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概述

根据长期购电协议（PPA）下购电方的不同，PPA可分国家电网购电（Utility PPA，以下简称UPPA）和商业主体购电（Corporate PPA，以下简称CPPA）。

一、发展规律

电力市场的发展一般经历从监管化到市场自治的过程。电力市场理论将上述过程总结为纵向一体、单一买方、批发竞争、零售竞争4个模式。在单一买方市场模式中，私有化发电端将产生私人发电商与国家电网之间的UPPA。在批发竞争和零售竞争市场模式中，东道国设立了具有价格发现功能的现货市场和保证安全的平衡市场，CPPA市场也随之产生。

二、CPPA当前的发展情况

根据 BloombergNEF数据，近10年来CPPA的年度新增量和存量都连年上升。2021年全球年度新增CPPA约31.2GW，首要适用区域在美洲和欧洲。

三、CPPA的必要性和优势

CPPA的以下功能和优势，使其越来越多地被市场所接受。

首先，直接购电的负荷用电大客户、与获许零售的配电公司（Licensed Supplier）签署的 CPPA具备多元化买方报价的市场价格发现功能。

其次，CPPA可以促进专业化分工。发电商专业发电、电力交易商（trader）或者获许零售的配电公司（licensed supplier）在CPPA购电后再去现货市场或者零售市场专业卖电、承担价格波动风险。

第三，CPPA可以协助购电方锁定未来电力支出成本、获得可再生能源消费证明。

第四，CPPA可以协助发电商规避现货价格预测风险、满足项目的可融资性要求。

四、CPPA类型

一般认为，CPPA分为以下3种。

1.点对点直售电（private-wired CPPA）

发电商通过自身投资的电网或在负荷电附近设立电站，不通过获许零售的配电公司，直接将所发电力出售给临近的商业买方。发电商避开了国家电网购电的采购流程、并网许可的麻烦，可以依赖投资级买方的评级。商业买方获得了点对点直售电的稳定低廉价格、电量充足供应、可能兼获可再生能源发电的绿色证明。矿电一体项目、油电一体项目、工业园自用的园内发电项目、高耗能的高科技企业的园区内项目都属于这种类型。举例来讲，新加坡有较为活跃的Solar Leasing市场，本质是购电方将自有房产的屋顶租赁给专业的屋顶光伏发电商，双方签署CPPA。屋顶光伏所发电力不经电网，直接供给用电方。

值得注意的是，点对点直售电在三种 CPPA中最为少见，源于以下限制和缺点：（ 1）虽不通过电网 /配网的直售电，但可能需要东道国电力法规特别许可；（2）发电商面临负荷点弃电后替代消纳方式较少的难题；（3）点对点直售电CPPA无法提供对偏差电量、实时电力平衡的有效解决方式，买卖双方不得不再次求助于电网/配网。

2.物理CPPA（Sleeved CPPA）

发电商通过特定的输配电公司的传输渠道，将电力出售给物理CPPA下特定的买方。发电商对配电电网有物理的、真实的电力输出，不论该电量是否真实进入买方电表。物理CPPA下的买方可能是电力交易商、可能是负荷用电大户。

输配电公司是物理CPPA的传输中介和服务商，它可能提供配网服务、结算服务、处理不平衡电费服务。发电商通过零售配电公司的服务进行售电，配电公司可能需要再与真实买方签署背靠背的镜像协议。

3.虚拟CPPA（Virtual PPA）虚拟CPPA下的电力买卖双方并无实际的电力商品交割。其本质是签署了有真实交易背景的交易方进行风险对冲的金融衍生品。除了对冲电力交易风险外，虚拟CPPA往往还合并处理绿证销售。

举例来讲，发电商在现货市场出售所发电力，负荷主体负荷在现货市场购买电力。现货价格上涨时发电商盈利、负荷主体损失；现货价格下跌时发电商损失、负荷主体盈利；在没有对冲时双方都可能面临敞口损失。虚拟CPPA是两个商业主体之间的差价合同，约定了执行价格（StrikePrice）。在现货价格高于执行价格时，发电商反哺超额收益支付给负荷主体；在现货价格低于执行价格时，负荷主体反哺超额收益给发电商。

虚拟CPPA目前仅在西欧、北美、新加坡等少量国家存在。

CPPA与UPPA的对比

本文所说的UPPA，包括东道国特许发电、支付差额补贴电价等方式。我国“走出去”企业较为熟悉和掌握UPPA机制。下文特将UPPA与CPPA两类机制对比如下。

一、东道国采购流程与许可问题

1.UPPA的公共采购和开发流程

在特许权类发电项目、补贴电价机制两种情境下，东道国政府可能通过签署UPPA的形式公共采购私人投资的发电商。

（1）特许权类发电项目的UPPA发展中国家存在私人发起（PFI）方式采购UPPA的可能性。中高端东道国政府多通过公开招标的方式采购

UPAA。在公开招标之初，项目的售电条款和电价机制往往已经作为标书附件公示。以中亚某国为例， UPPA的采购和开发流程如图1。

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（2）补贴电价机制的UPPA

中高端东道国指定官方补贴机构与发电商签署UPPA或类似协议，明确溢价补贴(FIP)和差价合同（CfD）等机制。项目一般先由私人发起，孵化到可开工状态（Ready-to-Build）时有资格参与特定额度内的补贴竞拍。以欧洲国家为例，补贴电价UPPA的开发流程如图2。

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2.CPPA的私人发起流程及相关许可CPPA本质上是一种纯商业行为。项目只要拥有电网接入额度、不违反东道国建设和环境的强制性规定，即不受限于东道国的公共采购限制。以某西欧国家为例，CPPA项目的开发路径如图3。

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比较而言，UPPA的采购流程相比CPPA更加繁琐。一旦确定中标人后，由于垄断性国家电网或国家官方补贴机构是发电商的交易对手，发电商可能享受证照和许可一站谈判、协调办理的便利。CPPA的私人发起和证照办理都是商业行为，更多依赖发电商的自身能力。

二、并网和过网费问题

UPPA模式下，电网公司通常同时承担购电方和输电方双重职能。CPPA（除了点对点直售电）模式下，买卖双方仍然需要电网传输服务，电网公司或配网公司仅承担有限的传输职能，并按照过网电量向发电商收取过网费。

1.并网许可/协议UPPA模式下，国家电网代表东道国统筹考虑并网容量、并网许可、电网承受力、配套电网建设等问题。因此并网问题是公共采购前统筹规划的、项目执行中便于落实的。

CPPA模式下，发电商在项目开发早期可能难以确定并网风险；在项目成熟期内根据相关法律自行申请、自担风险。CPPA模式下，并网协议中的技术指标要求一般更加细致。

2.过网费用过网费用通常包括高压过网费和中压过网费以及按照月度收取的管理费等。UPPA模式下，电力交付点通常在临近电厂的并网点。购电方负责传输。因此国家电网一般不向发电商收取过

网费。CPPA模式下，购电方是终端用户或电力交易商时，发电商委托输电或配电公司传输，需要商谈过网费用；购电方是（同时具有销售职能的）配电公司时，发电商可能不需要支付过网费。

三、电费计算和支付问题

1. 计费电量问题UPPA模式下，并网点过表即视为发电商交付，买方承担场外输电风险。电网公司按照并网点的电表电量加上UPPA下的“视为”（Deemed）电量支付电费。

CPPA模式下，情况较为复杂。在物理CPPA项目中，买卖双方与电网公司通过过网协议的方式明确电量计量方式、传输和电损风险承担。在虚拟CPPA项目中，输电电网或配电网原则上只承担传输职能，不介入电力买卖。差价以虚拟CPPA约定的电量、现货买卖交割的电量为基础计算。

2.计价和调价问题CPPA的计价公式相比于UPPA更加复杂、灵活多变。表1展示了一些国别UPPA和CPPA计价公式的对比情况。

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UPPA中往往直接约定固定初始电价，并按照特定的调价方式进行调价。CPPA的计价方式可能是固定初始电价+调价公式，也可能是现货市场参考指数+调价公式。

3.购电方信用问题

由于主权增信等机制安排，UPPA的买方信用一般与东道国的主权信用状况一致。CPPA的买方信用是商业信用。发电商和融资机构将更多依赖商业评级机构的判断。

四、会计问题

一般情况下，PPA合同可能被作为销售协议进行会计处理。然而，根据电价机制的不同、发电量的确定性、所购电力的实际使用方式、发电资产的控制等因素，PPA合同资产还可能被认定为租赁（leasing）或金融衍生品（derivative），进而对购电方的财务报表产生影响。

根据IFRS16的租赁章节条款，UPPA和CPPA合同资产都有可能在购电方公司资产负债表上被视为租赁。认定为租赁资产的考量因素是购电方是否能够控制相关发电资产的使用权、是否能够从发电资产中获取经济利益并控制其使用。在照付不议、具备良好可融资性的UPPA中，购电方对发电资产进行了严格的指标要求、发电量、调电指令、长期价格的控制，因而UPPA合同资产更有可能被判定为购电方租赁资产。

PPA合同资产在满足特定条件情形下，有可能按照IFRS9的衍生品（derivative）会计规则在购电方报表内进行核算。认定为衍生品的考量因素是购电方并未实际使用所有所发电力、购电方没有意图真实购买所有所发电力、购电方未从发电资产中获取全部经济利益并控制其使用、PPA的购电并不导致购电方的初始投资、PPA合同结算将在未来时点进行等。不真实交割电力、买卖双方为了风险缓释目的虚拟CPPA合同资产更有可能被判定为购电方衍生品资产。

五、不可抗力风险的分配问题

1.自然不可抗力风险的分配问题

在非终止情形下，自然不可抗力事件对项目产生的负面影响是短暂的（通常在180天以内）。此种情形下UPPA和CPPA对于自然不可抗力风险的分配方式大致相同，常见的风险分配措施包括延长项目COD的时间、根据自然不可抗力的具体情况对电量进行调整等。

在终止情形下， UPPA对发电商的保护程度一般高于CPPA，详见下文“终止赔偿问题”的分析。

2.政治不可抗力风险的分配问题

UPPA下，惯例由东道国政府或国有购电方承担政治不可抗力风险。东道国政府通常执行协议、政府支持协议等方式为项目兜底，约束自身未来的政治和政策行为，为发电商提供良好、稳定的投资环境。UPPA中也经常约定政治不可抗力风险造成的损失的赔偿公式。

CPPA下，东道国政府一般不承担电力买卖双方之间的政治不可抗力风险。发电商和购电方作为平等的商业主体，通常通过谈判来确定政治不可抗力的风险分配。一般而言，购电方不会向发电商给予资金补偿。

六、终止赔偿问题

UPPA的终止赔偿往往更有利于发电商。表2展示了中亚和北非两个光伏项目的对比情况。

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从终止赔偿的支付义务看，各国UPPA基本都规定了购电方违约、不可抗力等情形下购电方的终止赔偿义务。发电商违约导致的终止情形下，发电商沉没已投资资产，但基本没有向东道国反向支付终止补偿的可能性。CPPA下，发电商是否可以获得不可抗力导致的终止补偿属于待决的商业事项；发电商在自身违约导致终止的情形下可能还需要向购电方支付惩罚性终止赔偿。

从终止补偿的支付数额看， UPPA的终止补偿多数能够覆盖债权余额，保证了可融资性。CPPA终止赔偿数额通常是谈判地位决定的商业事项。

CPPA商业实例

一、西班牙某CPPA案例

西班牙CPPA交易市场的机制十分完善，CPPA交易电量长期位于欧盟前列。CPPA购电方集中在制药、电信和食品饮料行业。

虚拟CPPA是西班牙市场主流的CPPA类型，已经被当地金融机构广泛接受。发电商的常见做法是融资期内以虚拟CPPA方式出售大部分电量，剩余电量投入现货市场销售。

以西班牙某光伏项目为例，虚拟CPPA具体条款如下页表3所示。

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二、突尼斯某CPPA实例

突尼斯电力市场自由化程度较低，发、输、配、售环节一直都被国有公司（STEG）垄断。由于进口天然气发电比重过大，近年来突尼斯的电力价格不断上涨。在此背景下，突尼斯亟需多元化电力来源。突尼斯于2019年开始允许私人发电商进入CPPA市场。

以突尼斯某光伏项目为例。发电商通过签署物理CPPA将大部分电量销售给多家私人购电方。物理CPPA中的输电风险由发电商承担，发电商通过并网协议将部分输电风险背靠背传递给国家电网。物理CPPA的电价机制遵循风险共担原则，发电商与购电方共担通货膨胀和汇率变动风险。

应对CPPA的建议

一、我国电力出口商角度

“一带一路”工笔画时代，电力出口商面对的主权借款模式的电力市场几近消亡。单一买方模式市场也在主权债务危机之下降低了项目需求。发展中国家纷纷采取措施，减少对国有购电方财政支持、私有化改革配电端、搭建现货市场。

建议我国走出去的电力开发商、承包商、咨询顾问在主权借款模式、单一买方模式积累的know-how基础上，直面欧洲、东南亚、美洲市场对CPPA的项目需求。

为此，建议着手以下工作。首先，建议评审流程加强对私人购电方的风险识别。加强与境外资信审查机构、国际评级机构的合作，专业评估私人购电方购电风险。在属地金融机构协助下，接受无信用保险缓释的购电信用风险。其次，建议提前做好东道国现货市场电价预测的流程搭建工作和人力资源的储备。再次，建议了解并熟悉CPPA特殊机制安排，摆脱UPPA下固有观念影响。第四，建议深入研究东道国过网机制、互联互通规则，做好当地商业化配网、专业电力交易商的公共关系工作。

二、金融机构角度

在CPPA活跃的国别，项目融资的主力军是当地金融机构。其在东道国电力系统风险识别、商业购电方资信识别、CPPA可融资性识别等方面相较于我国金融机构更有优势。

我国金融机构目前参与境外CPPA的主流方式是依赖国内主体信用，进行股东借款、内保外贷、建设期过桥资金业务。建议我国金融机构加强中长期融资参与力度，短期内着力于与当地金融机构共贷、共保，中长期内着力于本土化经营。建议我国金融机构关注电价预测、CPPA文本、非中国设计标准、ESG要求等具体问题。

三、境外购电方角度

CPPA的购电方可能是电力交易商、零售配电公司、用电负荷大户。建议这些境外购电方将中国发电商视为未来合作共赢的交易伙伴，主动了解中国发电商的风险偏好、国有资产监管政策红线，合理化自身诉求、做双赢的商务判断。

（作者工作单位：中国电建集团国际工程有限公司）