印尼国家电力公司电力合同系列分析

印尼国家电力公司电力合同系列分析
印尼国家电力公司，PT PLN，在印尼既担当了政府对电力项目的审批职能，也承担了电力建设的企业职能，它既具有相当于中国的电网的买电和输配电职能，又具有相当于中国五大发电集团的电力项目建设，拥有和运营维护的职能。

因此，要进入印尼电力市场，PLN 是无法绕开的巨头，充分研究理解其出台的政策规章，以及各种合同文本则是确保能在印尼电力市场能够立足的前提。

根据参与印尼电力项目的多年经验，我在此试图对最重要的几个PLN电力合同文本中的关键问题进行分析和阐释，算是对多年积累的一定沉淀。

系列1：印尼国家电力公司购电协议中的电价构成以及风险点
1．基本电价构成
购电协议中的电价通常在附件G(APPENDIX G)中规定，一个标准的购电协议中的电价包含两个大部分，其下又各分为两个小部分：
1）容量电价部分-包含A部分出力回报，B部分固定运营维护成本
2）电量电价部分-包含C部分燃料费用，D部分可变运营维护成本
1.1A部分出力回报。

本部分电价主要是考虑资本回报，其价格是跟机组的保证出力值和实际出力值挂钩，举例说，一个300MW的机组，其机组理论出力为300MWh/hr, 一年365天共计8760小时，考虑机组大小修以及其他运行维护管理的少出力时间，设定一个保证出力值百分比为84%，则机组的一年的保证出力值为300MWh/hr*8760*84%=2,207,520MWh.
而实际出力值在一个标准的购电协议中包括了1）根据在机组测量段实际测量的发电量；2）因为PLN的原因没有实际发出的电量( Dispatch credit)。

这里第2）个因素的考虑，充分反映了印尼国家电力公司的购电协议是采用了国际通用的TAKE or Pay 原则的，也就是说无论买电方是否实际用电，只要是因为买电方的原因卖电方不能按计划卖电的，买电方也应该支付。

第一种情况：实际出力值由少于保证出力值（既实际出力值百分比低于保证出力百分比84%，在此假设为82%）
这时候的A部分电价=按照实际出力值应得的实际电价（以下简称实际发电电价）-因为没有达到保证出力值而受到的惩罚（以下简称少出力的惩罚）。

计算公式为：实际发电电价=A部分单位电价（由购电协议双方在协议中约定好的确定价格）*可靠净出力（在机组投入商业运行前的可靠性试验中测试出的值）*实际出力百分比82%
因为没有达到保证出力值而受到的惩罚= A部分电价单位*可靠净出力*84%*
(84%-82%)
第二种情况：实际出力值大于保证出力值（既保证出力值百分比高于84%），在此假设为86% 。

这时候的A部分电价=可靠净出力*{A部分单位电价*84%+50%的A部分单位电价*（86%-84%）}
由此可见，在实际出力值大于保证出力值得时候，多出的部分获得的出力回报电价为正常电价的50%。

此处50%的百分比为PLN通常所采用的值，但是也不排除根据不同情况，卖电方与PLN谈判确定其他更高或更低的百分比。

由于本部分电价是保证卖电方资本回报率的主要因素，这部分的电价谈判尤其重要。

另外由于印尼电网和电力调度的不稳定性和比较落后的基础建设造成的电力接入设施的故障率较高，take or pay条款是否在购电合同中清晰和明确对卖电方来说是本部分重要风险点。

1.2 B部分固定运营维护费用
这部分电价主要是考虑机组商业运行后的大小修等固定运行维护成本的补偿。

根据实际出力值与保证出力值的大小关系（见上文分析），分成两种情况：
第一种情况：实际出力值小于保证出力值（假设实际出力百分比为82%）
这时候B部分的电价=B部分单位电价（购电协议双方在协议中约定好的确定价格）*可靠净出力值*实际出力百分比82%
第二种情况：实际出力值大于保证出力值（假设保证出力百分比为84%，实际出力百分比为86%）
这时候B部分的电价=B部分单位电价*84%+ 50%B部分单位电价*（86%-84%）
同样，可以看到当时实际出力值大于保证出力值时，对多出部分的固定运行维护费用补偿也为B部分正常电价的50%。

在上述两种情况下，B部分单位电价都可能根据具体情况分成当地货币和外币两部分，这时候B部分的单位电价则为两种货币单位电价之和。

这时候需要注意外币部分电价是固定外币币值，还是按照一定机制的浮动外币币值，其中可能发生的汇率风险将由卖电方还是买电方承担。

1.3 C部分燃料费用
这部分电价考虑的是发电燃料费用的补偿，在燃煤电厂中，基本就是煤价的补偿。

C部分电价=买方实际接收电量（从电量测量仪器上显示的读数）*C部分单位电价（见下面详细讨论）* （平均权重热耗/规定热耗）
其中规定热耗为双方在购电协议中直接约定的热耗值，而平均权重热耗则需要复杂的计算，因为考虑到实际运营的时候各个时期的机组出力值不一样，相应的热耗值也就不一样，其中有卖电方自己的原因，也有买电方调度的原因或者其他原因，于是买卖双方在购电协议中详细约定从50% 出力值到100% 出力值时相应的热耗值。

在实际计算中，会根据发生时段的实际出力值选取对应的热耗值，再将该热耗值加权平均，得到的值即为平均权重热耗。

从上述公式可以看出，在C部分电价计算中，由于买方调度原因而没有实际发电部分，不予计算燃料补偿。

这与A部分中，take or pay 的原则不一样。

这反映了整个购电协议电价结构的原则：只有A部分为投资回报的考虑，而其他部分则是实际发生费用的补偿。

下面我们再来详细讨论C部分单位电价的定价，其定价公式为：C部分单位电价=规定热耗*（1/购电协议中约定的煤的最高热值）*现行煤价
其中现行煤价是指买方双方与煤供应商确定的供煤价格，而该供煤价格是市场价格的体现，因此这部分定价原则体现了购电协议又一重大原则：燃料市场价格波动风险由买方承担的原则，也就是业内所说的passing through原则。

购电协议通常会在附件S（APPENDIX
S）详细说明现行煤价的定价机制，其基本机制为：
1）煤供应商由卖电方招标产生；
2）买电方也就是PLN全程参与招标过程，最终定标价格需要得到PLN批准。

3）在供煤合同有效期届止前的一定时间内，卖电方和PLN与供应方谈判确定新一轮供煤协议的煤价，如与该供应方谈判失败，应启动新一轮的招标。

4）如其中煤价PLN不同意，PLN可以短期内为卖电方供煤，直至下一次招标结束。

Passing through 原则可谓是购电协议中对卖电方利益最有力的保护性原则，目前签订的PLN购电协议中，大部分都采纳此原则，除在一些坑口电站项目，也就是卖电方自己拥有自备煤矿的项目中，由于煤价受市场影响较小，PLN通常在购电协议中将煤价固定。

但是在一些私人购电项目中，通常买电方不愿意承担煤价市场波动风险，因此他们的购电协议范本中会摒弃此原则，需要予以注意。