在海外电力投资项目中的众多协议中，最为核心就是由项目公司与东道国电力公司签署的购电协议PPA，这里将结合笔者的一些项目经验与大家一同分析和探讨PPA里核心条款，本文一共分为五个章节。

第一章 PPA是什么

在市场经济体制中，发电侧放开竞争，相应的价格由市场竞争形成，输电侧一般为国家垄断，由国有的输电公司运营，输电价格由政府管制并制定，配电侧则是由几家区域性的电力公司负责，配电价格也一般由政府管制并制定。目前一带一路沿线国家的电力体制大多还未市场化运作，大多数国家的电力工业体制仍然是垂直一体化运作，即发输配售由一家国有电力公司统一管理，为促进电力的发展，部分国家会放开发电侧，允许私人开发商进行电力投资，私人开发商通过与东道国国有电力公司签订购电协议即PPA来约定私人开发商作为售电方进行电力生产和东道国国有电力公司作为购电方来购买电力。

在一个IPP项目中，PPA的签署方尽管只有两方，但该协议涉及的相关方有东道国政府、电力监管部门、输电公司、贷款人、项目建设方、项目运营方、燃料供应方，相关联到的协议有CA协议、EPC协议、O&M协议、燃料供应协议、电网接入协议、贷款协议等，可以说PPA是一个IPP项目的最为核心的协议。

PPA初稿通常是由东道国国有电力公司作为购电方提供，其内容由律所与会计事务所共同起草，PPA中的条款是决定该项目是否能够获得投资人和金融机构认可的关键，所以各国的PPA版本是基于目前市场上常规的投资人特征与金融机构的风险偏好进行草拟的，之后在谈判过程中，基于项目特征，再进行特定的修改直至形成最终版本。

PPA内容上不同国别不同发电形式会导致差异较大，但是章节结构基本相同，通常有19~23个章节，10多个附件（笔者见过附件最多的是缅甸的PPA，有20多个），大概有150~300页（印尼是双语版本，有500页，非洲的个别项目只有100页），笔者见过页数最少的PPA是越南新能源项目的PPA，只有26页，10个章节。PPA的内容可以大致分类为常规条款、财务条款、技术条款、风险分配条款、违约和终止条款几类，以下笔者就电价机制、终止条款、风险分配与调和三个方面展开分析，在最后探讨以下项目融资对PPA的要求有哪些。

第二章 电价机制

电价机制是购电协议的重要部分，也是项目电费收入的基础依据，不同的发电方式有不同的电价机制。

对于热力发电（燃煤、燃油、燃气）是通过化石燃料产生热能，热能再转化为电能的一种方式，并且电网可以通过相关指令进行调度，目前该类型项目通用的模式为两部式电价，即容量电价与电量电价，容量电费采取照付不议take or pay 原则，容量电价中又可以分为Fixed Capacity Charge和Fixed O&M Charge，电量电价分为Fuel Charge和Variable O&M Charge。在两部式电价机制中，容量电价可以保障不管购电方是否调电，项目公司都有一个稳定的现金流用以偿还银行贷款，取得投资收益、缴纳税费和覆盖固定的运营成本，该机制不仅保护了售电方，对购电方也是一种保护，即只有电站是处于容量可用的情况下购电方才有支付义务，另外，只有调电的情况下购电方才有义务支付电量电费。总的来说，两部制电价可以降低项目公司承担市场风险，同时也可以真实的反映出项目成本，有利于控制电价。

燃气电站的燃料一般由购电公司负责供应或者由购电公司直接与燃料供应商签署供应协议，与燃气电站不同，在燃煤电站发电项目中，燃料是由售电方负责，即由售电方与燃料供应商签署供应协议，价格采取市场价格进行调整，那么售电方需要在电价机制中进行燃料成本穿透机制。

对于新能源电力项目（包含不带库容的水力发电项目），属于non-dispatchable technologies，该类型项目要求售电方将能够发出的所有的电力卖给购电方，也希望实现购电方能够购买售电方能够发出的电力，该类型的项目的电价机制通常为一部式电价，不区分容量电价与电量电价，按照实际发电量乘以约定的电价来计算电费，通常东道国政府会根据技术类型、地理位置给予不同的指导电价，约定电价不能超过该指导电价。该电价机制的难点在于是否能够取得购电方对于每年最低购电电量的承诺，根据目前的新能源市场来看比较困难，更多的情况下是购电方给予较高的电价以来对冲投资人对未来电费收入不确定性的担心，但是该高电价是很难缓解金融机构对未来还款现金流不稳定的焦虑情绪的。另外在一个比较在新能源电价机制中存在的严重问题就是限电Curtailment，受制于电网调节能力、紧急事件或者其他原因，购电方可能会限制购电的电量，例如在越南新能源电力市场，2019年6月28日~2019年7月1日，由于电网负荷超载，有22个光伏项目和2个风电项目收到了越南国家电力公司EVN的限电通知，最高比例达到65%。而且根据PPA约定，对于限电的电量EVN无需进行补偿，在这种情况下还款现金流CFADS是很难满足银行要求的。

不同于新能源项目投资额较小，投资人多，只要政府给予高额的电价，即使存在风险也有很多投资人愿意参与，这导致东道国电力公司有较高的议价权利，不会轻易在PPA中做出妥协，在大型的投资额较大的水电项目中，东道国电力公司是愿意给予每年最低购买电量的承诺的，该承诺能够保证售电方每年有一个稳定的现金流用以偿还贷款和覆盖运营成本，至于该最低购买电量是否能够进一步覆盖投资收资需要进一步谈判。另外，在该类型的水电项目中，关于来水不足导致的收入减少的风险处理我们在后文风险分配一章中进行分析。

第三章  终止机制

上文讲了PPA中的电价机制，该机制是在项目正常运营时的项目未来预期收益的保证，但是在由责任风险事件或者无责任风险事件引发项目非正常运营或终止时，预期收益该如何得到补偿或者赔偿责任该如何分配，是需要提前在PPA中进行约定的，本章主要针对PPA终止展开讨论。

（一） 什么时候终止？

PPA终止可能发生在PPA生效前、项目开工前、融资关闭前、商业运营前以及特许期结束前和特许期到期。在融资关闭和开工前PPA被终止，售电方的最大损失是前期费用和保函；在建设期融资关闭后以及运营期PPA被终止，那么售电方的最大损失是还需要加上追加的股本出资，贷款本金和利息。

（二）什么情况下终止？

引起项目提前终止的事项通常可被划分为属于售电方责任的违约事项、属于购电方的违约事项，以及其他不可预见事项，即不可抗力事件。其中不可抗力事件在责任划分中又可划分为政治不可抗力事件和非政治不可抗力事件，在有的PPA里会把政治不可抗力再分为东道国政治不可抗力和非东道国政治不可抗力。

在终止条款中一个很重的机制就是Put and Call Options，即项目公司拥有put option，可以要求购电公司或者东道国政府在某些特殊情况时（Trigger events）按照事先约定的价格进行购买项目；购电公司或者东道国政府拥有call option，可以要求项目公司某些特殊情况时（Trigger events）按照事先约定的价格将项目公司出让给购电方；

（三）终止的后果是什么？

上表为四类不同的违约终止事件，在出现售电方违约终止后融资行的cure period结束后购电方有权利行使call option；在出现购电方违约终止与政治不可抗力终止事件后售电方有权利行使put option；在出现其他不可抗力终止事件后则由购电方与售电方协商解决或者购电方行使call option。

以下为不同类型事件终止后，当项目公司行使put option或者购电方行使call option的对价：

上述机制不同国别差异最大的在于售电方违约终止和其他不可抗力终止后，购电方是否一定要行使call option，即承担未偿债务，例如在非洲一些国家市场吸引力差为了满足项目融资的需要，购电方愿意在PPA中在各项终止事件后都进行未偿债务兜底，在东南亚一些国家的PPA中没有类似的机制，出现售电方违约终止和其他不可抗力终止需要由售电方承担未偿债务。

终止机制是一种东道国政府与投资人博弈的结果，在一个国家推行BOT项目的初期，为了吸引投资人，政府往往愿意提供各方面风险的兜底甚至是最低收益的保证，但此种措施可能会导致投资过度并增加政府的财政负担，再之后随着市场完善投资人增加，政府会逐渐减少担保措施。

第四章、风险分配和缓释机制

风险分配的原则是risks should optimally be allocated to the party best able to manage such risk，在进行风险分配前，最重要的就是先进行风险转移，所以在开始论述风险分配机制之前，我们先来看一下，售电方通常可以购买哪些政治保险和商业保险来实现风险转移。政治保险通常在出口信贷机构进行购买，主要包含三项基本险，分别是汇兑限制、延期付款令、战争暴乱恐怖主义；商业保险如下表所示：

可以看到以上的商业保险和政治保险可以将自然不可抗力和部分政治不可抗力导致的项目修复损失和融资行一定期限的债务进行了转移，那么剩下的风险就需要进行分配，尽管BOT或者IPP涉及的相关方很多，但是在PPA中的对手方只有售电方与购电方，即在协议中属于EPC、运维方、燃料供应方（燃煤）、征地拆迁(假如由售电方负责)的风险都应由售电方承担，属于东道国政府的都应由购电方承担（或另起草IA协议由政府进行承担），下面对一些常见的需要由购电方责任的或者需要双方共同承担的风险和缓释措施进行探讨。

（一）法律变更风险

法律变更是指签署PPA（或IA）之后东道国政府对现有法律修订、颁布新法，例如环保标准的变化、税法的变化。如果出现法律变更引起项目总投、运营成本增大或对投资人造成损失，购电方需要补偿该损失以保证投资人收益率维持不变；

（二）支付风险

电费由购电方进行支付，所以购电方的财务能力和信用评级至关重要，比如印尼PLN的支付风险可以向ECA进行转移或者投资人与融资行直接认可其信用，但如果是莫桑比克的EDM，那肯定需要莫桑政府提供支付担保，还有一些购电方比如美洲的一些购电主体还有越南的EVN，即使还无法向ECA转移，但投资人与部分融资行可以认可其信用。

（三）通货膨胀风险

笔者见过的PPA中大部分都有通胀的调价机制，但也有新能源项目的PPA没有该机制，通货膨胀风险在建设期和运营期均有体现，目前在PPA中调价都是针对运营期的运维成本进行调价，分为美元CPI和当地CPI，基准通常是从PPA签署日来确定，关于建设期很长的项目，建设期的通胀风险只能是传递给EPC方，笔者见过其他的公路项目也有政府愿意与投资人分摊建设期EPC成本的通胀风险。

（四）外汇风险

目前大部分的海外电力项目都是美元计价，当地币支付，所以汇率波动风险影响有限，主要影响为运维成本，在两部式电价中在运维成本对应的电价会设置汇率调价机制；对于当地币计价的购电协议，由于缺少长期限的远期汇率掉期产品，对于当地币计价的购电协议很难被使用美元成本的投资人所接受，笔者认为至少购电方应在汇率贬值到一定程度时对投资人进行补偿才有可能吸引外国投资人。另外，尽管汇兑限制风险可向ECA转移，但是如果东道国同时上马太多项目，而外汇储备有限，投资人也需要评估即使协议中有了保护，但是否能够实现。

（五）资源供给风险

笔者认为可以分为四种类型，一是由售电方负责燃料采购的燃煤电站；二是由购电方负责燃料采购的燃气电站；三是大型水电站；四是光伏电站、风电和不带库容的水电站。燃煤电站的燃料采购由售电方与燃料供应方签署购煤协议来保证燃料供应，但燃料成本需要穿透到电价中由购电方承担，故而在PPA中会约定该事项且约定供煤方的选定规则，对于一些大型燃煤电站，境外的燃煤采购还会涉及到长途海运、公共码头倒运，即售电方与购电方还要对运输成本（尤其是燃油的价格波动）、公共码头的使用进行权责、风险划分；燃气电站的燃料通常由购电方或东道国政府其他部门负责，在PPA中需要将该燃料供应责任归类于购电方责任；大型水电站通常作为基荷电源，东道国政府希望该电站能够保证一定的稳定电量，并且在PPA中由售电方进行最小发电量的保证，但是由于水文资料是由东道国政府提供的，且水源风险通常还涉及到上游国家，该风险可以通过账户机制进行缓释，即在还本付息期内只要电站具备发电能力，不论供水是否支持实现最小发电量，购电方都应给予最小发电量的电费支付，期间的实际欠发电量进入账户由后面的超发电量进行相抵。最后，对于风电和光伏电站，属于“间歇性”电力，不应设置最低发电量的要求，如未能供电，售电方不承担责任，而一旦供电，购电方必须购买。

（六）视为可用/视为可调度机制

在进入到终止程序前，有一个及其重要的处理购电方或者政治不抗力的风险责任的机制就是Deemed机制，通常分为Deemed Commissioning和Deemed Dispatch，在Deemed机制下，可以保护售电方即使在未能发电的情况下仍能获得电费收入以保证还本付息。在传统煤电、燃气电站都会设置Deemed机制且触发事件也较为类似，主要的差异为由于自然不抗力导致的购电方接入设施未能在一定期限内修复是否属于责任事件。在新能源项目中，不同国家会有较大的区别，例如中东地区光伏项目的PPA是有Deemed机制的且触发事件合理，对投资人保护完善，相反比如越南的风电和光伏项目的PPA中干脆就没有Deemed这个概念。

以上笔者罗列了一些常见的风险及分配缓释措施，实际中每一个项目都有其特殊性和重点关注内容，而且在不同阶段，如融资关闭前、商业运营前、还本付息阶段、还本付息后至特许权终止前都有不同的风险和缓释措施。

总 结

老话长谈，风险与收益总是对等的，比如中东的新能源PPA风险缓释机制好，但是电价也低，越南的PPA风险缓释机制差，但是电价高，而这种高电价也可以理解为是对不确定性的缓释措施，所以在境外电力市场开发中，投资人就需要结合自身的风控要求选择与之相匹配的市场与项目。