巴基斯坦煤電電價模型及風(fēng)險分析

宋礦偉

1. 上海交通大學(xué) 機(jī)械與動力工程學(xué)院 上海 200240 2. 上海電氣電站集團(tuán) 上海 201199

1 研究背景

火電在巴基斯坦電力供應(yīng)中占主導(dǎo)地位，主要以燃油和天然氣為燃料。 中國政府及企業(yè)一直在積極推動巴基斯坦能源的建設(shè)[1]，但是由于各種原因?qū)е马椖康倪M(jìn)展緩慢。中巴兩國政府為了打造中巴命運(yùn)共同體，全方位推動中巴經(jīng)濟(jì)走廊建設(shè)，盡快解決巴基斯坦的電力供應(yīng)短缺問題，于2014年11月簽署了《關(guān)于中巴經(jīng)濟(jì)走廊能源項目合作的協(xié)議》[2]，優(yōu)先實(shí)施的項目總裝機(jī)容量為1040萬kW，積極推進(jìn)的項目總裝機(jī)容量為664.5萬kW，其中燃煤發(fā)電的項目建設(shè)是協(xié)議的一個核心。巴基斯坦前端電價(即上網(wǎng)電價)的制定機(jī)構(gòu)國家電力監(jiān)管機(jī)構(gòu)(NEPRA)通過不斷與巴基斯坦能源局、投資方等進(jìn)行溝通，已初步完成了前端電價的指導(dǎo)文件。前端電價與投資方利益息息相關(guān)，需要正確解讀該指導(dǎo)文件，并對其風(fēng)險進(jìn)行分析。

2 巴基斯坦電力情況

巴基斯坦政府為了提高發(fā)電系統(tǒng)的整體效率，出臺了鼓勵私營領(lǐng)域投資辦電的政策，并對國有電力部門和企業(yè)實(shí)行私有化，1997年通過法律賦予NEPRA相關(guān)的權(quán)力。目前，NEPRA作為獨(dú)立機(jī)構(gòu)對巴基斯坦電網(wǎng)系統(tǒng)進(jìn)行監(jiān)控，通過制定電網(wǎng)規(guī)范確定發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)公司和最終用戶等在電網(wǎng)中的義務(wù)和責(zé)任，依法組織審核和批準(zhǔn)電網(wǎng)系統(tǒng)中發(fā)輸配電企業(yè)的資質(zhì)，確定或調(diào)整上網(wǎng)電價，最終所做的決定將對社會公開并接受社會監(jiān)督。發(fā)電公司與電網(wǎng)公司按照NEPRA確定的上網(wǎng)電價簽訂購電協(xié)議，協(xié)議確定相互之間的權(quán)利和義務(wù)。政府部門對項目的具體實(shí)施等進(jìn)行促進(jìn)和管理。電網(wǎng)公司根據(jù)NEPRA公布的各發(fā)電企業(yè)上網(wǎng)電價，優(yōu)先接納電價較低的發(fā)電企業(yè)電量。

資料顯示，2012年巴基斯坦天然氣和燃油能源供應(yīng)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(jìn)口。截至2013年6月，巴全社會裝機(jī)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(fēng)電為50MW，占0.2%?？紤]到能源結(jié)構(gòu)不平衡，水電供應(yīng)隨季節(jié)變化較大，巴基斯坦電網(wǎng)規(guī)劃至2023年將新增裝機(jī)22832MW，同時為進(jìn)一步降低電價，規(guī)劃火電機(jī)組著重發(fā)展燃煤發(fā)電機(jī)組。

巴基斯坦政府為了鼓勵開發(fā)本國煤礦資源，于2008年決定印發(fā)關(guān)于塔爾地區(qū)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(jìn)口煤電和國產(chǎn)非塔爾煤電前端電價[4]，并于2014年6月進(jìn)行了更新完善[5]。2014年7月，針對塔爾煤礦項目又印發(fā)了更加詳盡的針對塔爾煤的前端電價指導(dǎo)文件[6]。

3 巴基斯坦前端電價指導(dǎo)文件介紹

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

這些指導(dǎo)文件在編制中經(jīng)過了充分溝通，也綜合了各方利益，給項目投資方預(yù)留了充足盈利空間。電價模型采用固定凈資產(chǎn)收益率方式，吸引投資方進(jìn)行投資，投資方受益已考慮在凈資產(chǎn)收益率中，同時核實(shí)發(fā)電過程中每供應(yīng) 1kWh 電量所需的各種成本，進(jìn)而轉(zhuǎn)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(yùn)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(yùn)維成本、營運(yùn)資金成本、保險成本、凈資產(chǎn)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(fā)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(zhuǎn)換效率，即供電效率決定，燃料品質(zhì)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(chǎn)地價格和產(chǎn)地到電廠的運(yùn)輸附加成本，對進(jìn)口燃料還考慮了燃料在煤碼頭轉(zhuǎn)運(yùn)產(chǎn)生的附加成本。運(yùn)輸過程中考慮燃料運(yùn)輸損失導(dǎo)致的消耗量或燃料價格變化。為了鼓勵投資方采用先進(jìn)技術(shù)提高供電效率，決定對供電效率提出了最低要求，并在商業(yè)運(yùn)行時進(jìn)行實(shí)際測量。實(shí)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(shí)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(jù)既定利益分成機(jī)制將供電效率提高引起的成本降低部分與投資方進(jìn)行分成。當(dāng)實(shí)測效率高于最低要求1.5%后，上網(wǎng)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(jī)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(zhì)、價格及運(yùn)費(fèi)等相關(guān)數(shù)據(jù)給出了假定，并且對采用進(jìn)口燃料、國產(chǎn)燃料或混合燃料等情況都給出了相關(guān)計算公式，同時明確采購燃料的價格將會根據(jù)市場實(shí)際燃料價格波動情況進(jìn)行調(diào)整。進(jìn)口燃料和國產(chǎn)燃料運(yùn)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(jìn)行調(diào)研，決定直接給出了可變運(yùn)維成本確定值?？勺冞\(yùn)維成本根據(jù)調(diào)整方式的不同，分為國內(nèi)和海外兩部分。決定中明確所有機(jī)組容量的可變運(yùn)維成本均為0.114巴基斯坦盧比/kWh，其中國內(nèi)部分為40%，隨國內(nèi)居民消費(fèi)價格指數(shù)(CPI)進(jìn)行調(diào)整；海外部分為60%，隨美元匯率和美國CPI進(jìn)行調(diào)整。

灰渣處理成本和石灰石成本本應(yīng)屬于運(yùn)維成本的一部分，但是考慮其特殊性，在決定中進(jìn)行單獨(dú)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(yè)運(yùn)行時根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行調(diào)整。

固定運(yùn)維成本類似于可變運(yùn)維成本。決定根據(jù)不同機(jī)組容量給出不同電價，同時明確其中50%隨國內(nèi)CPI進(jìn)行調(diào)整，50%隨美元匯率和美國CPI進(jìn)行調(diào)整。

營運(yùn)資金成本主要考慮電廠運(yùn)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(xù)供應(yīng)而產(chǎn)生的運(yùn)營成本。燃料庫存資金成本以卡拉奇銀行利率加2%其它費(fèi)用進(jìn)行核算，燃料庫存根據(jù)燃料來源進(jìn)行區(qū)分，進(jìn)口煤和國產(chǎn)煤分別按90日和30日考慮。

保險成本主要考慮運(yùn)營期間的保險費(fèi)用，根據(jù)實(shí)際所產(chǎn)生的費(fèi)用進(jìn)行調(diào)整。決定給出能接受的費(fèi)用上限為工程總承包成本的1%。

凈資產(chǎn)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(tài)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(wù)資金成本的方式處理。之所以這么規(guī)定，是因?yàn)闆Q定對于股本資金采用了較高的固定凈資產(chǎn)收益率方式。由于凈資產(chǎn)收益在機(jī)組投入商業(yè)運(yùn)行后才能產(chǎn)生，在建設(shè)期是不存在的，因此為了平衡內(nèi)部收益率，凈資產(chǎn)收益率根據(jù)不同的建設(shè)周期而有所不同。同時，巴政府鼓勵采用國產(chǎn)燃料項目，國產(chǎn)煤項目的凈資產(chǎn)收益率高于進(jìn)口煤項目。決定中，采用國產(chǎn)燃料且建設(shè)周期為48個月的項目，其凈資產(chǎn)收益率為29.5%。

債務(wù)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(nèi)融資、中國融資及其它國際市場融資等，不同融資方式對應(yīng)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(zhǔn)，并允許3.5%或4.5%以內(nèi)的上浮幅度，同時明確電價將隨實(shí)際銀行利率進(jìn)行調(diào)整。為了使投資方盡量降低融資利率，決定明確若實(shí)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(jìn)行利益分享。債務(wù)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(wù)。

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

在決定的基礎(chǔ)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(diǎn)是在電量電價中增加了電廠用水成本，且將燃料成本調(diào)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(fā)，在許多限制條件方面給予了優(yōu)惠，例如塔爾煤項目330MW機(jī)組效率由39%降低為37%，塔爾煤48個月建設(shè)周期項目的凈資產(chǎn)收益率高達(dá)34.49%。

4 風(fēng)險分析

雖然中巴兩國政府非常重視中巴經(jīng)濟(jì)走廊，但是巴基斯坦社會環(huán)境等外部風(fēng)險[7]較多。經(jīng)濟(jì)上，巴基斯坦產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)薄弱，投資環(huán)境欠佳。安全上，巴基斯坦國內(nèi)安全形勢也并不穩(wěn)定。同時，域外國家可能對經(jīng)濟(jì)走廊有所干擾。此外，塔爾煤礦開發(fā)的投資風(fēng)險也較大[8]，且前述前端電價模型本身也存在一定的風(fēng)險。

前端電價模型采用兩部制電價方式，其中容量電價與機(jī)組利用小時數(shù)息息相關(guān)。機(jī)組利用小時數(shù)是機(jī)組毛實(shí)際發(fā)電量折合為毛最大容量(或額定容量)時的運(yùn)行小時數(shù)[9]，機(jī)組可用小時數(shù)為運(yùn)行小時數(shù)與備用小時數(shù)之和，機(jī)組降低出力等效停運(yùn)小時數(shù)是機(jī)組降低出力小時數(shù)折合為毛最大容量時的停運(yùn)小時數(shù)，機(jī)組等效可用因數(shù)即為機(jī)組可用小時數(shù)減去機(jī)組降低出力等效停運(yùn)小時數(shù)后與統(tǒng)計期間小時數(shù)的比值。前端電價模型中要求發(fā)電廠保證機(jī)組等效可用因數(shù)不低于85%，并在計算容量電價時基于機(jī)組年利用小時數(shù)8760×85%=7446h 這一數(shù)據(jù)。也就是說，模型在要求發(fā)電廠滿足機(jī)組等效可用因數(shù)為85%的同時要求電網(wǎng)公司保證能夠采購電廠所發(fā)的電量，這里存在比較大的風(fēng)險。根據(jù)中國電力可靠性管理中心2015年發(fā)布的數(shù)據(jù)，2014年我國各地區(qū)100MW及以上容量火電機(jī)組(不含燃?xì)鈾C(jī)組)運(yùn)行的可靠性指標(biāo)中，等效可用因數(shù)為91.96%，但是單臺機(jī)組年利用小時數(shù)僅為4900.26h。可見，等效可用因數(shù)85%的要求對于發(fā)電廠來說并不難，但機(jī)組年利用小時數(shù) 7446h 對于電網(wǎng)就比較苛刻了，是不小的考驗(yàn)。當(dāng)然，簡單將我國與巴基斯坦進(jìn)行類比并不科學(xué)，還有必要考慮目前巴基斯坦國內(nèi)電力現(xiàn)狀。巴基斯坦發(fā)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(jī)組年利用小時數(shù)為4350h，GENCOs火電機(jī)組年利用小時數(shù)為2660h，IPP火電機(jī)組年利用小時數(shù)為4670h，IPP水電機(jī)組年利用小時數(shù)為 3 390h，IPP核電機(jī)組年利用小時數(shù)為5700h。同時據(jù)了解，巴基斯坦市場缺電更多體現(xiàn)在電力平衡能力不足及電價過高上。目前巴基斯坦實(shí)際的電力供應(yīng)現(xiàn)狀和電價模型中的理想情況相差甚遠(yuǎn)，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(shè)、運(yùn)行、轉(zhuǎn)讓模式建設(shè)的發(fā)電廠[10]，1996年政府作為購電方簽約時保證最低機(jī)組年利用小時數(shù)為 5000h。在項目執(zhí)行過程中，為了保證這一機(jī)組年利用小時數(shù)，電網(wǎng)公司付出了巨大的努力。按照塔爾煤電價模型，與機(jī)組等效可用因數(shù)相關(guān)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(diǎn)，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(jù)此推算，如果可用率降低至62.8%，對應(yīng)的機(jī)組年利用小時數(shù)為 5500h，30年總計損失約18.87億美元。如果由于購電方原因?qū)е聶C(jī)組利用小時數(shù)大幅度下降，這些損失將由電網(wǎng)公司承擔(dān)，這可能會直接導(dǎo)致項目失敗。因此，巴國前端電價模型風(fēng)險很大，投資方需謹(jǐn)慎選擇系統(tǒng)與配置，以電廠安全可靠運(yùn)行為重。

機(jī)組效率是電廠的核心指標(biāo)，NEPRA對發(fā)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(jī)組的效率要求由39.5%降低為37%，660MW 機(jī)組的效率要求由42%降低為39%，300MW 機(jī)組參照 660MW 機(jī)組，等級為39%，這些調(diào)整體現(xiàn)了NEPRA為吸引投資而做出的巨大讓步，但同時會導(dǎo)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(jī)制對于投資方采用新技術(shù)提高發(fā)電效率有極大的鼓舞作用，但是實(shí)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(jiān)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(dá)到效率要求也將存在較大的風(fēng)險。針對660MW塔爾煤機(jī)組，如果供電效率超過40.5%，每提高0.1個百分點(diǎn)，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(dá)不到39%，每降低0.1個百分點(diǎn)，電廠每年將承擔(dān)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(nèi)物價指數(shù)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(zhì)煤價波動等波動，這些不確定風(fēng)險都將由NEPRA承擔(dān)。為了降低前端電價，NEPRA需要對電廠實(shí)際供電效率、實(shí)際購煤情況、電廠燃料儲量等進(jìn)行核實(shí)和監(jiān)控，這些數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性也存在不確定性。電廠燃料的可靠供應(yīng)對于電廠安全生產(chǎn)至關(guān)重要，雖然電價中對營運(yùn)資金成本給予了足夠的考慮，但是由于燃料中斷進(jìn)而影響機(jī)組等效可用因數(shù)的風(fēng)險也將由電廠投資方承擔(dān)。

5 總結(jié)

對于目前巴基斯坦的電價模型進(jìn)行了分析和說明，投資方可以據(jù)此對該電價模型的設(shè)計有一定了解和認(rèn)識，可以根據(jù)該電價模型所制定的電價進(jìn)行前端電價申請，也可以根據(jù)項目的特點(diǎn)按照電價模型制定原則對成本增加部分申請前端電價調(diào)整。

巴國煤電前端電價文件中電價模型的設(shè)計已逐漸完善和嚴(yán)謹(jǐn)，NEPRA或巴政府主動承擔(dān)了較多風(fēng)險，風(fēng)險分配方式體現(xiàn)出巴國為推進(jìn)煤電發(fā)展而付出的巨大努力和犧牲。目前，許多項目已經(jīng)依據(jù)電價文件得到了最終批復(fù)并開始實(shí)施。

任何一個項目都有風(fēng)險分擔(dān)均衡的問題，如果項目各方不對自身承擔(dān)風(fēng)險的合理尺度有科學(xué)預(yù)測，在權(quán)利與義務(wù)方面把握不當(dāng)，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(dān)的風(fēng)險超出了自身所能承受的范圍，都可能會導(dǎo)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(fēng)險，從而可在項目投資意向期對項目進(jìn)行客觀分析，最終在決定實(shí)施項目時做出正確決策，并對其中的風(fēng)險進(jìn)行合理應(yīng)對。

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