这样可以做好海外电力投融资项目（业内高手经验之谈）

据世界银行统计，2016年，私人投资的基础设施项目整体呈下滑趋势，但相较于交通和污水处理领域的项目，电力领域项目的投资仍呈现上升趋势，与电力行业运用可再生能源的上升趋势相符。2017年，全球私人投资电力项目主要位于亚洲、非洲、中东。源于海外电力投融资项目本身具有的时间跨度长、资金需求量大、投融资结构复杂、参与方众多等特点，在“走出去”的风潮中，电力投融资项目面临诸多风险与挑战。

进阶：从承包商到投资人

近30年来，电力工程项目从传统的设计-采购(DP)模式、设计-投标-建设(DBB)模式、EPC(EPC+F/EPC+F+E)模式进阶为PPP模式。传统的EPC模式为单一责任界面，即便增加境内、境外相关方与中介元素，产生变体，依然是简单的界面。而在PPP模式下，存在参与方众多，投融资结构复杂，项目周期长且融资成本高，合同机制复杂、当地合规风险大等特点，企业角色相应由承包商向投资人转化，如图1所示。

图1 电力PPP项目典型合同框架

传统承包商虽然负担较高的工程承包价格，但建设风险较轻，合同条件也相对宽松，且企业的角色较为单一，其作为承包商需要处理的核心法律关系就是与业主之间的发承包关系，在交易活动中企业需面对的是相对简单的二维平行交易关系。而在PPP模式中，相关方众多，法律关系是从二维平行关系到多维协调关系的转化，对投资人的工程建设、运营管理能力提出更高要求。

从在东道国争取项目开发权起，经项目融资、建设、完工到运营阶段，周期可能长达数十年。而且，不同于传统的EPC模式(项目业主付费)，PPP 模式的收入主要来自后期项目的运营收入(主要包括公共产品使用者的费用、服务费用、政府的保证费用等)。为了确保收回投资和项目的可融性，投资者在介入项目前，就开始协调平衡多重利益关系，高度关注项目全生命周期现金流的问题。

投资者在PPP项目模式下几乎承担了从提出项目建议、特许权协议谈判、项目融资、与EPC承包商进行设计、采购、施工合同招标和谈判、项目建设完工、项目投入商业运营及维护并最后移交给东道国政府等项目全生命周期的所有工作。投资者在PPP模式中所参与的纷繁复杂的工作，决定了其在采用PPP项目模式“走出去”的过程中会面临比传统工程承包模式更多、更难把控的风险。

风险：“走出去”的六道坎

电站项目是中国投资者在境外实施PPP项目模式的典型业务领域，总体来看，电力PPP项目通常会面临如下六大风险：

政治和不可抗力风险。政治风险，一般指项目东道国的政治条件发生变化或者有关政府行为导致电站项目失败、项目投资不能回收或回报降低等方面的风险;不可抗力风险，指当事人所不能预见、不能避免且不能克服的事件，通常包括自然事件和社会事件。政治和不可抗力风险主要包括东道国政府违约、战争、动乱、征收、国有化、汇兑限制或其他政府不当行为，以及地震、海啸、火山爆发、洪水等因素造成的风险。

法律风险，主要指在外商投资、税收、劳动、外汇管制及环保等重要方面缺乏清晰法律规定，给投资者收回投资带来困难及不确定性，或相关法规出现对投资者及项目公司不利的变更，导致成本增加、收益降低乃至项目违法或不可行等后果，包括许可证照、环保、税收等方面的法律。

建设完工风险，包括成本超支、工程延误、质量缺陷、技术标准不符等风险。建设完工风险直接影响电站能否按期建成、能否达到预定电量的设计指标等。

运营管理风险，由于运营商能力缺乏，造成运营绩效不达标、环境破坏、劳资争端等风险。该风险可能导致投资者无法收回投资和获取利润，错过市场机会。

金融风险，包括汇率波动风险、通货膨胀、利率波动风险等。其中，汇率波动风险指在东道国当地获取的电价收入不能按预期汇率兑换成外汇、外汇汇出受到限制以及汇率变化等风险;利率风险主要指由于项目相关国家的金融市场利率发生波动(特别是发生与预测情况相反的变化)时造成的投资者需要增加融资成本的风险。

商业风险，一般指因东道国电力市场经济条件出现变化或因项目公司经营决策失误而导致项目不能获得正常收益的风险，主要包括收费或收益不足、市场价格波动、市场需求变化、原料燃料供应不足、同类项目商业竞争等风险。

挫折：劳民伤财不讨好

以上几类风险并不是噱头。事实证明，管理不到位，项目要吃亏。以下是几个活生生的例子。

第一个例子发生在巴基斯坦。

在“一带一路”和中巴经济走廊的合作框架下，巴基斯坦成为中国企业投融资的热门东道国。某电站“建设—拥有—运营”(BOO)模式的项目中，中国投资方未遵循东道国电站特许权开发的法定程序，在项目正式启动前先与省政府达成项目开发协议，由省政府直接签发意向函(LOI)。

因电价合乎预期，中方着急签订协议，但后来发现，价格由电力监管部门负责，省政府无权承诺。如果在90天内不能完成LOI规定的任务，就会面临保函被扣划的风险。另外，虽然保函可延期，但需要另行申请，局面非常被动。

另一个案例是非洲某国电站项目，双方就特许权授予程序发生争议，焦点问题主要集中于如下三方面：

第一，电站项目特许权授予是否必须公开招标取得?直接谈判是否具有法律可行性?中方认为，电站项目特许权授予一般需公开招标;开展直接谈判需事先取得决议(Resolution)，也可事后在颁发裁决(Decree)中弥补;以往案例未采取公开招标，不能说明项目合规。而外方表示，当地多个电站项目均进行直接谈判，项目是否必须招标，法律无明确规定。

第二，能源和矿业部(下称“能矿部”)出具的安慰函是否具有豁免招标的法律约束力?中方认为，安慰函仅是能矿部董事的个人观点，非部长委员会正式决议，不具有豁免招标的法律效力。而外方观点是，能矿部安慰函支持了项目不用招标选择投资人的论点。

第三，项目使用投资者开采的煤矿供煤，能否作为豁免公开招标选择投资人的理由?中方认为，投资者开发的煤矿并非电站的唯一燃料来源，项目同时考虑了从第三方购煤的可能性;使用私有煤无须招标的观点，在针对PPP的法律中无相关依据。而外方将煤炭与电站项目紧密相连，认为项目使用投资人控制的煤矿项目供煤，无须公开招标选投资人，并已采取直接谈判的方式授予多个使用私有煤项目特许权。

特许权在开发阶段就有瑕疵，很容易给项目建设、运营带来风险。如果未来20年、30年，遇到政府换届怎么办?

由于诸多问题没解决，该项目一直搁置至今。

除上述案例外，中资企业“出海”的前车之鉴还有：美方单方终止西部快线项目合作，巴哈马度假村项目烂尾，墨西哥高铁项目中标被撤，阿根廷基塞水电站被叫停，折戟波兰高速公路，沙特麦加轻轨项目巨额亏损，澳洲铁矿严重拖期成本攀升……

纵观此轮“出海潮”，我们发现，在“走出去”的过程中，一些企业花大量时间论证技术方案，重技术、重商业、轻法律，最后却因轻视前期法律可行论证导致后续无法顺利推进项目，浪费大量时间和金钱。

出路：基于合同的全程风险管理

从中国投资者角度，我们建议从以下方面进行风险管控：

(1)合同是主张权利的基础。通过合同和协议等交易文件在各交易主体之间进行风险分配、安排最有能力控制和承担风险的一方承担相应风险，是投资者有效应对风险的途径之一。

对于海外电站PPP项目而言，项目公司与东道国政府及电力购买人之间签署的特许权协议(IA) 和购电协议(PPA)是构建PPP项目框架、在相关方之间分配PPP项目主要风险的交易文件，是投资人主张权利的基础。

特许权协议主要包括特许权的授予和期限，东道国政府的支持，项目审批许可，建设、运营及维护，税收优惠，进出口便利，外汇汇兑与汇出等条款;购电协议主要包括设计、采购、施工、融资、完工、运营及(移交)电站设施，电费计算与支付，购电人义务， 项目土地，输电连接设施与安保等条款。其中项目的授予与实施、政府担保、交叉违约和终止、赔偿机制等条款通常是特许权协议和购电协议均会涉及的内容。

在签订特许权协议和购电协议时，投资者通常需重点关注问题如图2所示。

图2 项目合同注意事项

另外，投资者如果能通过合作协议、股东协议、公司章程、EPC合同、运营维护合同等项目合同及法律文件，与合作伙伴清楚划分工作界面、约定各自的责任和义务范围，将有利于各合作方充分发挥优势、共享收益，也有利于投资者“背靠背”地向第三方转移项目风险，减少项目潜在争议。

(2)实施全程风险管理。电站PPP项目的开发、协议谈判和实施涉及多个领域的专业知识，投资者需要从多角度设定相关风险应对措施并进行方案论证和权衡，且在项目开发前期，应视需要就具体问题尽早咨询财务、技术、法律、保险、融资等相关领域专家意见，为项目科学决策奠定基础。

在项目前期评估阶段，投资者应对项目所在国的外商投资、特许经营，项目立项和许可、招投标、环评等进行项目法律环境尽职调查，并主动协调和平衡多重利益关系。

在投资准备阶段，应结合对税收筹划、风险隔离、境外资金池及争议解决点等方面的考量，设计交易结构，以优化规避投资风险;在协议签署阶段应根据谈判地位，争取有利于己方的条款设置，合理分配项目风险;在项目执行阶段，应重视合同约定和合同管理，按合同办事，保全证据等。风险管理全过程如图3所示。

图3 全程风险管理

(3)法律支持保驾护航。海外电站PPP项目风险丛生，中国企业必须给予高度重视，并应采取积极有效的应对措施，使企业在海外投资浪潮中立于不败之地，破浪前行。运用法律手段，尤其是聘请在海外电站PPP项目领域具有丰富经验的法律团队进行项目全程风险管理，是中国企业采用PPP模式进行海外大型电站投资必不可少的手段。全过程法律服务如图4所示。

图4 全过程法律服务