印尼水电IPP项目来水量不足补偿机制分析

印度尼西亚共和国（印尼）是我国在东南亚最重要的电力投资市场之一，其发电领域的市场化程度较高，电价机制成熟，投资环境较为优越。印尼水电潜力约为7509万千瓦，但开发程度较低，截至2019年印尼水电装机仅为598万千瓦，拥有较大的市场开发潜力。

在水电站的实际运行过程中，项目公司将面临诸多风险，其中因来水量不足导致发电量下降、电费收入减少是主要风险之一。来水量不足通常与气候有关，这种风险难以主动规避。在印尼，水电独立发电商（IPP）项目一般以BOOT模式开发，投资人需成立项目公司并与印尼国家电力公司（PLN）签订长期购电协议，合同期一般为30年。为吸引私人投资，降低投资人的风险，提高水电项目的可融资性，印尼水电IPP项目的购电协议中通常会对来水量不足设置补偿机制，从而使投资人有较为稳定的电费收入收回投资、偿还贷款和赚取利润。本文对该机制进行了详细分析，并从投资人的角度提出几点合理利用该机制的建议。

电价结构

根据印尼水电IPP项目的购电协议，其电价由A、B、C、D、E5部分构成，其中：

A电价为资金成本回收电价，用于回收项目投资、偿还贷款和获得利润；

B电价为固定运维电价，用于支付固定运维成本；

C电价为水资源电价，用于支付水资源费及地方政府收取的其他费用；

D电价为可变运维电价，用于支付可变运维成本；

E电价为输电线路资金成本回收电价，用于回收送出工程的投资。

各部分电价乘以对应的应付电量即为各部分的电费。上述5部分电价对应的应付电量并不相同，其中只有A和B部分的应付电量涉及来水量不足补偿。

来水量补偿电量

如果水电站的来水量不足，则发电量将下降，造成 “上网电量 ”小于 “保证电量 ”。因来水量不足而少发的电量称为“来水量欠发电量”。

保证电量是购电协议中PLN承诺向售电方购买的电量，分为“年保证电量”和“月保证电量”。年保证电量是根据电站设计方案所确定的年平均发电量，这是购电协议中约定的一个固定值，每个合同年的年保证电量都相同。月保证电量是根据电站设计方案所确定的某个月份对应的月平均发电量。对于不同的合同年，相同月份的月保证电量可以不同，但全年的月保证电量之和必需相同，即等于年保证电量。

购电协议中一般规定第1至第10年合同年为照付不议期，在此期间PLN对来水量欠发电量进行补偿，补偿的电量称为 “来水量补偿电量”，这部分电量虽然水电站没有实际生产，但PLN仍支付来水量补偿电量对应的A和B部分电费。在非照付不议期内（一般从第 11至第 30年合同年），PLN对来水量欠发电量不予补偿，而且要扣回在照付不议期内已经支付的来水量补偿电量对应的A和B部分电费。此外，当上网电量与 “调度补偿电量”之和大于等于保证电量时，来水量补偿电量为零，此时即使存在来水量欠发电量PLN也不予补偿。即：

WLCm=0 当NEOm +DCm ≥ECEm

WLCA=0 当NEOA+DCA≥ECEA

式中：WLCm为月来水量补偿电量；WLCA为年来水量补偿电量；NEOm为月上网电量；NEOA为年上网电量；DCm为月调度补偿电量；DCA为年调度补偿电量；ECEm为月保证电量；ECEA为年保证电量。

调度补偿电量是指在水电站实际运行过程中，因为电力需求不足、电网故障等原因， PLN对水电站限制调度，造成无法正常发电而产生的欠发电量。PLN对这部分欠发电量也会进行补偿。

可用补偿电量

虽然PLN会对来水量不足导致的来水量欠发电量给予补偿，但通常不会补偿全部的来水量欠发电量，而是只在“可用补偿电量”的范围内进行补偿。可用补偿电量是指一个合同年内，PLN因来水量不足可以补偿给售电方的最大电量，等于“来水量补偿电量上限”与“结转余额”之和，即：

WLCA≤AWLC=WLCcap +CFB

式中：WLCA为年来水量补偿电量；AWLC为可用补偿电量；WLCcap为来水量补偿电量上限；CFB为结转余额。

当来水量欠发电量大于可用补偿电量时，超出部分PLN不再补偿。

一、来水量补偿电量上限

如果来水量欠发电量等于来水量补偿电量，说明 PLN承担了 100%的来水量不足的风险，但一般PLN并不愿承担来水量不足的全部风险，购电协议中会对每个合同年售电方可以新获得的电量补偿设置上限，此上限即为来水量补偿电量上限，通常为年保证电量的45%，即：

WLCcap =45%×ECEA

式中：WLCcap为来水量补偿电量上限；ECEA为年保证电量；45%为补偿系数。

上式表明，设置来水量补偿电量上限后PLN只在照付不议期内承担45%的来水量不足的风险，另55%的风险由售电方承担。

二、结转电量和结转余额

当某一合同年的来水量欠发电量小于来水量补偿电量上限时，未使用的来水量补偿电量上限可以结转至下一合同年使用。当前合同年可结转至下一合同年用于补偿售电方的电量称为“结转电量”，累积的结转电量称为“结转余额”。结转电量和结转余额按下述流程计算。

1.对于第1个合同年，期初结转余额为零。

2.当前合同年开始时的期初结转余额等于上一合同年结束时的期末结转余额。

3.对于任一合同年，来水量欠发电量先用来水量补偿电量上限进行补偿。如果来水量欠发电量大于来水量补偿电量上限，再用期初结转余额补偿。从期初结转余额中补偿的电量称为“结转余额补偿电量”。

4.当前合同年结转至下一合同年的结转电量为：

式中：CFE为结转电量；ECEA为年保证电量；UGE为来水量欠发电量；25%为结转系数。

5.合同年结束时的期末结转余额为：

CFBe =CFBb-CFBC+CFE

式中：CFBb为期初结转余额；CFBe为期末结转余额；CFBC为结转余额补偿电量；CFE为结转电量。

6.对于任一合同年，期初结转余额小于等于保证电量，即CFBb≤ECEA。

为便于理解，下面以补偿系数45%、结转系数25%为例进行计算，详见表1。

综合上述分析可知，PLN并不承担来水量不足的全部风险，提高补偿系数和结转系数可以增加售电方获得的来水量补偿电量，因此在购电协议的谈判中投资人应给予特别关注。

在水电站的实际运行过程中，售电方应做好水文观测，如实记录入库流量、取水口水位等数值，在电费结算时与PLN共同确认来水量补偿电量。如双方对来水量补偿电量的值有争议，则应按照购电协议规定的争议解决机制处理。

来水量补偿电量的扣回

来水量补偿电量的扣回是指在非照付不议期内，PLN将照付不议期内已经支付的来水量补偿电量对应的A和B部分电费从每月A和B部分的应付电费中逐月扣回，直到扣完为止。

一、初始待扣回电量

在非照付不议期开始时，首先需要确定 “初始待扣回电量”，即总共有多少电量需要扣回。A和B部分电费对应的初始待扣回电量的计算方法如下：

并且当某个月水电站出现超发，即NEOm＞ ECEm时：

WLCA-r=∑WLCm-∑（NEOm -ECEm）

式中：IEDA为A电费对应的初始待扣回电量；IEDB为B电费对应的初始待扣回电量；CCR1为照付不议期内的A电价；CCR2为非照付不议期内的 A电价；n为照付不议期的年限；1.625为扣回系数；WLCA-r为某一合同年来水量补偿电量与超发电量之差；WLCm为月来水量补偿电量；NEOm为月上网电量；ECEm为月保证电量。

从上式可以看出，初始待扣回电量并不等于照付不议期内各合同年累积的来水量补偿电量，而是在累积来水量补偿电量的基础上减去了累积超发电量，相当于售电方用超发电量抵扣了来水量补偿电量。因此，在照付不议期内水电站超发可以减少在非照付不议期内被扣回的电量。此外，当扣回系数大于1时，实际上放大了初始待扣回电量，对售电方不利，投资人在购电协议谈判时要尽可能减小扣回系数。

二、扣回方法

从非照付不议期开始，每个月进行A和B电费结算时，PLN只支付应付电量的一半，另一半用于扣回初始待扣回电量，直到各月累积扣回的电量等于初始待扣回电量为止。

试例计算如下：假设初始待扣回电量为16250MWh；非照付不议期从第11个合同年开始，其1－5月份对应的应付电量分别为10000MWh、9000MWh、11000MWh、9500MWh和10000MWh，扣回电量按下表2所示计算。

从表2可以看出，至第11个合同年的4月份，总计16250MWh的初始待扣回电量已经全部扣回，从5月份开始无需再扣回。

来水量补偿电量的扣回本质上是PLN将来水量不足的风险又转回给了售电方，虽然在此机制下来水量不足的风险实际上仍由售电方全部承担，但售电方承担该风险的时间延后至了非照付不议期，使得售电方在照付不议期内不必承担此风险，从而在项目运营前期（通常10年以上）有相对稳定的电费收入用于收回投资和偿还贷款。

来水量不足补偿机制的演变

早期的印尼水电IPP项目，在整个购电协议的合同期内，来水量不足的风险都由PLN承担，PLN会补偿全部的来水量欠发电量，购电协议中没有设置来水量补偿电量上限、来水量补偿电量结转和扣回的条款。

自 1994年印尼开发第一个 IPP电力项目以来，印尼的电力行业发展迅速，新建了一大批IPP电站项目，同时PLN也自建了一批电站项目，印尼的发电能力逐年提升，电力缺口不再像20多年前那么大。在此背景下，印尼政府为吸引投资，由PLN承担一定风险，以照付不议的方式向 IPP电站项目采购电力的意愿不再那么强烈，PLN开始将一些风险向售电方转移。近年来，新签署的印尼水电 IPP项目中，来水量补偿电量上限、来水量补偿电量结转和扣回的条款是普遍存在的，体现了PLN向售电方转移风险的趋势。

结论

来水量不足的风险是水电项目的主要风险之一，来水量不足补偿机制本质上是将部分来水量不足的风险在照付不议期内转嫁给PLN来承担，是对投资人的一种保护。在PPA谈判过程中，投资人应仔细研究并充分利用该机制。为降低印尼水电IPP项目的风险，提高投资收益。综合上述分析，建议在购电协议谈判时采取以下策略。

1.争取较大的补偿系数，提高来水量补偿电量上限。

2.争取较大的结转系数，增加结转电量。

3.争取较的小扣回系数，并在照付不议期内适当超发，减小初始待扣回电量。

4.争取更长的照付不议期。

（作者工作单位：中国华电科工集团有限公司）