张竹育 安志炜 李上谦 张陆呖

摘要：根据乌克兰新能源电力法规[1]，乌克兰国有企业担保买方公司是该国新能源电力的唯一购电方。研究该公司的财务平衡情况，有助于理解乌克兰新能源市场运作机制，对外国投资人评估该国新能源投资项目风险具有一定的价值。本文概述担保买方公司的财务收支平衡情况，并进行相关展望。

关键词：乌克兰新能源电力;担保买方公司;财务平衡

一、分析背景

担保买方公司（“Guaranteed Buyer SE”，下称“GB”）是2019年6月设立的国有企业，乌克兰政府是其唯一直接股东。2019年7月正式开始运营。根据2019-483号内阁令[2]，GB主要职能包括：

一向配电系统运营方提供增加新能源生产份额的服务;

一在电力市场上出售和购买电力，包括履行政府施加的公共服务义务;

一负责平衡新能源发电商生产的电量;

一其中乌克兰国家核电公司应将全部预计电量销售给担保买方（除非强制要求在“日前市场”出售的电量;此外不得低于上年同期月电力供应量的10%），乌克兰水电公司与担保买方合约中的销售量不得低于年销售量的35%。

一担保买方应与通用服务商签署双边合约，以政府指导价向其售电，以满足居民消费需求;

若GB出现财务失衡，乌克兰国家电网公司乌国网将补偿GB。

根据相关规定，自乌克兰国网公司的采购、销售电价相等，也等于向地方配电公司的售电价。根据市场情况，自现货市场的购电价近似等于向现货市场的售电价。因此：

GB销售收入=

向国网售电价（PG）*向国网净售电量（vG）+向现货市场售电价（PM）*向现货市场净售电量（VM）+向通用服务商售电价（PD）*向通用服务商售电量（vD）

PG*VG+PM*VM+PD*VD（1）

GB采购成本=

自核电购电价（PN）*自核电购电量（VN）+自新能源购电价（PR）*自新能源购电量（VR）+自水电购电价（PR）*自水电购电量（VH）

PN*VN+PR*VR+PH*VH（2）

其中：

1.VN：核电发电量相对稳定，每月约60亿度，VN=60亿度

2.VD：历史波动率在10%以内，用常值替代。历史均值约为40亿度。

3.VG：历史波动率最高达50%，虽然波动较大，但绝对值较小、且仅在分母出现一次，故假设常值，历史均值约为5亿度。

4.PR：歷史波动率在10%以内，用常值替代。历史均值约4000UAH/千度。

5.VH：历史数值波动，但绝对值较小，故用常值替代，历史均值约1.64亿度

得简化后的PM和VR的关系为：

PM=（4000*VR+26273.532）/（VR+16.64）（7）

由上式绘制函数曲线可知，随着GB采购新能源电量的逐渐增加，使其平衡的现货市场价格虽会随之上升，但升势将趋于平缓。2020年2月GB采购新能源电量为6.85亿度。

其中：PM为现货市场电价，单位UAH/千度;VR为新能源采购电量，单位亿度。

三、乌克兰国家电网公司的财务情况

根据电力市场法和483号决议，若GB自身财务不平衡，乌克兰国家电网公司（下称“乌国网”）将补偿GB。根据乌国网的2018年报，其当年实现收入60.45亿UAH（乌克兰当地币单位：格里夫纳，1UAH约合0.0346欧元），净利润26.03亿UAH，经营活动现金净流量约29.08亿UAH。

以2020年2月为例，GB要求乌国网对其补贴26亿UAH，接近后者2018年的净利润。2020年1-3月，GB声称乌国网需补偿其58亿UAH，乌国网仅依靠自身能力无法承受。

根据乌国网2018年审计报告，其收入的95%来自于“电力传输及配送服务费”，而这项费用含在终端用户电价的度电价格中，由乌国网在每年末申报下年预算，经乌克兰国家能源监管委员会批准后执行，属于“受监管收入”;根据2017年版乌克兰民用电价，该项费用约占终端电价的20%。

2014至2017年间，乌克兰国家能源监管委员会（NERC）曾五次上调终端电力价格，使得终端电价均值由53.9UAH/度升至122.83UAH，度，该机构于2017年最近一次调价时发布解释，其调价机制主要反映电力市场实际运营成本及未来投资计划，并充分考虑通货膨胀、居民收入增长情况及承受能力。

四、总结及展望

根据上文分析，无论是GB还是乌国网，在现有市场机制下短期内都较难实现财务平衡。GB的财务失衡亏损，主要来自于过高的新能源电力采购价格、过低的居民供电价格以及现货市场价格波动的影响。乌国网的财务失衡主要是由于对于GB的兜底义务暂时没有及时传导给终端用户。

为方便读者进一步了解相关事态进展，汇总可能改善GB、乌国网以及整个电力系统财务状况的潜在变化如下：

（一）现货市场过渡期结束后，现货市场的封顶firm被取消 2020年4月1日起，日前市场被设定的封顶价格限制被取消。日前市场实际成交价格曾在2019年7-11月数次触发封顶价。由于日前市场占据现货市场的绝大部分交易量，封顶价的取消将使GB有机会以更高的现货市场价格进行交易，从而改善其财务状况。

（二）自2021年开始，GB将开始征收电费平衡机制结算费用

根据乌克兰《电力市场法》，自2021年1月开始，新能源发电商需向乌克兰国家电网公司及GB缴纳平衡费。尽管法律尚未明确具体的收费标准及方式，但这一额外收入将有效缓解GB的财务状况。

（三）新能源电站陆续并网、拍卖机制即将实施，将逐步拉低新能源采购单价

根据pre-PPA及电力市场法，并网日期越晚的新能源项目上网电价越低。尽管新能源电站陆续并网将增加GB的新能源采购电量，但同样意味着新增新能源电量将拉低整体新能源采购单价，有利于改善GB的采购成本情况。同时，计划于2020年上半年启动的新能源电价拍卖机制，也将进一步拉低新能源电价。

（四）各类电力市场参与方正积极向能源监管机构申请提高终端用户电价

虽然电价的上涨会面临舆论压力，但结合乌克兰电价上涨频率及电力市场目前面临的财务压力，政府及监管机构有可能会实施新一轮调价。在积极申请提高终端电价的同时，乌国网也在积极申请在终端电价中获批更高的输电服务费份额、以提高自身收入。从其官网给出的解释看，对GB的补贴及付款义务是此次申请更高的份额的主要原因之一。

（五）迫于国际舆论与声誉压力，乌政府正积极寻求全局解决方案实现电力市场及GB的财务平衡 根据公开报道，EBRD、EDF公司等活跃于乌克兰新能源市场，并已参与多个新能源项目的投资、融资、工程建设及运营等。GB在成立之初，即与USMD（美国国际开发署）开展深入合作，并获得一定资助。迫于国际舆论与声誉压力，乌克兰政府及监管机构几乎不会坐视电力市场改革的核心之一GB或关乎全国用电安全的国家电网公司乌国网的财务崩溃、从而导致电力市场财务失衡、进而使得电力市场改革彻底失败，政府正积极寻求全局解决方案。