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【摘要】文章阐述了印度尼西亚（以下简称“印尼”）国内市场的煤炭定价机制和相关政策，分析了国际动力煤市场价格波动、煤质参数、地理位置、汇率波动、油价波动和政策调整等因素在印尼煤价构成中的影响，基于计算公式的设定和商务条款的约定，构建印尼煤炭采购的市场风险综合应对体系，对煤炭交易中可能存在的风险进行有效化解，帮助海外能源企业减小或规避市场风险以实现经营目标。
【关键词】印尼国内市场；煤炭定价机制；动力煤；海外能源企业
【中图分类号】F252.2；F407.21
一、以动力煤指数（HBA）为基准的定价模式
（一）动力煤指数（HBA）
动力煤是用作动力原料的煤炭，狭义上指用于火力发电的煤炭。印尼作为世界上最大的动力煤生产国，其国内市场内销的煤炭主要以HBA为定价基准。HBA指数为月平均价格，是印尼77个煤炭产品的定价依据，也是计算印尼供煤商在国内市场和海外市场吨煤税费的依据。其指标参数为高位收到基6322大卡，水分8%，灰分15%，硫分0.8%，取值为普氏加里曼丹指数（高位收到基5900大卡）、阿格斯印尼煤指数（高位收到基6500大卡）、IHS能源纽卡斯尔港出口指数（以前的BJ指数）（高位收到基6322大卡）和环球煤炭纽卡斯尔指数（低位收到基6000大卡）四个指数的平均值。
（二）煤炭定价机制
1.基础离岸价部分
已知HBA的指标参数为高位收到基6322大卡，水分8%，灰分15%，硫分0.8%。实务中，此价格需根据买卖双方约定好的合同典型参数调整为合同基价（HPB，US$/t），计算公式如下：
HPB =HBA×Ai×Bi-（Ci+Di）
式中：
Ai= GCV典型值/ 6322
Bi=（100 -全水分典型值） / （100 - 8）
Ci=（硫份典型值- 0.8）×4.00 US$/t
Di=（灰分典型值- 15）×0.40 US$/t
根據MEMR 2017年7月颁布的法令，对于长协供煤协议销售的煤炭，每合同季度调整一次基础离岸价（Pi，US$/t），由印尼国家电力公司（PLN）出具价格批准函。取值为上月HPB的50%、前2个月HPB的30%、前3个月HPB的20%加权平均后减去驳船调整系数，定价公式如下：
Pi=（50%×HPBi-1）+（30%×HPBi-2）+（20%×HPBi-3）-驳船调整系数
因为Pi计价货币仍是美元，乘以上一季度平均汇率（EX）（上一季度印尼央行每日美元：印尼盾汇率中间价平均值）可得Pi的印尼盾价格Pfobm（IDR/t）。
而印尼盾作为软通货，一度被认为是亚洲“表现最差”的货币，尤其是从2020年以来，印尼经济遭受新冠疫情的重创，美元兑印尼盾曾一度飙升，如图1所示。
前者所说，基础离岸价在印尼国内市场需折合为印尼盾支付，且汇率为上一季度平均汇率，倘若汇率在本季度出现大幅度的波动，将不利于市场各方利益主体，不但会大幅增加或减少采购成本，而且，考虑到大多在印尼投资IPP电站的海外发电企业同PLN至少存在1个月的结算周期，尤其对于合同约定采用信用证或预付款结算煤价的企业，倘若印尼盾持续升值，无疑还会造成企业内部巨额的汇兑损失。因此，如何减小，甚至是规避汇率风险也是双方博弈过程中不得不考虑的一个重要问题。例如，比较简单直接的一个方法：设定一个汇率影响的减小比例α（α<1），加入基础离岸价的公式中来减少汇率的影响，公式如下：
Pfobmt调整后=Pfobm×[（1 -α）+α×（EXm/EX）]
式中：
Pfobmt调整后=减少汇率影响后的基础离岸价
EXm=当月美元兑印尼盾汇率
2.运费部分
印尼90%以上的煤炭储备分布在苏门答腊岛的中部和南部，以及加里曼丹岛的东部和南部。[1]作为“千岛之国”，印尼的煤炭主要采用海路运输，从苏门答腊岛和加里曼丹岛的装货港出发，运往国内市场或东南亚各到货码头。
除煤质参数外，运费也是PLN最关注的部分之一，因为“煤电联动”的原理，其数值是当月的C部分电价（燃料成本电价）[2]的重要组成部分。运费是供煤招投标过程中一项举足轻重的评估指标，它与供煤商矿产和码头的地理位置以及运输方式等挂钩。一般来说，每月运费（Frtm）由基准运费（Frt）根据印尼国家石油公司Pertamina公布的不同区间的月度实际油价与基准油价（含增值税10%和汽车燃油税7.5%）进行调整，主要有两种调整方式，公式分别如下：
公式一：差值调整
Frtm=Frt+[FC×（PFm - PFb）]
式中：
FC= 单位油耗L/t
PFm=每月加权平均油价IDR/L
PFb=基础油价IDR/L
对于差值调整的运费，可设置一个油价的浮动区间，如10%，即PFm在PFb上下10%的浮动范围内，基础运费可不做调整。
公式二：比例调整
Frtm=Frt×[X%+Y%×（PFm/PFb）]
式中：
X%=运费固定部分比例
Y%=油价浮动部分比例
由此可见，油价是影响每月运费的重要因素，以上两种调整方式都是减小油价波动风险的有效措施。与此同时，因为油价每半月波动一次，所以采用不同时间段的油价也会造成当月运费数额的差异。目前，印尼比较通行的方法是取煤炭在到货港接收月份的平均加权煤价，这种“滞后”的取值方式将使当月接收的所有煤船运费保持一致，更易于计算和统计。但笔者认为，此方式未充分考虑油价短时间激增的不确定因素，采用取值煤炭提单日期（B/L Date）所在的半月油价的方法，更符合价格“背靠背”的内在逻辑。 3.煤质调整部分
印尼主要煤种为褐煤、次烟煤和烟煤，分别占比约59%、27%和14%，[3]煤质具有低灰分、低硫分的综合优势，占比最大的褐煤一般硫分在0.1%到0.75%之间，挥发分在24.1%到48.8%之间。
一般发电企业在煤炭采购实务中，会面临至少四组煤质参数，分别是锅炉设计参数、合同典型参数、装货港检测数据和卸货港检测数据。在招标过程中，发电企业会在招标公告中注明锅炉的设计参数，以寻求合适的煤源。合同典型参数是各投标方在标书中所载明的煤质参数，也是以后签订供煤协议乃至发电企业后续和PLN结算C部分电价的依据。供煤协议中所有煤质调整公式都会围绕合同典型参数的数值来设定。装货港检测数据仅用来判断货物是否超出拒收范围，但在实务中，也经常存在装货港检测数据正常，卸货港检测数据超标的情况，这和取样方式以及运输过程中的季节性天气都有关系。通常情况下，由第三方检测机构出具的卸货港检测报告中的各项数据会作為双方结算的唯一依据，因此选择有资质的第三方权威检测机构就显得尤为重要，要保证抽样检测的科学、合规、公正和透明。
对于每一船的结算，检测出的实际煤质参数与合同典型参数的偏离程度决定了对基础价格的调整程度，基础到岸价（CIF）为基础离岸价和运费的和。实务中，当实际供应的煤质偏离合同典型煤质但尚未达到拒收条件时，需对基础离岸价进行调增或调减。对于高位热值的调整，买方可设定高位热值在锅炉设计高位热值一定范围外的调整系数，调增系数为K（K<1），调减系数为Y（Y>1），这种“少增多减”的调整方法可有效促使来煤接近锅炉设计的热值区间。对于其他参数，例如，全水分、全硫、灰分、哈式可磨性指数和灰熔点等则只调减不调增。煤质偏差调整后的离岸价与运费之和即煤炭成交的最终价格。
二、近年印尼关于煤炭价格的主要政策
（一）价格上限政策
2017年下半年至2018年年初，随着HBA的持续上涨，一度涨破100美元/t大关，2018年1月和2月HBA分别为100.69美元/t和101.86美元/t。为保障印尼国内市场的煤炭供求关系以及PLN电价的稳定，2018年1月9日，MEMR规定国内市场义务（Domestic Market Obligation）（MEMR Decree No.23K/30/MEM/2018），规定煤矿将不低于25%的产量销售给国内市场。2018年3月9日，MEMR颁布煤炭价格上限政策（MEMR Decree No.1395K/30/MEM/2018），2018年3月12日予以修订（MEMR Decree No.1410K/30/MEM/2018）。该政策规定了向印尼国内市场供应的发热量6322大卡的动力煤价格上限为70美元/t。该政策一直沿用至今。
（二）征收煤炭商品内销增值税
2020年11月2日，有关创造就业机会的2020年第11号综合法案（UU）正式颁布，该法案修改了1983年《奢侈品增值税和销售税第8号法》（2009年第42号法修订）的规定，将煤炭产品从免征增值税的商品名单中删除，如今，在印尼国内销售的煤炭产品需缴纳10%的增值税。这项新税收政策不会影响煤炭出口销售，出口销售的增值税仍是0%。
实务中，增值税的缴纳额并不是煤炭最终成交价格的10%，而是只针对基础离岸价和运费中非油价部分征税。
三、印尼国内市场动力煤交易的价格风险应对
（一）煤质差异风险应对
不同港口和第三方检测机构出具的检测报告难免会出现数值差异，双方除了在供煤协议中列举双方认可的权威第三方检测机构外，还需要构建一套完整的重新检测流程，任何一方对另一方所出具的检测报告数据有怀疑便可以直接启动重新检测流程。一般情况下，供煤商不认可客户所出具的卸货港检测数据的情况居多，而他们怀疑的原因一般为卸货港检测数据和他们装货港检测的数据大相径庭，即使排除取样方式的差异，装货港检测报告与卸货港检测报告也不具备可比性。因此，一旦供煤商启动重新检测流程，供煤商则必须安排其检测机构对实验室封存的卸货港样品再做一次“卖方检测”。卖方检测报告仅作为判断重新检测必要性的依据，也就是说，如卖方检测的数据和卸货港检测报告中的数据在合理的误差范围内，即可认为重新检测流程为“非必要的”；如两者数据在合理的误差范围外，卖方可继续重新检测流程，双方需共同选定一家都未曾合作过的第三方检测机构，做“最终检测”，最终检测的数据将作为结算价格的依据。
除以上措施外，对于有能力的发电企业，还可以指派专家团队定期到卸货港码头进行随机抽样或监督检测，从而避免因操作不当而导致的煤质差异风险。
（二）汇率波动风险应对
印尼国内市场采购煤炭不同于进口煤炭，内销必须使用印尼盾结算。对于印尼本国企业来说，“煤电联动”机制和使用印尼盾作为公司运营资金基本可消除汇率转换的风险。但是，对于在印尼投资IPP电厂的海外企业来说，除上文所述的设定汇率影响的减小比例来减少汇率的影响外，还应加大对宏观经济、短期资本流动以及市场技术方面的关注力度，更加灵活主动地应用远期、掉期和期权等金融工具，积极主动地管理汇率风险。
主要参考文献：
[1]向敏，王雷.印尼煤炭对华出口影响及走势分析[J].煤炭经济研究，2019，（4）：42-47.
[2]徐赟瑜，陈建萍.印度尼西亚电价的测算与分析[J].工程造价管理，2016，（5）： 81-85.
[3]王文江.印尼煤炭投资机会SWOT分析[J].内蒙古煤炭经济，2015，（10）：59-60.
【关键词】印尼国内市场；煤炭定价机制；动力煤；海外能源企业
【中图分类号】F252.2；F407.21
一、以动力煤指数（HBA）为基准的定价模式
（一）动力煤指数（HBA）
动力煤是用作动力原料的煤炭，狭义上指用于火力发电的煤炭。印尼作为世界上最大的动力煤生产国，其国内市场内销的煤炭主要以HBA为定价基准。HBA指数为月平均价格，是印尼77个煤炭产品的定价依据，也是计算印尼供煤商在国内市场和海外市场吨煤税费的依据。其指标参数为高位收到基6322大卡，水分8%，灰分15%，硫分0.8%，取值为普氏加里曼丹指数（高位收到基5900大卡）、阿格斯印尼煤指数（高位收到基6500大卡）、IHS能源纽卡斯尔港出口指数（以前的BJ指数）（高位收到基6322大卡）和环球煤炭纽卡斯尔指数（低位收到基6000大卡）四个指数的平均值。
（二）煤炭定价机制
1.基础离岸价部分
已知HBA的指标参数为高位收到基6322大卡，水分8%，灰分15%，硫分0.8%。实务中，此价格需根据买卖双方约定好的合同典型参数调整为合同基价（HPB，US$/t），计算公式如下：
HPB =HBA×Ai×Bi-（Ci+Di）
式中：
Ai= GCV典型值/ 6322
Bi=（100 -全水分典型值） / （100 - 8）
Ci=（硫份典型值- 0.8）×4.00 US$/t
Di=（灰分典型值- 15）×0.40 US$/t
根據MEMR 2017年7月颁布的法令，对于长协供煤协议销售的煤炭，每合同季度调整一次基础离岸价（Pi，US$/t），由印尼国家电力公司（PLN）出具价格批准函。取值为上月HPB的50%、前2个月HPB的30%、前3个月HPB的20%加权平均后减去驳船调整系数，定价公式如下：
Pi=（50%×HPBi-1）+（30%×HPBi-2）+（20%×HPBi-3）-驳船调整系数
因为Pi计价货币仍是美元，乘以上一季度平均汇率（EX）（上一季度印尼央行每日美元：印尼盾汇率中间价平均值）可得Pi的印尼盾价格Pfobm（IDR/t）。
而印尼盾作为软通货，一度被认为是亚洲“表现最差”的货币，尤其是从2020年以来，印尼经济遭受新冠疫情的重创，美元兑印尼盾曾一度飙升，如图1所示。
前者所说，基础离岸价在印尼国内市场需折合为印尼盾支付，且汇率为上一季度平均汇率，倘若汇率在本季度出现大幅度的波动，将不利于市场各方利益主体，不但会大幅增加或减少采购成本，而且，考虑到大多在印尼投资IPP电站的海外发电企业同PLN至少存在1个月的结算周期，尤其对于合同约定采用信用证或预付款结算煤价的企业，倘若印尼盾持续升值，无疑还会造成企业内部巨额的汇兑损失。因此，如何减小，甚至是规避汇率风险也是双方博弈过程中不得不考虑的一个重要问题。例如，比较简单直接的一个方法：设定一个汇率影响的减小比例α（α<1），加入基础离岸价的公式中来减少汇率的影响，公式如下：
Pfobmt调整后=Pfobm×[（1 -α）+α×（EXm/EX）]
式中：
Pfobmt调整后=减少汇率影响后的基础离岸价
EXm=当月美元兑印尼盾汇率
2.运费部分
印尼90%以上的煤炭储备分布在苏门答腊岛的中部和南部，以及加里曼丹岛的东部和南部。[1]作为“千岛之国”，印尼的煤炭主要采用海路运输，从苏门答腊岛和加里曼丹岛的装货港出发，运往国内市场或东南亚各到货码头。
除煤质参数外，运费也是PLN最关注的部分之一，因为“煤电联动”的原理，其数值是当月的C部分电价（燃料成本电价）[2]的重要组成部分。运费是供煤招投标过程中一项举足轻重的评估指标，它与供煤商矿产和码头的地理位置以及运输方式等挂钩。一般来说，每月运费（Frtm）由基准运费（Frt）根据印尼国家石油公司Pertamina公布的不同区间的月度实际油价与基准油价（含增值税10%和汽车燃油税7.5%）进行调整，主要有两种调整方式，公式分别如下：
公式一：差值调整
Frtm=Frt+[FC×（PFm - PFb）]
式中：
FC= 单位油耗L/t
PFm=每月加权平均油价IDR/L
PFb=基础油价IDR/L
对于差值调整的运费，可设置一个油价的浮动区间，如10%，即PFm在PFb上下10%的浮动范围内，基础运费可不做调整。
公式二：比例调整
Frtm=Frt×[X%+Y%×（PFm/PFb）]
式中：
X%=运费固定部分比例
Y%=油价浮动部分比例
由此可见，油价是影响每月运费的重要因素，以上两种调整方式都是减小油价波动风险的有效措施。与此同时，因为油价每半月波动一次，所以采用不同时间段的油价也会造成当月运费数额的差异。目前，印尼比较通行的方法是取煤炭在到货港接收月份的平均加权煤价，这种“滞后”的取值方式将使当月接收的所有煤船运费保持一致，更易于计算和统计。但笔者认为，此方式未充分考虑油价短时间激增的不确定因素，采用取值煤炭提单日期（B/L Date）所在的半月油价的方法，更符合价格“背靠背”的内在逻辑。 3.煤质调整部分
印尼主要煤种为褐煤、次烟煤和烟煤，分别占比约59%、27%和14%，[3]煤质具有低灰分、低硫分的综合优势，占比最大的褐煤一般硫分在0.1%到0.75%之间，挥发分在24.1%到48.8%之间。
一般发电企业在煤炭采购实务中，会面临至少四组煤质参数，分别是锅炉设计参数、合同典型参数、装货港检测数据和卸货港检测数据。在招标过程中，发电企业会在招标公告中注明锅炉的设计参数，以寻求合适的煤源。合同典型参数是各投标方在标书中所载明的煤质参数，也是以后签订供煤协议乃至发电企业后续和PLN结算C部分电价的依据。供煤协议中所有煤质调整公式都会围绕合同典型参数的数值来设定。装货港检测数据仅用来判断货物是否超出拒收范围，但在实务中，也经常存在装货港检测数据正常，卸货港检测数据超标的情况，这和取样方式以及运输过程中的季节性天气都有关系。通常情况下，由第三方检测机构出具的卸货港检测报告中的各项数据会作為双方结算的唯一依据，因此选择有资质的第三方权威检测机构就显得尤为重要，要保证抽样检测的科学、合规、公正和透明。
对于每一船的结算，检测出的实际煤质参数与合同典型参数的偏离程度决定了对基础价格的调整程度，基础到岸价（CIF）为基础离岸价和运费的和。实务中，当实际供应的煤质偏离合同典型煤质但尚未达到拒收条件时，需对基础离岸价进行调增或调减。对于高位热值的调整，买方可设定高位热值在锅炉设计高位热值一定范围外的调整系数，调增系数为K（K<1），调减系数为Y（Y>1），这种“少增多减”的调整方法可有效促使来煤接近锅炉设计的热值区间。对于其他参数，例如，全水分、全硫、灰分、哈式可磨性指数和灰熔点等则只调减不调增。煤质偏差调整后的离岸价与运费之和即煤炭成交的最终价格。
二、近年印尼关于煤炭价格的主要政策
（一）价格上限政策
2017年下半年至2018年年初，随着HBA的持续上涨，一度涨破100美元/t大关，2018年1月和2月HBA分别为100.69美元/t和101.86美元/t。为保障印尼国内市场的煤炭供求关系以及PLN电价的稳定，2018年1月9日，MEMR规定国内市场义务（Domestic Market Obligation）（MEMR Decree No.23K/30/MEM/2018），规定煤矿将不低于25%的产量销售给国内市场。2018年3月9日，MEMR颁布煤炭价格上限政策（MEMR Decree No.1395K/30/MEM/2018），2018年3月12日予以修订（MEMR Decree No.1410K/30/MEM/2018）。该政策规定了向印尼国内市场供应的发热量6322大卡的动力煤价格上限为70美元/t。该政策一直沿用至今。
（二）征收煤炭商品内销增值税
2020年11月2日，有关创造就业机会的2020年第11号综合法案（UU）正式颁布，该法案修改了1983年《奢侈品增值税和销售税第8号法》（2009年第42号法修订）的规定，将煤炭产品从免征增值税的商品名单中删除，如今，在印尼国内销售的煤炭产品需缴纳10%的增值税。这项新税收政策不会影响煤炭出口销售，出口销售的增值税仍是0%。
实务中，增值税的缴纳额并不是煤炭最终成交价格的10%，而是只针对基础离岸价和运费中非油价部分征税。
三、印尼国内市场动力煤交易的价格风险应对
（一）煤质差异风险应对
不同港口和第三方检测机构出具的检测报告难免会出现数值差异，双方除了在供煤协议中列举双方认可的权威第三方检测机构外，还需要构建一套完整的重新检测流程，任何一方对另一方所出具的检测报告数据有怀疑便可以直接启动重新检测流程。一般情况下，供煤商不认可客户所出具的卸货港检测数据的情况居多，而他们怀疑的原因一般为卸货港检测数据和他们装货港检测的数据大相径庭，即使排除取样方式的差异，装货港检测报告与卸货港检测报告也不具备可比性。因此，一旦供煤商启动重新检测流程，供煤商则必须安排其检测机构对实验室封存的卸货港样品再做一次“卖方检测”。卖方检测报告仅作为判断重新检测必要性的依据，也就是说，如卖方检测的数据和卸货港检测报告中的数据在合理的误差范围内，即可认为重新检测流程为“非必要的”；如两者数据在合理的误差范围外，卖方可继续重新检测流程，双方需共同选定一家都未曾合作过的第三方检测机构，做“最终检测”，最终检测的数据将作为结算价格的依据。
除以上措施外，对于有能力的发电企业，还可以指派专家团队定期到卸货港码头进行随机抽样或监督检测，从而避免因操作不当而导致的煤质差异风险。
（二）汇率波动风险应对
印尼国内市场采购煤炭不同于进口煤炭，内销必须使用印尼盾结算。对于印尼本国企业来说，“煤电联动”机制和使用印尼盾作为公司运营资金基本可消除汇率转换的风险。但是，对于在印尼投资IPP电厂的海外企业来说，除上文所述的设定汇率影响的减小比例来减少汇率的影响外，还应加大对宏观经济、短期资本流动以及市场技术方面的关注力度，更加灵活主动地应用远期、掉期和期权等金融工具，积极主动地管理汇率风险。
主要参考文献：
[1]向敏，王雷.印尼煤炭对华出口影响及走势分析[J].煤炭经济研究，2019，（4）：42-47.
[2]徐赟瑜，陈建萍.印度尼西亚电价的测算与分析[J].工程造价管理，2016，（5）： 81-85.
[3]王文江.印尼煤炭投资机会SWOT分析[J].内蒙古煤炭经济，2015，（10）：59-60.