透视电站项目的可融资性

2018-12-06黄雪卉周冰雷嘉美编辑章蔓菁

中国外汇 2018年17期

文/黄雪卉周冰雷嘉美编辑/章蔓菁

电力是许多“一带一路”沿线国家的重点发展领域，电站项目也因此成为中资企业参与“一带一路”建设的重头戏。对于银行而言，由于电站项目普遍融资金额较大、融资期限较长，在判定项目的可融资性时，对项目的现金流预测和风险控制的评估起着重要作用。对于企业而言，为更好地获得融资支持，顺利推进项目开展，应参考银行的判定标准，对PPA协议（Power Purchase Agreement，购电协议）的相关条款进行谈判，强化风险控制，有效提升项目的可融资性。

PPA协议：电站项目的融资基石

所谓PPA协议，指的是政府或国有公共事业公司与电站所签署的电力购买协议/购电协议。其旨在通过条款设置，增强电站项目在建成后一定时期内收入的可预测性和持续性。从内容上来看，PPA协议会对上网电量、上网电价、技术标准、调度运行规范等内容做出详细约定，并明确售电方（一般是电站的项目公司）和购电方（一般是国家电网公司或国家电力公司）之间的权利义务关系和风险分配。

PPA协议一旦签署完成，其将贯穿整个项目周期，成为电站项目的融资、建设、运营和维护的基础。从债权融资的角度来看，目前项目融资是电站项目的主要融资方式。电站项目的建设期通常对应项目融资的宽限期，运营期

则通常对应项目融资的还款期（运营期通常长于还款期）。进入运营期后，项目现金流就成为影响项目可融资性的决定因素：项目现金流的稳定性越高，则项目的可融资性越强。而PPA协议正是项目现金流的最主要来源，购电方需按照协议的约定条款，向售电方购买电力并支付电价；同时，PPA协议关于风险在售电方和购电方之间的分配约定，也会直接影响项目现金流的稳定性。

关键风险“各个击破”

影响电站项目现金流的因素包括电力调度、电价波动、汇率波动以及不可抗力等多种因素。对此，售电方可通过在PPA协议中设置相关条款，使上述风险因素更加可控。

电力调度风险

电站建成达到设计标准后，首要面临的是电力调度风险。该风险主要体现在两方面：一是电站达到了相关合同约定的可发电状态，但项目公司未必能够足额发电；二是在能够足额发电的情况下，由于购电方能够以更低价格从其他渠道购电等原因，致使其不会足额接收电站发出的电。如果无法控制电力调度风险，即便售电单价确定，电站项目的收入也会因为实际调度量的不确定而难以预测。对此，售电方可通过在PPA协议中嵌入以下条款来降低调度风险。

一类是“照付不议”条款。该模式常见于燃煤电站，售电方所获得的电费收入包括容量电费和电量电费两个部分。其中，容量电费是指只要电站建成达到可以发电的状态，购电方便有义务就可靠容量部分按固定电价支付电费，用以补偿投资人的股本金收益、银行贷款本息以及固定的运维成本等。此外，大多数的购电协议还会设置有关容量电费的条款，约定在特定条件下，即使电站无法实际发电，项目公司也能获得容量电费。而电量电费则是指电站实际发电时，购电方就实际输出电量部分所支付的电费。该部分电费用来补偿电站发电的燃料成本及其他可变运维成本。综上，在“照付不议”模式下，售电方收到的电费收入=容量电费+电量电费=可靠容量×容量电价+实际发电量×电量电价。

另一类是“绝对付款”条款，常见于风电站和太阳能电站。该模式下无论是否发生实际调度，购电方都必须按固定电价支付电站产生的所有电量。如果电量不能全部被购电方实际接收或由于自然资源导致电力产出缩减，电量将按“被认为已交付”的方式支付。

电价波动风险

对于售电方而言，电价需要能够覆盖其支出的固定成本和可变成本，满足其偿还债务的需求，并能提供合理的股本回报率。基于此，电价通常分为容量电价和电量电价两个部分。其中，容量电价需要能够涵盖固定成本，一般采用成本加成法的方式予以确定，电量电价则主要覆盖运营中的可变成本，比如燃料费以及可变运维成本。

实务中，由于项目的具体情况不同，电价结构也会有所差异。下文将以同一国别的燃煤电站项目A和燃煤电站项目B的容量电价计算公式来进行说明。

在项目A中，计费期n的容量电价CCn=（FCCy + FOMCy + IFCy +SICy)×DCn×Dn/Dy。在项目B中，计费期n的容量电价CCn=（FCCy +FOMCy + LICy + SICy)×DCn×Dn/Dy。在上述两个公式中，FCCy均代表计费期n内的固定容量电价，FOMCy均代表计费期n内的固定运行和维护费用，SICy均代表计费期内的补充利息费用，DCn均代表计费期n内的每台发电机组的初始可靠容量或可靠容量。不同之处则主要体现在IFCy和LICy：IFCy代表计费期n内的基础设施建设费用，该项费用对应项目公司按照协议要求进行的基础设施建设成本；LICy代表计费期n内的土地和基础设施费用，包括土地回填和基础设施建设费用、土地补偿费用、传输线再安置费用等。两者之所以会有差异，是因为项目A本身是一项二期工程，此前的一期工程已经完成了整个工程的土地相关工作，因此无需支出土地相关成本；而项目B是新开工建设的项目，所付出的成本会包括土地相关支出。

汇率波动及汇出限制的风险

电站项目的融资币种通常是美元、欧元等常用币种，而电力终端用户则通常是以东道国当地货币支付，故常涉及小币种。对于售电方而言，为避免汇率波动的风险，应尽可能在PPA协议中约定电费收入以售电方债务的货币结算；或者约定电价支付与美元挂钩，即虽然电价是以当地货币来支付，但所支付的金额是以美元来确定，并按付款时的汇率进行计算。比如在协议中约定“购电方应当在付款日，以即刻可用资金的形式，按照本协议向项目公司以书面形式指定的账户交付发票金额。购电方应当以付款汇率计算，向项目公司支付相关发票陈述的与一定金额美元等值的一定金额的当地货币”。

需要注意的是，在后一种方式下，需要东道国政府保证项目的外汇兑换权利，使项目公司在收到电费收入后，可以立即兑换成美元，以降低可能的汇率风险；同时，也需要东道国政府在电站运营期内持有足够的美元储备来保障货币兑换。此外，PPA协议还应约定，项目公司将资金转移到离岸账户的行为（比如还本付息或进行分红等），不应受到相关限制或需要额外批准，具体可通过在协议中约定“政府承诺保证项目收入的外汇兑换权利”来实现。

不可抗力风险

不可抗力事件可分为非政府不可抗力事件和政府不可抗力事件两类。为避免不可抗力事件影响到PPA协议任一方的履约，从而导致售电方无法收到电费收入，PPA协议应对不可抗力事件期间的付款责任以及不可抗力导致的PPA合同终止/项目终止时的付款责任加以明确。实务中，如何在PPA协议双方之间就不可抗力事件有关的费用和损失风险进行分配，是一个比较复杂的问题，常需要通过谈判博弈来确定；有时还要取决于相关方是否投保了相应保险，以及某些国家/地区的政治风险程度等。从售电方的角度来看，至少需要就以下事项做出约定。

首先，在不可抗力事件影响到售电方履约时，PPA协议应约定，此时豁免售电方履行其供电义务，不算其违约；如果是由于自然灾害等非政府不可抗力导致售电方违约，售电方还需要借助商业保险等手段，保障自身仍然可以收到部分电费及保险赔偿，以偿还债务。

其次，在不可抗力事件影响到购电方履约时，PPA协议应约定，即使购电方并未实际调度或接收电力，购电方仍应按一定标准支付电费，以保障售电方仍有能力偿还债务。

最后，如果PPA协议由于任何原因终止，导致电站被转移给购电方时，购电方需要支付的金额应至少等于售电方的未偿还债务。如果是因购电方原因而发生的终止，该支付金额还应加上售电方的股本回报。

此外，鉴于不可抗力对PPA协议的影响通常会延伸到与PPA相关的其他合同，因此需要注意对不可抗力的定义在所有合同中要保持一致。

法律/税制变动的风险

电站项目的运营期较长，期间东道国的相关法律或税收制度可能发生变更，从而对项目的净收益造成不利影响。对此，售电方应在PPA协议中明确规定，由哪方承担协议签订日之后的法律或税收制度变动的风险。例如，当税率调高造成项目净收益下降时，需要通过调高电价或延长项目特许经营期限等方式，来对项目公司进行收益补偿。反之，如果税率调低使得项目净收益提升，通常也要相应调低电价或缩短项目特许经营期限。此外，如果法律或税制的变化是有针对性的，有时也可将其归类到不可抗力中的“政府事件”。