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。

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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。