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印度电力行业的清洁能源转型不仅需要开发可再生能源，还需要取代现有的化石燃料。与运输中使用的化石燃料中混合生物燃料类似，全国的政策和监管环境鼓励在燃煤电厂中使用生物质作为共燃燃料。实施这一举措不仅应依赖严格的目标，还应依赖供应链的发展，以充分满足电力行业的生物质需求。发展生物质可再生能源电厂的历史经验表明，这种新需求的产生往往会导致燃料价格大幅上涨，特别是由于缺乏足够的供应链和规模经济，因为生物质收集面积扩大以满足电厂的生物质燃料。考虑到燃煤电厂的整体容量，分阶段对燃煤电厂的生物质混合方法将允许生态系统的发展，同时也为投资者在发展供应链方面提供监管确定性。考虑到贸易/存储等因素，对生物质进行核算，以及需要确定 RPO/RGO 的核算，这些是确保两方面都具有透明度的关键。我们还强调需要修改生物质利用辅助消耗的计算方法。《2003 年能源法》第 62 条授权相关委员会发布关税确定条例，并设定多年绩效目标，包括网络损失目标。各州政府“批准”目标轨迹可能会导致程序延误，也会影响委员会的作用。此外，在“批准”损失减少和作为国有配电公司的所有者时，很难确保利益分离。各州的 MYT 条例规定了收益和损失的分享，对收益分享采取了差异化的方法，收益可以平等分享，但损失分担可以保护消费者的利益。鉴于 SERC 已经发布了 MYT 法规，中途改变方法可能会导致法律后果。CER 的一项研究为包括电力部门在内的所有基础设施子部门的 RoE 估算提供了见解。除此之外，提供 RoE 的方法还需要考虑在项目整个生命周期内估算权益的方法。各州的净计量安排通常规定将非义务实体在州内生产和消费的可再生能源分配给配电公司的 RPO。该框架通常倾向于配电公司，并降低了对可再生能源的投资激励。此外，允许配电公司索取所有 CDM 收益的提议不会激励可再生能源项目投入资源来完成 CDM 流程。
监管见解 - CER
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