印尼电力投资项目可融资性结合电价机制浅析

　　摘要：为适应国际市场形势的不断变化和升级，工程承包企业进行业务战略转型、探索投建营模式是企业实现业务结构升级和可持续发展的战略需要。阐述了电力项目购电协议在项目可融资性判断中的重要地位和影响，介绍了印尼传统电力项目和垃圾发电项目购电协议的基本情况、电价结构和支付机制，从而为工程承包企业在向电力项目投资业务转型发展的过程中了解电力项目的收益结构、判断项目未来现金流和可融资性方面提供一定的参考和借鉴。

　　关键词：购电协议;电价结构;支付机制;可融资性;电力项目;IPP

　　电力是许多“一带一路”沿线国家的重点发展领域，探索电力项目投资也因此成为中资企业参与“一带一路”建设的战略转型方向。当前市场形势下，企业需要从项目最前期介入，并且能够以投资方的视角考察和研究项目的投融资可行性，这是企业能否成功获取项目并顺利落地实施的根本因素之一。

　　2015年以来，印尼国家电力公司(PLN)推出和实施了一系列IPP项目，包括传统电力项目、垃圾发电项目和新能源电力项目，有着较为成熟和完善的合约文件体系。其中购电协议(PPA)是IPP项目中决定项目可融资性最为核心的文件之一，鉴于印尼国家电力公司PPA的典型性和代表性，本文简要总结了印尼电力项目电价结构和支付机制、分析其可融资性，为工程承包企业透彻理解电力项目收益结构并在前期开发谈判中提供一定的思路和借鉴。

　　1购电协议与项目可融资性

　　1.1购电协议

　　购电协议(PowerPurchaseAgreement，简称PPA)为政府或国有公共事业公司与电站投资人签署的电力销售和购买协议。其旨在通过条款设置，增强电站项目在建成后一定时期内收入的可预测性和持续性。PPA对上网电量、电价组成和结构、支付和调价机制、调度运行规范等做出约定，明确售电方和购电方之间的权利、义务和风险分配。PPA一旦签署完成，其将贯穿整个项目周期，成为电力项目融资、建设、运营和维护的基础。

　　1.2购电协议在项目可融资性中的重要作用

　　项目可融资性主要考虑的内容包括项目外部环境，如所在地政治、经济、法律环境等，项目自身条件，包括所采用的技术方案、未来现金流、支付方资信情况，以及项目实施方的经验和业绩等多重因素。项目可融资性不仅决定着项目是否能够落地实施，同时也直接关系项目的融资成本。

　　对融资机构而言，在判定项目的可融资性时，项目现金流预测和风险控制的评估是影响项目可融资性的决定因素。项目现金流的稳定性越高，则项目的可融资性越强。而PPA正是预测项目未来现金流及相关风险管控的根本依据，可以说，PPA是电力项目的融资基石。对于企业而言，为更好地获得融资支持，顺利推进项目开发，应参考银行的判定标准，对PPA的相关条款进行谈判，强化风险控制，有效提升项目的可融资性。近年来，印尼电力项目PPA架构已在多个项目成功实施，得到了国际国内融资机构的普遍认可，具有较强的可融资性。

　　2印尼传统电力项目电价机制

　　2.1总体情况

　　印尼传统电力项目PPA与孟加拉、巴基斯坦等国家的电力项目PPA在很多方面有相似之处，均为两部制电价，但印尼的PPA更具代表性。印尼传统电力项目PPA电价由两部分构成：一部分为容量电费，主要覆盖电站固定成本，包括资本投资回报和固定运维电费两部分，将固定运维电费单独列出，主要是考虑其随时间推移而发生的价格上涨;第二部分为电量电费，覆盖项目的可变成本。

　　2.2容量电费

　　2.2.1容量电费CCR部分

　　容量电费CCR部分意为投资回报，主要考察电站的净出力和可用率，计算公式和简要分析如下：

　　(1)当实际可用率AFa低于预期可用率AFpm时：当月容量电费CCR部分电费Am=净可靠发电容量NDCx(当期小时数PHm/全年小时数PHa)x年投资回报CCRmx实际可用率AFa如AFa低于AFpm，将产生欠发罚款PPm，即当期可用率不达标罚款：PPm=NDCx(PHm/PHa)xCCRmxAFpmx(AFpm-AFa)当实际可用率AFa大于预期可用率AFpm时：Am=NDCx(PHm/PHa)xCCRmxAFpm+NDCx(PHm/PHa)xAFa>AFpm时的投资回报CCRax(AFa-AFpm)用于计算AFa大于AFpm时的投资回报CCRa为年容量电费CCRmx50%。(2)年投资回报CCRm和净可靠容量根据月小时数占年小时数的比例以及月可用率换算为当月投资回报。预期可用率根据售电方与PLN共同确认的检修计划而编制的可用率分析报告确定。

　　(3)当AFa小于AFpm时，容量电价的罚款计算公式实际上是双重扣减，计算当月电费Am时的采用的可用率为AFa，PPm为在此基础上的再次罚款。当AFa大于AFpm时，会给予奖励，但奖励是有限的，仅能收回50%的投资回报。所导致的结果是，电站达到预期年可用率却无法收回全部投资回报，例如，AFpm为80%，12个月中，10个月AFa为80%，一个月AFa为70%，一个月AFa为90%，则相比每个月为80%的情况，年容量电费CCR部分将下降2%，有10个月AFa为80%，一个月AFa为60%，一个月AFa为100%，则相比每个月为80%的情况，年容量电费CCR部分将下降3%。容量电费CCR部分对应的是投资回报，2%甚至3%的降低是较为严重的问题，因此在设定CCRm年投资回报时需十分谨慎，这对整个项目的成本回收和投资收益至关重要。

　　(4)如年实际可用率大于等于预期年可用率时，应该设定合理的计算公式代替上述的罚款和奖励计算公式，但PLN的PPA没有这样的约定，因此，在设定投资回报CCRm时需充分考虑双倍罚款和减半奖励共存的情况，也因此可用性分析显得非常重要，应进行综合测算、合理设定AFpm从而使得CCRm年投资回报可以体现预期的、长期的年可用率。(5)NDC由最近一次的性能测试确定，在运营期每半年测一次。有些国家的PPA允许NDC在合同容量的基础上有1%的浮动，但PLN的PPA规定净可靠发电容量最大值即为合同容量，因此在设计时，需考虑和测算达不到保证出力的罚款和超过合同容量无相应奖励的情况。(6)容量电费CCR部分为美元计价，当地币支付，虽然基于支付日美元汇率进行换算，但发票日到支付日的汇率差、以及美元买卖汇率差仍需要考虑。

　　2.2.2容量电费固定运维费部分

　　容量电费固定运维费部分考虑电站具备运行状态、无论是否发电而需支出的固定运维费，计算公式和简要分析如下：(1)当AFa小于AFpm时：当月固定运维电费Bm=NDCx(PHm/PHa)x年固定运维费FOMRmxAFa当AFa大于AFpm时：Bm=NDCx(PHm/PHa)xFOMRmxAFpm(2)与2.2.1所述容量电费类似，与净可靠容量挂钩，同时包括了可用率的调整。与A部分不同的是，当AFa低于AFpm时无双重罚款，AFa高于AFpm时也没有奖励，仍需在设定FOMRm时考虑实际计算电费没有奖励只有扣款的情形，以避免发生年可用率达标但仍无法全部收回相应费用的情况发生。(3)固定运维电费分为美元和当地币卢比两部分，以卢比支付，美元部分按照支付日美元汇率进行换算，但发票日到支付日的汇率差、以及美元买卖汇率差仍需考虑。固定运维费可在运营期内与消费价格指数CPI挂钩进行调价。

　　2.3电量电费可变运维费部分

　　可变运维费部分与电厂净出力直接相关，计算相对简单。计算公式为：可变运维费=实际净发电量Eax可变运维费率VOMRm可变运维费包括美元和当地币卢比两部分，以卢比支付，美元部分按照支付日美元汇率进行换算，但发票日到支付日的汇率差、以及美元买卖汇率差仍需考虑。可变运维费可在运营期内与CPI挂钩进行调价。

　　2.4补充付款

　　除上述容量电费和电量电费支付外，PLN的PPA还规定了其它支付电费的情形：(1)调试发电电费：如调试为计划内试验，则调试期间所发电量可出售，但发电时间至少达到6h且通过接入点试验，通常调试所发电费只能收到可变费用;(2)归结为PLN的启动费用：主要针对非计划内或者强制停机后的启动费用;(3)紧急发电电费：紧急情况下，如PLN要求电站超合同容量发电，PLN也将支付相应电费。

　　2.5总结

　　由上述电价结构不难看出，电费高低取决于实际所出售的电量、电站的性能和质量以及运营期电厂的运营可靠性等情况，如可用率方面，通过可用性记录考察是否达到可用率保证值，如可用率达不到约定值，容量电价将降低;合同容量方面，通过每半年的净出力测试考察电站是否达到合同约定的可靠发电容量，与容量电价挂钩。上述电价结构、计费币种、电费计算方式以及特殊情形下的电费补贴按照项目建设期和运营的各项目投入成本和费用的构成有机结合，体现了PLNPPA的合理性和可融资性，也揭示了电价和电费计算的逻辑所在，值得电力项目开发人员学习和借鉴，为其他国别及其他类项目PPA谈判提供一定参考和指导。

　　3印尼垃圾发电项目电价机制

　　2018年印尼中央政府发布了第35号总统令，鼓励在12个城市(包括雅加达、棉兰、泗水、巴厘岛等城市)以BOT形式建设垃圾发电站。2019年10月，印尼总统办公室和能矿部发布了《印尼国电公司PPA签署流程和各类型电站标杆电价的总统令》对印尼的垃圾发电价格有了进一步的规定，明确了垃圾发电项目可由项目所在地市长/行政长官向能源部部长推荐当地已经选定的垃圾发电开发商。

　　了解和熟悉印尼垃圾发电项目PPA，对企业掌握该市场的垃圾发电类项目开发先机和主动性颇有助益。印尼垃圾发电项目的电价结构与传统电力项目的电价结构有所不同，不再设置两部制，仅基于发电量支付电费。自印尼35号总统令颁布至今尚无进入实际执行的PPA案例，目前接触到的垃圾发电项目PPA文本中虽然规定了最低购买量，但在电费计算中规定了电站发电量达不到最低购买量时的罚款，对如购电方购电量达不到最低购买量时的电费计算则没有具体说明，还需要进一步探讨和研究。

　　3.1电费计算主要内容

　　(1)申报发电容量PD根据年申报发电量除以期间小时数确定，通常在每年初提交购电方。(2)超发电量：当月发电量大于申报发电量、但小于申报发电量的110%时：超发电量KEL(kWh)=月发电量EDB-月申报发电量DPB;超发电费=(EDB-DPB)×0.3×电价HEL;当月发电量大于申报发电量的110%时：超发电费=0.1×DPB×0.3×HEL=0.03×DPB×HEL，即对于月发电量大于申报发电量110%以上的部分不予支付。

　　(3)电网调度停机补偿：如停机小时数KD≤300h，无补偿，如KD大于300h，则停机补偿费KKD=PD×Σ(KD-300)-Σ之前月份已结清的补偿小时数。(4)扣款费用：当实际发电量低于申报发电量的80%时，将产生罚款PT=亏发电量SPB×0.75×HEL。其中，亏发电量SPB=月最低购买电量PBMEDB，PBM=0.8×DPB。(5)无功罚款：当无功输出小于最低无功要求时，将产生相应罚款。

　　3.2月电费计算

　　月发电量大于110%月申报量时：当月电费=DPB×HEL+0.03×DPB×HEL+超时发电补偿-罚款;(2)月发电量大于月申报电量但小于110%月申报量时：当月电费=DPB×HEL+(EDB-DPB)×0.3×HEL+超时发电补偿-罚款;(3)月发电量小于月申报量但大于80%月申报量时：当月电费=EDB×HEL-罚款;(4)月发电量小于80%月申报量时：当月电费=EDB×HEL-亏发扣款-罚款。

　　3.3垃圾发电项目可融资性探讨

　　垃圾发电项目的收益通常来源于电费和垃圾补贴，也有一些国家如孟加拉没有垃圾补贴，仅有电费，但电价相对较高，可以覆盖项目的投资回报及融资成本。印尼垃圾发电项目的收益包括电费和垃圾补贴两部分，因此在分析该类垃圾发电项目的可融资性时，现金流预测应同时考虑预期电费和垃圾补贴在运营期的可靠性和稳定性，且仅两者均有可靠支付保证的情况下，项目才真正具备可融资性，这也是融资机构考察的重点。

　　目前很多海外垃圾发电项目没有落地的原因之一是电费和垃圾补贴分属中央政府和地方政府支付，且电价结构非两部制而是基于实际发电量支付，加之垃圾供应的数量和质量因素，电费本身不能完全覆盖投资回报和融资费用;同时，从垃圾补贴方面来讲，大多数发展中国家的地方政府财政状况不佳，支付保证薄弱。综合这两方面的收入来源情况，很多垃圾发电项目的可融资性条件还有待探讨和进一步优化。

　　4结语

　　印尼垃圾发电PPA还在逐步完善当中，其基于NoEnergyNoPayment机制在可融资性及投资回报方面天然存在一定的风险，因此一些投资方在积极与购电方协商垃圾发电项目电价结构参考传统电力项目设置两部制电价，另一方面争取在垃圾供应协议中获取更多的保障。PLN传统电力项目PPA虽然较为复杂，但也很典型，充分熟悉有助于了解购售电方在PPA中的利益和风险分配以及PPA的内在逻辑，在进行其它电力项目PPA谈判时可以相对主动。理解并运用好印尼电力项目PPA，有助于企业从投资视角在项目前期开发中判别项目的可行性，集中优势资源开发重点项目，有效提高电力投资项目开发质量和效率。

　　参考文献

　　[1]印尼国家电力公司购电协议模板[Z].

　　[2]胡恒松,陈德华,黄茗仪,等.PPP项目可融资性评价研究与应用[M].北京:经济管理出版社,2018.

　　[3]易帆.基于照付不议的印尼两部制上网电价计算[J].管理学家,2013,(1):49～50.

　　作者：刘伯宣乔俊仙