长期以来，孟加拉国电力发展相对滞后，电力领域基础设施不足，在经济快速增长造成电力需求攀升的形势下，电力供应存在巨大缺口，严重制约了经济发展及民众生活质量提升。随着共建“一带一路”不断推进，多家中国电力企业到孟加拉国参与电力投资，为促进孟加拉国的经济发展作出了巨大贡献。
本文以某中资企业在孟加拉国南部投资、建设并运营的K电站项目购电协议电价机制为基础，通过阐述购电协议约定的电价机制重要原则和概念，以及分析孟加拉国各电站在实际电费结算过程中遇到的一些问题，从而加深投资者对孟加拉国电力投资的理解。亦为准备到孟加拉国参与电力投资的中资企业提供些许借鉴，以使投资决策更加合理准确。K电站项目位于孟加拉国南部，采用独立发电商模式投资，运营期25年，目前已进入商业运营。
电价机制设计
一、电价结构
项目购电协议采用两部制电价，即容量电价和电量电价两部分。其中，容量电价分为固定电价A和可调差电价B，以电站可靠净容量作为计算依据，不以电站实际发电量为转移；电量电价分为可变运维电价C和燃料电价D，以电站实际发电量作为主要计算依据。具体组成如下。
容量电价：固定电价A，单位为美元/kWh ；可调差电价B，美元调差部分单位为美元/kWh，当地币调差部分单位为塔卡/kWh。
电量电价：可变运维电价C，美元部分单位为美元/kWh，当地币部分单位为塔卡/kWh；燃料电价D为“燃料离岸价+政府税费+海运费+内陆运输及其他费”公式计算得出。
两部制电价结构合理，兼顾了购售电双方的利益诉求，ABCD四部分电价组成合理，涵盖了电站的成本和收益。
二、电费
与电价结构相对应，电费也由容量电费和电量电费两部分组成，由购电方按月以当地币塔卡支付。
1.容量电费
容量电费主要涵盖电站项目开发、融资、建设、运营的固定成本，由固定和可调差两部分组成，计算公式如下。
容量电费=（容量电费固定部分＋容量电费可调差部分）×电站可利用率
（1）容量电费固定部分
容量电费固定部分主要涵盖电站还本付息、股东分红和资本金回收等，计算公式如下。
容量电费固定部分=容量电价固定电价×账单月汇率×电站可靠净容量
（2）容量电费可调差部分
容量电费可调差部分主要涵盖电站运营维护和发电公司管理费用，包括人员工资、办公场所租金、办公用品和设备费用、运维承包商费用及运维人员工资、保险费、电站运营相关税及财务成本等，可根据居民消费价格指数（CPI）变化进行调差。
容量电费可调差部分由美国CPI调差部分和孟加拉国CPI调差两部分组成，两部分金额比值约为1:1.4。
容量电费美国CPI调差部分=容量电价美元调差电价×账单月汇率×美国CPI调差系数×电站可靠净容量
容量电费孟加拉国CPI调差部分=容量电价当地币调差电价×孟加拉国CPI调差系数×电站可靠净容量
2.电量电费
电量电费根据电站实际发电量计算，由可变运维电费和燃料费两部分组成，计算公式如下。
电量电费=可变运维电费＋燃料费
（1）可变运维电费
可变运维电费主要涵盖电站可消耗性材料、化学品以及随发电量发生的运维成本等，分为美元部分和当地币部分。
可变运维电费美元部分=可变运维电价美元电价×账单月汇率×美国CPI调差系数×月发电量×电站功率因数调整系数
可变运维电费当地币部分=可变运维电价当地币电价×孟加拉国CPI调差系数×月发电量×电站功率因数调整系数
（2）燃料费
燃料费是该电站电费核心部分，约占电费总额的49%，其计算公式如下。
燃料费=燃料价格×燃料消耗量
上述公式中的燃料价格和燃料消耗量并非电站实际燃料采购价格和实际消耗燃料量，而是根据购电协议的认定机制分别计算得出。燃料价格由燃料离岸价、税费、海运费、内陆运输及其他费四个分项构成：燃料价格=燃料离岸价+政府税费+海运费+内陆运输及其他费。
燃料离岸价：采用燃料价格指数的三天滚动平均值，不同源产地的燃料适用不同的燃料价格指数。
政府税费：向政府机构缴纳的关税、增值税、费等。
海运费：燃料从始发港口海运至孟加拉国境内港口的运输费，包含船租、燃油费用。计算原则以固定美元为基准，加租船价格（波罗的海干散货指数）调差和燃油价格（新加坡普氏指数）调差。
内陆运输及其他费：包括海运保险、银行手续费、服务费、驳船倒运费、装卸费、河道使用费、检验费、陆上运输费等。计算以固定塔卡为基准，随孟加拉国CPI变化调差。
燃料消耗量计算的主要原则为：由电站热耗和燃料热值推算出单位发电消耗量，然后根据单位发电消耗量和净发电量推算燃料消耗量。
重要原则及概念
一、汇率及通胀调整
项目电价充分考虑了汇率波动及通货膨胀对投资方带来的影响。美元计价部分进行汇率调整及美国居民消费价格指数调整，塔卡计价部分进行孟加拉国居民消费价格指数调整。
二、照付不议
项目电价的另外一个重要原则即“照付不议”（takeor pay）。电站在具备满负荷发电能力基础上，遵照电网调度中心调令发电，如电网调度中心未满负荷调度，则同样应支付全额容量电费。
三、汇率补偿机制
购电协议提供汇率补偿机制，对电费中美元计价部分进行汇率补差，即如果塔卡兑美元汇率贬值，则购电方应支付“实际支付日汇率－账单日汇率”的汇率补偿，有效规避了因电费延迟支付及汇率贬值带来的损失。
电费结算实践
孟加拉国电站的电费结算进程大致可分为三阶段：（1）电站每月1日向购电方递交上月电表数据，由购电方电量确认委员会确认签字，随后根据电表数据、燃料和其他支撑材料编制电费账单并递交购电方；（2）购电方对电费账单进行内部核算和认定；（3）购电方在完成电费账单核定后向电站支付电费。
目前，购电方尚未建立电费账单线上审核系统，电站无法参与购电方电费核定过程，仅在收到电费后才知道最终电费核定金额，并由此推算账单申报金额和实际结算金额的差异。在孟电站普遍存在电费实际结算金额小于账单申报金额的情况，主要问题和解决方法如下。
一、电站可利用率认定
电站可利用率认定结果直接影响容量电费收入，容量电费是电站实现还本付息、基本运营和利润回报的基础。由于普遍存在的电费延期支付及美元换汇问题，导致电站燃料供应吃紧，经常面临被迫低负荷运行，不能完全响应调令，甚至被迫停机的境况。电站可利用率无法被认定为100%，进而导致容量电费损失。
对电站来说，足额的容量电费收入才能保证电站充足的燃料采购资金，充分保障电站正常生产运营，具备完全响应调令发电的能力，进而才能足额收回容量电费，形成良性循环。一旦电费延期支付或美元换汇遇阻，则良性循环将被打破。
二、燃料成本转移
鉴于燃料费在该电站电费中的重要占比，燃料成本转移（passthrough）是两部制电价形成的基础。孟加拉国电力投资政策相对完善，政府/购电方不愿过多干预电站燃料供应，只是从公共利益如环保角度对燃料品质进行约束，其他方面则充分授权给电站，不要求国际公开招标，也不审批燃料采购与运输协议，电站在自主采购燃料的同时承担燃料供应的全部风险。
对电站来说，燃料离岸价的价格指数由国际权威机构发布，不受购电方与燃料供应方影响，其主要风险在于购电协议和燃料采购协议是否采用同一机构发布的同一指数；海运费基准价格设定是否符合市场实际行情；内陆运输费价格是否考虑雨季和旱季变化导致的运输路线变化风险；燃料采购发生的税费是否能逐项足额被购电方认定等。
因此，购电方实际结算的燃料收入能否完全覆盖电站实际燃料采购成本，事关电站盈亏核心利益。如何做到完全的燃料成本转移，将燃料价格波动风险完全转移至购电方，实现100%pass through，是各电站要深思和解决的问题。
三、功率因数调整系数认定
购电协议约定功率因数调整系数等于0.85除以账单月电站实际平均功率因数，该系数直接影响可变运维电费。受制于孟加拉国薄弱的电网设施，各电站不得不以超过0.85的较高功率因数运行，以保持电网稳定性，但却导致实际结算的功率因数调整系数小于1，带来可变运维电费损失。
对电站来说，非自身原因导致运行功率因数较高，引发可变运维电费损失，应与购电方沟通协商，合理争取可变运维电费补偿返还。
四、居民消费价格指数调差延期
购电协议规定容量电费可调差部分、可变运维电费、燃料内陆运输及其他费等均可进行CPI调差，调差系数取账单月所在季度第一个月的CPI除以购电协议签署月的CPI，CPI数据以国际货币基金组织（IMF）官方公布为准。由于IMF发布CPI数据有延迟，申报账单时可能CPI数据尚未发布。此情况下，购电方按不CPI调差进行电费核定，电站需后续进行CPI补差申报。
总结
随着孟加拉国经济持续发展，电力缺口在一定时期内仍将存在。双部制电价机制对购售电双方都比较公允，规则相对成熟，可最大限度保护购售电双方利益，也最大限度地体现了公平原则，具有较强的可操作性和实践性。
在实际电费结算中，面对市场环境变化，购售电双方出于各自利益考量，有些地方各自选择对己方有利的角度去理解和执行，由此产生了结算差异与争议。因此，需要电站投资人认真总结经验，吸取教训，适应市场变化，不断提高电站运营水平。
面对电费结算差异，电站投资人应换位思考，以购电方角度寻找突破口，站在互相尊重的立场，与购电方进行充分交流协商，并在生产经营中制定更具有系统性、前瞻性、针对性及可执行性的经营策略。
