随着我国政府在2021年宣布不再支持中国企业参与新建境外煤电项目以及我国光伏与风电等可再生能源产业的技术积累和全产业链优势，以光伏和风电为代表的绿色低碳能源工程项目成为中国企业海外业务的重点。[1]相比较于传统火力发电项目，海外光伏项目与风电项目在项目建设、并网、运维、全寿命周期的性能指标与发电量有着更高的要求，而且大部分海外光伏项目和风电项目依赖于当地政府针对新能源出台的的财政补贴、电价补贴和税收减免等政策支持，这使得中国企业参与海外光伏和风电项目的过程中，所面临的风险具有自身的特点，这也对中国企业参与海外光伏项目与风电项目的风险防范提出了更高的要求。

一

中国企业参与海外光伏项目与风电项目的现状

2023年，可再生能源在总发电量中的占比从29%上升至30%，[2]其中太阳能和风能装机容量继续快速增长，刷新前一年276吉瓦的记录，增长约186吉瓦。[3]依托我国政府主导的“一带一路”能源合作战略，中国企业在海外新能源发电领域也取得了显著的成果，参与的海外光伏项目与风电项目已经遍及美洲、欧洲、大洋洲及南亚、东南亚等重点区域。

近年来，随着美国和欧盟加码光伏与风电贸易保护政策，[4]中国企业大力开发亚洲、中东、非洲和南美国家（以下统称为“新兴市场国家”）的光伏和风电业务。新兴市场国家不但油气资源丰富，还拥有着丰富的风光资源。以海上风力资源为例，根据世界风能理事会的统计，中东和北非地区的可利用海上风能多达1.4太瓦（TW）。[5]在全球能源转型的大趋势下，新兴市场国家近年来的行动表明了这些国家大力发展可再生能源的决心。

中国企业及时注意到并且抓住了新兴市场国家的能源转型需求，例如在中非，新能源领域的首个政府间合作项目—埃塞俄比亚阿达玛风电项目由中国企业承建并提供融资支持，项目总装机容量20.4万千瓦，每年可为当地提供约6.3亿千瓦时的绿色电力。在肯尼亚，中国企业建设的加里萨光伏发电站，装机容量50兆瓦，是迄今东非地区规模最大的光伏电站，满足了7万户家庭供给38万多人的用电需求。在阿联酋，中国企业承揽了全球已建成的最大单体光伏电站—宰夫拉光伏电站，总装机容量210万千瓦，发电量可满足阿联酋20万户家庭的用电需求，助力阿联酋清洁能源比重提高至13%以上。在阿根廷，中国企业成功实施了南美海拔最高、装机容量最大的光伏电站—高查瑞光伏电站，总装机容量31.5万千瓦，年发电量约6.5亿千瓦时，为当地25万个家庭提供清洁能源，推动当地实现电力自给自足。[6]

二

中国企业作为承包商或供应商参与海外光伏项目与风电项目面临的主要风险

1、成本和盈利持续承压

中国企业作为承包商或供应商参与的海外光伏和风险项目类型往往是独立发电商（independent power producer - IPP）项目。在独立发电商模式下，中国企业的履约风险增大但利润空间持续承压，主要原因有三：第一，新兴市场国家的光伏与风电市场趋向成熟，独立电力生产商项目投标价格总体呈下降趋势，业主（开发商）掌握市场主导权、定价权和规则制定权，工程承包商和设备供应商常在合同谈判中处于不利地位；第二，新兴市场国家的业主和最终用户偏好欧美标准，这给工程承包商和设备供应商带来的成本压力；第三，项目融资机构对回报率的要求被业主（开发商）转嫁给工程承包商和设备供应商。[7]

上述现实情况使得中国企业在承揽境外新能源项目中面临较高的管理、运维、销售和渠道成本以及盈利压力。此外，越来越多的外国企业也在不断涌入新兴市场国家的新能源市场，市场竞争将日趋激烈，进一步降低了中国企业承接新能源项目的经济性，这无疑增加了中国企业赴境外承揽光伏项目与风电项目的履约风险，对中国的光伏与风电产能的和国际竞争力带来挑战。

2、面临业主对项目性能和发电量的严格要求

境外风电与光伏等新能源项目多为政府财政补贴项目。项目并网后，将给投资运营方带来现金流收益。对于项目业主而言，项目投资成败的关键因素之一在于项目完工后的性能，即风电项目或光伏发电项目的发电量能否达到预期值。为了确保承包商交付的项目的性能达到预期，业主通常会设置严格的性能保障及性能违约责任。

为此，在签订承包合同时，承包商就需要非常谨慎且非常专业的设置项目的性能指标。以光伏发电项目为例，业主和承包商可以在合同中约定合理的光伏系统效率（Performance Ratio）值，即双方排除天气等不确定性的影响，考虑光伏组件的性能衰减、逆变器损耗、温度、灰尘和遮挡能因素，以更为客观和合理的标准或公式考核光伏电站的性能。

3、偏远且地质复杂的项目场地

光伏项目与风电项目通常位于偏远地区、山区或者海上等天气及地形复杂的地点，海外光伏项目与风电项目也不例外，这让中国企业实施海外光伏项目与风电项目面临更大的成本超支和工期延误风险。

以中国企业承建的阿联酋某风电项目为例，该项目总装机容量117.5兆瓦，共需安装23台单机容量为4.5兆瓦风机和14兆瓦光伏，项目场址分布在阿布扎比酋长国的Sir Bani Yas岛、Delma岛、Sila地区以及富查伊拉酋长国的Al Halah山区这四个地形地貌、地质和运输条件迥异的场地，不仅分散且相距甚远，设计、物流、施工和管理难度大，主要包括：

第一，该项目建设工程中，船舶运输成为至关重要的一环，每批次风机运输重达数千吨，需要将风机安全、及时运抵施工现场，如果送往岛屿施工现场，还需要在海上进行二次倒运，为了保障运输安全，在运输开始前，中国企业进行了多轮实地踏勘，考察运输路线。除了运输，码头的情况也不尽如人意，尤其是Sir Bani Yas岛码头水下礁石泥沙众多，是风机运输的重大阻碍，为了将该码头作为卸货地点，必须对码头进行清淤整改，后经过多轮水下勘察和清淤施工，确保风机设备安全运达现场。

第二，该项目Al Halah现场是山地地貌，运输道路狭窄且陡峭，几十米长的风机叶片要通过一条斜度近45度、距离约为15公里的山路，运输难度极大，中国企业对地貌路况进行了多轮实地考察后，敲定了道路整改方法，通过山土移除、电线杆拆除及电线埋设等一系列措施，确保风机叶片、塔筒、发电机等大型货物的安全运输。

4、项目所在国缺乏可再生能源项目建设的技术规范和标准

对于光伏项目和风电项目，如果项目所在国没有制定相关的技术规范和标准，中国企业在项目设计、采购和施工过程中需要与业主和当地监管部门进行充分地沟通与协调，否则，即使完工的光伏项目与风电项目符合合同约定的使用目的，但仍可能因不符合监管部门的要求而无法通过竣工验收，进而无法投入使用和并网发电。例如，中国企业承揽阿联酋的第一个风电项目时，由于阿联酋没有关于风电项目的相关强制性技术规范和标准，中国企业与业主就项目应适用欧美技术规范和标准还是阿联酋法律规定的建筑技术规范与标准产生分歧。

5、项目所在国缺乏项目所需配套基础设施、原材料和机械设备

光伏项目与风电项目的建设和运维需要配套基础设施以及必要的机械设备和原材料，然而，大部分新兴市场国家在这几方面均存在不同程度的短板，这让中国企业承揽海外光伏项目与风电项目时，仍然面临诸多挑战，例如，能否在项目所在国以合理的价格获得充足的原材料和机械设备，以及能否有效管控当地供应商；当地道路、桥梁、通信网络、现有的电力送出线路电压等级；当地现有变电站容量等与项目建设、运维有关的基础设施是否完善；能否在当地获得海上光伏项目与风电项目施工所需的船舶等。

6、项目所在国缺乏新能源技术工人

很多新兴市场国家对工程项目的人员本地化有着各种各样的规定，针对外籍劳工实施严格的配额制度，加之部分新兴市场国家的工会力量强大，中国企业赴境外承揽光伏与风电工程项目时，面临当地合格技术工人缺乏、中国技术人员办理签证难等难题。

以中国企业承揽的阿根廷某光伏电站EPC项目为例，阿根廷当地工会力量强大，外国承包商在当地执行项目如果未按照工会要求聘用报备过的工人或者在当地注册过的劳工，将有被停工的风险。该项目中，中国企业与阿根廷当地工会积极沟通，承诺聘用一部分当地的劳工，由工会出面集中招聘、管理和解决这些当地劳工的劳资事宜，对于阿根廷当地缺少的技术工人和特殊工种，中国企业向当地工会提前报备且征得同意后，可以自行派遣中国工人或者对外招聘。[8]

三

中国企业作为投资方身份参与海外光伏项目与风电项目面临的主要风险

海外光伏项目与风电项目一般采用绿地或并购模式进行开发。绿地模式是指由投资人自主开发建设，通过议标或竞标方式获取项目开发权的开发模式。例如，三峡集团所属三峡国际三峡巴西公司阿里努斯光伏项目（Arinos）是三峡巴西公司自主开发、投资建设并进入商业化运行的绿地项目。并购模式是指直接购买已运营的新能源资产或股权并长期持有的开发模式。境外风电项目常采用这种开发模式，据统计，70%的风电项目装机量通过并购完成。[1]例如，中国企业通过并购方式投资了哈萨克斯坦谢列克风电场项目（注：境外投资并购阶段本身所面临的风险在此不做阐述）。无论是绿地模式还是并购模式，中国企业作为投资方参与海外光伏项目与风电项目都可能面临以下主要风险。

1、项目选址与征地

海外光伏项目和风电项目尤其是绿地开发模式下的项目选址与征地是整个项目的重大风险点和难点，中国企业需要根据项目所在国的法律来确定如何取得光伏项目和风电项目所需要的土地，以及需要履行哪些审批和登记手续。

各国法律对外国投资者获得土地和使用土地均有详细规定，一些国家法律允许外国投资者获得本国土地的所有权，例如，哈萨克斯坦法律规定外国投资者可以取得建设用地和非建设用地的所有权；泰国法律规定在满足一定条件下，外国人可以获得土地。另一些国家法律（如法国）则规定外国投资者需要通过签署租赁协议的方式取得土地使用权，或者通过签署地役权协议的方式取得土地地役权。无论是签署租赁协议或是地役权协议，为了避免土地本身存在权利瑕疵的风险，中国企业取得土地使用权时，必须进行详尽的调查，包括但不限于：土地所有权的合法性，土地所有权权属的确认，土地是否存在抵押等权利瑕疵、是否存在其他纠纷等等。

对于屋顶式光伏发电项目，如果以采用租赁方式取得屋顶的使用权，由于项目周期较长，中国企业需要明确项目所在国法律或者租赁协议中是否对房屋被抵押后承租人相关权利的规定或约定。除光伏项目和风电项目本身所需的土地外，中国企业还要注意项目所涉电缆、变电站等配套设施的土地是否也已经取得合法的所有权或使用权。

2、政策波动风险

光伏与风电技术的特点和一次性所需投入成本较高，为了鼓励光伏与风电的普及，很多国家相继颁布项目建设与电力财政补贴和税收减免政策，这使得光伏项目与风电项目的盈利主要依靠政府的财政补贴和税收减免，而非市场化定价。这意味着，海外光伏项目与风电项目的盈亏水平，可能很大程度上取决于当地政府的补贴支付能力和税收减免。

但是，新兴市场国家对光伏项目与风电项目的财政补贴不会是无限期的，如果项目开发阶段的成本与盈利测算是基于当时的财政补贴政策，一旦这些补贴政策被削减或撤销，投资方将面临项目预期收益下降的风险。

3、电费回收风险

中国企业参与海外光伏项目与风电项目的投资中，存在东道国政府财政能力、当地经济发展、国际收支失衡、电价倒挂、购电方信用等因素影响，导致存在电费回收困难的风险。

光伏项目与风电项目进入运营期后，投资方要面临银行贷款本息的偿还和支付、运营维护等等支出，若东道国政府或者购电方不及时支付款项，那么投资方资金链、预期收益都会受到影响。例如，由于越南的电费支付和消纳能力无法匹配其本国激进的电力发展规划，导致出现弃电这类违约事件。

4、汇率风险

新兴市场国家货币的汇率往往会因国际金融市场避险情绪以及自身经济基本面的波动而大幅调整。根据相关统计数据，巴西雷亚尔2024年兑美元的累计贬值幅度达到11.03%，土耳其里拉累计贬值13.64%，墨西哥比索累计贬值13.81%，埃及镑对美元的汇率更是一度断崖式暴跌40%；与此同时，仅在2024年8月至9月，菲律宾比索兑美元升值超3%，马来西亚吉林特升值6.34%，印尼盾兑美元升值2.77%，智力比索升值4.27%，南非兰特升值3.46%。

中国企业参与海外光伏项目和风电项目的过程中，通常需要进行大量的跨境货币兑换，而汇率波动将导致中国企业的实际支出和收入与预期不符，这对项目融资安排、建设成本、运营期发电收入和项目盈利能力等有着较大影响。当出现重大国际事件时，汇率波动给中国企业带来的风险将会大幅放大。

5、投资收益汇兑汇出风险

中国企业通过海外光伏项目和风电项目取得投资收益的，需要在当地换成适当的外币汇出。为了确保投资收益的及时兑换和汇出，中国企业需要特别关注项目所在国的外汇政策，以及项目所在国为了稳定汇率而实施临时外汇管制措施的风险。例如，要求企业将银行账户内的美元、欧元等强制结汇为本币，限制或暂停本币与美元等外币的兑换，以及限制企业将美元等外币汇出等。

以中国企业承揽的阿根廷光伏电站EPC项目为例，该项目建设阶段，由于阿根廷比索大幅贬值，阿根廷央行采取临时外汇管制，要求企业存放在银行的美元贷款和美元贸易收入强制结汇成比索，中国企业与阿根廷央行等沟通后，方才获得了不予强制结汇的豁免。[10]

6、政府征收风险

中国企业赴海外投资开发光伏项目和风电项目面临政府征收（尤其是间接征收[11]）的风险往往比较高，大致包括以下原因：第一、光伏项目和风电项目投资回报周期会比较长，项目需要运营多年才会回本见效；第二、中国企业这类投资的东道国大多数为发展中国家，政策变化的频率较高；第三、光伏项目和风电项目的项目规模大且所涉资产绝大部分为不动产，容易成为被征收的资产。

7、合规风险

中国企业投资海外光伏项目和风险项目的合规风险包括国内合规风险和项目所在国合规风险。我国企业，尤其是央企、国企，对外投资都需要根据法律要求完成一系列严格的境内审批程序。若未遵守可能会面临被处罚或者承担法律责任的风险。境外投资开发项目周期较长，若是绿地开发，从获取项目开发权、获得土地、获取相关许可、施工建设到运营维护都需要依照项目所在国的法律完成审批、报告等手续，如果未遵守项目所在国的合规监管要求，可能会影响整个项目的正常进行。

四

中国企业参与海外光伏项目与风电项目的建议

1、项目开发阶段充分评估履约风险

中国企业参与海外参与光伏与风电发电项目的，需要重点评估下述事项：

第一，项目所在国对外商投资的准入条件与限制，例如，此项目是否允许外商投资开发、投资的股权比例是否有限制等；

第二，项目用地获得途径和方式，项目所在国是否允许外商投资者获得项目土地所有权、使用权或租赁权，或者可以通过何种方式获得上述权益；

第三，项目所在国对项目的开发需要取得哪些许可、资质和证照以及获取的条件和成本；

第四，根据项目所在国的法律，项目实施（设计、采购、施工）是否需要招投标以及招投标的要求，例如是否有强制性的当地成分要求；

第五，项目所在国对于拟参与的项目是否有财政补贴、税收减免，以及财政补贴、税收减免如何申请；

第六，项目的付款是否存在保证或担保以及付款货币能否自由兑换并汇出项目所在国。

第七，项目选址及周边基础设施情况；

第八，项目所需人机料在项目所在国当地的可获取性和价格，以及拟派往项目现场的中国人员获得当地工作签证和工作许可的前提条件难度。

第九，项目所在国现有新能源开发的法律法规以及未来的立法规划。

2、遵守境内审批要求

中国企业投资海外光伏项目与风电项目的，需要办理境外投资备案，包括向国资委、发改委、商务部和国家外汇管理局办理核准、备案、登记等手续。中央企业应当根据企业国际化经营规划编制年度境外投资计划，并纳入企业年度投资计划，报国资委备案管理。因此，如果投资主体是国有企业，在境外投资前，应履行国资委审批程序。国有企业在投资完成后，还需要向国资委进行境外国有产权登记。[12]央企及其各级子企业以投资、分立、合并等方式新设境外企业，或者以收购、投资入股等方式首次取得境外企业产权的，应当由中央企业统一向国资委申办产权登记。[13]

发改委审批方面，根据《企业境外投资管理办法》的相关规定，发改委对境外投资项目的管理采用核准和备案两种方式，其中，核准方式针对敏感国家、地区、行业的项目，备案方式针对非敏感类项目。

根据《关于发布境内机构境外直接投资外汇管理规定的通知》和《国家外汇管理局关于进一步简化和改进直接投资外汇管理政策的通知》，国家外汇局对境内机构境外直接投资及其形成的资产、相关权益实行外汇登记及备案制度，目前，该职能被国家外汇局下放至银行具体执行，由银行直接审核办理境内直接投资项下外汇登记和境外直接投资项下外汇登记，国家外汇管理局及其分支机构通过银行对直接投资外汇登记实施间接监管。

3、坚持汇率“风险中性”原则

海外光伏项目与风电项目中的电费通常以当地币计价和结算，而中国企业的投资、利率、利润等通常是以人民币或美元进行测算，由此，汇率波动就给中国企业的履约和盈利带来一定的不确定性。因此，中国企业要重视汇率风险，秉持“风险中性”原则，选择汇率稳定的货币作为工程结算和支付货币并在合同中明确这一约定，与此同时，制定汇率风险管理机制，合理选择远期结售汇、外汇掉期、货币掉期和期权等汇率风险管理工具，已达到控制汇率波动对履约和项目收益的影响。

4、考虑投保非商业风险

针对非商业类风险（如尚未提及的货币汇兑汇出风险和政府征收风险），中国企业应当根据项目的实际情况考虑购买非商业类风险保险，如中国出口信用保险公司或世界银行多边投资担保机构（Multilateral Investment Guarantee Agency—MIGA）的信用保险。通过购买非商业类风险保险，转移海外光伏项目与风电项目中可能发生的外汇管制、政府征用等非商业风险。

5、设置合理的电费回收机制

中国企业投资海外光伏项目与风电项目的，可以设置多重机制来保障电费回收。例如，若购电方是东道国政府，中国企业可以考虑东道国政府进行担保或者保障全部或部电价回收，在某中巴经济走廊电力项目中，巴基斯坦政府同意设立循环账户，承诺项目投产后通过循环账户保证22%应收电费的按时兑付[14]；中国企业还可以购买海外投资保险，降低电费回收延迟或者无法收回造成的损失。

6、重视合规义务

中国企业应对项目所在国的相关法律与政策进行全面调查工作，熟悉拟投资开发光伏项目与风电项目所需要的所有审批要求，建立境外反垄断合规管理制度，避免因为违反项目所在国合规监管等要求而导致项目被终止或者面临高额罚款等风险。国家市场监督管理总局发布的《企业境外反垄断合规指引》可作为中国企业加强自身境外反垄断合规管理制度的参考。

7、重视合规义务提升海外光伏项目与风电项目竞争力和盈利能力

若要持续开发海外光伏项目与风电项目，中国企业应重点关注以下三个方面的技术储备和能力建设，巩固并提高中国企业在海外光伏项目与风电项目中的竞争力和盈利能力：

第一、随着全球能源绿色低碳转型快速推进，“技术就是资源”的趋势愈加明显。中国企业开发海外光伏项目与风电项目过程中，应坚持创新驱动的发展战略，注重技术优化与研发，提升光伏项目与风电项目的新技术含量。

第二、在各国加强碳排放管控和推行碳交易，尤其是欧盟实施碳配额机制的背景下，中国企业要努力实提升光伏项目与风电项目建设和运维全生命周期的降碳效果，让用户不但从电费差价中收益，还有机会通过碳交易以获得附加收益。

第三、中国企业应重视光伏项目与风电项目的数字化与智能化水平，例如，项目监控、运行、巡检、安全管理等方面的智能化设备和技术，用电量管理、数据收集等智能化软件等。通过项目数字化智能化升级，构建项目建设与运维期间的信息共享机制并与项目所在地的电网有效协同，提升项目质量和用户侧的经营效益。

[1] 《中国的能源转型—白皮书》。资料来源：https://www.gov.cn/zhengce/202408/content_6971115.htm。

[2]EMBER, Global Electricity Review 2024, p.6

[3] 能源研究院（Energy Institute）, 世界能源统计年鉴2024,第5页。

[4]资料来源：https://baijiahao.baidu.com/s?id=1811053066736972844&wfr=spider&for=pc。美国政府调整对中国301关税的政策内容，其中对光伏电池、组件税率与5月公布的行政复审结果相同，确定从25%调整至50%，本次301关税的规范产品额外新增了中国出口的多晶硅与单晶硅片，征收税率为50%。欧盟依据《外国补贴条例》，针对中国厂商参与的欧盟境内光伏与风电项目招标启动了反补贴调查。

[5] 《双碳研究：中东和非洲海上风电潜力达1.4TW》。资料来源：https://www.sohu.com/a/788988884_488177。

[6] 《中国的能源转型—白皮书》。资料来源：https://www.gov.cn/zhengce/202408/content_6971115.htm

[7] 毕马威，《新能源企业“出海”系列之驶向中东》，第27页。

[8] 于向东、宋喆、吴俊，《EPC总承包模式下的海外项目合同管理与风险防范—以阿根廷胡胡伊省光伏发电站为例》，海外投资与出口信贷，2023年第4期。

[9] 湖南省商务厅 新能源企业海外投资并购风险管理回顾与防范 资料来源 https://swt.hunan.gov.cn/hnswt/zt/wjzn/gbdqzn/202312/t20231212_234170568240852128.html。

[10] 于向东、宋喆、吴俊，《EPC总承包模式下的海外项目合同管理与风险防范—以阿根廷胡胡伊省光伏发电站为例》，海外投资与出口信贷，2023年第4期

[11]间接征收则通常指具有等同于直接征收的效果、但不正式转移投资者合法取得的财产权或完全剥夺财产的政府行为。间接征收也被称为“蚕食式征用”（creeping expropriation）。相比直接征收，间接征收在表现形式更加隐蔽和复杂，使得外国投资者作为开发商、业主、股东的权利受到很大程度的限制，或实际上被取消，从而构成事实上的征收行为，例如，撤销许可证、撤销项目合同、过渡征税、限制产品出口、外汇管制、歧视性地提高对投资者的要求、干预被投资企业的正常经营管理等。

[12] 《中央企业境外投资监督管理办法》（国资委令第35号）。

[13] 《中央企业境外国有产权管理暂行办法》（国资委令第27号）。

[14] 刘玉佩，《巴基斯坦能源投资项目主要风险及对策建议》。资料来源：https://mp.weixin.qq.com/s/poS3iSV4q1JcZzFKa6-A9w。