摘要：為適應國際市場形勢的不斷變化和升級，工程承包企業進行業務戰略轉型、探索投建營模式是企業實現業務結構升級和可持續發展的戰略需要。闡述了電力項目購電協議在項目可融資性判斷中的重要地位和影響，介紹了印尼傳統電力項目和垃圾發電項目購電協議的基本情況、電價結構和支付機制，從而為工程承包企業在向電力項目投資業務轉型發展的過程中了解電力項目的收益結構、判斷項目未來現金流和可融資性方面提供一定的參考和借鑒。
關鍵詞：購電協議;電價結構;支付機制;可融資性;電力項目;IPP
電力是許多“一帶一路”沿線國家的重點發展領域，探索電力項目投資也因此成為中資企業參與“一帶一路”建設的戰略轉型方向。當前市場形勢下，企業需要從項目最前期介入，并且能夠以投資方的視角考察和研究項目的投融資可行性，這是企業能否成功獲取項目并順利落地實施的根本因素之一。
2015年以來，印尼國家電力公司(PLN)推出和實施了一系列IPP項目，包括傳統電力項目、垃圾發電項目和新能源電力項目，有著較為成熟和完善的合約文件體系。其中購電協議(PPA)是IPP項目中決定項目可融資性最為核心的文件之一，鑒于印尼國家電力公司PPA的典型性和代表性，本文簡要總結了印尼電力項目電價結構和支付機制、分析其可融資性，為工程承包企業透徹理解電力項目收益結構并在前期開發談判中提供一定的思路和借鑒。
1購電協議與項目可融資性
1.1購電協議
購電協議(PowerPurchaseAgreement，簡稱PPA)為政府或國有公共事業公司與電站投資人簽署的電力銷售和購買協議。其旨在通過條款設置，增強電站項目在建成后一定時期內收入的可預測性和持續性。PPA對上網電量、電價組成和結構、支付和調價機制、調度運行規范等做出約定，明確售電方和購電方之間的權利、義務和風險分配。PPA一旦簽署完成，其將貫穿整個項目周期，成為電力項目融資、建設、運營和維護的基礎。
1.2購電協議在項目可融資性中的重要作用
項目可融資性主要考慮的內容包括項目外部環境，如所在地政治、經濟、法律環境等，項目自身條件，包括所采用的技術方案、未來現金流、支付方資信情況，以及項目實施方的經驗和業績等多重因素。項目可融資性不僅決定著項目是否能夠落地實施，同時也直接關系項目的融資成本。
對融資機構而言，在判定項目的可融資性時，項目現金流預測和風險控制的評估是影響項目可融資性的決定因素。項目現金流的穩定性越高，則項目的可融資性越強。而PPA正是預測項目未來現金流及相關風險管控的根本依據，可以說，PPA是電力項目的融資基石。對于企業而言，為更好地獲得融資支持，順利推進項目開發，應參考銀行的判定標準，對PPA的相關條款進行談判，強化風險控制，有效提升項目的可融資性。近年來，印尼電力項目PPA架構已在多個項目成功實施，得到了國際國內融資機構的普遍認可，具有較強的可融資性。
2印尼傳統電力項目電價機制
2.1總體情況
印尼傳統電力項目PPA與孟加拉、巴基斯坦等國家的電力項目PPA在很多方面有相似之處，均為兩部制電價，但印尼的PPA更具代表性。印尼傳統電力項目PPA電價由兩部分構成：一部分為容量電費，主要覆蓋電站固定成本，包括資本投資回報和固定運維電費兩部分，將固定運維電費單獨列出，主要是考慮其隨時間推移而發生的價格上漲;第二部分為電量電費，覆蓋項目的可變成本。
2.2容量電費
2.2.1容量電費CCR部分
容量電費CCR部分意為投資回報，主要考察電站的凈出力和可用率，計算公式和簡要分析如下：
(1)當實際可用率AFa低于預期可用率AFpm時：當月容量電費CCR部分電費Am=凈可靠發電容量NDCx(當期小時數PHm/全年小時數PHa)x年投資回報CCRmx實際可用率AFa如AFa低于AFpm，將產生欠發罰款PPm，即當期可用率不達標罰款：PPm=NDCx(PHm/PHa)xCCRmxAFpmx(AFpm-AFa)當實際可用率AFa大于預期可用率AFpm時：Am=NDCx(PHm/PHa)xCCRmxAFpm+NDCx(PHm/PHa)xAFa>AFpm時的投資回報CCRax(AFa-AFpm)用于計算AFa大于AFpm時的投資回報CCRa為年容量電費CCRmx50%。(2)年投資回報CCRm和凈可靠容量根據月小時數占年小時數的比例以及月可用率換算為當月投資回報。預期可用率根據售電方與PLN共同確認的檢修計劃而編制的可用率分析報告確定。
(3)當AFa小于AFpm時，容量電價的罰款計算公式實際上是雙重扣減，計算當月電費Am時的采用的可用率為AFa，PPm為在此基礎上的再次罰款。當AFa大于AFpm時，會給予獎勵，但獎勵是有限的，僅能收回50%的投資回報。所導致的結果是，電站達到預期年可用率卻無法收回全部投資回報，例如，AFpm為80%，12個月中，10個月AFa為80%，一個月AFa為70%，一個月AFa為90%，則相比每個月為80%的情況，年容量電費CCR部分將下降2%，有10個月AFa為80%，一個月AFa為60%，一個月AFa為100%，則相比每個月為80%的情況，年容量電費CCR部分將下降3%。容量電費CCR部分對應的是投資回報，2%甚至3%的降低是較為嚴重的問題，因此在設定CCRm年投資回報時需十分謹慎，這對整個項目的成本回收和投資收益至關重要。
(4)如年實際可用率大于等于預期年可用率時，應該設定合理的計算公式代替上述的罰款和獎勵計算公式，但PLN的PPA沒有這樣的約定，因此，在設定投資回報CCRm時需充分考慮雙倍罰款和減半獎勵共存的情況，也因此可用性分析顯得非常重要，應進行綜合測算、合理設定AFpm從而使得CCRm年投資回報可以體現預期的、長期的年可用率。(5)NDC由最近一次的性能測試確定，在運營期每半年測一次。有些國家的PPA允許NDC在合同容量的基礎上有1%的浮動，但PLN的PPA規定凈可靠發電容量最大值即為合同容量，因此在設計時，需考慮和測算達不到保證出力的罰款和超過合同容量無相應獎勵的情況。(6)容量電費CCR部分為美元計價，當地幣支付，雖然基于支付日美元匯率進行換算，但發票日到支付日的匯率差、以及美元買賣匯率差仍需要考慮。
2.2.2容量電費固定運維費部分
容量電費固定運維費部分考慮電站具備運行狀態、無論是否發電而需支出的固定運維費，計算公式和簡要分析如下：(1)當AFa小于AFpm時：當月固定運維電費Bm=NDCx(PHm/PHa)x年固定運維費FOMRmxAFa當AFa大于AFpm時：Bm=NDCx(PHm/PHa)xFOMRmxAFpm(2)與2.2.1所述容量電費類似，與凈可靠容量掛鉤，同時包括了可用率的調整。與A部分不同的是，當AFa低于AFpm時無雙重罰款，AFa高于AFpm時也沒有獎勵，仍需在設定FOMRm時考慮實際計算電費沒有獎勵只有扣款的情形，以避免發生年可用率達標但仍無法全部收回相應費用的情況發生。(3)固定運維電費分為美元和當地幣盧比兩部分，以盧比支付，美元部分按照支付日美元匯率進行換算，但發票日到支付日的匯率差、以及美元買賣匯率差仍需考慮。固定運維費可在運營期內與消費價格指數CPI掛鉤進行調價。
2.3電量電費可變運維費部分
可變運維費部分與電廠凈出力直接相關，計算相對簡單。計算公式為：可變運維費=實際凈發電量Eax可變運維費率VOMRm可變運維費包括美元和當地幣盧比兩部分，以盧比支付，美元部分按照支付日美元匯率進行換算，但發票日到支付日的匯率差、以及美元買賣匯率差仍需考慮。可變運維費可在運營期內與CPI掛鉤進行調價。
2.4補充付款
除上述容量電費和電量電費支付外，PLN的PPA還規定了其它支付電費的情形：(1)調試發電電費：如調試為計劃內試驗，則調試期間所發電量可出售，但發電時間至少達到6h且通過接入點試驗，通常調試所發電費只能收到可變費用;(2)歸結為PLN的啟動費用：主要針對非計劃內或者強制停機后的啟動費用;(3)緊急發電電費：緊急情況下，如PLN要求電站超合同容量發電，PLN也將支付相應電費。
2.5總結
由上述電價結構不難看出，電費高低取決于實際所出售的電量、電站的性能和質量以及運營期電廠的運營可靠性等情況，如可用率方面，通過可用性記錄考察是否達到可用率保證值，如可用率達不到約定值，容量電價將降低;合同容量方面，通過每半年的凈出力測試考察電站是否達到合同約定的可靠發電容量，與容量電價掛鉤。上述電價結構、計費幣種、電費計算方式以及特殊情形下的電費補貼按照項目建設期和運營的各項目投入成本和費用的構成有機結合，體現了PLNPPA的合理性和可融資性，也揭示了電價和電費計算的邏輯所在，值得電力項目開發人員學習和借鑒，為其他國別及其他類項目PPA談判提供一定參考和指導。
3印尼垃圾發電項目電價機制
2018年印尼中央政府發布了第35號總統令，鼓勵在12個城市(包括雅加達、棉蘭、泗水、巴厘島等城市)以BOT形式建設垃圾發電站。2019年10月，印尼總統辦公室和能礦部發布了《印尼國電公司PPA簽署流程和各類型電站標桿電價的總統令》對印尼的垃圾發電價格有了進一步的規定，明確了垃圾發電項目可由項目所在地市長/行政長官向能源部部長推薦當地已經選定的垃圾發電開發商。
了解和熟悉印尼垃圾發電項目PPA，對企業掌握該市場的垃圾發電類項目開發先機和主動性頗有助益。印尼垃圾發電項目的電價結構與傳統電力項目的電價結構有所不同，不再設置兩部制，僅基于發電量支付電費。自印尼35號總統令頒布至今尚無進入實際執行的PPA案例，目前接觸到的垃圾發電項目PPA文本中雖然規定了最低購買量，但在電費計算中規定了電站發電量達不到最低購買量時的罰款，對如購電方購電量達不到最低購買量時的電費計算則沒有具體說明，還需要進一步探討和研究。
3.1電費計算主要內容
(1)申報發電容量PD根據年申報發電量除以期間小時數確定，通常在每年初提交購電方。(2)超發電量：當月發電量大于申報發電量、但小于申報發電量的110%時：超發電量KEL(kWh)=月發電量EDB-月申報發電量DPB;超發電費=(EDB-DPB)×0.3×電價HEL;當月發電量大于申報發電量的110%時：超發電費=0.1×DPB×0.3×HEL=0.03×DPB×HEL，即對于月發電量大于申報發電量110%以上的部分不予支付。
(3)電網調度停機補償：如停機小時數KD≤300h，無補償，如KD大于300h，則停機補償費KKD=PD×Σ(KD-300)-Σ之前月份已結清的補償小時數。(4)扣款費用：當實際發電量低于申報發電量的80%時，將產生罰款PT=虧發電量SPB×0.75×HEL。其中，虧發電量SPB=月最低購買電量PBMEDB，PBM=0.8×DPB。(5)無功罰款：當無功輸出小于最低無功要求時，將產生相應罰款。
3.2月電費計算
月發電量大于110%月申報量時：當月電費=DPB×HEL+0.03×DPB×HEL+超時發電補償-罰款;(2)月發電量大于月申報電量但小于110%月申報量時：當月電費=DPB×HEL+(EDB-DPB)×0.3×HEL+超時發電補償-罰款;(3)月發電量小于月申報量但大于80%月申報量時：當月電費=EDB×HEL-罰款;(4)月發電量小于80%月申報量時：當月電費=EDB×HEL-虧發扣款-罰款。
3.3垃圾發電項目可融資性探討
垃圾發電項目的收益通常來源于電費和垃圾補貼，也有一些國家如孟加拉沒有垃圾補貼，僅有電費，但電價相對較高，可以覆蓋項目的投資回報及融資成本。印尼垃圾發電項目的收益包括電費和垃圾補貼兩部分，因此在分析該類垃圾發電項目的可融資性時，現金流預測應同時考慮預期電費和垃圾補貼在運營期的可靠性和穩定性，且僅兩者均有可靠支付保證的情況下，項目才真正具備可融資性，這也是融資機構考察的重點。
目前很多海外垃圾發電項目沒有落地的原因之一是電費和垃圾補貼分屬中央政府和地方政府支付，且電價結構非兩部制而是基于實際發電量支付，加之垃圾供應的數量和質量因素，電費本身不能完全覆蓋投資回報和融資費用;同時，從垃圾補貼方面來講，大多數發展中國家的地方政府財政狀況不佳，支付保證薄弱。綜合這兩方面的收入來源情況，很多垃圾發電項目的可融資性條件還有待探討和進一步優化。
4結語
印尼垃圾發電PPA還在逐步完善當中，其基于NoEnergyNoPayment機制在可融資性及投資回報方面天然存在一定的風險，因此一些投資方在積極與購電方協商垃圾發電項目電價結構參考傳統電力項目設置兩部制電價，另一方面爭取在垃圾供應協議中獲取更多的保障。PLN傳統電力項目PPA雖然較為復雜，但也很典型，充分熟悉有助于了解購售電方在PPA中的利益和風險分配以及PPA的內在邏輯，在進行其它電力項目PPA談判時可以相對主動。理解并運用好印尼電力項目PPA，有助于企業從投資視角在項目前期開發中判別項目的可行性，集中優勢資源開發重點項目，有效提高電力投資項目開發質量和效率。
參考文獻
[1]印尼國家電力公司購電協議模板[Z].
[2]胡恒松,陳德華,黃茗儀,等.PPP項目可融資性評價研究與應用[M].北京:經濟管理出版社,2018.
[3]易帆.基于照付不議的印尼兩部制上網電價計算[J].管理學家,2013,(1):49～50.
作者：劉伯宣喬俊仙
相關閱讀
