煤电电价模型风险分析

摘要：巴基斯坦为尽快解决电力供应短缺问题并吸引投资，正不断制定并完善煤电项目前端电价的定价指导文件。对这些指导文件进行了介绍，论述了其电价组成的模型设计，同时对电价模型中的风险进行了分析。

关键词：火力发电；电价；分析

１研究背景

火电在巴基斯坦电力供应中占主导地位，主要以燃油和天然气为燃料。中国政府及企业一直在积极推动巴基斯坦能源的建设［１］，但是由于各种原因导致项目的进展缓慢。中巴两国政府为了打造中巴命运共同体，全方位推动中巴经济走廊建设，尽快解决巴基斯坦的电力供应短缺问题，于２０１４年１１月签署了《关于中巴经济走廊能源项目合作的协议》［２］，优先实施的项目总装机容量为１０４０万ｋＷ，积极推进的项目总装机容量为６６４．５万ｋＷ，其中燃煤发电的项目建设是协议的一个核心。巴基斯坦前端电价（即上网电价）的制定机构国家电力监管机构（ＮＥＰＲＡ）通过不断与巴基斯坦能源局、投资方等进行沟通，已初步完成了前端电价的指导文件。前端电价与投资方利益息息相关，需要正确解读该指导文件，并对其风险进行分析。

２巴基斯坦电力情况

巴基斯坦政府为了提高发电系统的整体效率，出台了鼓励私营领域投资办电的政策，并对国有电力部门和企业实行私有化，１９９７年通过法律赋予ＮＥＰＲＡ相关的权力。目前，ＮＥＰＲＡ作为独立机构对巴基斯坦电网系统进行监控，通过制定电网规范确定发电企业、电网公司和最终用户等在电网中的义务和责任，依法组织审核和批准电网系统中发输配电企业的资质，确定或调整上网电价，最终所做的决定将对社会公开并接受社会监督。发电公司与电网公司按照ＮＥＰＲＡ确定的上网电价签订购电协议，协议确定相互之间的权利和义务。政府部门对项目的具体实施等进行促进和管理。电网公司根据ＮＥＰＲＡ公布的各发电企业上网电价，优先接纳电价较低的发电企业电量。资料显示，２０１２年巴基斯坦天然气和燃油能源供应比例分别为２６％和３４．８３％，水电为３２％，燃煤小于１％，核电为４．９２％，其它清洁能源为２．１８％。巴基斯坦火电燃料中的天然气和燃油主要依赖进口。截至２０１３年６月，巴全社会装机容量为２０８４９ＭＷ，其中水电为６９２８ＭＷ，占３３．２％；火电为１３２２２ＭＷ，占６３．４％；核电为６５０ＭＷ，占３．１％；风电为５０ＭＷ，占０．２％。考虑到能源结构不平衡，水电供应随季节变化较大，巴基斯坦电网规划至２０２３年将新增装机２２８３２ＭＷ，同时为进一步降低电价，规划火电机组着重发展燃煤发电机组。巴基斯坦政府为了鼓励开发本国煤矿资源，于２００８年决定印发关于塔尔地区煤电项目的前端电价［３］，但是由于各种原因项目未能落地［１］。之后，２０１３年６月决定了进口煤电和国产非塔尔煤电前端电价［４］，并于２０１４年６月进行了更新完善［５］。２０１４年７月，针对塔尔煤矿项目又印发了更加详尽的针对塔尔煤的前端电价指导文件［６］。

３巴基斯坦前端电价指导文件介绍

考虑到前端电价指导文件较多，笔者以２０１４年６月进口煤和国产非塔尔煤前端电价的决定为基准，对煤电前端电价模型进行介绍，对电价组成及其计算方式进行分析，然后对塔尔煤前端电价文件的主要调整内容进行说明。这些指导文件在编制中经过了充分沟通，也综合了各方利益，给项目投资方预留了充足盈利空间。电价模型采用固定净资产收益率方式，吸引投资方进行投资，投资方受益已考虑在净资产收益率中，同时核实发电过程中每供应１ｋＷｈ电量所需的各种成本，进而转换为单位电量的前端电价。２０１４年６月前端电价决定文件中，前端电价主要采用两部制前端电价的原则，即前端电价分为容量电价和电量电价两部分。其中，电量电价考虑燃料成本、可变运维成本、灰渣处理成本和石灰石成本等，容量电价包括固定运维成本、营运资金成本、保险成本、净资产收益成本、贷款成本（贷款还本成本和贷款还息成本）等。燃料成本是发电过程中消耗燃料的成本。燃料消耗量主要由燃料到电量的能量转换效率，即供电效率决定，燃料品质相同的情况下，供电效率越高，则燃料消耗量越低，燃料成本也越低。燃料价格主要考虑了燃料的产地价格和产地到电厂的运输附加成本，对进口燃料还考虑了燃料在煤码头转运产生的附加成本。运输过程中考虑燃料运输损失导致的消耗量或燃料价格变化。为了鼓励投资方采用先进技术提高供电效率，决定对供电效率提出了最低要求，并在商业运行时进行实际测量。实测效率低于最低要求时，前端电价将不再随燃料成本增加而提高。如果实测效率高于最低要求但不高于１．５％最低要求，那么ＮＥＰＲＡ将根据既定利益分成机制将供电效率提高引起的成本降低部分与投资方进行分成。当实测效率高于最低要求１．５％后，上网电价将不再随燃料成本的减少而降低，收益全部归投资方所得。２２０ＭＷ、３５０ＭＷ、６６０ＭＷ、１０９９ＭＷ等不同容量机组，其效率的最低要求略有差别。为了测算电价，在决定中对燃料品质、价格及运费等相关数据给出了假定，并且对采用进口燃料、国产燃料或混合燃料等情况都给出了相关计算公式，同时明确采购燃料的价格将会根据市场实际燃料价格波动情况进行调整。进口燃料和国产燃料运输过程中的损失分别按２％和１％考虑。通过沟通及对电厂情况进行调研，决定直接给出了可变运维成本确定值。可变运维成本根据调整方式的不同，分为国内和海外两部分。决定中明确所有机组容量的可变运维成本均为０．１１４巴基斯坦卢比／ｋＷｈ，其中国内部分为４０％，随国内居民消费价格指数（ＣＰＩ）进行调整；海外部分为６０％，随美元汇率和美国ＣＰＩ进行调整。灰渣处理成本和石灰石成本本应属于运维成本的一部分，但是考虑其特殊性，在决定中进行单独考虑，并给出参考值，分别为０．２２巴基斯坦卢比／ｋＷｈ和０．０９巴基斯坦卢比／ｋＷｈ，同时明确这部分成本价格会在项目投入商业运行时根据实际情况进行调整。固定运维成本类似于可变运维成本。决定根据不同机组容量给出不同电价，同时明确其中５０％随国内ＣＰＩ进行调整，５０％随美元汇率和美国ＣＰＩ进行调整。营运资金成本主要考虑电厂运行过程中购买燃料的资金成本，包括燃料库存资金成本和为保证燃料连续供应而产生的运营成本。燃料库存资金成本以卡拉奇银行利率加２％其它费用进行核算，燃料库存根据燃料来源进行区分，进口煤和国产煤分别按９０日和３０日考虑。保险成本主要考虑运营期间的保险费用，根据实际所产生的费用进行调整。决定给出能接受的费用上限为工程总承包成本的１％。净资产收益成本即投资方的股本资金。决定按照项目融资的方式考虑项目的资金来源，其中明确投资项目股本资金的比例不能低于项目动态总投资额的２０％，同时不高于３０％。如果股本资金高于３０％，则高出部分按债务资金成本的方式处理。之所以这么规定，是因为决定对于股本资金采用了较高的固定净资产收益率方式。由于净资产收益在机组投入商业运行后才能产生，在建设期是不存在的，因此为了平衡内部收益率，净资产收益率根据不同的建设周期而有所不同。同时，巴政府鼓励采用国产燃料项目，国产煤项目的净资产收益率高于进口煤项目。决定中，采用国产燃料且建设周期为４８个月的项目，其净资产收益率为２９．５％。债务资金成本包括利息成本和归还本金成本。决定充分考虑了不同方式下的融资成本及融资利率，包括巴国内融资、中国融资及其它国际市场融资等，不同融资方式对应不同的成本和不同的电价。决定中的融资利率参照伦敦银行或卡拉奇银行利率为基准，并允许３．５％或４．５％以内的上浮幅度，同时明确电价将随实际银行利率进行调整。为了使投资方尽量降低融资利率，决定明确若实际融资利率低于上浮幅度，则低于部分购电方与投资方将按６０∶４０进行利益分享。债务偿还采用等额本息还款法，每季度还款一次，１０年还清所有债务。对于电量电价而言，实际运行中，每供应１ｋＷｈ电量将需要一定的成本，不发电时则不需要考虑成本。对于容量电价而言，机组实际发电量变化时总成本变化不大，但是由于需考虑实际年发电量折算至单位电量的前端电价，因此前端电价将随实际年发电量的增加而降低。在决定的基础上，针对塔尔煤矿特殊情况，ＮＥＰＲＡ制定了塔尔煤前端电价模型。模型的主要特点是在电量电价中增加了电厂用水成本，且将燃料成本调整为固定燃料成本和变动燃料成本。同时，政府为鼓励塔尔煤矿项目的开发，在许多限制条件方面给予了优惠，例如塔尔煤项目３３０ＭＷ机组效率由３９％降低为３７％，塔尔煤４８个月建设周期项目的净资产收益率高达３４．４９％。

４风险分析

虽然中巴两国政府非常重视中巴经济走廊，但是巴基斯坦社会环境等外部风险［７］较多。经济上，巴基斯坦产业基础薄弱，投资环境欠佳。安全上，巴基斯坦国内安全形势也并不稳定。同时，域外国家可能对经济走廊有所干扰。此外，塔尔煤矿开发的投资风险也较大［８］，且前述前端电价模型本身也存在一定的风险。前端电价模型采用两部制电价方式，其中容量电价与机组利用小时数息息相关。机组利用小时数是机组毛实际发电量折合为毛最大容量（或额定容量）时的运行小时数［９］，机组可用小时数为运行小时数与备用小时数之和，机组降低出力等效停运小时数是机组降低出力小时数折合为毛最大容量时的停运小时数，机组等效可用因数即为机组可用小时数减去机组降低出力等效停运小时数后与统计期间小时数的比值。前端电价模型中要求发电厂保证机组等效可用因数不低于８５％，并在计算容量电价时基于机组年利用小时数８７６０×８５％＝７４４６ｈ这一数据。也就是说，模型在要求发电厂满足机组等效可用因数为８５％的同时要求电网公司保证能够采购电厂所发的电量，这里存在比较大的风险。根据中国电力可靠性管理中心２０１５年发布的数据，２０１４年我国各地区１００ＭＷ及以上容量火电机组（不含燃气机组）运行的可靠性指标中，等效可用因数为９１．９６％，但是单台机组年利用小时数仅为４９００．２６ｈ。可见，等效可用因数８５％的要求对于发电厂来说并不难，但机组年利用小时数７４４６ｈ对于电网就比较苛刻了，是不小的考验。当然，简单将我国与巴基斯坦进行类比并不科学，还有必要考虑目前巴基斯坦国内电力现状。巴基斯坦发电厂按公司主要分为ＷＡＰＤＡ水电、ＧＥＮＣＯｓ火电、ＩＰＰ火电、ＩＰＰ水电、ＩＰＰ核电。２０１３年，ＷＡＰＤＡ水电机组年利用小时数为４３５０ｈ，ＧＥＮＣＯｓ火电机组年利用小时数为２６６０ｈ，ＩＰＰ火电机组年利用小时数为４６７０ｈ，ＩＰＰ水电机组年利用小时数为３３９０ｈ，ＩＰＰ核电机组年利用小时数为５７００ｈ。同时据了解，巴基斯坦市场缺电更多体现在电力平衡能力不足及电价过高上。目前巴基斯坦实际的电力供应现状和电价模型中的理想情况相差甚远，而中国ＩＰＰ项目广西来宾电厂Ｂ厂的情况可以作为前车之鉴。来宾电厂Ｂ厂是１９９６年以建设、运行、转让模式建设的发电厂［１０］，１９９６年政府作为购电方签约时保证最低机组年利用小时数为５０００ｈ。在项目执行过程中，为了保证这一机组年利用小时数，电网公司付出了巨大的努力。按照塔尔煤电价模型，与机组等效可用因数相关的有固定燃料成本和容量电价成本，对于这样一个６６０ＭＷ的海外融资项目，可用率每降低０．１个百分点，前１０年每年将损失３９万美元，后２０年每年将损失２３万美元，３０年总计损失８５０万美元。据此推算，如果可用率降低至６２．８％，对应的机组年利用小时数为５５００ｈ，３０年总计损失约１８．８７亿美元。如果由于购电方原因导致机组利用小时数大幅度下降，这些损失将由电网公司承担，这可能会直接导致项目失败。因此，巴国前端电价模型风险很大，投资方需谨慎选择系统与配置，以电厂安全可靠运行为重。机组效率是电厂的核心指标，ＮＥＰＲＡ对发电效率的最低要求在几次电价模型中不断修改降低，最终２００ＭＷ机组的效率要求由３９．５％降低为３７％，６６０ＭＷ机组的效率要求由４２％降低为３９％，３００ＭＷ机组参照６６０ＭＷ机组，等级为３９％，这些调整体现了ＮＥＰＲＡ为吸引投资而做出的巨大让步，但同时会导致电价上涨。如前文对燃料成本的论述，该电价模型的利益共享机制对于投资方采用新技术提高发电效率有极大的鼓舞作用，但是实际效率的测试和确定很容易被电厂所左右，利益共享需要政府加大对电厂的监控。模型中效率要求总体并不高，且提高效率对投资方存在着极大的利润诱惑，但是如果不能达到效率要求也将存在较大的风险。针对６６０ＭＷ塔尔煤机组，如果供电效率超过４０．５％，每提高０．１个百分点，电厂每年将有约４３万美元的额外收益；但是如果供电效率达不到３９％，每降低０．１个百分点，电厂每年将承担４６．８万美元的损失。此外，通过前文对电价模型的介绍，可以看出前端电价将随外汇汇率波动、巴国内物价指数变化、融资利率波动、银行利率变化、石灰石价格变化及燃料煤质煤价波动等波动，这些不确定风险都将由ＮＥＰＲＡ承担。为了降低前端电价，ＮＥＰＲＡ需要对电厂实际供电效率、实际购煤情况、电厂燃料储量等进行核实和监控，这些数据的准确性也存在不确定性。电厂燃料的可靠供应对于电厂安全生产至关重要，虽然电价中对营运资金成本给予了足够的考虑，但是由于燃料中断进而影响机组等效可用因数的风险也将由电厂投资方承担。

５总结

对于目前巴基斯坦的电价模型进行了分析和说明，投资方可以据此对该电价模型的设计有一定了解和认识，可以根据该电价模型所制定的电价进行前端电价申请，也可以根据项目的特点按照电价模型制定原则对成本增加部分申请前端电价调整。巴国煤电前端电价文件中电价模型的设计已逐渐完善和严谨，ＮＥＰＲＡ或巴政府主动承担了较多风险，风险分配方式体现出巴国为推进煤电发展而付出的巨大努力和牺牲。目前，许多项目已经依据电价文件得到了最终批复并开始实施。任何一个项目都有风险分担均衡的问题，如果项目各方不对自身承担风险的合理尺度有科学预测，在权利与义务方面把握不当，将会付出高额的代价。另一方面，项目投资方和购电方中任何一方如果承担的风险超出了自身所能承受的范围，都可能会导致项目最终失败。通过本文分析，投资方可以了解巴电价模型及模型中的风险，从而可在项目投资意向期对项目进行客观分析，艺术类论文最终在决定实施项目时做出正确决策，并对其中的风险进行合理应对。

作者：宋矿伟 单位：上海交通大学机械与动力工程学院 上海电气电站集团

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