目存在风和水流量风险，独立电力生产商应进行详细的可行性研究，包括风速风险、风速度监测、 风力发电厂地理位置风险、水文风险、水流量监测。

1.电价选择

独立电力生产商发电上网电费可以通过以下方式：

i．竞标（竞标建议书）

ii.谈判（邀标建议书）

iii.预付电费

2.电价结构

i.固定电价部分

固定成本除以售出的电量（kWh）,主要包括：

l      还本付息    

l      净资产收益率

ii．可变电价成分

可变电价计算是基于下面的成本除以售出电量（kWh）：

l      固定的运营和维护成本；

l      可边的运营和维护成本。

3.用水收费

独立电力生产商用水应向可再生能源管理局和各省相关机构付费，收费固定为0.15卢比/kWh,将按表三每年因通货膨胀进行调整。

4.标杆汇率

标杆汇率将把银行间美元汇率作为参考，即在提交投标文件前30天通行的汇率。对于邀标项目建议，或预付电价的确定，独立电力生产商签署EPC合同日期时银行间拆借利率作为标杆汇率。

5.电价调整指数

基于预先确定的公式和参考参数，各电价成分和汇率调整将自动进行(见表三)。

表三.电价调整指数

国家电力管理局将对独立电力生产商电价进行定期评估，政府将努力确保电价计算的通明度，同时独立电力生产商应确保与巴政府政策符合性，包括政府最新发布或修改的有关可再生能源政策。

八、对中巴在可再生能源领域开展合作的建议

     （略）

驻卡拉奇总领馆经商室

（王永军 执笔）

2009年4月16日