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为鼓励再生能源电力发展，俄罗斯于2013年开始推行与电力批发市场的中标投资人签署新建再生能源IPP项目为期15年容量购电协议的鼓励政策（也称“容量协议1.0”），通过该政策招标遴选的项目将于今年内全部建成投产。鉴于容量协议1.0的良好政策效果，俄罗斯于2021年正式推出了容量协议2.0政策，继续通过招标遴选2025至2035年建成发电的批发市场再生能源IPP项目。
但是，容量协议1.0和2.0政策仅适用于接入俄罗斯统一电网的电力批发市场，而俄罗斯电力基础设施发展不平衡，绝大部分远东地区抑或是未纳入俄罗斯统一电网、抑或是只存在电力零售市场。近日，俄罗斯联邦能源委员会第一副主席瓦列里·谢列兹涅夫（Valery Seleznev）在“俄罗斯再生能源”会议上建议，远东地区基础设施落后，需要以能源设施建设促发展，而俄罗斯能源部也预计于 2024 年 7 月 1 日开始将远东部分地区加入电力批发市场的第二价格区。相应地，俄罗斯远东再生能源IPP项目也将获得竞标参与“容量协议2.0”政策的机会。
一、俄罗斯电力市场制度概览
2003年3月26日第36号联邦《电力法》是俄罗斯全国电力行业和电力市场的基础法律规范，规定了电力市场主体、统一电网和输配电、电力行业主管机关、电力市场的基本框架。根据2019年修订后的《电力法》，俄罗斯电力市场根据售电机制的不同，在原有的电力批发市场、电力零售市场之外新增了小型电力市场。参与小型电力市场的主要是装机容量在15KW以下的发电设施，目前市场规模和普及程度还比较有限。
按照是否接入俄罗斯统一电网为标准，俄罗斯全境电力市场划分为统一电网区域和离网区域（下图浅灰色区域）。在统一电网区域内，电力批发市场和电力零售市场并存；但在离网区域内，只存在电力零售市场，且电价基本由联邦反垄断局按照法定机制测算确定。发电企业加入电力批发市场还是零售市场，主要取决于装机容量，且加入电力批发市场的发电公司不能同时加入电力零售市场，如下表所示：
* 特殊情况下装机容量大于25MW的电站（如核电站）也可加入电力零售市场。
按照是否存在竞争性电价机制为标准，统一电网区域的批发市场，进一步划分为价格区和非价格区（包括下图深灰色区域），非价格区内的电价总体上由联邦反垄断局按照法定机制测算确定。而价格区内的电价，除居民生活用电等民生用电外，基本通过竞争性机制确定。此外，出于技术条件等原因，价格区进一步划分为第一价格区（下图绿色区域）和第二价格区（下图蓝色区域）。总体而言，价格区、非价格区和离网区域间电网相对独立，一般情况下电力无法跨区交易。
图片来源：俄罗斯电力市场委员会官网
目前俄罗斯正在酝酿将原属于非价格区的阿尔汉格尔斯克州和科米共和国纳入第一价格区，而原属于远东地区非价格区的萨哈（雅库特）共和国南部、滨海边疆区、哈巴罗夫斯克边疆区、阿穆尔州、犹太自治区等则将被纳入第二价格区。
二、俄罗斯电力批发市场的主要交易模式
俄罗斯电力市场的主要交易模式因区分电力批发市场与电力零售市场而各不相同。简要而言，发电企业在电力零售市场上的售电模式，主要是向保障供应商（主要提供居民用电）、地区电网运营商、终端用户等购电人售电获得电费收益。相较电力批发市场，电力零售市场的交易机制简单。除与终端用户商签的购电协议中可自由协商电价外，其余交易模式的电价基本需要通过招标、参照电力批发市场电价或按照法定电价公式确定。
针对电力批发市场，2010年12月27日第1172号《电量和容量批发市场条例及部分行政法规修订》（“《批发市场条例》”）规定了14种容量和电量交易模式，其中最常见且交易量占比较高的交易模式包括：
- 年度容量供电协议：基于对电力批发市场用电预测与容量储备，统一电网系统运行股份有限公司（“SO”）会提前5年（X-5年）就该年度（X年）用电需求举行容量招标，电价根据招标结果确定。届时，如果年度招标容量仍不能满足用电需求，则可以再举行差额招标。
- 长期容量供电协议：拟现代化改造的火电站，以及新建核电、再生能源电站，可通过竞标方式与电力批发市场交易系统管理公司（“ATC公司”）签署长期容量供电协议，购电期分别为10年（火电）、15年（再生能源）或20年（核电），容量电价按照招标结果确定并根据供电协议和相关法规规定的公式定期调整。下文主要介绍的“容量协议2.0”制度即属于此类交易模式。
- 日前市场、平衡市场电量交易：在实际供电日（X日）的前一日（X-1日），发电公司就其在X日每一小时拟出售的电量、购电人就其在X日每一小时的需求各自向ATC公司提交报价，由ATC根据双方报价情况、供需预测情况、电网运行情况和输电损耗情况等，计算出X日电力批发市场上超过10000个节点每一小时的节点电价以作为统一出清价。但是，X日实际的发电和用电需求与X-1日获得的数据往往存在不平衡。为此，SO在X日将每3小时组织发电公司和购电人，就SO预测的3小时后电量供需再次报价，发电公司和购电人必须按照SO的调度通过平衡电力市场出售或购买电量。
- 与大型电力用户直接自行商签购电协议：根据《批发市场条例》，发电公司可以与电力批发市场上的购电人（合计用电功率需求大于20MW且每一连接点用电功率需求大于750KW，主要是大型工业用户和电力零售市场上的售电公司）自行商签容量或电量购电协议。自行商签的购电协议应当包括《批发市场条例》要求的供电日期、供电期限、价格等条款，并向市场委员会办理合同备案。
再生能源电站主要通过批发电力市场售电。根据俄罗斯再生能源电力发展协会的统计，截至2023年底批发电力市场再生能源电站的装机容量规模达5110MW，约为零售电力市场的6倍，而俄罗斯全国7成以上再生能源电站均享受批发电力市场再生能源发电项目的特殊优惠政策——“容量协议”政策。
俄罗斯自2009年起便积极推动再生能源发电，相继出台了2009年1月8日1-p号政府令《利用再生能源提高电力效率的国家主要政策方针-2024》（下称“《再生能源政策2024》”）、2013年5月28日第449号政府令《批发市场再生能源发电鼓励机制》（下称“《449号政府令》”）。作为《再生能源政策2024》的核心配套措施，2013年至2020年间ATC公司每年根据《449号政府令》和《批发市场条例》第XV章组织新建再生能源发电项目15年容量购电协议的招标（即“容量协议1.0”）。预计到2024年底，根据“容量协议1.0”招标的新建再生能源发电项目总装机容量将达到5.4GW。鉴于“容量协议1.0”的良好政策效果，俄罗斯政府在“容量协议1.0”政策基础上于2021年修订出台了《再生能源政策2035》和2023年12月28日第2359号令《再生能源或低碳发电设施认证条例》（下称“《认证条例》”），并相应对《批发市场条例》和《449号政府令》做了配套修订，共同构成“容量协议2.0”政策的核心法律依据。
三、再生能源电站“容量协议2.0”政策的主要内容
“容量协议2.0”政策的主要内容与“容量协议1.0”类似，即ATC每年根据《449号政府令》和《批发市场条例》第XV章组织新建再生能源发电项目招标，ATC代表批发电力市场购电人，按照市场委员会制定的专门协议文本与中标人签署为期15年的容量供电协议，从而一定程度上保障再生能源发电项目投资人相对稳定的电费收入来源。
每年招标时，ATC将在招标公告中公布该年度在光伏、风电、水电项目国产化率、采用设备的出口能力、招标限价、发电效率等指标上的要求，以及相应价格区日前市场前12个月平均电价（如适用）等信息，供投标人参考评估。招标采两阶段招标模式和最低价中标原则，经过上述指标的综合评比，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。
与“容量协议1.0”政策类似，中标的再生能源项目建成并网后，需根据《认证条例》完成再生能源发电设施本地化率考核、取得电力市场委员会颁发的再生能源发电设施认证、列入可再生能源项目清单，并开始按照供电协议收取容量电费。修订后的《449号政府令》第IV章规定了电价定期调整公式，公式中考虑了境外采购成本受汇率波动的影响、消费者物价指数、通货膨胀率和当期电力市场价格水平等因素，一定程度上降低了项目收益水平受经济环境影响的风险，考虑到了项目的可融资性。建成发电后，享受“容量协议2.0”政策的再生能源电站还可以通过前述介绍的批发电力市场其他交易模式售电并收取电量电费。
通常情况下年度招标于当年9月或10月举行，但鉴于特殊情况2022年与2023年招标合并于2023年5月举行。此外，因俄罗斯正在推动远东部分地区纳入第二价格区，为将远东地区纳入“容量协议2.0”的适用范围，本年度招标推迟至12月举行。
从拟参与2024年及后续年度招标的投资人角度，需要注意“容量协议2.0” 与“容量协议1.0”相比在以下方面的主要差异：
- 电价模式发生变化。“容量协议1.0”总体上采取成本加成的定价方式，投标人针对每一项目填报每KW报价，然后按照“容量协议1.0”实施期间的《449号政府令》规定的电价公式形成每一项目的容量电价，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（12%-14%）。但在“容量协议2.0”阶段，根据《再生能源政策2035》附件4（1），每年光伏、水电、风电招标项目的每MWh综合电价均被设置了最高限价，投资人需注意考虑投资、融资、建设和运维等成本，自行测算每MWh综合电价并在年度限价范围内报价。
- 享受容量协议的水电项目适用范围扩大。根据修订后的《449号政府令》，可以享受“容量协议2.0”政策的水电项目单体项目规模上限由25MW提高至50MW，但光伏、风电项目单体项目规模上限仍为25MW。
- 中标项目建设规模可基于补贴额度调整。在“容量协议1.0”阶段，ATC每年组织招标的项目装机容量规模由《再生能源政策2024》规定。但在“容量协议2.0”阶段，《再生能源政策2035》不再直接规定年度招标项目规模，而是改为规定俄罗斯财政每年用于支付中标项目容量电费的额度。如果按照最低报价、报价最低投标人拟建设的项目装机容量规模和电费公式计算出的年度电费仍高于《再生能源政策2035》规定的相应年度财政补贴额度，则投标人可以选择降价或降低项目建设规模直至年度电费降至相应年度财政补贴额度，从而最终形成当年中标项目总装机容量规模。
- 项目本地化率要求更高、考核机制更复杂。在“容量协议1.0”阶段，中标的再生能源电站建成后同样需要满足招标时确定的本地化率要求，通过电力市场委员会考核后方能收取容量电费。在 “容量协议2.0”阶段，对项目本地化率的测算方式由百分比改为积分制，《认证条例》对2024年1月后投产的风电、光伏、水电项目的不同设备、系统、设计工作规定了不同的本地化率分值，技术含量越高（例如风机、涡轮、光伏板、逆变器等）的部分得分越高，且在计算国产化率时不再将“容量协议1.0”考察的建安工程纳入考核范围。此外，“容量协议2.0”政策新增对项目采用设备或服务出口能力的考核要求，鼓励投资人采用俄罗斯具有出口创汇能力的工业产品或服务。如果项目没有达到中标时承诺的本地化率和出口能力指数等指标，容量电价也会相应条件。尤其需要注意的是，一旦未能达到本地化率指标，电价将大幅下调75%-85%。
总体来看，与“容量协议1.0”相比“容量协议2.0” 政策对有意从事俄罗斯再生能源发电业务的投资人综合能力和本土化经营水平要求更高，投资人而言既是机遇也是挑战。
四、俄罗斯再生能源发电项目其他优惠政策
除了以上介绍的“容量协议2.0”政策外，俄罗斯再生能源项目的其他优惠政策还包括一体适用于各类再生能源发电项目的并网补贴制度、绿证制度，以及分别适用于电力零售市场、小型市场、离网区域的特殊优惠政策。但是，离网区域和小型市场的再生能源发电项目规模均非常有限，据俄罗斯能源部的统计，至2021年底离网区域装机容量达到1MW的再生能源发电项目数量仅有4个，因此本文不再展开介绍。
（一）并网补贴
并网补贴并不限于接入俄罗斯统一电网的发电设施，也适用于接入离网区域地区电网的发电设施。根据俄罗斯能源部2013年7月22日第380号令《25MW以下可再生能源电站并网成本财政补贴条例》，按照俄罗斯政府2023年12月28日第2359号令《可再生能源或低碳发电设施认证条例》完成认证、装机容量不高于25MW的发电设施，发电企业可就该发电设施实际发生的并网成本取得国家财政补贴，金额不超过该发电设施经核算且实际发生的并网成本的50%，且不超过3000万卢布（约合218万人民币）。发电企业应当不晚于当年9月1日前向俄罗斯能源部提交申请书、可再生能源发电设施认证证书、并网证明、主管机关核算的并网成本和实际发生证明，由能源部下属专门委员会审核。
（二）绿证
2024年2月生效的新版《电力法》正式推出了俄罗斯本土绿证制度。根据《电力法》第7.1章的相关规定，建成运行的再生能源或低碳能源（例如核电）发电设施可以向俄罗斯电力市场委员会能源认证中心申请颁发绿证。绿证上将载明发电设施名称和地点、电力来源、装机容量、商运时间、发电期间和证书登记日期，证书的颁发和交易均由俄罗斯电力市场委员会能源认证中心负责。再生能源发电公司可以将绿证转让出售以获得收入。2024月2月，俄罗斯T Plus股份公司作为买方，与俄罗斯国有光伏发电公司Hevel 达成了俄罗斯首单本土绿证交易，T Plus将向Hevel购买2.2亿千瓦时的绿证，业内人士评估交易单价约为0.045 – 0.1卢布/千瓦时。
（三）零售市场新建电站15年电量购电协议
根据《电力法》、《零售市场条例》和《47号政府令》，零售市场的地区电网运营商需要在该地区预计电网损耗的5%范围内，向零售市场再生能源发电公司采购电量。零售市场所在地的联邦主体将自行组织招标，并设定本次招标的电量额度、电价上限、本地化率要求等指标，符合招标条件且报价最低的发电企业将有权与地区电网公司签署新建电站15年电量购电协议。地方价格主管机关将根据联邦反垄断局2022年2月14日第104/22号令《用于弥补网损的再生能源发电设施管制电价核算办法》确定15年购电期内每年的电价，电价中将会考虑建设成本、融资成本（参照俄罗斯长期国债收益水平而非国际融资市场指数）、运维成本、税负、12%的年收益率和消费者物价指数（CPI）等因素，但没有将汇率变动考虑在内。
五、远东地区投资再生能源的特殊优惠政策
如我们在《俄罗斯远东“经济特区”：超前发展区的法律框架和优惠条件》一文中介绍，俄罗斯现有18处位于远东地区的社会经济超前发展区（территории опережающего социально-экономического развития）。入驻超前发展区的企业将享有以下投资优惠政策：
*各超前发展区的准入门槛不完全一致，需结合具体区域核实。
**具体的税收优惠幅度由设立相关超前发展区的地方法规规定，各地方税收优惠幅度、优惠年限等存在不同程度的差异，企业需咨询税务顾问意见进行个案分析。
之前各超前发展区分别规定了本区域内可以从事的经营活动范围，一定程度上影响了超前发展区的政策效应。对此，俄罗斯政府于2023年7月对相关行政法规进行了修订，目前除明令禁止的20种经营活动（如伐木、矿业、油气、烟草等利润较高的行业）外，入驻超前发展区的企业从事其他经营活动，均可以享受该区域的优惠政策。据报道，俄罗斯ECOENERGY GROUP公司于2023年9月宣布将在位于俄罗斯远东的犹太自治州、勘察加半岛、哈巴洛夫斯克和滨海边疆区的超前发展区投资新建装机容量总计40MW的光伏发电项目，并通过超前发展区的优惠政策解决项目用地。
此外，俄罗斯政府正在酝酿建立门槛和优惠幅度更高的国际超前发展区（международная территория опережающего развития），目前相关法案已于今年2月在立法机关一读通过，后续还需三读通过并经总统签署生效。根据相关法案，入驻国际超前发展区的企业投资项目规模不得低于5亿卢布，且需要从事高附加值产品的生产经营活动。除了加强版的税收、贴息、基建补贴等优惠措施外，国际超前发展区还将推出防止友好国家投资者受到欧美涉俄制裁不利影响的保护措施。一般情况下，俄罗斯企业登记信息在俄罗斯税务局网站上可以公开免费检索，但入驻国际超前发展区的企业可以申请将其企业信息不向公众披露，仅国家机关有权查询。
结语
据俄罗斯再生能源发展协会测算，俄罗斯远东地区光电、风电资源丰富，距离中国地理位置较近、覆盖俄罗斯远东地区，如能按期加入批发市场第二价格区，从而参与今年的“容量协议2.0”招标，对中国企业而言是值得评估的投资机会，超前发展区的投资优惠政策也有助于进一步优化项目的收益水平。
另一方面，俄罗斯电力市场不论是成熟度、竞争性还是复杂性都较高。此外，根据美国OFAC相关规定，在俄罗斯从事能源、建筑、工程、施工、制造、交通行业的经营活动可能存在美国次级制裁风险，投资再生能源发电项目存在落入上述行业的解释空间。中国企业在积极跟踪和把握商机的同时，需要尽早关注和全面评估项目全生命周期的各类风险，提前制定风险应对措施。
感谢实习生国雅晴对本文作出的贡献。
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