当前世界上还有相当一部分国家用电水平不高，电力已成为经济发展和民生改善的制约因素。同时，伴随中国大力倡导的“一带一路”发展战略，电力能源基础设施的建设需求不断增加。中国发电企业和工程承包商也正积极参与国际电力项目的建设。目前，国际上许多国家在电力建设中采用独立发电厂商（independent power producer，IPP）模式。该模式是指引入投资方投资兴建发电厂，并成立专门的项目公司负责电厂的建设及运营。通常项目的发起方会采用BOOT（build-own-operate-transfer）即建设−拥有−运营−移交的模式实施此类独立发电厂项目。项目公司作为售电方，通过与购电方签署购电协议（power purchase agreement，PPA）出售电力，投资方以长期电力销售的形式获取投资回报。

独立发电厂BOOT项目体系的核心就是购电协议PPA。PPA条款中的电价机制设计将直接关系到项目能否产生充足、稳定的现金流，这也是项目投资方获取预期收益和利润水平的关键因素。本文以目前中国企业在印尼参与的大量独立发电厂BOOT项目为例，对其购电协议的电价机制设计原则和要点进行探讨和解析，以期为中国企业投资海外电站类项目提供一定的借鉴和参考。

1 电价机制设计类型

世界各国的电价形成机制基本遵循“市场供求决定电力价格”的价值规律，但受各国国情影响，具体的电价形成机制各有差异。

1.1 欧美等发达国家和地区^［1］

美国推崇电力市场自由发展，鼓励私人企业进入发电市场，增加电力供应。在发电和电力销售环节，美国完全放开市场，所有发电企业公平竞争上网，而且电力用户也可以在各发电公司之间自由选择。电价放开并由市场竞价决定，以满足全部负荷需要的最后一台机组的竞价（即最高价）作为统一的结算价。为保证电力交易的公平运营环境，联邦政府机构下的联邦能源监管委员会负责电网和电力交易所等行业的运营监管，并对每天电力交易的价格波动进行监控。同时，各州成立公用事业委员会负责各自的电力配售。当燃料价格或其他运营成本大幅波动触发电价调整时，联邦和各州委员会将召开价格调整听证会。

德国目前的电力体制是发电、输电、配电各环节完全分开，成本透明，独立核算，售电端则完全对社会放开。电网公司不与最终用户直接签约，所有用户都只与独立的售电公司签约买电，并且只需支付输配电公司输配电费。德国四大电力公司仅负责输电业务和提供配电服务。德国电力工业已逐步形成输配电网垄断经营，发电侧与售电侧自由竞争的格局。

1.2 东南亚发展中国家

菲律宾是典型的发电−输电−配电−售电完全市场化竞争的国家。在市场化体制下，供电公司需从发电厂采购电力，通过输电公司送至配电区域，由配电公司的自有销售配电网络最终售卖给各类电力用户。发电厂除与售电商直接签署双边售电协议外，还可在现货市场上挂牌出售电力。如果挂牌价格低于交易周期清算价格，则获得电网调度，交易成交。其中，新能源电厂具有优先调度权，而传统能源电厂则完全凭价格竞争。

巴基斯坦鼓励电力行业实行私有化改革，积极引进私人电力投资项目，并具有三十多年的独立发电厂开发历史。巴基斯坦的电价定价主要有两种方式：一种是“成本加”模式，即由发电厂根据项目实际成本和预期收益自主申请电价，由巴基斯坦国家电力监管局（NEPRA）进行复核；另一种是“标杆电价”模式，即由NEPRA通过组织各类专家研究分析并召开多次公开听证会后，核定不同规模火电项目的平均造价，在此基础上制定“标杆电价”，发电厂商需无条件接受^［2］。

印尼的电力行业主要依托印尼国企−国家电力公司（PLN）主管全国的发电、电网以及具体规划。近些年为缓解电力紧张局面，降低电厂建设成本，印尼逐渐放开发电市场，部分发电项目通过国际招标的形式引入独立发电厂商，独立发电厂商生产的电能以长期售电协议（PPA）的形式销售给PLN。目前PLN的发电份额已降至86%，但电网份额仍保持在100%。2002年9月，中国化学工程集团公司成功承接印尼巨港150 MW燃气电站BOOT项目。这是中国企业在国外的第一个BOOT电站类项目。2011年7月，中国神华集团投资的国华印尼南苏电厂2 × 150 MW燃煤机组顺利并网发电。这是中国企业在海外投资的第一个煤电一体化项目，被印尼政府列为示范工程，受到该国矿产能源部和印尼国家电力公司的推崇。印尼凭借长期的电力需求和成熟的电力开发模式已然成为中国企业开拓电力工程市场的热土。

目前国际上BOOT电力类项目通用的电价机制设计主要有两种^［3］：

一是购电方承诺售电方每年最低利用小时数或每年最低上网电量，售电方以此作为销售电量的单一计量基准，向购电方收取售电收益。这称为单一制电价。

二是购电方不予承诺售电方每年最低利用小时数或每年最低上网电量，但售电方按照电站的可用容量和实际上网电量，分成两部分向购电方收取售电收益。这称为两部制电价。

上述两种电价设计都是遵循照付不议（take or pay）模式，对售电方的投资收益予以保证。单一制电价的设计比较简单，但无法全面覆盖市场风险和电站实际运行时的各种状况。两部制电价的设计更为复杂和全面，对于购电和售电双方而言，在电价设计上都拥有各自灵活的发言权以保障各方权益。本文将对目前印尼电力市场上通行的两部制电价的设计机制进行详细阐述。

2 两部制电价 2.1 电价组成

两部制电价通常指的是将电站销售电价划分为容量电价（capacity payment）和电量电价（energy payment）两部分。容量电价表征的是电站装机所具有的电力供应的能力（也可通俗理解为装机容量），而并非电站实际的上网供应电量。因此，一般在电站建设完工后，购电方会对电站装机的实际外供电最大能力进行性能测试和标定，以此作为容量电价计算的基础。印尼燃煤电站PPA中容量电价的计算包含三个子项：

(1)子项A——电站建设投资折算电价

$ \qquad{A_{\rm{m}}} = \frac{{{D_{\rm{C}}}{P_{{\rm{Hm}}}}{C_{{\rm{CRm}}}}{A_{{\rm{Fa}}}}}}{{{P_{{\rm{Ha}}}}}} $

(1)

式中：A_m为子项A的每月售电电价；D_C为电厂装机外供电最大能力；P_Hm/P_Ha为计价周期的时间系数，值为每月小时数/8 760 h；C_CRm为建设投资单位系数，货币单位·kW⁻¹·a⁻¹；A_Fa为发电机组在计价周期内的实际可用系数。

（2）子项B——电站运营期固定运行维护费用折算电价

$ \qquad{B_{\rm{m}}} = \frac{{{D_{\rm{C}}}{P_{{\rm{Hm}}}}{F_{\rm{m}}}{A_{{\rm{Fa}}}}}}{{{P_{{\rm{Ha}}}}}} $

(2)

式中：B_m为子项B的每月售电电价；F_m为运营期固定运行维护费用的单位系数，货币单位·kW⁻¹·a⁻¹。

（3）子项E——外部输电线路建设投资折算电价

$ \qquad{E_{\rm{m}}} = \frac{{{D_{\rm{C}}}{P_{{\rm{Hm}}}}{C_{\rm{cm}}}{A_{{\rm{Fa}}}}}}{{{P_{{\rm{Ha}}}}}} $

(3)

式中：E_m为子项E的每月售电电价；C_cm为外部输电线路建设投资的单位系数，货币单位·kW⁻¹·a⁻¹。

A_m、B_m和E_m三项之和即是每月容量电价的售电电价。

除容量电价外，购电方还需支付电量电价。电量电价对应的就是电站机组实际运行时的外供上网电量，该电量会在供电点的电能计量装置中进行实时记录。印尼燃煤电站PPA中电量电价的计算包含两个子项：

（1）子项C——电站实际供电燃煤成本折算电价

$ \qquad{C_{\rm{m}}} = \frac{{{E_{\rm{a}}}{S_{\rm{w}}}{E_{\rm{cm}}}}}{{{S_{{\rm{cc}}}}}} $

(4)

式中：C_m为子项C的每月售电电价；E_a为在计价周期内电站实际的外供电量；S_w、S_cc分别为在计价周期内燃料煤的加权热耗率和标定热耗率；E_cm为燃料煤的发电单位成本费率，货币单位·kW⁻¹·h⁻¹。

（2）子项D——电站运营期可变运行维护费用折算电价

$ \qquad{D_{\rm{m}}} = {E_{\rm{a}}}{V_{\rm{m}}} $

(5)

式中：D_m为子项D的每月售电电价；V_m为运营期可变运行维护费用的单位系数，货币单位·kW⁻¹·a⁻¹。

C_m、D_m两项之和即是每月电量电价的售电电价。

2.2 电价核心因子 2.2.1 容量电价

容量电价虽然由子项A、B和E三者组成，但对于整个电站投资而言，电站主机装置的建设投资占最大比例，而子项 A 则正是针对电站建设投资的折算电价，是售电方获得电站机组设备、土建施工、设备安装调试等项目建设投资资金回报的主要来源 ^［4］。子项B则是包含电站日常运营期间的人员工资、设备维护、经营及管理的所有费用。子项E仅是回收电站配套的外围输电线路的建设投资。输电线路建成后，一般都会移交给当地电力公司进行操作管理和维护。因此，对子项 A 的测算，是独立发电厂类项目进行项目全投资分析的主要依据。从子项 A 的计算式可以发现，当电站建设投资确定后（即 C_CRm确定），由于电站装机的实际外供电最大能力由专门的性能测试进行标定，子项A的价格高低还会受到A_Fa 影响。同时，子项 B、E 也都与 A_Fa 关联。在容量电价的计算公式中引入A_Fa，目的在于兼顾售电方和购电方的利益。A_Fa 的计算式为

$ \qquad{A_{{\rm{Fa}}}} = \dfrac{{\displaystyle\sum\limits_{i = 1}^{{P_{{\rm{Hm}}}}} {{Q_i} + {D_{{\rm{CH}}}}} }}{{{D_{\rm{C}}}{P_{{\rm{Hm}}}}}} $

(6)

式中： $\displaystyle\sum\limits_{i = 1}^{{P_{{\rm{Hm}}}}} {{Q_i}} $ 为在计价周期P_Hm(以小时i为计量单位，整个计价周期为一个月) 计量装置测定的电站实际累计发电量，kW·h；D_CH为因电网调度导致电站降低发电负荷或停机时的调度电量，在电站遭调度的时间内，其取值视为电站满负荷状态下累计的对外供电量，kW·h；D_CP_Hm为电站在计价周期内可对外供电的最大累计电量，kW·h。

A_Fa的计算中不仅考虑到电站在计价周期内的实际发电量，同时也包含着电站受外部调度的变化因素。从系数的定义上看，都是在保护售电方的利益，从而尽可能降低外界对电站运行的影响。从购电方的角度出发，电站受电网调度不可避免，而且调度因素也可能是受不可抗力等原因导致。但同时购电方也希望售电方能够稳定、长期供应合格电量，如因电站自身设备质量或运行管理水平不佳导致电站的实际发电量过低，无法满足当地用电需求，此时购电方也不愿支付容量电费。基于公平原则，印尼电站的PPA中都会明确一个预期可用系数A_Fpm。设定A_Fpm的目的，这一方面是对电站设备可靠性和管理水平提出要求，另一方面也是适当降低购电方的购电成本。如果 ${A_{{\rm{Fa}}}} \gg {A_{{\rm{FPm}}}}$ ，表示售电方超额完成发电任务，或是电网调度周期过长，高出A_Fpm部分则按C_CRm的一半支付，即购电方可以低价购买超额的电量；如果 ${A_{{\rm{Fa}}}}< {A_{{\rm{FPm}}}} $ ，表示即使考虑电网调度影响，但售电方仍未能完成发电任务，说明电站设备利用率和可靠性较低，则低于A_Fpm部分按照C_CRm作为基数计算对售电方的罚款。

2.2.2 电量电价

电量电价的两个子项主要体现燃料成本和在容量电价中未被包含的可变运行维护成本，其中子项C按燃料煤成本折算的电价则是占电量电价的最大比例，子项E仅是电站日常运行期间的公用工程（水、电等）和化学品消耗费用。在电量电价中引入燃料煤的成本，也是基于电价与燃料煤市场价格指数相联动（煤电联动）原则，旨在保护售电方不会因燃煤成本的剧烈波动而影响投资收益。但煤电联动原则除了价格关联外，同时电价也是与煤质相关联。所以在电量电价的计算式中引入S_w，其表征的是在计价周期内，整个发电装置热耗率因随入炉燃料热值的波动而发生变化的加权平均值。若售电方一味追求低成本燃料煤，则低阶煤的热值将低于设计煤种，低热值不仅会增加发电装置的热耗率，也将可能降低发电装置的效率，从而影响发电装置的额定出力，造成难以生产足够电量的情形^［5］。因此，这促使售电方在成本和收益之间进行权衡。

2.2.3 电价其他变量

除了上述核心影响因素外，容量电价和电量电价还会随着当地货币汇率和当地消费指数联动调整。这也是基于使电价尽量与当地成本贴合，不致使售电方或购电方承担因成本变动而导致的费用偏差。

3 定价机制的应对建议

单一制电价和两部制电价并无本质区别，两种模式都能保证项目公司的投资收益。但对投资方而言，只有准确了解项目的建设和运行成本后，才能对项目的预期收益进行合理预测。所以投资方应详细分析电厂机组的利用小时数，特别是煤质对机组运行的影响，以及当地检修能力对日常检修周期的影响，以便测算项目运营期为20年甚至更长的时间跨度内电厂实际的运行成本。

另一方面，对于投资方决策判断而言，确保购电协议项下购电方的履约能力是购电协议能否产生充足、稳定的现金流的关键，同时也直接关系到能否保证项目长期、稳定的收益，因此应重点关注对于购电方支付义务的保障形式。对于政治风险较大的国家，最好是购电方的东道国政府能够明确承担购电方的付款义务，以主权担保形式保证购电协议项下购电方的支付义务，或是购电方具有实力的母公司以母公司担保的形式对购电方进行背书，间接保证购电方的支付能力。

4 结束语

印尼电力市场通行的购电协议PPA范本以容量电价和电量电价的两部制电价设计结构作为核心机制，本质是基于“煤电联动，照付不议”的公允原则。虽然构成复杂，但逻辑严谨，对售电方和购电方都公平合理。两部制电价对于建设投资和运营成本的回报和补偿采取了截然不同的计算参数和算法，其核心系数的选取影响项目的全投资财务模型，甚至决定整个项目的投资决策。本文通过对印尼购电协议中容量电价和电量电价的计算方法进行阐述和解析，旨在帮助准备涉足电力投资行业的中国企业理解海外电力市场中电价的定价规则，希望作为投资方开展相关业务时投资获利和规避风险的有益参考。