PA大修

PA大修

2020年8月19日 |通过 罗伯特·沙皮罗 在华盛顿特区和 Caileen Gamache 在华盛顿特区

独立的热电联产和小型可再生能源项目(称为“合格设施”或“ QF”)在过去40年中失去了对商人风险的关键保护,而商人风险一直依赖这些风险。

这是联邦能源管理委员会7月份在实施1978年法律(称为《公共事业管理政策法案》或PURPA)的方式中所做的更改的许多成果之一。

经过为期四年的技术会议和拟议的规则制定之后,FERC在7月16日发布了最终规则,该规则对QF(特别是可再生能源项目)的PURPA规则进行了实质性修订。 (有关其他背景,请参见“PA项目变得更加难以融资“在2019年10月 新闻专线

在此区域中,FERC规则必须遵循州。但是,FERC现在正在极大地扩展各州的自由裁量权,以确定何时该项目应该获得具有约束力的电力合同,并决定该合同的定价方式。 联邦能源管理委员会的新政策还允许潜在的购电者质疑相距少于10英里的附属项目是否应被视为单个项目,以便有资格获得PURPA利益。

PA要求公用事业公司从某些电力项目中购买电力,但只能购买一定规模的项目。如果由于所有权重叠而将两个项目视为一个项目,则它们可能不再符合条件。

联邦能源管理委员会的最终规则将在30天内进行预演,并可能在法庭上提出异议。我们预计两者都会发生。该委员会的唯一民主党人在已发表的异议中表示,该规则无效。

最终规则在FERC第872号命令中。

自FERC自7月16日采取行动以来,开发人员和贷方一直在问很多问题。本文结尾处列出了最常见的问题和解答。

背景

PA将称为QF的独立电力项目从典型公用事业法规中豁免,并要求公用事业以公平的价格从此类项目购买电力。

PA要求FERC发布实施规则,然后要求各个州实施。 联邦能源管理委员会确定公平价格将是公用事业公司的“避免成本”,或者是公用事业公司自己发电或从其他来源购买电力所产生的成本。

联邦能源管理委员会授予QF的选择权,可以根据电力交付时的实时成本来获得避免成本率,或者在签订电力合同时根据预计的有效期内避免的电力成本来锁定费率。合约。

联邦能源管理委员会使各州在确定其受规管公用事业可避免的成本方面拥有很大的自由度。像大多数市政所有的公用事业和电力合作社一样,不受监管的公用事业也必须“自行实施” PA规则。

尽管PURPA在29个州和哥伦比亚特区的州可再生能源投资组合标准中已大大超过了要求公用事业部门提供可再生能源供应的大部分电力的PURPA,但PURPA仍然与区域输电组织服务的有组织市场中的较小项目相关或RTO,以及在缺少RPS标准的州。因此,最新的规则更改更有可能影响非RPS州的项目。

浮动价格

固定价格电力合同现在是可自由决定的。

联邦能源管理委员会决定,仅在避免成本费率具有单独的容量组成部分时,才需要州确定费率。尽管公用事业公司可能根据长期合同购买电力,但各州有权酌情批准可避免成本的能源价格,该价格随能源供应时的市场价格而变化。

需要明确的是,新规则允许各州在选择合同期限时继续设定固定的能源避免成本固定费率。各方也可以通过双方协议继续签订与PURPA规则不同的条款的PURPA合同。

联邦能源管理委员会程序中的许多干预者对在州一级自行决定固定能源费率的提议提出了质疑,认为浮动费率将使项目融资变得困难,即使不是不可能。 联邦能源管理委员会认为,由于许多非QF可再生能源项目(大多数项目的规模超过了QF资格的80兆瓦上限)已经能够签订固定利率合同而不必降低成本,因此证明了转向短期避免的成本率的合理性。回到法规订购工具上进行签名。

联邦能源管理委员会忽略的是,当今大多数可再生能源购买协议是由承担国家责任以符合国家RPS标准的公用事业公司签署的,或者是试图达到内部目标以减少碳足迹或锁定长期目标的公司签署的。长期电价。 RPS州的公用事业公司在尝试遵守随着时间增长而不断增长的可再生能源采购指令时,会认识到20-30年固定利率的价值。

联邦能源管理委员会还忽略了随着时间的推移太阳能和风电价格的急剧下降。它可以反驳某些公用事业公司和非RPS州的州委员会的历史性主张,即固定价格不可避免地导致价格随时间推移超过公用事业公司避免的成本。

在新的FERC政策下,未来将有一个可辩驳的假设,即有组织的市场中的地方市场价格或LMP是公用事业可避免的“可用”成本。

欧盟委员会表示,有组织市场以外的州可以根据特定公用事业公司用于其某些交易的流动市场中心(例如帕洛佛得角或哥伦比亚中部)来确定避免成本的决定,或使用基于自然交易的公式联合循环燃气电厂的燃气指数和指定的热率。

联邦能源管理委员会表示,只要招标对“所有来源”开放且不限于例如可再生能源,各州也可以根据竞争性招标的结果使用价格。任何此类邀请都必须由独立管理员进行评估,并定期进行。

归根结底,历来提倡QF设施的州和公用事业公司将继续在长期合同中使用固定的能源费率,而历来不鼓励QF设施的州和公用事业公司将使用新的,更灵活的规则将购买限制为交付”或“可用”的现货能源价格。

一英里规则

除少数例外,PURPA仅适用于规模不超过80兆瓦的可再生能源项目。较小的项目有资格获得其他监管利益。

项目容量是通过将可再生发电设备(例如涡轮机或太阳能电池板)与在同一“地点”使用相同燃料源的任何附属设备相结合来衡量的。国会授权FERC确定什么构成“站点”。

过去,FERC使用一英里规则。相距一英里以内的设备已被视为在同一站点上;距离超过一英里的设备被视为另一个项目的一部分。

联邦能源管理委员会的新政策分为三类。相距一英里以内的设备位于同一站点上。距离不超过10英里的设备。现在有一个“可辩驳的假设”,即相距1到10英里之间的设备位于不同的位置:公用事业公司可以通过显示项目之间的共同特征来挑战该假设。

有组织的市场

国会在2005年修改了PURPA,以使FERC可以免除有组织市场中的公用事业公司强制购买义务。

联邦能源管理委员会使用此权限来豁免具有竞争性现货市场的地区的公用事业,例如PJM,ERCOT,CAISO,MISO,NYISO和New England ISO,而不必从规模大于20兆瓦的项目中购买电力。

联邦能源管理委员会决定,要求较小的项目遵守复杂的RTO的电力销售规则既太昂贵又太繁重,从而剥夺了小型项目无歧视地进入此类市场的机会。

根据新政策,有组织的市场中的公用事业公司将不再需要从超过5兆瓦的项目中购买电力。这是一个妥协。 联邦能源管理委员会最初提出将数字从20兆瓦降低到1兆瓦。

联邦能源管理委员会保留了热电联产设施20兆瓦标准的理论,即这样的设施产生的电力是为工业生产蒸汽的副产品,并且热电联产设施的所有者可能不熟悉能源市场和电力销售的技术要求。

联邦能源管理委员会表示将考虑关于终止由RTO运营的有组织市场之外的个人公用事业的强制性购买义务的提议。

联邦能源管理委员会表示,这种公用事业公司有可能通过证明其使用市场中心或竞争性招标来买卖电力,从而证明它处于竞争激烈的市场中。公用事业公司必须证明特定市场的质量与大多数RTO中存在的实时和日间市场相当。

商业可行性

PA要求公用事业公司承担“法律上可强制执行的义务”,以从合格的设施中购买电力,这是FERC从未明确定义的短语。其含义在州一级引发了许多争议。

新政策要求在确立法律上可强制执行的义务时确定避免电价,但联邦能源管理委员会已将决定权的产生时间留给各州,以决定何时发生。

寻求购电协议或其他“法律上可强制执行的义务”的独立发电机,必须根据客观和合理的国家确定的标准,证明其项目建设具有商业可行性和财务承诺。

联邦能源管理委员会明确表示:“各州对构成商业可行性和财务承诺的可接受显示具有灵活性,尽管要遵循客观和合理的标准。”

联邦能源管理委员会表示,通过证明发电机正在完成至少一些关键步骤,发电机可能具有商业可行性。例如,它具有足以在建议的位置构建项目的站点控制,并且已向本地公用事业公司或电网运营商提交了互连申请。

联邦能源管理委员会表示,各州可以要求发电机证明其已提交申请并支付了所有必要的当地许可和分区批准的申请费。

关于“财务承诺”,FERC不太具体。它说:“证明所需的财务承诺不需要证明已获得资金。”

再一次,与历史上一直反对QF发展的州和公用事业机构相比,在历史上一直鼓励QF发展的各州和公用事业机构可以在确定条件之前享有更多的条件,从而使合格机构有权承担“法律上可强制执行的义务”。

联邦能源管理委员会拒绝决定公用事业是否必须提供最短合同期限。这将留给各州来决定。

常见问题

自FERC采取行动以来,项目开发商和贷款人一直在问很多问题。这是最常见的问题。

1.我的太阳能项目QF的大小分别为70兆瓦,相距9英里。它们不再是QF吗?

答:新规则仅适用于未来,并且FERC不允许在第872号命令生效日期之前提交任何“骚扰” QF认证。如果由于实质性更改而使项目申请重新认证QF身份,则将在可以反驳的假设下,它们仍然是单独的项目,因为它们位于不同的地点,但是它们的地位将变得容易受到挑战和潜在的撤销。即使受到挑战,一个项目也将保留QF资格,直到FERC认定该项目不符合QF资格。

2.如何测量两组风力涡轮机或太阳能电池阵列之间的距离?

答:距离是从最近的“发电设备”的边缘开始测量的。逆变器被认为是“发电设备”,但其他资产(例如变电站和变压器)则不是。对于风电场,相关点是风力设施塔架的边缘,而不是涡轮机叶片的翼展。

联邦能源管理委员会正在修订其QF资格的表格556,以要求这些点的地理坐标,以便它可以使用距离少于10英里的同一资源检查申请人与任何关联的QF之间的距离。

3.我们是否应该期望捍卫我们所有未来的QF申请?

答:是的。如果可再生能源项目的规模超过80兆瓦,并且与使用相同资源的附属项目相结合,则相距不超过一英里但小于十英里。

要求从项目购买电力的公用事业公司可能希望通过争辩说距离超过一英里但小于十英里的其他涡轮机或太阳能电池板属于同一项目,因此可以终止义务。

任何利害关系方均可提出要求对项目的合格资格状态提出质疑的声明性命令。 (需要交纳一定的备案费。)按照旧的​​规则,这是正确的,但现在,取消项目资格的机会更大。

对于在项目申请QF资格的初始认证或重新认证后30天内提出的挑战,现在免收申请费。

联邦能源管理委员会的法规将继续规定,其“最后一个FERC表格556 QF备案”“不符合任何重大事实或陈述”的QF可能不依赖其QF身份。

根据新政策,只有那些报告“实质性”变更的重新认证才可受到挑战。重要的是,FERC认为,将QF中10%或更多的直接或间接股权变化视为“实质性”变化,而与所有权不是QF资格的要素无关。

修订后的FERC表格556将包括一个空间,以便就为何不应将该项目与距离小于10英里的附属项目进行汇总提出辩护。一些行业参与者估计,准备FERC表格556可能需要90至120个小时。

4. 1英里(10英里)规则是否也适用于QF是否符合监管豁免条件?

答:是的。

QF身份的主要好处是广泛豁免了《联邦权力法》,《公共事业控股公司法》和各州公共事业法下的公共事业法规。

对于许多可再生能源项目,仅当项目规模小于或等于30兆瓦时,这些豁免才适用(如果项目规模小于或等于20兆瓦,则可以提供其他豁免)。从历史上看,FERC依靠一英里规则来确定项目是否合格。在新政策下,它将继续这样做。

但是,假定相距超过一英里的项目位于不同的站点,这样就不会汇总它们的能力,除非并且直到提出抗议并且FERC发现它们位于同一站点为止。如果提出了抗议,则在存在很大的风险可能失去豁免的情况下,谨慎地让该项目开始计划遵守公共事业法规。

5. 1到10英里规则适用于5兆瓦推定,以确定一个项目是否缺乏进入竞争市场的有意义的机会?

答:不可以。

与确定合格机构地位的资格(重点在于设施是否位于同一“地点”)相反,确定合格资格是否具有有意义的进入竞争性市场的渠道的重点在于合格资格本身。

但是,根据新政策,在FERC第210(m)节中,评估QF是否具有非歧视性进入竞争市场的机会时,附属设施就在附近这一事实可能是相关的。这是确定公用事业是否可以终止其强制性购买义务的程序。

6.如果两组附属的风力涡轮机或太阳能电池板之间相距10英里,FERC将如何决定它们是否位于同一“站点”?

答:确定将基于事实,没有一个事实或因素将是确定性的。 联邦能源管理委员会表示将考虑以下物理特征:

基础设施,财产所有权,财产租赁,控制设施,访问和地役权,互连协议,互连设施,直至与配电或传输系统的互连点,收集器系统或设施,互连点,动力或燃料源,进行安排,与电网的连接,共享控制系统的证据,共同的许可和土地租赁以及共同的升压变压器。

联邦能源管理委员会表示,还将研究通用所有权的程度和其他特征,例如:

有问题的设施是否。 。 。由同一人或关联人拥有或控制,由同一人或关联实体经营和维护,使用普通债务或股权融资卖给同一电力公司,由同一实体在12个月内,管理在相同地点拥有类似且附属的小型电力生产合格设施的12个月内执行的电力销售协议,并在附属的小型电力生产QF项目的商业运营日期(如电力销售中指定的日期)的12个月内投入使用协议,或共享工程或采购合同。

项目在同一地点的举证责任在公用事业公司或其他人反对分开对待的地方。

7.一直按照一英里规则跟踪距离的太阳能屋顶公司(主要是确定是否要提交FERC 556表格)现在是否需要跟踪10英里距离?

答:不会。FERC并未更改标准,实际上,它确认一英里规则仍然适用于确定是否提交FERC 556表格。

如果FERC确定同一地点的屋顶安装距离超过一英里但小于十英里,则需要重新评估提交一兆瓦的门槛。

顺便说一句,FERC对屋顶太阳能采取了新的重新认证政策。任何重新认证应在日历季度结束后的45天内每季度提交一次。

8.同一公司拥有的两个风电场的电力购买协议要求项目在整个PPA条款中保持QF状态。每个项目为50兆瓦。这些项目相距九英里。他们是否有失去PPA的风险?

答:除非项目中发生实质性变化,否则将来需要重新认证。新规则可能适用。即使重新认证了项目,它们也将受到可辩驳的推定的保护,除非并且直到FERC确定它们位于同一地点。

许多具有可再生能源项目的公用事业PPA要求保持QF状态。合同中使用的特定语言很重要。例如,合同可能包含适用于这种情况的“法律变更”规定。

9.如果公用事业公司不再有义务从QF购买电力,则MISO中18兆瓦太阳能设施的PPA终止。 PPA会终止吗?

答:可能不会。 MISO的公用事业必须从最大20兆瓦的QF购买,除非他们可以证明QF可以无歧视地进入MISO市场。根据新政策,尺寸阈值已降至5兆瓦。新政策仅适用于未来,并且“不允许干扰现有合同或[法律上可强制执行的义务]或现有设施证明。”

应审查PPA的特定条款,以确定是否还有其他相关规定。

10.贷方或股权投资者应采取什么措施来保护其在目前正在谈判的贷款或投资协议中的权益?

答:如果该项目不在有组织的市场中,并且有PPA要求其为合格金融机构,那么贷方应考虑是否要求发起人代表并保证该项目不在,也不会位于该项目之内。如果两个项目的总和超过80兆瓦,则使用相同资源的10%的合格QF。

对于有组织的市场中的项目,一些投资者依靠公用事业的强制性购买义务来缓解PPA终止后的“尾部”风险。如果项目规模大于5兆瓦,则不应再依赖该强制性购买义务。