中国企业海外新能源项目融资模式研究

目录：

海外新能源项目融资模式

境外新能源电力项目融资模式新解

中国可再生能源企业海外融资拓展策略研究

南亚地区新能源投资项目开发阶段关键要素

海外新能源项目融资模式

随着全球环境保护需求日益增长，为促进全球能源可持续发展，“去煤电化”成为全球各国的战略目标，世界各国纷纷调整本国能源结构，合理、分散布局能源，利用“风光储”资源补充现有电网结构，稳定能源安全。海外新能源项目成为新时代、新格局之下的重点方向，在此过程中，中国的投资、承包企业也积极参与其中。任何类型的电力项目，都应按照“各方承担对应的责任义务”为基本原则，面对项目风险，应采取应对措施，平衡风险与收益，最终实现商业上的成功推进。

本文将整合新能源项目的一些明显特点，站在项目结构本身，分析企业（项目开发商和项目承包商）与金融机构（融资银行和保险机构）几方的利益诉求和责任角色，通过分析市场风险、匹配相关资金产品，讨论通过优化中方带资、承建方案形成新能源项目的投资、建设、运营一体化开发，从而实现工程承包转型升级，推动实现新能源项目高质量发展。

项目开发商的融资运作思路

以海上风电为例，英国作为全球最大的海上风电市场引领产业发展和变革。在过去的一年，风电依然保持着强劲的增长势头，但不得不承认海上风电仍然面临着诸多问题，产业政策优化、技术水平提高和应用范围扩大成为保证产业持续健康发展的关键。

2017 年 英 国 摒 弃 了 可 再 生 能 源 义 务 （  Renewable Obligation，RO）模式，改用差价合同 （ Contract  for Difference， CfD）模式提供政府可 再生能源补贴。CfD模式为政府提供了执行电价（ Strike Price）这一重要抓手。目前 Strike  Price逐年降低，预计在2 0 2 2年左右会低于燃气发电的平准化度电成本（Levelized Cost ofElectricity，LCOE），甚至在 2023年左右接近市场批发电价，如此一来政府补贴幅度锐减，最后不得不“逼迫”海风发电平价上网成为可能。

由于英国海上风电得天独厚的自然条件和政府鼓励机制的愈加成熟，融资机构之间的竞争日趋激烈，直接导致融资成本大幅降低。资金来源也由最初依靠大型能源企业开发商的自有资金和部分政府补贴，逐渐转变为主要依靠项目融资模式进行开发。众所周知，在项目融资结构中，唯一的还款来源就是项目本身收益，项目开发商不提供任何形式的直接还款担保，若不及预期真正发生了贷款逾期未偿，融资银行将通过《直接协议》约定获得并处置项目权益，代替原有股东运行或变卖项目获得资金收回本息。

在市场流动性充足而优质资产稀缺的情况下，契合绿色金融主题、得到新能源政策支持的海上风电行业是各金融机构追捧的资产类型。随着金融机构竞争的白热化，供需天平开始倾斜，优质开发商开发的大型海上风电项目有着强劲的融资议价能力，商业银行不得不将目光放在项目全周期上下游，寻找新的商机，为客户设计更周到、更具有吸引力的资金结构，给出从资本金解决到COD（商业运营日）后期再融资的全链条资金方案。对于金融机构来说，当行业名誉某种程度上可以转化为资产的时候，超强的资信实力（或通过国际评级反映）给予金融机构足够的信心，从而促进融资成本进一步优惠。而对于开发商来说，杠杆率变得更高，全生命阶段均可利用“便宜”的外部资金解决，再也不必真正掏出那么多“真金白银”，而资金的快速到位又是成功孵化项目、赶上高额电价的一个竞争优势，好上加好。为进一步提高投资回报率，许多欧洲的风电开发商形成了 “建设 +（运营） +出售部分资产 ”的商业模式，即在建设期完成融资关闭后或者进入运营期的不同时点卖出原有股份中的少数股权，获取完成项目前期开发或者实现运营带来的投资溢价，同时享受手中剩余股份带来的投资回报，并将收回的资本用于投资新的风电场，享受资本循环带来的额外收益。从参与模式上不难发现，我国已有某些发电集团与以上类型的欧洲发电商强强合作，共同切割股权“奶酪”，小试锋芒。

除商业银行之外，保险公司、养老基金公司、基础设施投资基金和主权财富基金等机构近年来也更加活跃，多国政府机构纷纷发行绿色债券和绿色资金，帮助绿色项目提升经济可行性，满足项目开发商对绿色债券的投资需求，用以专项支持本国和第三方市场绿色化发展。

纵观国际新能源产业化发展长河，项目所在国通常通过加强立法，从法律上培植新能源发展土壤环境。再者，通过制定和调整国家电力发展规划，明确新能源项目实现规划。最后，通过经济激励，以高额的财政补贴、税收减免等政策刺激新能源市场迸发活力。从以上几个方面来看，中国电力开发商企业在高端市场红海拼杀的同时，以战略性眼光瞄准法律环境相对完善、电力规划明朗和已经出台相关支持政策的新兴市场是构建可持续稳步发展的体系的不二选择。

相比高端成熟市场，新兴市场难免存在这样或那样的瑕疵。长期深耕亚非拉“第三世界”的我们已对本地“套路”了然于胸，大量本土开发商通过追逐政策及层层审批获得新能源项目相关开发权证，但其资金实力参差不齐，有的本土企业并没有实力和愿望通过长期孵化、持有、运营并从项目上获得远期收益，仅希望以高价向外国开发商转卖手中的“车票”或“路条”实现短期内自身壮大发展。

对于中资项目开发商来说，新兴市场的新能源项目最大特点即是先发制人，投入期限短，收益获得快，但风险与机遇并存，例如异常激烈的上网工期竞争、再无照付不议的 PPA（购电协议）、薄弱的电网链接以及货币兑换风险，是除国别政治环境、法律环境、经济环境之外应当纳入考虑的重要因素。

比如东南亚一路高歌猛进的越南，从2016年的起跑枪响，到2020年的最后冲刺，在F iT（预先电价）政策的刺激之下，越南光伏形成了指数型地爆发，随后而来的是电价 “断崖式”的下跌，短短几年，有人欢喜有人愁。新能源PPA的先天不足直接导致该国形成3个较为主要的风险：弃电风险、汇兑风险、并网风险。相比传统石化能源项目开发，高度自由、开放的新能源电价导致购电协议存在一定区别（对于融资银行来说是存在一定 “瑕疵 ”），市场不允许项目开发商以传统的无追索项目融资模式开发项目，政府不承担确保购电的责任，不负责以当地币收取电费后与美元的兑换，项目国本就脆弱的输电网络系统的扩建和升级改造又存在 “本地保护”（禁止中资企业参与开发建设），项目开发商不得不通过更多对冲措施缓释风险，代价更大。而融资银行通常也会要求项目开发商对于购电协议中的终止条款、电价违约支付条款提供背靠背担保，即倘若触发了该情况，开发商则成为第一还款责任人。纯粹的无追索项目融资暂时还无法在这样的环境下繁衍生息，更不用提延伸到产业链上下游的资金方案。

“一定时期的高电价，随后逐步阶梯式下降”的FiT政策，造就了项目建设期阶段完工风险和工期进度尤为关键，项目收益的主要指标——上网电价在压力测试面前禁不住考验，融资银行迟疑不前。因此，项目的开发期和建设期，项目开发商无法复制英国市场的高端运作，吸引不到便宜的外部资金，仍需出让自身的担保资源以获得过桥贷款，由于项目所在国政府的信用度的不同，融资银行往往更愿意在项目确认完成CO D上网后介入项目，给予后续运营期资金支持。

工程承包商的带资解决方案

为考虑最优成本方案，避免过桥贷款的高额利息，项目开发商往往要求工程承包商带资或者自行垫资实现项目完工。承包商处于项目运作中“话语权”最弱的一环，面临平衡风险与利润的严苛考验。

结合近几年市场上通行的融资模式，抛开本地深耕项目群的网络化影响，承包商通常根据项目开发商的资产实力、行业信誉、合作经验，从高到低形成层次分明的带资承建方案，大致分为工程保理、信用证贴现和特险融资三种情景。

情景一：倘若项目开发商实力较强，拥有一定行业地位和对外名誉，承包商以与该项目开发商较丰富的历史合作经验为依托，为投出有竞争力的带资方案，承包商选择工程保理方式，即承包商以远期支付的商务合同作为信用票据，向融资银行申请保理，即自行借款、向融资银行出让应收账款并承担还款义务，在项目交付获得开发商工程款后再将资金归还融资银行。

该模式一定程度上解决了承包商建设期资金现金流不足的问题，提前办理结汇，避免汇率波动带来影响，解决了短期资金需求而无需承担其他还款责任。而根据融资方风险落脚点要求，保理业务对承包商拥有100%的追索权，即当项目双方就合同履约问题出现争议而引发贸易纠纷时，导致业主不付款，保理银行要索回或反转让全部融资款项，承包商在该模式下承担了全额的还款责任，研究自身如何横向的分摊风险和纵向的转嫁风险是承包商企业做保理的头等大事。

情景二：倘若项目开发商实力中等，承包商暂未与其展开果合作，对于其资信实力持保守态度，认为开发商在项目实施方面有可能存在拖期支付或者不支付的风险。此类情况下，承包商通常希望开发商在建设期内寻找合作银行开具信用证或保函，承包商将该远期信用握在手上寻找融资银行为其提供贴现服务。

该模式同样也可以帮助承包商解决建设期资金现金流不足问题，实现远期结汇并避免汇率波动损失，且融资风险从承包商身上完全转移至开具信用证或保函的商业银行身上。该模式对于承包商来说具有较强的保护力，承包商只需要帮助双边的融资银行穿针引线，核对融资文本格式，更乐意为之。

情景三：信用证或保函的开立需占用项目开发商在开证行的授信资源，从成本控制角度，项目开发商并不愿意出具，承包商面临远期收付的风险较大。抑或为开发商办理信用证或保函的开证行实力较弱，与兑付行之间无历史授信，开证银行的信用需要打一个问号。在该模式下，承包商则提议与开发商签订远期支付的施工合同，同时针对施工合同延期支付事项请业主提供未来给予支付的担保，该担保以中国信保认可的形式为准。随后承包商以施工合同为标的，向中国信保申请投保，在特定合同保险的风险兜底之下，承包商通过应收帐款买断模式从融资银行寻找贴现，实现资金流运转。

该模式是金融机构改善和创新工程保理的一种业务的延伸，买断应收帐款的同时实现对承包商“无追索”，风险点也由银行商业风险再次回归到项目开发商的信用本身，进一步要求开发商对于商务合同项下支付义务提供全程、全额担保，其担保形式可根据项目国法律认可情况呈现多样化，通常以公司信用担保协议的方式出现，也可能是信用证或保函。承包商应有责任在正式投保中国信保前核实、调查担保形式有效合法，同时也有义务协助中国信保在保后向开发商追偿理赔款。

以上三种情况仅从融资角度进行了解析，而实际因项目的不同条件做对应调整，承包工程企业要实现高质量发展，必须明确区分 “冒险”与“冒进”，揭示项目存在的风险点的同时，也要研究如何将风险分散或转移，再根据不同模式下的风险敞口寻找合适应对措施，协商项目上下游各方根据公平的原则承担相应责任。

结语：

不论是以项目开发商还是工程承包商的身份参与新能源项目，都应全链条观察项目的运作发展，研究项目国在新能源项目上的激励政策并对比各国政策的不同，在不同的项目阶段用不同的资金匹配方式对项目进行资源整合与安置，从而实现新能源项目收益的稳定落地，促进和推动实现国际工程业务的高质量、稳步、可持续发展。

作者：郑璐璐（中国能建葛洲坝集团国际工程有限公司）

境外新能源电力项目融资模式新解

与火电水电项目相比新能源电力项目具有独特之处也因此在融资模式上有更多创新空间。

境外新能源电力市场三大特点

相比境外传统电力项目，新能源电力项目具有以下三个突出特点，对其融资模式构成重大影响：

一是在市场分布上，新能源项目的需求，主要分布在减排承诺较重的发达国家市场或工业化进展相对较好的发展中国家市场，因此企业可以挑选的目标国别情况相对较好，如欧盟国家。

二是新能源电力项目建设难度相对较小、周期短。典型的风电或光伏电站，自开工到达成商业运营（COD）的时间，一般仅为18至24个月，部分条件较好的项目甚至能将施工周期压缩至约12个月。更短的建设周期，意味着更加可控的建设风险，也会影响到融资银行的整体风险考虑。

三是新能源电力项目对设备依赖程度相对较高，设备采购费用在总投资中占比高于一般传统电力项目。在光伏和风电项目中，设备采购费用可能占到总投资金额的约40%—50%，是影响总投资的关键因素。中国承包企业凭借国内强大的设备及组件生产供应链，能够采购质量过硬同时成本较低的设备，在新能源电力承包领域具有较强的竞争力。而国内设备供应商作为境外新能源电站项目的重要利益相关方，为了开拓区域市场，往往也会以小股东或分包商名义与电力建设企业一道介入境外新能源电站的投资或建设。

境外新能源电力项目融资模式与实践案例

1. 出口卖方信贷更受中国企业青睐

出口卖方信贷以中国出口商（工程承包商或设备出口商）作为借款人，向银行申请融资用于设备出口、生产备货或境外工程垫资建设，并承担还款义务，融资期限一般与项目建设期匹配。

相比出口买方信贷模式（以境外发包业主或设备进口商的买方为借款人），由于卖方信贷借款人是中国出口商，银行对其熟悉程度更高，进行信用风险评估的难度更低。如出口商综合实力较强，除本项目之外也有其他运营收入来源，则出口卖方信贷就兼具依靠项目付款偿还的项目融资属性和依靠企业综合收入还款的企业融资属性，因此具备更强的可融资性。对于视效率为生命的“走出去”企业而言，此种融资模式能够最快实现融资关闭，不致因融资进度延误导致失去业务机会。

但在传统能源电力项目中，卖方信贷模式并不常见。究其原因，在于传统能源电力项目建设周期较长，项目规模较大，而中国从事境外电力项目承包的企业以央企为主，受到央企集团及国资委较为严格的负债规模约束，在“去杠杆”的大背景下，多不愿以自身为借款人申请贷款，增加债务规模。同时，电力领域在发展中国家多数仍为政府主导，许多传统能源电力项目以所在国政府主权融资的模式开展。此种情况下办理买方信贷，由所在国政府承担融资，就成为中国承包企业顺水推舟的选择。

而新能源电力项目由于建设时间短、项目规模相对较小，对中国企业负债规模的影响有限。同时，新能源项目所在国别情况相对较好这一事实，也意味着相对较小的项目风险和相对较激烈的市场竞争，无形中提升了所在国业主的议价能力，因此由中国承包企业垫资建设的卖方信贷模式就成为相对常见的选择。况且，在欧洲等发达地区市场，当地存在成熟的金融市场能够提供融资，当地金融机构也较为认可新能源电力项目；同时，在项目建设期完成并进入商业运营后，业主极易寻求再融资并一次清偿对中国承包商的付款，垫资建设风险相比传统能源电力项目显著减小。

例

2018年，中国央企T集团下属专门从事境外电力项目建设的C公司，在中欧某国中标的某光伏项目即采用了卖方信贷的融资模式。该项目为C公司“以投带建”在该国成功中标的首个新能源电力项目。C公司通过香港子公司在当地设立项目公司，作为投资者持有光伏电站发电牌照，负责完成并运营光伏电站。而C公司在境内注册的C1公司，则作为工程总承包商，与项目公司签署EPC总包合同，负责项目建设。该项目整个建设周期仅为18个月，经与当地金融机构接洽，C公司了解到欧洲当地银行可以在项目COD后提供长期项目融资，且价格较为低廉；但在项目建设期，由于C公司首次进入该国新能源电力市场，当地金融机构担心其建设能力，不愿提供建设期贷款。

在此种情况下，C公司决定对C1公司提供担保，自境内金融机构申请卖方信贷融资，用于项目垫资建设；待项目COD后，再由当地项目公司申请欧洲当地银行中长期项目融资，届时再一次支付C1公司工程款，用于偿还境内卖方信贷。由于C公司在境内合作银行具有较为充裕的授信额度，卖方信贷期限又较短，合作银行迅速为C1公司安排了本笔融资，解决了项目建设期内的资金缺口。

需要特别注意的是，在上述卖方信贷融资模式中，由于借款企业是工程总承包商，其在工程总承包合同下具有设备出口安装的义务。而就设备采购及出口部分而言，其作为货物贸易出口企业，按照《国家外汇管理局关于进一步推进外汇管理改革完善真实合规性审核的通知》（汇发〔2017〕3号）的规定，可将该部分成本支出对应的国内卖方信贷融资结汇使用，支付给境内设备供应商。正如上文所述，由于新能源电力项目中设备采购金额占比较高，该部分融资允许结汇，帮助融资企业以欧元或美元进行融资再以人民币支付，变相提前“收回”外币货款，有助于在融资币种利率较低时降低企业实际财务成本，同时规避汇率风险。

2. 多边金融机构的积极参与拓宽了商业银行的融资渠道

按照人民银行等部委的定义，“绿色金融”指金融机构为支持环境改善、应对气候变化和资源节约高效利用的经济活动，对环保、节能、清洁能源等领域提供的金融服务。为新能源电力项目提供融资，属于绿色金融范畴，也因此成为欧洲复兴开发银行（EBRD）、世行下属国际金融公司（IFC）等多边金融机构较为偏爱的业务领域。近年来，欧洲、中东北非、拉美、亚太等区域的新能源电力项目中，不乏多边金融机构的身影。

多边金融机构通过一些标杆性项目，帮助部分国家引入国际通用的电站项目融资标准，进而引入电力领域市场化改革举措，大大提高了这些国家新能源电力项目的可融资性。

例

如黑山共和国第一座风电站——Krnovo风电站，即为欧洲复兴开发银行贷款支持的项目；而在该国第二座风电站Mozura风电站融资安排中，涉及政府担保的直接协议以及购电协议等重要法律文件，即参照Krnovo风电站协议进行编纂，从而成功实现了中资银行组织国际银团融资。

与普通商业银行不同，多边金融机构在其会员国通常享有优先债权人地位，可享受外汇兑换偿付优先、免受国家债务重组影响等权利；由其筹组的银团贷款也可在很大程度上规避征收、政策变动等政治因素的影响。而商业银行则可以ABLoan的模式直接参与多边金融机构支持的新能源电力项目。

如附图所示，在此种模式中，项目贷款分为两个部分：

（1）国际多边金融机构与借款人签署贷款协议，利用自有资金发放A类贷款；

（2）商业银行则与国际多边金融机构签署B类贷款参与协议，参与B类贷款，并承担相应的商业信用风险。

尽管借款人仅与多边金融机构签署贷款协议，但商业银行作为B类贷款参贷行，其参与也经过借款人知悉，且对商业银行的违约即为对多边机构的违约。

该模式一般由国际多边金融机构发起，邀请商业银行参与。对于借款人来说，A类贷款具有很好的引导效应，能吸引商业银行介入项目贷款；而B类贷款商业银行则可以享受成员国对多边金融机构的税率优惠，进而降低融资成本。

例

在乌克兰某风电项目中，即采用了ABLoan的模式安排融资。2017年6月，乌克兰新电力市场法（第4493号法令）生效。该法出台背景为乌克兰寻求融入欧盟能源市场，根据能源类型、装机容量以及商运日期确定了新能源电站对应的长期固定电价（FeedInTariff，FIT），电价以欧元为基准，每季度调整格里夫纳兑欧元的基准汇率；购电协议（PPA）中规定，新能源电站所发电力（除厂用电外）可全额并网，并允许贷款银行拥有介入权（Step-inRights），也可在争议发生时寻求国际仲裁，从而有效增加了乌克兰新能源电力项目的可融资性。

在此背景下，欧洲复兴开发银行与乌克兰当地的S风电项目公司签订贷款协议，并与其他融资银行签订B类贷款参与协议，共同为项目提供项目融资。参与B类贷款的商业银行，能够同时受益于欧洲复兴开发银行在乌克兰的各项特权及豁免权，从而大幅降低了包括外汇风险、征收风险和战乱风险在内的国别风险。事实上，由于乌克兰近年来政局不稳，如无欧洲复兴开发银行这样的多边金融机构介入，仅凭商业银行为该项目落实融资安排是极为困难的。ABLoan这种独特的银团融资安排，为商业银行参与境外新能源电力项目融资拓宽了渠道和路径。

3. 依赖电费收入还款的独立项目运作模式以及资产打包并购创造了新的融资需求

由于新能源电力项目往往属于所在国政府鼓励发展的领域，且其单体装机容量及总投金额相对较小，各国通常采用引入民营资本或境外投资者来发展新能源电力项目，而非如传统能源电力那样采用政府或国有企业主导的模式，在欧洲、北美、拉美等区域更是如此。因此，新能源电站融资（特别是发达国家市场进入建设期后的融资）常常是完全依靠电费收入、以电站项目公司作为借款人的独立项目融资，投资主体或所在国政府提供担保的情形相对少见。

同时，在西欧等新能源装机容量已达到一定规模的市场中，也存在以股权并购的形式对一批新能源电力项目进行打包收购或以财务投资者身份介入新能源电力项目开发的机会。这方面近年较为著名的案例包括：

例

三峡集团对德国Meerwind海上风电场的股权收购（28.8万千瓦，6.5亿欧元）；

国投电力对英国RNEUK公司的股权收购（1.854亿英镑）；

华润集团对英国Dudgeon项目的股权收购（40.2万千瓦，6亿英镑）等。

对于这种类型的业务，中资银行可采用并购贷款等较为成熟的融资模式介入，帮助中国实施并购的企业安排融资。

作者：李鹤 李莹莹《中国外汇》

中国可再生能源企业海外融资拓展策略研究

01 中国可再生能源国际合作最大的难题之一是融资

中国可再生能源企业可探索加强与国际长期投资基金合作、探索与多边机构的混合式融资、利用外资商业金融机构的融资和风控能力等方式拓展融资渠道，促进投资，降低融资成本。

02 国际可再生能源投资是全球未来主要的战略市场

国际可再生能源投资是全球未来主要的战略市场。截至2019年，全球光伏及风电海外市场的装机规模分别超过600GW，中国国内的光伏和风电装机分别超过200GW。大约800GW的可再生能源装机在海外市场，即近2/3的可再生能源市场在海外。据统计，中国企业作为业主参与投资的“一带一路”沿线国家和地区的风电、光伏可再生能源绿地项目容量约为3GW，相较国内投资的装机容量还是非常小的。可以说，中国企业对国外可再生能源项目的股权投资还处于早期阶段。

03 以并购及绿地开发模式为主拓展海外市场

中资金融机构是可再生能源项目的主要融资来源，投资主体主要包括国有电力企业、工程承包建设企业和风电、光伏设备制造商。中国企业投资的绿地已运营风电项目主要位于澳大利亚、南非、哈萨克斯坦、巴基斯坦等国家，更多“一带一路”沿线风电项目仍处于前期开发阶段。光伏项目的海外投资相对比较分散，在拉美、东南亚、北非和中东都有分布。除了绿地项目，中国企业积极在欧洲、美洲和澳大利亚等发达地区和国家收购与建设风电和光伏项目。未来，中国企业在参与更大规模的可再生能源开发方面还有很大潜力。

04 海外可再生能源项目的主要投融资模式是混合模式

（1）公司融资。主要指由借款方的股东或第三方提供担保和资产抵押，金融机构主要根据借款方和担保方的信用来为项目发放贷款，而非考虑项目本身的收益和资产，这是我们通常说的有抵押或担保的融资模式。在发生贷款违约时，金融机构对项目发起人有追索权。例如中国电建巴基斯坦大沃风电项目，大沃风电项目和萨察尔风电项目都是中巴经济走廊建设计划中的优先发展项目。其中大沃风电项目还是中巴经济走廊中首个完成贷款协议签署的中方投资项目，该项目的融资落地对中巴经济走廊后续中方投资项目的开发和推进具有指引效应。中国水电顾问集团国际工程有限公司是中国水电工程顾问集团有限公司的下属公司，在国际新能源开发领域具有强大的实力。2015年3月11日，由中国水电顾问集团国际工程有限公司投资建设的50MW巴基斯坦大沃风电项目在北京正式签署项目贷款协议。根据协议，中国工商银行为该项目的设计、设备采购和现场施工建设提供融资支持。此前，工行于2月15日与巴基斯坦萨察尔能源发展公司签署了萨察尔风电项目贷款协议，为该项目提供1亿美元的出口买方信贷融资。

（2）项目融资。主要以为经营项目而成立的专门公司的名义借款，以项目所属公司的资产作为还款担保，用项目运营产生的现金流作为还款来源，并运用各种协议实现不同节点的风险在业主、承包商、运维商等相关方之间分担。2019年4月11日，澳大利亚牧牛山发电公司收到了由中国工商银行悉尼分行、澳大利亚西太平洋银行和澳新银行组成的银团发放的首笔贷款5200万澳元，标志着中国电建投资的牧牛山项目顺利实现融资关闭，成为中国电建在发达国家首个融资落地的投资项目。项目位于澳大利亚塔斯马尼亚州中央高地，建设安装48台风力发电机组，总装机148.4MW，年发电量约4.4亿千瓦时，通过4.1公里220kV的输电线路接入塔州电网公司现有的瓦达马纳变电站。项目总投资约3.3亿澳元，工期18个月，运营期20年。

来源：新能源海外发展联盟

南亚地区新能源投资项目开发阶段关键要素

南亚地区作为“一带一路”倡议重点区域，各中资企业在南亚地区寻求着新能源项目的投资机遇。本文对南亚地区新能源发展现状、发展趋势及项目投资所遇到的问题进行了介绍分析，并梳理了项目开发阶段的关键要素，同时结合工程案例进行关键要素的应用分析。

中资企业在南亚地区投资情况

南亚区域内的国家包括印度、巴基斯坦、孟加拉国、斯里兰卡、尼泊尔、不丹和马尔代夫。南亚各国经济水平发展相差较大，涵盖了国际新能源项目不同投资模式和不同发展阶段。各国均在近年推出各自的能源系统长期发展规策，制定扩大新能源发电装机占比并逐步实现零碳排的目标，据根据国际可再生能源署（IRENA）数据显示，自2014—2020年，南亚地区光伏、风电及生物质发电3类总计装机由32.2GW提升至91.6GW。综合南亚各国新能源开发长期规划目标，截至2030年左右，南亚地区可再生能源规划新增装机约合380GW，其中以风电及光伏为主。

中资企业在南亚投资在“一带一路”提倡背景之下逐步加大，从全行业投资情况来看，中国在南亚地区的投资主要集中在印度及巴基斯坦两个国别，在2019年中国对南亚地区投资中两国投资量占74.7%。从投资领域来看，2015—2019年中国对南亚地区投资主要集中在能源及交通领域，分别占58.58%及28.78%。

南亚地区新能源项目投资遇到的问题

南亚地区参与新能源投资项目可划分两类：绿地投资（Green Investment）及跨国并购（Cross-Border Merger and Acquisition）。绿地投资是由投资企业直接在东道国设立新的项目公司获取项目开发证照等工作，直至项目建设运营。跨国并购类是由投资企业直接兼并已存在的特殊目的公司（Special Purpose Vehicle，简称“SPV”）的股权及资产（包括但不限于项目开发权、土地所有权及开发证照等）。不论哪一种模式都会遇到类似的投资问题，以下列举部分。

一、国家政策变化导致项目终止

例如南亚某光伏项目已完成除购电协议外的各证照办理，资本金内部收益率高达19%。中国投资企业计划在购电协议签署后正式收购。但该东道国对新能源项目政策由于政府换届而改变，导致原投资模型无效，最终项目并购失败。

二、东道国通胀严重

东道国不提供美元电价的同时东道国货币通胀严重，虽然项目跟踪测算阶段投资收益率较好，但随着时间的变化和通胀的持续增加，投资收益率最终难以达到投资企业预期。

三、东道国电力市场变化

东道国市场不稳定而导致的电力需求、消纳变动，项目出现弃风弃光而引起售电收益直接受损。

四、技术偏差

当地咨询工程公司在概念设计中考虑不周，引起后期设计出现重大变更导致项目造价提升，进而引起项目实际投资收益率远低于预估。

五、征地问题

由于不可抗力因素或人为因素引起征地困难，导致项目终止。例如巴基斯坦卡洛特水电站所遇到的项目用地红线范围、私人地主恶意抬高地价以及特殊地区影响。

新能源投资项目开发流程及关键要素

一、南亚地区新能源项目开发流程

南亚地区各国新能源投资项目开发流程因政策不一而不同，但大致投资流程和需求文件基本一致。绿地投资类新能源项目开发流程从项目信息获取、政府协商，到开发权申请、证照办理都由投资企业办理，流程可分为项目开发前、中期、后期和建设履约阶段。跨国并购类新能源项目本质还是绿地投资类新能源项目，区别在于投资企业介入阶段不同。特殊目的公司完成部分或全部开发阶段所需的证照办理后推荐投资企业参与投资开发。

二、新能源投资项目开发阶段关键要素

根据新能源项目上述投资模式的开发流程及重点证照的分类，照前文所述投资开发过程中所遇到的问题，经识别可梳理出以下几点关键要素。

（一）政策可行性

政策可行性由东道国政策和中国政策两部分组成。东道国政策则是由东道国制定投资企业及总承包商参与该行业的规则与制度，包括但不限于东道国政府政策对新能源领域的规划、目标和开发方式等。东道国政策需了解东道国政治稳定性、法规政策、优惠政策、补贴政策及税收政策等。

中国政府政策则是中国对该领域制定的发展预期和可能性，由国内政策间接影响境外领域发展。例如中国在第七十六届联合国大会宣布不再新建境外煤电项目，该政策让中资企业海外煤电投资终止转而开发境外新能源项目。

（二）经济可行性

经济可行性是指项目投产后综合收益能否满足投资企业要求，其影响因素包括但不限于项目的投融资方案、财务模型、汇率、汇兑、市场消纳、购电协议等。以往总承包企业参与海外总承包工程时仅考量工程建设的经济性，而海外投资项目则需关注更多与收益率相关的要素。以下列举部分需重点关注的关键要素。

1.购电协议：购电协议（Power PurchaseAgreement，简称“PPA”）属于东道国或东道国相关机构代表的购电方与售电方签署的长期/短期电力销售协议。南亚地区常见的几种购电协议模式有：“Cost Plus”（成本加）、固定电价（FlatTariff）或者竞价上网模式。针对跨国并购项目，在获取项目信息时需确定特殊目的公司是否已签署购电协议或与政府达成拟定电价的合作谅解备忘录（MOU）。针对绿地项目则是按照东道国政府所公布的获取流程，能否按期的签署到投资企业需要的电价。该阶段额外可找寻具有技术优势的勘测设计企业配合准备技术方案，进行竞价上网或电价谈判。

在南亚地区大量投资项目实操中，购电协议是整个环节中最核心的工作。中小型项目从项目开发到完成购电协议签署需要2年，大型项目甚至需要3—4年时间。孟加拉国在积极鼓励新能源政策下，实操案例也是在1.5年才获取到购电协议签署。

2.市场消纳：境外电力投资项目最终要通过向市场或单一购电方售电来实现收入和盈利目标。南亚地区采用的是长期协议模式，即签署长期购电协议锁定未来20—25年的售电价格。在电价锁定情况下保证电量卖出，则能保证投资收益，因此在购电协议谈判过程中需增加照付不议（Take or Pay）条款，即东道国政府承诺按照年最低净输出电量以承诺电价进行付费。该模式能有效地减少项目投资的部分风险，在运行期间维持盈亏平衡。

3.汇率及汇兑：汇率汇兑包括汇率波动汇兑限制。汇率波动主要影响无法取得美元电价的购电协议，可以是美元直接计价，也可是美元计价再以东道国当地币种支付。以斯里兰卡为例，斯新能源市场没有美元或美元挂钩的电价计价政策，且斯里兰卡卢比2022年3月内出现美元汇率暴跌超30%的情形，导致近期原本火热的斯里兰卡投资风潮终止。有一个多边金融机构贷款项目已完工，也可算作境外资本。

汇兑限制是政府防止其外汇储备流失的一种重要行政手段，由政府主动限制项目公司进行外汇汇兑或外汇汇出。投资企业在组建国别开发工作组时，不仅对东道国工程履约相关税收政策进行收集，还需对汇率变化、通胀率、汇兑等关键信息摸底，是建立投资财务模型的重要数据。

（三）建设可行性

建设可行性是针对项目建设所需的人员、机器、原料、海运及交通等建设必需品在东道国能否满足项目建设的要求。总承包企业对建设阶段的建设可行性要素非常清晰，但对建设可行性在项目开发阶段的核心要素征地移民缺略有忽视。投资类项目征地移民通常需东道国政府或特殊目的公司协助完成。在绿地投资项目开发阶段，第一可确认该初步用地是否属于东道国新能源项目开发用地，例如斯里兰卡有政府全国普查确定可用于新能源项目的土地；第二可确定是否属于农耕地，例如孟加拉国政府规定农业用地不能用于光伏电站建设；第三是确定项目持有人是国家还是私人，私人是否是多人持有。而针对跨国并购类项目需确认解特殊目的公司是否已完成征地移民，用地属于租用还是购买。

（四）技术可行性

技术可行性指该项目开发所拟定的技术方案是否符合当地开发条件及建设条件。绿地投资项目前期均需对拟开发项目进行概念设计及预可研分析，跨国并购类甚至已经完成了项目可行性研究报告。

总承包或勘测设计企业应在获取项目资料后结合当地条件进行设计或对已有设计报告进行复核。一是“知己知彼 ”，知道中国标准与东道国标准的区别，同时对目标建设区域深入了解；二是“知难而上 ”，对无详细资料的前期阶段，可根据丰富的经验结合对当地情况的了解进行合理假设，顺利配合投资企业完成技术可行的方案是首要目的；三是“因人制地”，可聘请对当地情况、设计标准熟悉的咨询工程师协助进行规范对标及报告检查，以符合东道国审批要求为主；四是“防范未然”，严格审核已有方案，提前规避设计缺陷，类似洪涝区设计低矮支撑的光伏支架、台风区使用非抗台风机型的风机以及海滨地区未规划光伏板定期清理方案等技术性缺陷。

作者：廖皓 张万秋 李志勇（中国电建成都勘测设计研究院）