戴 立

（中國五環(huán)工程有限公司，湖北 武漢 430223）

當(dāng)前世界上還有相當(dāng)一部分國家用電水平不高，電力已成為經(jīng)濟發(fā)展和民生改善的制約因素。同時，伴隨中國大力倡導(dǎo)的“一帶一路”發(fā)展戰(zhàn)略，電力能源基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)需求不斷增加。中國發(fā)電企業(yè)和工程承包商也正積極參與國際電力項目的建設(shè)。目前，國際上許多國家在電力建設(shè)中采用獨立發(fā)電廠商（independent power producer，IPP）模式。該模式是指引入投資方投資興建發(fā)電廠，并成立專門的項目公司負(fù)責(zé)電廠的建設(shè)及運營。通常項目的發(fā)起方會采用BOOT（build-own-operate-transfer）即建設(shè)-擁有-運營-移交的模式實施此類獨立發(fā)電廠項目。項目公司作為售電方，通過與購電方簽署購電協(xié)議（power purchase agreement，PPA）出售電力，投資方以長期電力銷售的形式獲取投資回報。

獨立發(fā)電廠BOOT項目體系的核心就是購電協(xié)議PPA。PPA條款中的電價機制設(shè)計將直接關(guān)系到項目能否產(chǎn)生充足、穩(wěn)定的現(xiàn)金流，這也是項目投資方獲取預(yù)期收益和利潤水平的關(guān)鍵因素。本文以目前中國企業(yè)在印尼參與的大量獨立發(fā)電廠BOOT項目為例，對其購電協(xié)議的電價機制設(shè)計原則和要點進行探討和解析，以期為中國企業(yè)投資海外電站類項目提供一定的借鑒和參考。

1 電價機制設(shè)計類型

世界各國的電價形成機制基本遵循“市場供求決定電力價格”的價值規(guī)律，但受各國國情影響，具體的電價形成機制各有差異。

1.1 歐美等發(fā)達(dá)國家和地區(qū)［1］

美國推崇電力市場自由發(fā)展，鼓勵私人企業(yè)進入發(fā)電市場，增加電力供應(yīng)。在發(fā)電和電力銷售環(huán)節(jié)，美國完全放開市場，所有發(fā)電企業(yè)公平競爭上網(wǎng)，而且電力用戶也可以在各發(fā)電公司之間自由選擇。電價放開并由市場競價決定，以滿足全部負(fù)荷需要的最后一臺機組的競價（即最高價）作為統(tǒng)一的結(jié)算價。為保證電力交易的公平運營環(huán)境，聯(lián)邦政府機構(gòu)下的聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會負(fù)責(zé)電網(wǎng)和電力交易所等行業(yè)的運營監(jiān)管，并對每天電力交易的價格波動進行監(jiān)控。同時，各州成立公用事業(yè)委員會負(fù)責(zé)各自的電力配售。當(dāng)燃料價格或其他運營成本大幅波動觸發(fā)電價調(diào)整時，聯(lián)邦和各州委員會將召開價格調(diào)整聽證會。

德國目前的電力體制是發(fā)電、輸電、配電各環(huán)節(jié)完全分開，成本透明，獨立核算，售電端則完全對社會放開。電網(wǎng)公司不與最終用戶直接簽約，所有用戶都只與獨立的售電公司簽約買電，并且只需支付輸配電公司輸配電費。德國四大電力公司僅負(fù)責(zé)輸電業(yè)務(wù)和提供配電服務(wù)。德國電力工業(yè)已逐步形成輸配電網(wǎng)壟斷經(jīng)營，發(fā)電側(cè)與售電側(cè)自由競爭的格局。

1.2 東南亞發(fā)展中國家

菲律賓是典型的發(fā)電-輸電-配電-售電完全市場化競爭的國家。在市場化體制下，供電公司需從發(fā)電廠采購電力，通過輸電公司送至配電區(qū)域，由配電公司的自有銷售配電網(wǎng)絡(luò)最終售賣給各類電力用戶。發(fā)電廠除與售電商直接簽署雙邊售電協(xié)議外，還可在現(xiàn)貨市場上掛牌出售電力。如果掛牌價格低于交易周期清算價格，則獲得電網(wǎng)調(diào)度，交易成交。其中，新能源電廠具有優(yōu)先調(diào)度權(quán)，而傳統(tǒng)能源電廠則完全憑價格競爭。

巴基斯坦鼓勵電力行業(yè)實行私有化改革，積極引進私人電力投資項目，并具有三十多年的獨立發(fā)電廠開發(fā)歷史。巴基斯坦的電價定價主要有兩種方式：一種是“成本加”模式，即由發(fā)電廠根據(jù)項目實際成本和預(yù)期收益自主申請電價，由巴基斯坦國家電力監(jiān)管局（NEPRA）進行復(fù)核；另一種是“標(biāo)桿電價”模式，即由NEPRA通過組織各類專家研究分析并召開多次公開聽證會后，核定不同規(guī)?；痣婍椖康钠骄靸r，在此基礎(chǔ)上制定“標(biāo)桿電價”，發(fā)電廠商需無條件接受［2］。

印尼的電力行業(yè)主要依托印尼國企-國家電力公司（PLN）主管全國的發(fā)電、電網(wǎng)以及具體規(guī)劃。近些年為緩解電力緊張局面，降低電廠建設(shè)成本，印尼逐漸放開發(fā)電市場，部分發(fā)電項目通過國際招標(biāo)的形式引入獨立發(fā)電廠商，獨立發(fā)電廠商生產(chǎn)的電能以長期售電協(xié)議（PPA）的形式銷售給PLN。目前PLN的發(fā)電份額已降至86%，但電網(wǎng)份額仍保持在100%。2002年9月，中國化學(xué)工程集團公司成功承接印尼巨港150 MW燃?xì)怆娬綛OOT項目。這是中國企業(yè)在國外的第一個BOOT電站類項目。2011年7月，中國神華集團投資的國華印尼南蘇電廠2 × 150 MW燃煤機組順利并網(wǎng)發(fā)電。這是中國企業(yè)在海外投資的第一個煤電一體化項目，被印尼政府列為示范工程，受到該國礦產(chǎn)能源部和印尼國家電力公司的推崇。印尼憑借長期的電力需求和成熟的電力開發(fā)模式已然成為中國企業(yè)開拓電力工程市場的熱土。

目前國際上BOOT電力類項目通用的電價機制設(shè)計主要有兩種［3］：

一是購電方承諾售電方每年最低利用小時數(shù)或每年最低上網(wǎng)電量，售電方以此作為銷售電量的單一計量基準(zhǔn)，向購電方收取售電收益。這稱為單一制電價。

二是購電方不予承諾售電方每年最低利用小時數(shù)或每年最低上網(wǎng)電量，但售電方按照電站的可用容量和實際上網(wǎng)電量，分成兩部分向購電方收取售電收益。這稱為兩部制電價。

上述兩種電價設(shè)計都是遵循照付不議（take or pay）模式，對售電方的投資收益予以保證。單一制電價的設(shè)計比較簡單，但無法全面覆蓋市場風(fēng)險和電站實際運行時的各種狀況。兩部制電價的設(shè)計更為復(fù)雜和全面，對于購電和售電雙方而言，在電價設(shè)計上都擁有各自靈活的發(fā)言權(quán)以保障各方權(quán)益。本文將對目前印尼電力市場上通行的兩部制電價的設(shè)計機制進行詳細(xì)闡述。

2 兩部制電價

2.1 電價組成

兩部制電價通常指的是將電站銷售電價劃分為容量電價（capacity payment）和電量電價（energy payment）兩部分。容量電價表征的是電站裝機所具有的電力供應(yīng)的能力（也可通俗理解為裝機容量），而并非電站實際的上網(wǎng)供應(yīng)電量。因此，一般在電站建設(shè)完工后，購電方會對電站裝機的實際外供電最大能力進行性能測試和標(biāo)定，以此作為容量電價計算的基礎(chǔ)。印尼燃煤電站PPA中容量電價的計算包含三個子項：

(1)子項A——電站建設(shè)投資折算電價

式中：Am為子項A的每月售電電價；DC為電廠裝機外供電最大能力；PHm/PHa為計價周期的時間系數(shù)，值為每月小時數(shù)/8760 h；CCRm為建設(shè)投資單位系數(shù)，貨幣單位·kW-1·a-1；AFa為發(fā)電機組在計價周期內(nèi)的實際可用系數(shù)。

（2）子項B——電站運營期固定運行維護費用折算電價

式中：Bm為子項B的每月售電電價；Fm為運營期固定運行維護費用的單位系數(shù)，貨幣單位·kW-1·a-1。

（3）子項E——外部輸電線路建設(shè)投資折算電價

式中：Em為子項E的每月售電電價；Ccm為外部輸電線路建設(shè)投資的單位系數(shù)，貨幣單位·kW-1·a-1。

Am、Bm和Em三項之和即是每月容量電價的售電電價。

除容量電價外，購電方還需支付電量電價。電量電價對應(yīng)的就是電站機組實際運行時的外供上網(wǎng)電量，該電量會在供電點的電能計量裝置中進行實時記錄。印尼燃煤電站PPA中電量電價的計算包含兩個子項：

（1）子項C——電站實際供電燃煤成本折算電價

式中：Cm為子項C的每月售電電價；Ea為在計價周期內(nèi)電站實際的外供電量；Sw、Scc分別為在計價周期內(nèi)燃料煤的加權(quán)熱耗率和標(biāo)定熱耗率；Ecm為燃料煤的發(fā)電單位成本費率，貨幣單位·kW-1·h-1。

（2）子項D——電站運營期可變運行維護費用折算電價

式中：Dm為子項D的每月售電電價；Vm為運營期可變運行維護費用的單位系數(shù)，貨幣單位·kW-1·a-1。

Cm、Dm兩項之和即是每月電量電價的售電電價。

2.2 電價核心因子

2.2.1 容量電價

容量電價雖然由子項A、B和E三者組成，但對于整個電站投資而言，電站主機裝置的建設(shè)投資占最大比例，而子項 A 則正是針對電站建設(shè)投資的折算電價，是售電方獲得電站機組設(shè)備、土建施工、設(shè)備安裝調(diào)試等項目建設(shè)投資資金回報的主要來源［4］。子項B則是包含電站日常運營期間的人員工資、設(shè)備維護、經(jīng)營及管理的所有費用。子項E僅是回收電站配套的外圍輸電線路的建設(shè)投資。輸電線路建成后，一般都會移交給當(dāng)?shù)仉娏具M行操作管理和維護。因此，對子項 A 的測算，是獨立發(fā)電廠類項目進行項目全投資分析的主要依據(jù)。從子項 A 的計算式可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)電站建設(shè)投資確定后（即CCRm確定），由于電站裝機的實際外供電最大能力由專門的性能測試進行標(biāo)定，子項A的價格高低還會受到AFa影響。同時，子項 B、E 也都與AFa關(guān)聯(lián)。在容量電價的計算公式中引入AFa，目的在于兼顧售電方和購電方的利益。AFa的計算式為

AFa的計算中不僅考慮到電站在計價周期內(nèi)的實際發(fā)電量，同時也包含著電站受外部調(diào)度的變化因素。從系數(shù)的定義上看，都是在保護售電方的利益，從而盡可能降低外界對電站運行的影響。從購電方的角度出發(fā)，電站受電網(wǎng)調(diào)度不可避免，而且調(diào)度因素也可能是受不可抗力等原因?qū)е?。但同時購電方也希望售電方能夠穩(wěn)定、長期供應(yīng)合格電量，如因電站自身設(shè)備質(zhì)量或運行管理水平不佳導(dǎo)致電站的實際發(fā)電量過低，無法滿足當(dāng)?shù)赜秒娦枨?，此時購電方也不愿支付容量電費?；诠皆瓌t，印尼電站的PPA中都會明確一個預(yù)期可用系數(shù)AFpm。設(shè)定AFpm的目的，這一方面是對電站設(shè)備可靠性和管理水平提出要求，另一方面也是適當(dāng)降低購電方的購電成本。如果AFa?AFPm，表示售電方超額完成發(fā)電任務(wù)，或是電網(wǎng)調(diào)度周期過長，高出AFpm部分則按CCRm的一半支付，即購電方可以低價購買超額的電量；如果AFa＜AFPm，表示即使考慮電網(wǎng)調(diào)度影響，但售電方仍未能完成發(fā)電任務(wù)，說明電站設(shè)備利用率和可靠性較低，則低于AFpm部分按照CCRm作為基數(shù)計算對售電方的罰款。

2.2.2 電量電價

電量電價的兩個子項主要體現(xiàn)燃料成本和在容量電價中未被包含的可變運行維護成本，其中子項C按燃料煤成本折算的電價則是占電量電價的最大比例，子項E僅是電站日常運行期間的公用工程（水、電等）和化學(xué)品消耗費用。在電量電價中引入燃料煤的成本，也是基于電價與燃料煤市場價格指數(shù)相聯(lián)動（煤電聯(lián)動）原則，旨在保護售電方不會因燃煤成本的劇烈波動而影響投資收益。但煤電聯(lián)動原則除了價格關(guān)聯(lián)外，同時電價也是與煤質(zhì)相關(guān)聯(lián)。所以在電量電價的計算式中引入Sw，其表征的是在計價周期內(nèi)，整個發(fā)電裝置熱耗率因隨入爐燃料熱值的波動而發(fā)生變化的加權(quán)平均值。若售電方一味追求低成本燃料煤，則低階煤的熱值將低于設(shè)計煤種，低熱值不僅會增加發(fā)電裝置的熱耗率，也將可能降低發(fā)電裝置的效率，從而影響發(fā)電裝置的額定出力，造成難以生產(chǎn)足夠電量的情形［5］。因此，這促使售電方在成本和收益之間進行權(quán)衡。

2.2.3 電價其他變量

除了上述核心影響因素外，容量電價和電量電價還會隨著當(dāng)?shù)刎泿艆R率和當(dāng)?shù)叵M指數(shù)聯(lián)動調(diào)整。這也是基于使電價盡量與當(dāng)?shù)爻杀举N合，不致使售電方或購電方承擔(dān)因成本變動而導(dǎo)致的費用偏差。

3 定價機制的應(yīng)對建議

單一制電價和兩部制電價并無本質(zhì)區(qū)別，兩種模式都能保證項目公司的投資收益。但對投資方而言，只有準(zhǔn)確了解項目的建設(shè)和運行成本后，才能對項目的預(yù)期收益進行合理預(yù)測。所以投資方應(yīng)詳細(xì)分析電廠機組的利用小時數(shù)，特別是煤質(zhì)對機組運行的影響，以及當(dāng)?shù)貦z修能力對日常檢修周期的影響，以便測算項目運營期為20年甚至更長的時間跨度內(nèi)電廠實際的運行成本。

另一方面，對于投資方?jīng)Q策判斷而言，確保購電協(xié)議項下購電方的履約能力是購電協(xié)議能否產(chǎn)生充足、穩(wěn)定的現(xiàn)金流的關(guān)鍵，同時也直接關(guān)系到能否保證項目長期、穩(wěn)定的收益，因此應(yīng)重點關(guān)注對于購電方支付義務(wù)的保障形式。對于政治風(fēng)險較大的國家，最好是購電方的東道國政府能夠明確承擔(dān)購電方的付款義務(wù)，以主權(quán)擔(dān)保形式保證購電協(xié)議項下購電方的支付義務(wù)，或是購電方具有實力的母公司以母公司擔(dān)保的形式對購電方進行背書，間接保證購電方的支付能力。

4 結(jié)束語

印尼電力市場通行的購電協(xié)議PPA范本以容量電價和電量電價的兩部制電價設(shè)計結(jié)構(gòu)作為核心機制，本質(zhì)是基于“煤電聯(lián)動，照付不議”的公允原則。雖然構(gòu)成復(fù)雜，但邏輯嚴(yán)謹(jǐn)，對售電方和購電方都公平合理。兩部制電價對于建設(shè)投資和運營成本的回報和補償采取了截然不同的計算參數(shù)和算法，其核心系數(shù)的選取影響項目的全投資財務(wù)模型，甚至決定整個項目的投資決策。本文通過對印尼購電協(xié)議中容量電價和電量電價的計算方法進行闡述和解析，旨在幫助準(zhǔn)備涉足電力投資行業(yè)的中國企業(yè)理解海外電力市場中電價的定價規(guī)則，希望作為投資方開展相關(guān)業(yè)務(wù)時投資獲利和規(guī)避風(fēng)險的有益參考。