燃煤電站購電協(xié)議（PPA）兩部制電價設計規(guī)則解析

戴 立

（中國五環(huán)工程有限公司，湖北 武漢 430223）

當前世界上還有相當一部分國家用電水平不高，電力已成為經濟發(fā)展和民生改善的制約因素。同時，伴隨中國大力倡導的“一帶一路”發(fā)展戰(zhàn)略，電力能源基礎設施的建設需求不斷增加。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。目前，國際上許多國家在電力建設中采用獨立發(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責電廠的建設及運營。通常項目的發(fā)起方會采用BOOT（build-own-operate-transfer）即建設-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計將直接關系到項目能否產生充足、穩(wěn)定的現金流，這也是項目投資方獲取預期收益和利潤水平的關鍵因素。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。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，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，以滿足全部負荷需要的最后一臺機組的競價（即最高價）作為統(tǒng)一的結算價。為保證電力交易的公平運營環(huán)境，聯(lián)邦政府機構下的聯(lián)邦能源監(jiān)管委員會負責電網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)委員會負責各自的電力配售。當燃料價格或其他運營成本大幅波動觸發(fā)電價調整時，聯(lián)邦和各州委員會將召開價格調整聽證會。

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責輸電業(yè)務和提供配電服務。德國電力工業(yè)已逐步形成輸配電網壟斷經營，發(fā)電側與售電側自由競爭的格局。

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絡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，則獲得電網調度，交易成交。其中，新能源電廠具有優(yōu)先調度權，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)電廠根據項目實際成本和預期收益自主申請電價，由巴基斯坦國家電力監(jiān)管局（NEPRA）進行復核；另一種是“標桿電價”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)模火電項目的平均造價，在此基礎上制定“標桿電價”，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的形式引入獨立發(fā)電廠商，獨立發(fā)電廠商生產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%，但電網份額仍保持在100%。2002年9月，中國化學工程集團公司成功承接印尼巨港150 MW燃氣電站BOOT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或每年最低上網電量，售電方以此作為銷售電量的單一計量基準，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或每年最低上網電量，但售電方按照電站的可用容量和實際上網電量，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。單一制電價的設計比較簡單，但無法全面覆蓋市場風險和電站實際運行時的各種狀況。兩部制電價的設計更為復雜和全面，對于購電和售電雙方而言，在電價設計上都擁有各自靈活的發(fā)言權以保障各方權益。本文將對目前印尼電力市場上通行的兩部制電價的設計機制進行詳細闡述。

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的能力（也可通俗理解為裝機容量），而并非電站實際的上網供應電量。因此，一般在電站建設完工后，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定，以此作為容量電價計算的基礎。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，值為每月小時數/8760 h；CCRm為建設投資單位系數，貨幣單位·kW-1·a-1；AFa為發(fā)電機組在計價周期內的實際可用系數。

（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，貨幣單位·kW-1·a-1。

（3）子項E——外部輸電線路建設投資折算電價

式中：Em為子項E的每月售電電價；Ccm為外部輸電線路建設投資的單位系數，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。電量電價對應的就是電站機組實際運行時的外供上網電量，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為在計價周期內電站實際的外供電量；Sw、Scc分別為在計價周期內燃料煤的加權熱耗率和標定熱耗率；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，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投資占最大比例，而子項 A 則正是針對電站建設投資的折算電價，是售電方獲得電站機組設備、土建施工、設備安裝調試等項目建設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、設備維護、經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投資。輸電線路建成后，一般都會移交給當地電力公司進行操作管理和維護。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。從子項 A 的計算式可以發(fā)現，當電站建設投資確定后（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的實際發(fā)電量，同時也包含著電站受外部調度的變化因素。從系數的定義上看，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)，電站受電網調度不可避免，而且調度因素也可能是受不可抗力等原因導致。但同時購電方也希望售電方能夠穩(wěn)定、長期供應合格電量，如因電站自身設備質量或運行管理水平不佳導致電站的實際發(fā)電量過低，無法滿足當地用電需求，此時購電方也不愿支付容量電費。基于公平原則，印尼電站的PPA中都會明確一個預期可用系數AFpm。設定AFpm的目的，這一方面是對電站設備可靠性和管理水平提出要求，另一方面也是適當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，或是電網調度周期過長，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，表示即使考慮電網調度影響，但售電方仍未能完成發(fā)電任務，說明電站設備利用率和可靠性較低，則低于AFpm部分按照CCRm作為基數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)動原則除了價格關聯(lián)外，同時電價也是與煤質相關聯(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，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地貨幣匯率和當地消費指數聯(lián)動調整。這也是基于使電價盡量與當地成本貼合，不致使售電方或購電方承擔因成本變動而導致的費用偏差。

3 定價機制的應對建議

單一制電價和兩部制電價并無本質區(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，只有準確了解項目的建設和運行成本后，才能對項目的預期收益進行合理預測。所以投資方應詳細分析電廠機組的利用小時數，特別是煤質對機組運行的影響，以及當地檢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電廠實際的運行成本。

另一方面，對于投資方決策判斷而言，確保購電協(xié)議項下購電方的履約能力是購電協(xié)議能否產生充足、穩(wěn)定的現金流的關鍵，同時也直接關系到能否保證項目長期、穩(wěn)定的收益，因此應重點關注對于購電方支付義務的保障形式。對于政治風險較大的國家，最好是購電方的東道國政府能夠明確承擔購電方的付款義務，以主權擔保形式保證購電協(xié)議項下購電方的支付義務，或是購電方具有實力的母公司以母公司擔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計結構作為核心機制，本質是基于“煤電聯(lián)動，照付不議”的公允原則。雖然構成復雜，但邏輯嚴謹，對售電方和購電方都公平合理。兩部制電價對于建設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和算法，其核心系數的選取影響項目的全投資財務模型，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業(yè)務時投資獲利和規(guī)避風險的有益參考。