巴基斯坦煤電電價模型及風險分析

宋礦偉

1. 上海交通大學 機械與動力工程學院 上海 200240 2. 上海電氣電站集團 上海 201199

1 研究背景

火電在巴基斯坦電力供應中占主導地位，主要以燃油和天然氣為燃料。 中國政府及企業一直在積極推動巴基斯坦能源的建設[1]，但是由于各種原因導致項目的進展緩慢。中巴兩國政府為了打造中巴命運共同體，全方位推動中巴經濟走廊建設，盡快解決巴基斯坦的電力供應短缺問題，于2014年11月簽署了《關于中巴經濟走廊能源項目合作的協議》[2]，優先實施的項目總裝機容量為1040萬kW，積極推進的項目總裝機容量為664.5萬kW，其中燃煤發電的項目建設是協議的一個核心。巴基斯坦前端電價(即上網電價)的制定機構國家電力監管機構(NEPRA)通過不斷與巴基斯坦能源局、投資方等進行溝通，已初步完成了前端電價的指導文件。前端電價與投資方利益息息相關，需要正確解讀該指導文件，并對其風險進行分析。

2 巴基斯坦電力情況

巴基斯坦政府為了提高發電系統的整體效率，出臺了鼓勵私營領域投資辦電的政策，并對國有電力部門和企業實行私有化，1997年通過法律賦予NEPRA相關的權力。目前，NEPRA作為獨立機構對巴基斯坦電網系統進行監控，通過制定電網規范確定發電企業、電網公司和最終用戶等在電網中的義務和責任，依法組織審核和批準電網系統中發輸配電企業的資質，確定或調整上網電價，最終所做的決定將對社會公開并接受社會監督。發電公司與電網公司按照NEPRA確定的上網電價簽訂購電協議，協議確定相互之間的權利和義務。政府部門對項目的具體實施等進行促進和管理。電網公司根據NEPRA公布的各發電企業上網電價，優先接納電價較低的發電企業電量。

資料顯示，2012年巴基斯坦天然氣和燃油能源供應比例分別為26%和34.83%，水電為32%，燃煤小于1%，核電為4.92%，其它清潔能源為2.18%。巴基斯坦火電燃料中的天然氣和燃油主要依賴進口。截至2013年6月，巴全社會裝機容量為20849MW，其中水電為 6928MW，占33.2%；火電為13222MW，占63.4%；核電為 650MW，占3.1%；風電為50MW，占0.2%?？紤]到能源結構不平衡，水電供應隨季節變化較大，巴基斯坦電網規劃至2023年將新增裝機22832MW，同時為進一步降低電價，規劃火電機組著重發展燃煤發電機組。

巴基斯坦政府為了鼓勵開發本國煤礦資源，于2008年決定印發關于塔爾地區煤電項目的前端電價[3]，但是由于各種原因項目未能落地[1]。之后，2013年6月決定了進口煤電和國產非塔爾煤電前端電價[4]，并于2014年6月進行了更新完善[5]。2014年7月，針對塔爾煤礦項目又印發了更加詳盡的針對塔爾煤的前端電價指導文件[6]。

3 巴基斯坦前端電價指導文件介紹

考慮到前端電價指導文件較多，筆者以2014年6月進口煤和國產非塔爾煤前端電價的決定為基準，對煤電前端電價模型進行介紹，對電價組成及其計算方式進行分析，然后對塔爾煤前端電價文件的主要調整內容進行說明。

這些指導文件在編制中經過了充分溝通，也綜合了各方利益，給項目投資方預留了充足盈利空間。電價模型采用固定凈資產收益率方式，吸引投資方進行投資，投資方受益已考慮在凈資產收益率中，同時核實發電過程中每供應 1kWh 電量所需的各種成本，進而轉換為單位電量的前端電價。

2014年6月前端電價決定文件中，前端電價主要采用兩部制前端電價的原則，即前端電價分為容量電價和電量電價兩部分。其中，電量電價考慮燃料成本、可變運維成本、灰渣處理成本和石灰石成本等，容量電價包括固定運維成本、營運資金成本、保險成本、凈資產收益成本、貸款成本(貸款還本成本和貸款還息成本)等。

燃料成本是發電過程中消耗燃料的成本。燃料消耗量主要由燃料到電量的能量轉換效率，即供電效率決定，燃料品質相同的情況下，供電效率越高，則燃料消耗量越低，燃料成本也越低。燃料價格主要考慮了燃料的產地價格和產地到電廠的運輸附加成本，對進口燃料還考慮了燃料在煤碼頭轉運產生的附加成本。運輸過程中考慮燃料運輸損失導致的消耗量或燃料價格變化。為了鼓勵投資方采用先進技術提高供電效率，決定對供電效率提出了最低要求，并在商業運行時進行實際測量。實測效率低于最低要求時，前端電價將不再隨燃料成本增加而提高。如果實測效率高于最低要求但不高于1.5%最低要求，那么NEPRA將根據既定利益分成機制將供電效率提高引起的成本降低部分與投資方進行分成。當實測效率高于最低要求1.5%后，上網電價將不再隨燃料成本的減少而降低，收益全部歸投資方所得。220MW、350MW、660MW、1099MW 等不同容量機組，其效率的最低要求略有差別。為了測算電價，在決定中對燃料品質、價格及運費等相關數據給出了假定，并且對采用進口燃料、國產燃料或混合燃料等情況都給出了相關計算公式，同時明確采購燃料的價格將會根據市場實際燃料價格波動情況進行調整。進口燃料和國產燃料運輸過程中的損失分別按2%和1%考慮。

通過溝通及對電廠情況進行調研，決定直接給出了可變運維成本確定值。可變運維成本根據調整方式的不同，分為國內和海外兩部分。決定中明確所有機組容量的可變運維成本均為0.114巴基斯坦盧比/kWh，其中國內部分為40%，隨國內居民消費價格指數(CPI)進行調整；海外部分為60%，隨美元匯率和美國CPI進行調整。

灰渣處理成本和石灰石成本本應屬于運維成本的一部分，但是考慮其特殊性，在決定中進行單獨考慮，并給出參考值，分別為0.22巴基斯坦盧比/kWh和0.09巴基斯坦盧比/kWh，同時明確這部分成本價格會在項目投入商業運行時根據實際情況進行調整。

固定運維成本類似于可變運維成本。決定根據不同機組容量給出不同電價，同時明確其中50%隨國內CPI進行調整，50%隨美元匯率和美國CPI進行調整。

營運資金成本主要考慮電廠運行過程中購買燃料的資金成本，包括燃料庫存資金成本和為保證燃料連續供應而產生的運營成本。燃料庫存資金成本以卡拉奇銀行利率加2%其它費用進行核算，燃料庫存根據燃料來源進行區分，進口煤和國產煤分別按90日和30日考慮。

保險成本主要考慮運營期間的保險費用，根據實際所產生的費用進行調整。決定給出能接受的費用上限為工程總承包成本的1%。

凈資產收益成本即投資方的股本資金。決定按照項目融資的方式考慮項目的資金來源，其中明確投資項目股本資金的比例不能低于項目動態總投資額的20%，同時不高于30%。如果股本資金高于30%，則高出部分按債務資金成本的方式處理。之所以這么規定，是因為決定對于股本資金采用了較高的固定凈資產收益率方式。由于凈資產收益在機組投入商業運行后才能產生，在建設期是不存在的，因此為了平衡內部收益率，凈資產收益率根據不同的建設周期而有所不同。同時，巴政府鼓勵采用國產燃料項目，國產煤項目的凈資產收益率高于進口煤項目。決定中，采用國產燃料且建設周期為48個月的項目，其凈資產收益率為29.5%。

債務資金成本包括利息成本和歸還本金成本。決定充分考慮了不同方式下的融資成本及融資利率，包括巴國內融資、中國融資及其它國際市場融資等，不同融資方式對應不同的成本和不同的電價。決定中的融資利率參照倫敦銀行或卡拉奇銀行利率為基準，并允許3.5%或4.5%以內的上浮幅度，同時明確電價將隨實際銀行利率進行調整。為了使投資方盡量降低融資利率，決定明確若實際融資利率低于上浮幅度，則低于部分購電方與投資方將按60∶40進行利益分享。債務償還采用等額本息還款法，每季度還款一次，10年還清所有債務。

對于電量電價而言，實際運行中，每供應 1kWh 電量將需要一定的成本，不發電時則不需要考慮成本。對于容量電價而言，機組實際發電量變化時總成本變化不大，但是由于需考慮實際年發電量折算至單位電量的前端電價，因此前端電價將隨實際年發電量的增加而降低。

在決定的基礎上，針對塔爾煤礦特殊情況，NEPRA制定了塔爾煤前端電價模型。模型的主要特點是在電量電價中增加了電廠用水成本，且將燃料成本調整為固定燃料成本和變動燃料成本。同時，政府為鼓勵塔爾煤礦項目的開發，在許多限制條件方面給予了優惠，例如塔爾煤項目330MW機組效率由39%降低為37%，塔爾煤48個月建設周期項目的凈資產收益率高達34.49%。

4 風險分析

雖然中巴兩國政府非常重視中巴經濟走廊，但是巴基斯坦社會環境等外部風險[7]較多。經濟上，巴基斯坦產業基礎薄弱，投資環境欠佳。安全上，巴基斯坦國內安全形勢也并不穩定。同時，域外國家可能對經濟走廊有所干擾。此外，塔爾煤礦開發的投資風險也較大[8]，且前述前端電價模型本身也存在一定的風險。

前端電價模型采用兩部制電價方式，其中容量電價與機組利用小時數息息相關。機組利用小時數是機組毛實際發電量折合為毛最大容量(或額定容量)時的運行小時數[9]，機組可用小時數為運行小時數與備用小時數之和，機組降低出力等效停運小時數是機組降低出力小時數折合為毛最大容量時的停運小時數，機組等效可用因數即為機組可用小時數減去機組降低出力等效停運小時數后與統計期間小時數的比值。前端電價模型中要求發電廠保證機組等效可用因數不低于85%，并在計算容量電價時基于機組年利用小時數8760×85%=7446h 這一數據。也就是說，模型在要求發電廠滿足機組等效可用因數為85%的同時要求電網公司保證能夠采購電廠所發的電量，這里存在比較大的風險。根據中國電力可靠性管理中心2015年發布的數據，2014年我國各地區100MW及以上容量火電機組(不含燃氣機組)運行的可靠性指標中，等效可用因數為91.96%，但是單臺機組年利用小時數僅為4900.26h。可見，等效可用因數85%的要求對于發電廠來說并不難，但機組年利用小時數 7446h 對于電網就比較苛刻了，是不小的考驗。當然，簡單將我國與巴基斯坦進行類比并不科學，還有必要考慮目前巴基斯坦國內電力現狀。巴基斯坦發電廠按公司主要分為WAPDA水電、GENCOs火電、IPP火電、IPP水電、IPP核電。2013年，WAPDA水電機組年利用小時數為4350h，GENCOs火電機組年利用小時數為2660h，IPP火電機組年利用小時數為4670h，IPP水電機組年利用小時數為 3 390h，IPP核電機組年利用小時數為5700h。同時據了解，巴基斯坦市場缺電更多體現在電力平衡能力不足及電價過高上。目前巴基斯坦實際的電力供應現狀和電價模型中的理想情況相差甚遠，而中國IPP項目廣西來賓電廠B廠的情況可以作為前車之鑒。來賓電廠B廠是1996年以建設、運行、轉讓模式建設的發電廠[10]，1996年政府作為購電方簽約時保證最低機組年利用小時數為 5000h。在項目執行過程中，為了保證這一機組年利用小時數，電網公司付出了巨大的努力。按照塔爾煤電價模型，與機組等效可用因數相關的有固定燃料成本和容量電價成本，對于這樣一個660MW的海外融資項目，可用率每降低0.1個百分點，前10年每年將損失39萬美元，后20年每年將損失23萬美元，30年總計損失850萬美元。據此推算，如果可用率降低至62.8%，對應的機組年利用小時數為 5500h，30年總計損失約18.87億美元。如果由于購電方原因導致機組利用小時數大幅度下降，這些損失將由電網公司承擔，這可能會直接導致項目失敗。因此，巴國前端電價模型風險很大，投資方需謹慎選擇系統與配置，以電廠安全可靠運行為重。

機組效率是電廠的核心指標，NEPRA對發電效率的最低要求在幾次電價模型中不斷修改降低，最終200MW機組的效率要求由39.5%降低為37%，660MW 機組的效率要求由42%降低為39%，300MW 機組參照 660MW 機組，等級為39%，這些調整體現了NEPRA為吸引投資而做出的巨大讓步，但同時會導致電價上漲。如前文對燃料成本的論述，該電價模型的利益共享機制對于投資方采用新技術提高發電效率有極大的鼓舞作用，但是實際效率的測試和確定很容易被電廠所左右，利益共享需要政府加大對電廠的監控。模型中效率要求總體并不高，且提高效率對投資方存在著極大的利潤誘惑，但是如果不能達到效率要求也將存在較大的風險。針對660MW塔爾煤機組，如果供電效率超過40.5%，每提高0.1個百分點，電廠每年將有約43萬美元的額外收益；但是如果供電效率達不到39%，每降低0.1個百分點，電廠每年將承擔46.8萬美元的損失。

此外，通過前文對電價模型的介紹，可以看出前端電價將隨外匯匯率波動、巴國內物價指數變化、融資利率波動、銀行利率變化、石灰石價格變化及燃料煤質煤價波動等波動，這些不確定風險都將由NEPRA承擔。為了降低前端電價，NEPRA需要對電廠實際供電效率、實際購煤情況、電廠燃料儲量等進行核實和監控，這些數據的準確性也存在不確定性。電廠燃料的可靠供應對于電廠安全生產至關重要，雖然電價中對營運資金成本給予了足夠的考慮，但是由于燃料中斷進而影響機組等效可用因數的風險也將由電廠投資方承擔。

5 總結

對于目前巴基斯坦的電價模型進行了分析和說明，投資方可以據此對該電價模型的設計有一定了解和認識，可以根據該電價模型所制定的電價進行前端電價申請，也可以根據項目的特點按照電價模型制定原則對成本增加部分申請前端電價調整。

巴國煤電前端電價文件中電價模型的設計已逐漸完善和嚴謹，NEPRA或巴政府主動承擔了較多風險，風險分配方式體現出巴國為推進煤電發展而付出的巨大努力和犧牲。目前，許多項目已經依據電價文件得到了最終批復并開始實施。

任何一個項目都有風險分擔均衡的問題，如果項目各方不對自身承擔風險的合理尺度有科學預測，在權利與義務方面把握不當，將會付出高額的代價。另一方面，項目投資方和購電方中任何一方如果承擔的風險超出了自身所能承受的范圍，都可能會導致項目最終失敗。

通過本文分析，投資方可以了解巴電價模型及模型中的風險，從而可在項目投資意向期對項目進行客觀分析，最終在決定實施項目時做出正確決策，并對其中的風險進行合理應對。

[1] 徐云龍.中巴能源合作： 背景·現狀·前景[J].西南石油大學學報(社會科學版)，2015,17(5): 42-47.

[2] 何時有，肖欣.“中巴經濟走廊”能源電力項目的投資風險[J]. 國際經濟合作, 2015 (2)： 82-85.

[3] NEPRA.Indicative Tariff for Coal Based Power Plants[Z].

[4] NEPRA. Authority Determination of National Electric Power Regulatory Authority in the Matter of Upfront Tariff for the Projects on Imported/Local Coal (Other than Thar Coal) [Z].

[5] NEPRA.Decision of the Authority Regarding Reconsideration Request Filed by Government of Pakistan in the Matter of Upfront Tariff for Coal Power Projects [Z].

[6] NEPRA. Determination of the Authority in the Matter of Thar Coal Upfront Tariff[Z].

[7] 姚蕓.中巴經濟走廊面臨的風險分析[J].南亞研究，2015(2): 35-45.

[8] 宋明智,王立杰. 巴基斯坦塔爾煤田投資風險綜合評價[J]. 煤炭工程, 2012 (9)： 133-136.

[9] 發電設備可靠性評價規程： DLT 793—2012[S].

[10] 國家外匯管理局南寧分局課題組. BOT項目風險及外匯管理難點分析——對廣西來賓電廠B廠BOT項目的調查[J].廣西金融研究，2000(11)： 21-26.