如何看懂海外电力投资项目中的购电协议PPA？（2）

     电价机制是购电协议的重要部分，也是项目电费收入的基础依据，不同的发电方式有不同的电价机制。

     对于热力发电（燃煤、燃油、燃气）是通过化石燃料产生热能，热能再转化为电能的一种方式，并且电网可以通过相关指令进行调度，目前该类型项目通用的模式为两部式电价，即容量电价与电量电价，容量电费采取照付不议take or pay 原则，容量电价中又可以分为Fixed CapacityCharge和Fixed O&M Charge，电量电价分为Fuel Charge和Variable O&M Charge。在两部式电价机制中，容量电价可以保障不管购电方是否调电，项目公司都有一个稳定的现金流用以偿还银行贷款，取得投资收益、缴纳税费和覆盖固定的运营成本，该机制不仅保护了售电方，对购电方也是一种保护，即只有电站是处于容量可用的情况下购电方才有支付义务，另外，只有调电的情况下购电方才有义务支付电量电费。总的来说，两部制电价可以降低项目公司承担市场风险，同时也可以真实的反映出项目成本，有利于控制电价。

燃气电站的燃料一般由购电公司负责供应或者由购电公司直接与燃料供应商签署供应协议，与燃气电站不同，在燃煤电站发电项目中，燃料是由售电方负责，即由售电方与燃料供应商签署供应协议，价格采取市场价格进行调整，那么售电方需要在电价机制中进行燃料成本穿透机制。

    对于新能源电力项目（包含不带库容的水力发电项目），属于non-dispatchable technologies，该类型项目要求售电方将能够发出的所有的电力卖给购电方，也希望实现购电方能够购买售电方能够发出的电力，该类型的项目的电价机制通常为一部式电价，不区分容量电价与电量电价，按照实际发电量乘以约定的电价来计算电费，通常东道国政府会根据技术类型、地理位置给予不同的指导电价，约定电价不能超过该指导电价。该电价机制的难点在于是否能够取得购电方对于每年最低购电电量的承诺，根据目前的新能源市场来看比较困难，更多的情况下是购电方给予较高的电价以来对冲投资人对未来电费收入不确定性的担心，但是该高电价是很难缓解金融机构对未来还款现金流不稳定的焦虑情绪的。另外在一个比较在新能源电价机制中存在的严重问题就是限电Curtailment，受制于电网调节能力、紧急事件或者其他原因，购电方可能会限制购电的电量，例如在越南新能源电力市场，2019年6月28日~2019年7月1日，由于电网负荷超载，有22个光伏项目和2个风电项目收到了越南国家电力公司EVN的限电通知，最高比例达到65%。而且根据PPA约定，对于限电的电量EVN无需进行补偿，在这种情况下还款现金流CFADS是很难满足银行要求的。

    不同于新能源项目投资额较小，投资人多，只要政府给予高额的电价，即使存在风险也有很多投资人愿意参与，这导致东道国电力公司有较高的议价权利，不会轻易在PPA中做出妥协，在大型的投资额较大的水电项目中，东道国电力公司是愿意给予每年最低购买电量的承诺的，该承诺能够保证售电方每年有一个稳定的现金流用以偿还贷款和覆盖运营成本，至于该最低购买电量是否能够进一步覆盖投资收资需要进一步谈判。另外，在该类型的水电项目中，关于来水不足导致的收入减少的风险处理我们在后文风险分配一章中进行分析。

本文转自微信公号“海外项目大头兵”，原文标题《如何看懂Power Purchase Agreement》