巴标杆电价机制下发电企业新收入准则的适用

张海涛

【摘要】巴基斯坦两部制标杆电价政策，电价由电量电价和容量电价两大部分构成，在还款期内的容量电价，因包含债务成分要高于非还款期。按旧的收入准则确认电费收入，还款期和非还款期利润与现金流之间存在较大差异，新的收入准则能够很好地解决这一问题。但由于标杆电价的复杂性和各种合同条款的限制，采用标杆电价机制的发电企业在运用新收入准则方面存在诸多困难。

【关键词】标杆电价；发电企业；新收入准则；适用

【中图分类号】F233；F426.61；F406.7

巴基斯坦两部制标杆电价政策规定电价由电量电价和容量电价两大部分构成，分别对发电企业燃料费、运维费、保险费、营运资金成本、借款本金和利息、净资产收益等加以补偿。因还款期内的容量电价包含债务成分（本金和利息）要高于非还款期，按旧的收入准则确认电费收入，各期利润与现金流之间存在较大差异，还款期利润逐年升高，高于净现金流量；非还款期利润持平，低于净现金流量。

一、巴两部制标杆电价政策简介

2013年6月6日巴基斯坦国家电力监管局（NEPRA）发布了第一个进口或当地煤（塔尔煤除外）发电项目标杆电价政策。由于未能吸引到足够的投资，NEPRA应巴政府要求于2014年6月26日就项目成本、电厂净热效率、运维成本、净资产收益率、电厂利用率等主要方面进行了调整，最终形成现行的标杆电价政策。

（一）标杆电价构成

标杆电价由电量电价和容量电价两大部分构成，电量电价包括：燃料成本、变动运维（本币）、变动运维（外币）、石灰石成本和灰处理成本五部分；容量电价包括：固定运维（本币）、固定运维（外币）、保险成本、营运资金成本、净投资收益率和还本付息六部分。电价各组成部分分别用于对发电企业的燃料费、运维费、保险费、流动资金占用、长期借款（本息）和股东投资加以补偿。同时标杆电价又有还款期（前10年）和非还款期（后20年）之分：还款期电价包含长期借款本金和利息，本金部分逐年增加，利息部分逐年减少，本息之和每年相同；还款期电价比非还款期高出长期借款本息之和部分。

（二）电价调整机制

标杆电价各部分除燃料费按月调整外，其他部分均于每年的7月1日、10月1日、1月1日和4月1日按季度进行调整，其间考虑了当地通货膨胀、外国通货膨胀、汇率变动和利率变动因素，调整后的电价用于电费的实际结算。

（三）电费结算依据

与电价相对应，电费分为电量电费和容量电费。电量电费与上网电量（售电量）相关，多发电多收费，但不一定多盈利，在电量电价能够弥补电量成本的情况下还要综合考虑设备消耗等其他因素是否有利可图。容量电费与每年最低可用小时数相关，只要能达到最低可用小时数（全年7 446小时）即可获得全额容量电费，与装机容量相关，即便不发电或少发电也不受影响，实际上是购电方的一种信用储备，具有照付不议（Take or Pay）性质，当然了购电方也不会总是“掏了包房费而不去消费”，当前的标杆电价政策规定担保电厂可利用率为85%。

二、旧收入准则利润和现金流分析

从标杆电价构成可以看出，标杆电价依据发电企业各成本费用项目进行分类，发电企业在设置会计明细科目时也应充分考虑这样一特点，详细划分收入和成本费用科目，收支科目一一对应，便于盈亏分析，发现差异，提高管理。很明显，在收支平衡的情况下，发电企业的利润和现金流最终都应该体现为净资产收益（股东回报），但按旧收入准则确认收入，还款期和非还款期利润和净现金流差异较大，出现了阶段性背离。下面以装机容量2台660MW进口燃煤标杆电价为基础对这一现象进行分析。

（一）利润表、现金流量表项目

按标杆电价构成，则收入项目包括燃料费、运维费、保险、借款本息和股东回报等；同样，成本项目包括燃料费、运维费、保险费、利息、无形资产摊销等。现金流量表流入、流出项目与利润表基本一致，无形资产摊销变成了偿还本金。详见表1.

（二）按标杆电价和定价模型推算出的各年利润和现金流

（1）模型参数：装机容量660MW（2台），年上网电量90.42亿度，容量电量106.38亿度，单机投资956.06百万美元，建设期4年，债务权益比75：25，卢比对美元汇率97.10，电厂利用率85%，厂用电率8%，热效率39%，折现率10%，净资产收益率27.2%，借款利率4.95%，使用寿命30年。（2）假设条件：不考虑汇率、物价指数变动等调价因素；直线法摊销，无余额；电费全额回收，不分红，第31年返还资本金。具体测算见表2。

很明显，还款期的利润高于净现金，非还款期的利润低于净现金，结果就是在还款期有利润却没有现金流，在非还款期有现金流却没有利润，如图1所示。究其原因：利润表在还款期有对应借款本金的收入（逐年增加）以及投资摊销；在非还款期没有本金收入，有投资摊销。现金流量表在还款期有本金现金流入，同时有偿还借款的现金流出，无投资摊销；在非还款期没有本金现金流入和流出，无投资摊销。那么到底是收入确认还是摊销方法出了问题呢？新收入准则做出了很好的解释。

三、發电企业新收入准则的适用

旧收入准则规定客户可以在开具发票具有向对方收取交易对价时确认收入，因此按照上述方法在向购电方开具发票并收款时将容量电费确认为当期收入并没有什么问题。但新的收入准则更强调的是在履行完合同中每一项履约义务时确认收入。

（一）识别合同中的单项履约义务

购电协议（PPA）无疑是新收入准则五步法模型所指的客户合同。在巴两部制标杆电价政策下，电量电费和容量电费具有不同的性质，电量电费与发电企业提供的售电量相关，容量电费与发电企业具备的可利用小时数相关，提供售电量和具备合同要求的可利用小时数应当分别确认为单独的履约义务。

（二）將交易价格分摊至单项履约义务

电量电价和容量电价（除还本付息外）在不考虑汇率、物价等变动因素外各期都相等，不涉及分摊的问题或者说分不分摊都是那么多。容量电价的还本付息部分还款期有，非还款期没有，但又并非还款期所独有，试想若发电方中止购电协议，购电方对还款期发电方享有的高电价部分是拥有追索权的，因此应采用系统合理的方法分摊至单项履约义务（年可利用小时数）。分摊后还本付息电价=当前还本付息电价÷30年累计可利用小时数（30×7 446），30年累计可利用小时数可以根据各年实际数逐期进行调整。第1年还本付息电费=第1年实际可利用小时数÷分摊后还本付息电价，第2年还本付息电费=第1-2年实际可利用小时数÷分摊后还本付息电价-第1年已确认还本付息电费，第3年，第4年……以此类推。10年还款期内的还本付息电费根据实际完成的履约义务被分摊至整个30年合同运营期。还款期利润高于非还款期的现象不复存在，确认的各期利润不再有被追索的问题，与实际净现金流无限趋同。管理当局再也不会发出“我的现金去哪了”或者“我的利润去哪了”的类似疑问。

（三）发电企业运用新收入准则面临的困难

虽然新收入准则的目的在于消除收入规定的不一致和缺陷；提供一套更加坚实的框架，以阐述收入问题；改进不同企业、行业、法律和资本市场中，收入确认实务的可比性等，但是两部制标杆电价约束下的发电企业在新收入准则的适用方面面临诸多困难，需要逐步加以明确和完善。（1）重大判断增加：主要体现在对履约义务的识别、对交易价格的确定和将交易价格分摊至履约义务等方面；（2）追溯调整：可能涉及对以前多年的数据和售电合同进行追溯调整；（3）变动价格（阶段电价）：标杆电价是固定价格，在实际申报电费时需要根据汇率、物价、利率等因素对标杆电价进行调整；（4）捆绑式安排：电价中往往包含提供电压控制、可再生能源证书、安保等服务项目，增加交易价格分摊、履约义务识别的难度；（5）或有对价：PPA中往往约定有奖惩机制和分成条款，影响交易价格的确定与分配；（6）商品交换安排（Barter）：比如厂区倒送电，是日后用发电量抵扣还是另行收费；（7）援建项目：比如道路、码头、航道、海关楼、检测楼等基础设施，如果不能计入项目投资享有收费权将对既有电价产生影响；（8）所得税：巴发电企业多享受免税待遇，不再赘述。

主要参考文献：

[1]2013年6月6日进口或当地煤（塔尔煤除外）发电项目标杆电价政策.

http：//www.nepra.org.pk/Tariff/Upfront/TRF-100%20 UTC%20Determination%20Upfront%20Coal%2006-06-2013%20 5444-46.pdf

[2]2014年6月26日重新确定的现行标杆电价政策.http：//www.nepra.org.pk/Tariff/Upfront/Decision%20 of%20the%20AUthority%20Upfront%20Coal.pdf

[3]企业会计准则第14号—收入（财会〔2017〕22号）财政部2017年7月5日.

[4]Common ASC 606 Issues：Power And Utility Entities. https：//www.revenuehub.org/common-asc-606-issuespower-and-utility-entities/

[5]Deloitte： Power&Utilities; Spotlight-Generating a Discussion about the FASBS New Revenue Standard ， August 2014.

[6]Ernst&Young;： Applying IFRS in Power&UtilitiesThe; revised revenue recognition proposal-power and utilities， March 2012.

[7]PWC：Revenue from contracts with customersThe standard is final-A comprehensive look at the new revenue model-Power and Utilities industry supplement.

[8]KPMG： Revenue for Power and Utilities Companies， March 2018.