海外热力发电项目PPA和O&M及二者传导关系介绍

（本文转载自微信公众号 国际工程与劳务杂志，本网获授权转载 ，）

作者：田原

单位：中国电建集团国际工程有限公司

购电协议（Power Purchase Agreement，以下简称“PPA”）是独立发电商（Independent Power Producer，以下简称“IPP”）电站投资项目的核心内容，在电站项目建成之后，其通过电站运维协议（Operation & Maintenance Agreement，以下简称“O&M”）约定的运行维护和安全生产工作，在运营期内实现还本付息和投资收益。

应根据每个IPP项目的不同特点，充分识别PPA和O&M结构要点，梳理好二者之间的传导关系，做好PPA的顶层设计，并在PPA的指导下合理规划O&M的相关工作，从全方位、全寿命周期的角度开发和管理电力投资项目，才能最大程度实现对项目的风险管控和预期收益。

热力发电项目PPA的电价机制

电价机制是PPA的核心内容，电价水平和交易机制直接决定了项目的投资收益。一般而言，热力发电项目的电价机制包括三种，分别是单一制电价“照付不议”、两部制电价和能源转换电价。

一、单一制电价“照付不议”

在单一制电价机制下，又分为最低照付不议和有条件照付不议。

1.最低照付不议

指购电方按照PPA的规定，购买由协议双方约定的年最低上网电量，并按照协议中的约定以另外的价格购买超出最低上网电量部分的发电。最低照付不议不考虑项目公司违约、不可抗力影响、法律变更影响等原因造成的计划外减产，保障了项目公司的现金流收入，对投资方安排贷款偿还计划提供了有利条件。

2.有条件照付不议

该协议约定购电方无论是否调度，都承诺以合同电量（通常以年合同电量、月合同电量表示）为基础，有条件地从项目公司购买电量并支付电费，而针对项目公司超出合同电量的发电部分，购电方可以根据自身的需求采用照付不议或即取即付的方式购买。

在单一电价机制下，结算时以购售电合同约定的电量计量点所计量的上网电量为基数，上网电量与合同电价的乘积即为应付电费。即电费（USD）=电价（USD/kWh）×上网电量（kWh）。

二、两部制电价

两部制电价，即将电价分成容量电费和电量电费两部分收取，是IPP项目较为成熟并被广泛使用的一种电价机制。热力发电项目的发电成本一般可以分为固定成本和变动成本，固定成本与机组的容量和能力相关，变动成本则与发电量相关。在两部制电价中，容量电费覆盖固定成本，电量电费覆盖变动成本。

1.容量电费

容量电费按照电厂在供电计量点供给电网的“可用容量”计算电费，而不是按照实际的上网电量。容量电费支付的唯一前提是机组容量可用，而与机组容量是否真正被调度无关，本质上是履行照付不议原则的一种形式。容量电费覆盖的内容主要包含售电方的开发费用、还本付息、资本回报、税赋保险和固定运维费用等。在实际应用中，单位时间内机组实际的可用容量是计算容量电费的核心因子，按照售电方向购电方每个小时实际申报的数值累加计算。

2.电量电费

电量电费按照电厂在供电计量点供给电网的实际上网电量计算电费，使用电量电费需同时满足容量可用和电网调度两个条件。电量电费覆盖的内容主要包含售电方的燃料、石灰石、灰渣处理、消耗性材料、备品备件等与发电量紧密相关的可变成本。其计算方式与单一单价机制一样，是单价与上网电量的乘积。

3.逻辑关系

对于两部制电价的发电项目，只要售电方的机组容量可用，并由运维人员向购电方进行了容量申报，购电方就必须向项目公司支付相应的容量电费。若购电方实际调度发电，则继续按照上网电量支付电量电费。

显然，只要项目公司/售电方保证机组容量和能力满足PPA的要求，购电方支付的容量电费就能够确保项目公司还本付息、维持发电能力和达到投资收益。这样的安排能够大幅减少购电方不可控的因素，保证项目公司和金融机构的相关利益，具有较强的合理性和可行性，适用范围比较宽泛。

4.电价调差

PPA还应设置电价的调整机制。热力发电项目的运营期一般为25－30年，原材料、融资、运维等成本均有可能发生较大的波动，从而对项目收益带来不确定的影响。所以，为了消除上述不确定性风险，一般还会在PPA中加入穿透机制的电价调整机制，将原材料价格、运维成本、融资成本指数化，并与燃料价格指数、项目公司所在国别和项目所在国别的物价指数、货币汇率等挂钩，确保上述成本的变化能够在电价中得到体现，从而消除通货膨胀、汇率波动、大宗商品、海陆货运等风险，锁定项目收益。

三、能源转换电价

能源转换电价是通过某种形式把燃料转换成电，所对应支付的电费价格。以缅甸的燃气电站项目为例，其由政府或其电力公司负责建设管线（即中缅天然气管道）、提供输送燃料（即燃气）到某指定位置，由IPP开发商负责建设燃气电站接收燃气转换成电，并向政府或电力公司供电，以收取相应电费。双方所签署的PPA即为能源转换电价。

能源转换电价机制依然遵循单一制电价和两部制电价机制中所提到的照付不议安排，即双方在PPA中约定保证购电量或容量电价，从而减少因电网调度、线路送出的不确定因素，降低IPP开发商的风险。唯一不同在于燃料的供应责任在购电方，而非IPP开发商。当发生燃料供应不足情形时，不考虑为运维承包商的故障停机损失电量，政府或其电力公司依然要按照约定的年保证电量，向IPP开发商支付相应电费。

IPP项目的O&M 

IPP项目建成投产后，在PPA运营期内存在一系列安全生产的相关工作，包括机组的运行、维护、检修；燃料、耗材、备品备件采购；负荷申报、运行报告、技术改造等。这些工作可以由项目公司自行实施，也可以通过合同模式委托第三方公司实施全部或部分工作，从而产生O&M。

O&M签署双方为IPP项目公司和运维承包商。由于大多海外热电发电项目投资方不具备运维能力，根据融资工作的需要，一般委托专业的第三方实施运维。在投资开发阶段签署O&M，更容易被银行、信保等金融机构所认可，此类模式已较为成熟，也越来越被项目业主所接受。需要注意的是，热力发电项目的燃料供应一般不在运维承包商负责的范围内，项目公司一般会单独签订燃料供应合同，但燃料的接收、取样、检验等内容属于运维承包商的工作范围。

运维承包商与项目公司建立合同关系，其工作范围仅由项目公司决定，运维承包商与PPA的购电方之间，并不存在任何直接关联。但是，运维承包商为项目公司提供的一切服务，尤其是性能保证、考核和罚则等，都应满足PPA的相关要求。项目公司应以PPA为基础对O&M进行设计，以便把PPA在运营期内的全部责任和要求通过O&M背靠背传导给运维承包商。

PPA与 O&M的传导关系

一、项目开发阶段的顶层设计

在PPA项下，项目投产之后的全厂运维工作属于项目公司的责任和义务。所以在开发阶段，项目公司应高度重视运营期的性能保证、参数变化和相关条款，做出合理的设计和安排，根据自身或委托的运维承包商实际运维能力、机组设备性能制定符合自身条件的合同条款，如运维申报的时间约定及冗余、运营期内机组出力和热耗的衰减、机组检修的安排、可用率的保证指标及罚则等内容，均应在PPA谈判阶段做好顶层设计，委托运营承包商配合完成，并在运维协议中背靠背体现。

热力发电项目的运营期长，PPA条款中存在任何一点小的疏漏，后果都将会被无限放大，对运营期的电力生产工作产生严重影响，从而导致整个项目的投资出现问题。

二、PPA向O&M的主要传导内容

PPA项下涉及运维相关的内容和要求，均应向O&M协议进行背靠背的传导，从而有效帮助项目公司进行风险分配。主要的传导内容包括电价关系、可靠性出力和可用率、容量申报和调度冗余、机组热耗及衰减、机组启动的定义和补偿。 

1.电价关系

O&M的固定运维费用是PPA中容量电费的组成部分，主要覆盖运行维护期间的人工成本、机组检修、HSE投入和管理费用。这部分费用一般与机组的实际上网电量不直接相关，以单位时间机组可用容量的方式来计算费用。

O&M的可变运维费用是PPA中电量电费的组成部分，主要覆盖运行维护期间的变动成本，比如机组的备品备件、化学药品、灰渣处理等，这部分费用一般与机组的实际上网电量直接相关，以单位时间机组实际发电量来计算费用。

2.可靠性出力和可用率

PPA对机组的可靠性出力有严格的要求，一般约定每年要进行1-2次的测试。同时，PPA对机组的每年的可用率也有保证值的要求。若在考核时达不到PPA约定的可靠性出力要求，或年度的可用率达不到PPA要求，则会面临严格的处罚。所以通过PPA向O&M传导，需要运维承包商在运营期摸索出合理的机组运行方式，降低电厂用电消耗，做好机组计划检修工作，及时发现并处理设备缺陷，使其保持在正常可用工况，避免因净出力不足、可用率低导致的考核和罚款。

3.容量申报和调度冗余

PPA对机组容量申报的时间、申报数值的调整、电量调度和未达标罚则等有明确规定。电厂运维人员按时向购电方申报机组可用容量后，若发生变更或者无法满足申报数值，则将面临十分苛刻的罚则。所以应在运行中保证申报容量的准确性或变更的及时性。

以巴基斯坦某热力发电项目为例，其申报时间为每日早上8点。当日12点之前所发生申报调整无罚则，但如果在当日12点之后对该申报值进行调整，或在次日运行中未能达到该申报值，则会产生相应的罚则。单位时间内的罚则具体如下。

（1）（原申报容量---—当日20点前的调整容量）×10%×容量电费单价。

（2）（原申报容量—次日0点前的调整容量）×20%×容量电费单价。

（3）（原申报容量/次日0点前的调整容量—实际容量）×容量电费单价。

关于实际容量的认定，巴基斯坦的PPA没有任何冗余设置，实际的运行值即为计算值。这对于O&M承包商运行可靠性的要求很高，对其容量申报的精确度要求更高。一些新兴国别的热力发电IPP项目的PPA，购电方对于申报值和调度值的偏差一般能够接受3%-5%的冗余，很大程度上降低了运行申报的风险，对于项目公司和运维承包商较为有利。

运维承包商人员每日所进行的机组容量申报值越高（在PPA规定的上限之内），对应收取的容量电费就越多，投资回报就越高。相应的，容量申报越高，在实际运行中由于容量偏差导致考核的风险就越大。因此，通过PPA向O&M传导考验着运维人员的技术水平和应变能力，容量申报既要高，更要准，变更也要及时果断。

4.机组热耗及衰减

PPA一般对于燃料部分的单价采用穿透机制，但对于燃料的消耗量，也就是机组净热耗，依然有着严格的要求，一般约定每年进行1-2次净热耗测试，若测试值达不到PPA所约定的净热耗要求，项目公司将承担高额罚款。另外还有一种模式，每年并不进行热耗的性能试验，而是在PPA中约定好运营期各年份的热耗值，并以此作为电量电费的计算依据。如实际运行中的热耗高于约定值，则项目公司将承担额外的燃料费用。

热力发电项目设备老化和寿命衰减是无法避免的问题，整体机组的性能在运营期间也会呈现衰减趋势。所以在运营期间，运维承包商需要按照机组老化规律（一般参考主机厂家所提供的老化曲线）、性能衰减规律，合理安排机组的大修计划，以恢复机组性能。必要时还需进行可行性研究，协助项目公司对设备和系统开展技术升级和优化改造。

同时，运维承包商还应做好燃料的接收、取样、化验等工作，必要时开展煤炭混合掺烧的研究和尝试，在安全生产的前提下，提高经济性，从而满足PPA和投资回报的要求。

5.机组启动的定义和补偿

部分国别的热力发电PPA具有对于机组启动的补偿条款，即由于购电方的原因，如电网线路故障、负荷调度等，导致机组出现非计划停机并重新启动的燃料、消耗品、运维以及设备寿命损耗等生产成本，由购电方向项目公司进行额外的费用补偿。对于机组启动的费用补偿、机组启动的状态等均应在PPA内有明确的定义和描述，按照不同状态下机组启动所需的时间和消耗量有所不同，对照启动状态和条件，设置相应的补偿标准。

当发生购电方故障时，运维承包商需要及时做好沟通、记录和报告，严格按照机组启动的要求进行准备和检查。完成重新启动后，运维承包商还应协助项目公司向购电方申请相应的电费补偿，以及O&M项下的的费用补偿。

“一带一路”倡议和“走出去”战略带动了中国制造和中国设备走向全球。对于海外项目而言，由于采购周期长、运输距离远，项目前期应储存比国内同类项目更多的初始备件和材料库存。由于运维工作主要以人员和技术输出为主，项目公司应建立资产型备件（战略备件）基金的计提机制，科学合理地降低项目公司和运维承包商的风险。对于运维承包商而言，不同的投资主体有着不同的管理理念和要求，除了按照PPA的要求做好电站运维，满足O&M合同规定以外，还需要满足项目公司对于煤耗、厂用电、信息化等方面的要求，提高项目投资收益。