中国企业海外光伏项目融资案例研究

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目录：

投融资案例分析: 阿布扎比Al Dhafra 2GW光伏项目

投融资案例解析: 柬埔寨磅清扬60MW光伏电站项目

投融资案例解析: 印尼Cirata浮动光伏电站

投融资案例解析: 土耳其1.35GW YEKA模式光伏电站项目

中国企业海外光伏项目融资案例研究

新能源海外发展联盟团队组织研究了中国企业海外光伏项目融资案例，并提出如下建议：

晶科—法国电力阿联酋太阳能光伏项目

（一）基本情况

日前，阿联酋政府媒体办公室宣布，在2020年7月份启动的1.5GW太阳能项目招标中，阿联酋水利电力公司（EWEC）获得了全球最低的太阳能价格。据了解，中标者是法国电力EDF和晶科电力组成的财团。财团表示愿意接受以0.013533美元/千瓦时的价格支付在Al Dhafra发电的费用，这一中标价格比法国道达尔和日本丸红于1月下旬在卡塔尔800MW招标中报出的0.0156美元/千瓦时还低约0.0021美元。根据协议，获胜者将拥有40％的股份，并获得一份为期30年的PPA合同，其中包括建设、采购及运营和维护职责，其余股份由阿布扎比电力公司和其他未披露的政府实体持有。项目融资由8家全球知名银行组成的银团共同提供，包括欧洲、日本及当地银行，提供了极有竞争力的融资条件。

（二）融资分析

1、竞标的竞争力：低电价，0.013533美元/千瓦时；

2、先进“制造+投资+运营”模式：晶科提供先进的技术和产品，法国电力提供有竞争力的运营团队及国际财团的低利率；

3、国际金融对晶科—法国电力财团的“投资+运营”模式的认可；

4、较低电价匹配30年期较长期限的PPA；

5、PPA的保障性电力消纳；

6、中间交易成本的降低；

7、2012~2020年，光伏产业链综合成本的持续降低。

阿特斯巴西光伏电站

（一）主要情况

霹雳波一期（Pirapora I）电站位于巴西米纳斯吉拉斯州（Minas Gerais），阿特斯阳光电力集团拥有该项目20%的股权。2016年10月，阿特斯将霹雳波一期（Pirapora I）电站项目80%的股权出售给法国电力集团新能源公司（EDF Energies Nouvelles）在巴西当地的子公司—法国电力集团新能源巴西子公司（EDF Endo Brasil）。霹雳波一期（Pirapora I）电站在2015年巴西第二轮可再生能源竞标中获得了为期20年的PPA，于2017年第三季度投入商业运营。2017年8月8日，阿特斯和法国电力集团新能源公司（EDF Energies Nouvelles）共同宣布，公司位于巴西的191.5MW太阳能光伏电站项目霹雳波一期（Pirapora I）获得巴西开发银行（Brazilian Development Bank，简称BNDES）1.63亿美元（约合人民币10.92亿元）项目融资，为期18年的融资协议。阿特斯位于巴西圣保罗州的组件工厂年产能近400MW，主要支持阿特斯在巴西市场的电站业务发展，同时可以满足巴西开发银行（BNDES）的当地成分要求。巴西开发银行是拉美最大的政策性银行，也是巴西唯一能够提供长期低息贷款的金融机构，贷款利率优惠，但条件苛刻、审批期限长，较难获得。2018年1月9日，阿特斯与法国电力集团可再生能源公司（EDF Energies Nouvelles）下属子公司Photowatt及ECM Greentech公司合作，三方强强联手，在法国组建新合资公司。按照三方协议计划，法国电力集团可再生能源公司（EDF Energies Nouvelles）下属子公司Photowatt将获得新公司60%的股权，阿特斯将获得新公司30%的股权，ECM Greentech将获得10%的股权。新合资公司将聚焦全球前沿晶硅设备和工艺技术，结合创新的低碳技术生产高效硅锭和硅片。

（二）融资分析

1、阿特斯在巴西的本地化制造，满足了当地项目的本地化要求；

2、阿特斯与法国电力的合作将光伏企业阿特斯的制造优势与法国电力清洁能源投资开发的一体化优势良好地结合起来；

3、阿特斯保障了供应链，并争取到了中葡基金的参股投资，法国电力入股提高了光伏项目的信用；

4、当地电站投资的良好信用安排，获得了巴西当地金融机构巴西开发银行的认可；

5、巴西当地银行的入股又为项目提供了良好的增信条件，为国际银团贷款提供了条件。

晶科阿联酋太阳能光伏项目

（一）基本情况

2017年3月，晶科能源与日本丸红株式会社和阿布扎比水电公司签订了在阿联酋阿布扎比Sweihan建设光伏发电项目的协议，三方将成立合资公司，共同建造约1177MW光伏电站。2017年5月24日，晶科能源宣布，阿布扎比水电局、晶科能源和日本丸红的合资公司Sweihan Solar Holding Company Limited （“Sweihan”）以及由多家国际和当地银行组成的财团签署了关于阿布扎比Sweihan光伏独立发电项目的债权和股权融资协议。根据这些协议，Sweihan项目完成了8.7亿美元的融资。该光伏项目容量为1177MW（DC），已经与阿布扎比水电局签署了25年的PPA，于2019年4月开始商业运营。

（二）融资分析

1、低电价、高质量的电站联合开发模式，争取中标机会；

2、中国、日本及中东财团的第三方市场合作，将中国的制造优势、日本的低成本资金优势及中东财团的本地化优势结合起来；

3、充分利用中东光照3000小时的良好条件，加之阿联酋光伏市场尚处于起步阶段，市场消纳不存在问题；

4、中东财团资本实力强大，单体项目超过1GW，有效地摊薄了项目的综合成本；

5、中东国家相对规范的行业管理、项目运作中较低的土地成本；

6、国际银团的低利率资金支持等。

来源：新能源海外发展联盟

投融资案例分析: 阿布扎比Al Dhafra 2GW光伏项目

前言

近年来中东地区的光伏项目引发了行业的高度关注，巨大的项目规模、屡创新低的电价和融资成本、突破行业传统认知的融资结构，不断冲击着行业的极限。阿布扎比Al Dhafra光伏项目就是这样一个典范。作为全球有史以来最大装机规模的光伏项目，该项目运用了“股本金过桥贷（Equity Bridge Loan）+子弹贷（Hard Mini Perm）无追索项目融资”的融资模式，成功将项目在融资成本、风险承担和杠杆使用率上的优势最大化。

尽管该项目在融资上的成功具有较为明显的地域局限性和企业局限性，对于现阶段的大部分其他国别市场和绝大多数中国企业而言，可复制性并不强，但这种融资模式以及其背后的资本市场逻辑对于未来中国国际工程行业的发展仍然具有前瞻性的参考意义。

一

三声枪响

2019年7月，阿联酋唯一电力包销方Emirate Water and Electricity Company(EWEC)公司发布了Al Dhafra 2GW光伏项目IPP招标信息，该项目的装机容量以接近翻倍的规模一举超越此前全球最大的单体光伏项目Noor Abu Dabi （1.2GW），打破历史纪录。
2020年4月，由TAQA、Marsdar、晶科科技与法国电力公司（EDF）组成联合体，参与了该项目的竞标，并以平准化电价4.97fils／千瓦时（约合1.32美分/千瓦时）的创纪录新低价格中标，并在2020年7月与电力包销方EWEC签署了PPA协议。
2020年12月，在PPA协议完成签署后5个月内，该项目由BNP银行等7家国际顶尖银行牵头组团，以EBL+HPM无追索项目融资模式，实现了融资关闭，并完成了杠杆率100%的极限操作

有史以来最大的装机规模、有史以来最低的电价，极限担保结构下的高效融资关闭，这接连三声枪响在整个行业内引起了极大的反响，而该项目反常规的融资安排则更是令人拍案称奇。

图1. Al Dhafra项目融资结构及亮点

首先，该项目的无追索项目融资贷款期内，项目自身可供还款现金流几乎为零。这个项目总投资中约81%的资金采用了贷款期限仅为4年的Hard Mini Perm无追索项目融资模式。所谓Hard Mini Perm，就是在3-5年的贷款期限内，每年仅偿还贷款利息和极低的本金，并在贷款期截止的最后一年一次性清偿所有剩余本金。最后这笔清偿被常被形象地称为Bullet Repayment，因此Hard Mini Perm也常被称为“子弹贷”。对于本项目而言，即使4年后2GW的光伏电站已经全部投产，也绝无可能在短短一两年运营期内产生足够偿还全部贷款余额的售电收入。而与此同时，无追索项目融资也意味着在项目贷款需要清偿时，银行无法根据融资协议向上追溯项目股东来替项目公司履行还贷义务。因此，当银行贷款进入第四年最后一笔Bullet Repayment的清偿日时，来自项目和融资结构本身的还款来源将是一片空白。

图2. Hard Mini Perm还本付息安排

其次，该项目约19%的股本金出资也全部由银行贷款进行支持。而且是由SPV项目公司作为借款人，项目融资银团牵头行BNP直接放贷给SPV公司，贷款期限也是4年。通常情况下，出于风险和合规因素考虑，同一家银行是不会在一个项目项下同时参与项目融资贷款和股本金贷款的。而且即使提供了股本金贷款，通常也会以股东作为借款人，将贷款发放给股东，再由股东完成注资操作。而本项目中BNP不仅捅破了上述“股债不通融”的这层窗户纸，还直接将SPV公司作为借款人，为股东规避了直接负债，并且使得该项目实现了100%杠杆率。

此外，在如此复杂和前卫的融资结构设计下，该项目在中标后8个月、PPA签署后5个月之内就实现了融资关闭。考虑到该项目资金体量和国际银团规模，这一融资效率在整个国际市场上已属罕见。

那么究竟是什么神奇的魔力，可以吸引众多国际金融机构趋之若鹜，以如此极限甚至不合常理的融资结构和条件去支持这个项目呢？和以往的项目案例解析一样，我们还是从项目的bankability分析入手。

二

子弹瞄准了谁

在埋头研读项目的PPA和融资协议条款，苦苦思索仅凭PPA售电收入如何在项目开工四年后清偿贷款之前，我们先来看两则相隔4年的新闻：

2017年5月

由Abu Dhabi Water and Electricity Authority与合作伙伴共同开发的Noor Abu Dhabi 1.2GW光伏项目实现了融资关闭，该项目总投资金额为8.72亿美元，其中银行融资金额为6.5亿美元。

2022年1月

Abu Dhabi National Energy Company（TAQA）与EWEC宣布，Sweihan PV Power Company（SPPC）成功发行了一笔25年的债券，债券利率3.625%，该笔债券到期日为2049年1月31日，计划融资金额7亿美元，最终获得1.8倍超额认购，募集资金达到12.6亿美元。该笔资金用途包括置换SPPC公司为2019年建成投产的Noor Abu Dhabi 1.2GW光伏项目所借贷款、发债费用、贮满偿债准备金账户以及用于股东分红。

是的，Noor Abu Dhabi 1.2GW光伏项目就是前文提到刚刚被Al Dhafra 2GW项目超越的前任全球最大装机容量的光伏项目。2017年该项目同样以无追索项目融资的模式实现了6.5亿美元的贷款。2019年4月建成后，项目股东于2022年1月成功实现了资产证券化。通过以项目资产作为标的发行了25年期的债券，该项目募集到了12.6亿美元的资金，接近上述6.5亿美元项目融资贷款金额的两倍。

看到这里，读者应该已经明白，与Noor Abu Dhabi项目一样，Al Dhafra 2GW项目看似凶险的“子弹贷”无追索项目融资，本质上只是一笔披着项目融资外衣的过桥贷款。让银行安心打开钱袋子的还款来源并非项目收入，也不是股东担保，而是对项目建成后在二级发债资本市场的资金收割能力。“子弹贷”的所谓项目融资，一开始瞄准的就不是项目自身可供还款的售电收入现金流，而是在二级市场上跃跃欲试的非行业投资者，以及他们基于本行业技术供需和资产质量因素之外所愿意付出的溢价。

简评：从Bankability到Fundability

任何行业金融模式的演变，都是在向着由非行业投资者兜底买单这一最终闭环方向发展。这不仅是因为仅仅行业投资者的资本体量相对整个资本市场而言太过有限，更重要的是，行业投资者对资产的估值标准往往局限于与本行业相关的技术和经济因素，缺乏差异化的投资策略和投机性，导致交易成功率和溢价水平很难满足这个行业整体的融资需求和投资者的退出需求。

近年来全球新能源行业迅速崛起，光伏风电项目建成快，且单位发电单元所需资金规模较小的特点，充分满足资本运作快进快出的需求，这也使得新能源资产具备了通过资产证券化运作，在二级市场吸引非行业投资者资金的竞争力。而相比于传统项目融资基于项目自身收入机制的还款现金流，这种以二级资本市场作为闭环的还款来源和退出机制往往对于金融机构和投资者有着更高的可靠性和吸引力。

随着疫情以及国际局势的变化，传统的银行信贷项目融资模式正面临越来越大的阻力。全球银行对于风险相对较高，且资本收益率较低的长期项目融资业务积极性普遍下降。而中东、美洲等较为发达的资本市场凭借其深厚的二级市场底蕴，正逐渐登上全球基建项目舞台的中心，并正在向东南亚、拉美等更多地区辐射。与此同时，包括中国在内的一些其他国家也在逐步建立基建资产的ABS二级市场，为基建项目的融资开辟新路。或许在不久的将来，当业内再讨论基建项目可融性时，不会再局限于传统狭义的“Bankability”分析，而是同样会关注项目资产建成后在资本市场的“Fundability”。

三

没完没了的批贷，不见不散的发债

然而，这一切真的会如此顺利吗？即使抛开项目的完工风险不谈，如果项目建成后没有能够按时在第四年Bullet Repayment清偿日之前完成发债，那么项目公司又从哪里去获得足以清偿贷款的资金呢？

首先，Mini Perm模式最大的特点就是可以化短为长，无限续命。尽管首次批贷的贷款期限通常只有3-5年，但银行可以通过贷款到期后不断地续批新贷款，将实际的贷款期限大大延长——Mini Perm中的Perm，其实就是“Permanent（永久）”的缩写。

图3. “不断续命“的Mini Perm

这种“化短为长”的批贷模式有很多显而易见的好处，其中最为直观的就是融资成本的显著降低。短期贷款对于银行的资金占用率较低，因此银行每次批贷都可以按照短期贷款的价格报价，大幅降低借款人的融资成本——据IJGlobal披露，国际银团在新冠疫情之前为Al Dhafra项目提供的意向贷款利率仅为：Libor +80bps。

不难理解，这种结构和条件下，这些国际银行之所以能够确保无缝衔接地及时续批，显然是因为其对项目未来发债前景拥有充分的信心。那么这些国际银行为何能够如此笃定项目发债的前景一片大好呢？而且，即使对未来项目发债有信心，为什么银行不能像传统的项目融资一样，先正常批一笔长期贷款，等项目股东自己选择合适的时机，从容不迫地完成发债之后，再由项目公司主动申请提前清偿债务呢？

答案就藏在下面Noor Abu Dhabi 1.2GW光伏项目的融资银行和发债承销银行的这张对比表中。该项目主要的融资银行基本也都在4年后兼任了项目债券的主要承销商（Bookrunners）。也就是说，这些金融机构不仅有充分专业的能力经验来判断项目未来发债的前景，而且是在利用Mini Perm期限短、利率优惠和批贷自主权高的特点，主动“引君入瓮”，将项目推向发债的方向，并将未来的发债承销业务早早抓在自己的投行部门手中。

如此一来，这些银行作为项目未来发行债券的承销行（甚至可能是包销方），可以更加从容不迫地选择最佳的发行时机来争取最高的溢价。Bullet Repayment到期时发债市场时机不好？那就再续批一笔子弹贷。肉和风险都焖在自己的锅里，火候未到的话，就先一直炖下去不揭锅就是了。

这样一整套专业服务的组合拳打下来，金融机构不仅在项目融资贷款还款和项目发债之间建立了完整的业务链条闭环，将风险内生化，未来还将赚取了一笔不菲的发债承销的佣金收入，并且成功锁定优质项目和客户的长期合作机会。

简评：风物长宜放眼量

Mini Perm作为一种在中东和美洲常见的融资模式，一直是银行锁定优质客户和优质项目的有效武器。但为什么这种灵活续批的模式很少出现在其他地区和国别，甚至压根不被许多国家的银行业制度规范所允许？笔者认为，本质上还是资本市场的供求关系决定的。当优质客户和优质项目相对于资金而言更加稀缺时，资金的供给方就变成了乙方，也就需要为甲方，即资金的需求方，提供最具有竞争力的方案和服务。中东和美洲都属于资金较为充沛，资本市场机制较为完善的区域，银行在激烈的竞争环境和较大的投放压力下，面对足够优质的客户和项目时，其突破创新和承担风险的意愿自然会更加强烈。

那么对于国际金融机构而言，什么样的项目和客户才算足够优质的甲方呢？

事实上，项目融资业务本身对一家大型金融机构的吸引力是很小的。无论项目本身再好，Sponsor再大再可靠，这种利率低、周期长、风险高、资金占用量大的长期贷款业务也一定是金融机构所有业务中盈利效率最低的。那么为什么以商业利益为主要导向的诸多国际金融机构仍然热衷于参与此类大型项目融资呢？

从本文的项目案例不难看出，项目的综合衍生收入是吸引这些国际金融机构的一个非常重要的因素。Al Dhafra项目的融资银行正是通过提供这样一笔费力不赚钱的项目融资贷款，成功撬动其盈利能力更强的其他业务品种在这笔交易下获得了更多的业务机会和收入。

这一点，或许从一定程度上也可以解释为何中国融资在国际工程领域的应用正面临巨大的困局。由于种种原因和限制，绝大部分中资银行在国际工程项目上很少能够通过类似的结构化设计，以长期贷款业务撬动盈利效率更高，风险更低的其他业务。因此，除了一些相对抽象的政策性驱动和扩大市场影响力的诉求以外，绝大部分中资银行缺乏长效的利益动机，支持其可持续地发展国际工程长期贷款业务。

然而我们也欣喜地看到，Al Dhafra项目的银团成员中已经出现了中国银行的名字。相信未来还会有更多的中资银行，通过结构化设计和类似的组合拳打法，打通长期信贷和衍生盈利业务的任督二脉，在全球国际工程融资领域承担越来越重要的角色。

四

100%杠杆率达成

看到这里，相信读者们对于BNP银行为何愿意为Al Dhafra 2GW项目提供100%股本金过桥贷款融资，也已经有些眉目了。

首先，与子弹贷部分相似，良好的发债前景，甚至是大幅超发的预期，使得未来这部分股本金贷款的还款也有很大的概率可以通过发债募集的资金完全覆盖，还款风险较低。其次，参与上一个Noor Abu Dhabi项目所尝到的甜头，以及在Al Dhafra项目股东层面EDF老乡的加盟，大大刺激了BNP在这个项目上领航掌舵的决心。当然，在BNP提供了直接向SPV贷款、较低贷款利率、股债同步融资等一系列便利条件后，TAQA、晶科、EDF等一众股东也投桃报李，为该笔股本金过桥贷款提供了还款担保，扫清了这笔EBL贷款在制度底线上的批贷障碍。至此，Al Dhafra项目100%的杠杆率达成。项目公司和EPC承包商热火朝天地启动开工，股东们则双手插兜，坐等2022年项目的建成投产，并期待着未来项目发债成功时那场资本的暴雨来得再猛烈些。

简评：让子弹多飞一会儿

我们在分析Al Dhafra项目的过程中，不可避免地多次提到了上届纪录保持者Noor Abu Dhabi项目的名字。除了相似的项目融资结构以外，我们还可以看到TAQA、晶科、EWEC、BNP这一个个在两个项目中重复出现的名字。

往往越是在长期的博弈下，参与方违约的代价也就越沉重和深远，反之长期靠谱的参与者也会获得更多的信用分数和更好的交易条件。与所有的行业相同，国际工程项目的投融资领域也非常看重长期合作基础上信用和品牌的价值积累。毫无疑问，Al Dhafra项目在融资方面的成功，绝非仅仅依赖金融机构对于未来二级市场发债闭环的信心，更是因为这种项目结构以及几乎相同的一批投资者已经通过Noor Abu Dhabi项目，以及更早时期一系列项目开发实施和运行的成功，获得了国际金融市场的充分信任。或许也正是因为如此，在Al Dhafra项目中，国际金融机构为股东提供了此前Noor Abu Dhabi项目上未曾实现的100%杠杆融资方案。

在本文提到的两个全球瞩目的项目中，晶科接连两次作为股东出现，与TAQA、Masdar这样的行业顶级玩家形成了相对稳定的朋友圈和合作模式，其在行业地位和战略意义方面获得的收益，以及在国际金融市场上获得的声誉和认可，或许比其直接获得的经济收益更值得其他的中国企业关注和思考。

五

篇尾语

最后，让我们记住参与了这个截至目前全球最大光伏项目的主要企业和机构。笔者大胆预测，1-2年后Al Dhafra项目发债时，下表中大部分金融机构也会出现在该项目发债承销商簿记行名单里。同时，也让我们共同期待，未来类似的项目中会越来越多地出现中资金融机构的身影。

投融资案例分析: 土耳其Karapinar 1.35GW YEKA模式 光伏电站项目 编者按：土耳其素有欧洲“基建狂魔”的称号，其巨大的基建需求长期以来一直深深吸引着全球的国际工程企业。然而无论是近年来当地货币的疯狂贬值，还是其自成一派的本土化政策和行业法规环境，都使得诸多中国国际工程企业望而却步。希望本文对Karapinar 1.35GW光伏项目的融资历程的解析，可以为有志于突破这个“炼狱”难度市场的中国企业带来一定启发。

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一、行业背景

土耳其是作为最早实施新自由主义的“一带一路”国家之一，是PPP领域的先行者。土耳其政府于2016年10月颁布的《可再生能源区规则（29852号）》。随着可再生能源市场的不断发展，土耳其政府希望通过可再生能源区（“YEKA”）招标模式，成为集中和高效利用可再生能源的新模式。

土耳其能源部划定YEKA范围，并通过招标的方式引入投资者，以集中和高效开发区域内的可再生能源，价低者得。并在规定时间内同能源部签署可再生能源区使用协议（下称“使用协议”），获得YEKA项目的开发权。在YEKA模式下中标方有投资发电站和发电装备生产厂的双重义务，发电量将在当地电力现货交易市场上进行交易，同时由作为电力市场运营机构的EPIAS为售电方提供中标电价和实际市场交易价格差额的补贴支付，并为交易清算提供保证。为进一步增强项目的外资吸引力和可融性，项目中标电价为美元单价，电费收入以美元计价，当地币支付，同时土耳其能源部将代表土耳其政府与投资者签署YEKA协议，为EPIAS的支付义务提供担保。关于YEKA模式的详细解析以及沿革背景，强烈推荐读者参阅业内资深专家Wallace Tong的相关文章[1]。

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二、融资难点

尽管如此，在许多专业机构看来，YEKA项目模式仍然在吸引外资和可融性上面临诸多困难[2]，主要包括：

1.严格的本地化要求：YEKA项目的投资者不仅需要在土耳其投资设立研发中心并雇佣一定数量的本地员工，还必须承诺在发电设施中使用一定比例的国产设备，如未履行该义务，发电商还会面临使用协议被终止、发电许可被吊销的后果。这种严苛的本地化成分要求对于包括中资在内的所有国际投资商单独投资参与YEKA项目的投标和投资设置了一定的障碍，也对各国ECA机构参与融资均构成了相当的挑战。

2.项目规模庞大：YEKA一期项目上千兆瓦的装机容量以及数亿美元的投资金额，对于投资者而言既是机遇，但巨型的规模也在融资、建设、运营等方面给投资者和融资银行提出了更高的要求和挑战。也正因如此，鉴于YEKA一期项目在开发和融资过程中遭遇了重重困难，YEKA二期以及三期单体招标项目装机规模显著下降，多为单个项目装机10～30MW的水平。

3. 深不可测的汇率风险：土耳其近年激进举债和大兴基建的发展战略终于在2018年引爆了土耳其里拉的汇率危机。尽管YEKA模式的电费收入以美元计价，当地币支付的方式，在一定程度上规避了售电方获得收入之前的汇率风险，但极度陡峭的汇率贬值幅度仍然重挫了投资者和融资机构对于付费方履约的信心。而且在实操中，从售电方拿到等值当地币收入，到可以兑换美元或其他硬货币汇出之间依然存在敞口期，而这也使得项目投资者和融资行在整个运营期间依然面临汇率波动风险。

4. 疫情导致成本超支：除此以外，与所有其他项目一样，土耳其YEKA模式下的项目也遭遇了新冠疫情影响。全球产能的下降给基建行业的供给侧带来了巨大的压力，显著增加了项目的执行成本和超支风险。而由于有较高当地比例成分的要求，土耳其YEKA模式通过全球供应链分散超支风险难度进一步加大。

上述四个核心难点将土耳其YEKA模式项目的融资等级变成了“炼狱”级难度。不仅对于中资企业和金融机构，许多经验更加丰富，资源配置更加全球化的国际开发商和金融机构也纷纷知难而退。然而即便如此，Karapinar光伏项目仍然在2021年11月突破重围，艰难地实现了融资关闭。下文将通过对该项目开发历程和融资结构的解析，探讨上述风险最终是如何被缓释和接受的。

三、一波三折的融资过程

（一）春风得意，万事俱备

2017年初，土耳其本土知名企业Kalyon集团（以下简称“Kalyon”）牵头和韩国企业韩华下属的企业Hanwha Q Cells（以下简称“韩华”）参与YEKA模式可再生能源一期招标，以US$0.0699／kWh的最低报价获取了位于土耳其中部科尼亚省总装机达1.35GW的光伏电站项目。购电承诺为15年，购电承诺从签署使用协议后起，项目越早实现投产运营，投资者越早受益（信息来源：PFI）。

针对YEKA模式下严格的本地化成分要求，中标投资者通常可在YUKT和YMKT两种模式中选择其一：YUKT模式即投资人进行电站+当地生产厂绑定的BOT投建；而YMKT模式则是要求电站的BOT投建必须搭配相当比例的当地设备采购。鉴于当时土耳其光伏设备本地化生产厂商非常稀缺，因此Kalyon集团决定通过YUKT的模式解决YEKA的本地化要求，并将在本地建设一个产能达到500MW的光伏设备生产线的总包工程交给了合作伙伴韩华。该生产厂于2017年12月举行了奠基仪式。而由于Karapinar是土耳其雄心勃勃电力改革计划下的首个YEKA模式招标，项目规模和行业影响力较大，设备生产厂完成奠基仪式后，后续电厂项目的融资迅速吸引了国内外金融机构的浓厚兴趣。2018年2月法国巴黎银行（BNP Paribas）同意作为顾问行为项目提供咨询和融资服务。韩国进出口银行（KEXIM）、韩国信保（K-Sure）、伊斯兰发展银行以及一众

土耳其当地银行均对参与该项目融资表达了高度兴趣。

简评：YEKA本地化要求限制

对于一般项目融资结构而言，YUKT这种电厂+设备生产厂的双SPV打包绑定的结构有明显的可融性瑕疵：一个只想买鸡蛋的电厂被迫先买了一只母鸡养着，这个被强行搭售的“母鸡”设备厂直接增加了电站项目的总投和运营成本，且其未来的销售收入本身就是电厂内生化的采购成本，并无额外收益，即使其未来可以对电厂以外的客户出售产品产生额外收入，但等其对外销售收入完成覆盖设备厂的固定资产投入仍然需要相当长的周期。此外，这种强行绑定显著拉长了项目的建设周期和风险链条——生产厂不建成投产，电站就没法启动，而一旦生产厂建成后无法生产满足电厂建设需求的设备，则整个YUKT模式的合规逻辑将不再成立，整个项目将面临推倒重来的风险。

因此，Kalyon集团选择优先单独搞定设备生产厂这个“母鸡”项目，为后续电厂项目的融资扫清了结构性障碍，使其具备了项目融资的基础。

（二）风雨骤变，破釜沉舟

然而在2018年8月土耳其里拉兑美元大幅贬值一度贬值45%，加之政治不稳定，导致多个大型基础设施项目延误、重新构建或者被取消。随后，2019年2月韩华出售了项目股权并退出了项目，相应地，韩国金融韩国进出口银行以及韩国信保也放弃为项目提供融资支持。

在此情况下，项目发起方Kaylon集团体现出对这个项目极大的投资决心和魄力。从韩华手中收回股权后，Kaylon首先用自有资金和政府补贴完成了当地设备生产厂的建设。2019年10月，中国电科取代韩华成为500MW光伏组件生产厂的承包商，2020年8月该项目再次正式开工，2021年3月该生产厂建成投产。此外，Kalyon集团还以自有资金先行启动了后续光伏电站项目的建设工程，截至2021年7月，至少完成了225MW的光伏机组建设，占项目规划装机总额的17%。

简评：项目规模巨大

此处暂且先不解释前文所提到的项目规模巨大这一不利因素是如何被化解的。我们首先来品味一下，Kalyon在这样一个大厦即倾狂澜即倒的崩盘危局下，是如何向金融机构和相关方有效地传达自己作为Sponsor的信心和决心。

首先Kalyon集团仍然紧紧抓住了YEKA模式的阵眼命门，当机立断投入自有资金，先行落实了生产厂的建设问题，优先保证了电厂项目投融资的可行性基础。同时充分利用光伏发电单元可切割的特点，先行投入自有资金推动工程建设进度。这种Sponsor在融资落实前先行垫付资金实施项目的情况，在国际基建项目中并不少见，其中不乏投资者全军覆没的惨淡收场。但考虑到这个项目是土耳其力推的YEKA模式的首个项目，其背后是土耳其政府力推新能源市场机制结构改革的坚定决心，而且在全球疫情加环保导向的双重背景下，该项目本身具有较大的行业影响力和示范效应，那么这种冒险就不再仅仅是Sponsor单方面的孤注一掷，而是向市场和金融机构传递了一个至关重要的信息：这个项目还“活”着。

对于任何行业，基于专业和实力的信心和耐心永远是最稀缺的资源。无论kalyon仅是出于遵守中标承诺的压力，还是其对行业的深入理解和政治商业远见使其预判到了项目的柳暗花明，生产厂的建成和电站项目建设进度的不断推进成为了重燃所有参与方信心的第一颗火种——政府为设备生产厂建设提供了较大比例的补贴资金，而金融机构也从中看到了Sponsor，以及扮演更为重要角色的土耳其政府，对这个项目的坚定决心。这也为该项目后来在融资上的峰回路转起到了重要的作用。

理解了这一点，我们会发现，在这个案例中，项目的规模从可融性角度来看未见得是一个绝对的劣势条件。这一点在项目遇到巨大困难时反而会更加显著。可以设想，如果本项目只是一个30MW的光伏电站项目，那么在遇到这种逆境之后，无论是Kalyon还是土耳其政府，恐怕都不会如此破釜沉舟地继续投入下去。也不会获得这么多国际金融机构的持续关注和最终的融资支持。这是因为项目的规模往往与其重要性相关，而这种重要性会直接影响到政府的重视和支持程度、参与方的履约和承担风险的积极性、以及金融机构成功参与融资后所获得的综合收益和宣传效应等等。而对于一个Too big to fail的项目而言，这其中每一个因素都可能撬动这个项目在沉寂多年后东山再起。

或许想撑起一头即将摔倒的大象，要比扶住一只即将摔倒的老鼠要困难许多，但力挽狂澜撑起大象避免它轰然倒地的意义和价值显然也要高出许多。

（三）峰回路转，终成正果

2020年9月，也就是Kalyon设备生产厂重新启动开工后一个月，该项目重新确定了光伏电站项目的融资银行。JP Morgan作为牵头行取代了BNP Paribas和韩国进出口银行，同时UKEF取代了韩国信保，而光伏电站项目的EPC总包商也换成了GE公司。项目最终融资结构如下：

该项目总投资额约合11亿美元，融资额约合8.12亿美元，股债比约为30:70，但考虑到疫情影响很可能将导致项目成本增加，且Kalyon前期预计实际股债比例更高。该项目由JP Morgan牵头的国际银团组成，其中ECA Tranche为JP Morgan作为牵头行提供的约合2.91亿美元的欧元贷款，该部分贷款以出口买方信贷形式提供，由UKEF提供担保，其余约合5亿美元的Commercial Tranche由6家土耳其当地银行以项目融资形式提供当地币贷款。

值得注意的是，这个最终的融资结构与最初BNP和韩国金融机构搭建的结构并无显著区别，其中最为关键的区别在于UKEF取代了韩国K-Sure，为银团中国际牵头行的出口信贷部分提供了ECA覆盖。那么UKEF作为一个支持英国出口的ECA，是如何在没有英国投资方和承包商的情况下，同时满足YEKA模式的本地化要求和其自身支持英国出口职能原则的呢？

事实上，UKEF一直对于英国成分有着相对灵活的认定标准。在本项目中，尽管EPC总包方GE并非英国企业，但其把为本项目生产的光伏逆变器、中压变电站、环网柜等通过其FLEXINVERTER技术在英国工厂进行组装，再由英国工厂运到项目使用，这样就满足了UKEF对英国参与成分的要求。此外GE在土耳其的Gebze设立了并网技术中心，通过在Gebze生产变压器解决本地化的限制。

简评：汇率风险问题

本项目融资银行汇率风险的缓释分为两个部分。首先，银团贷款份额中约60%是由土耳其当地银行为项目提供的本币贷款构成，这部分贷款与项目收入现金流币种完全匹配，因此并无汇兑汇出风险，且在当地币贬值的大趋势背景下，汇率风险也基本可控。JP Morgan作为一家巨型跨国金融机构，本身就是国际货币衍生品交易市场上的重要玩家，具有较强的汇率研判和对冲能力，因此也能更好地承担消化其贷款的汇率风险。JP Morgan作为国际银行的欧元贷款通过简单的套期保值产品（currency hedge）进行了覆盖，因汇率波动因素导致的还款风险也被一并覆盖。

三、项目主要参与方

PPA的政府签约方: 土耳其能源部代表土耳其政府与特许权获得者签YEKA协议，为EPIAS在该项目项下的支付义务提供担保;

特许经营方：两个SPV公司，一个是为500MW光伏组建生产厂成立的；另外一个是为1.35GW的光伏电站成立的；

项目股东：Kalyon Holding集团，拥有近35,000 名员工，在地产、投资管理、房地产、能源和工业领域拥有超75年的经验；

EPC承包商：通用电气GE （负责项目设计、施工、项目管理、调试等）

项目的融资顾问及牵头按排行：摩根大通（JP Morgan），摩根大通也是项目的融资牵头行以及提供套期保值（currency hedge）的银行；

融资行：JP Morgan以及6家土耳其本土银行；

出口信贷机构：UK Export Finance(UKEF)，为JP Morgan的2.91亿美元出口买方信贷提供出口买方信贷保险；

该项目的顾问公司：英国年利达律师事务所（Sponsor法律顾问）、英国高伟绅律师事务所（银团法律顾问）、土耳其伊斯坦布尔Selvi Ertekin律师事务所、技术顾问Fichtner 、财务顾问普华永道等

简评：疫情导致成本超支

细心的读者已经发现，前文开头所列出的融资四大挑战，仍然有最后一个成本超支的问题尚未解决。截至目前本项目成本超支的风险仍然存在。据PFI预测，该项目原计划约合11亿美元的总投资，目前已增加至约合13亿美元。但由于项目融资贷款金额一经确定就不可能再有增加，因此超支部分将全部由项目股东Kalyon集团承担。目前尚无公开渠道信息显示Kalyon是否以某种形式向银团提供了完工担保，但考虑到该项目可融性方面的诸多不利因素以及Kalyon对此项目投入的决心，Kalyon有相当大的可能性主动承担了项目的完工风险，从而获得金融机构的项目融资贷款。

由此可见，对于Kalyon而言，历经千难万险实现的融资关闭其实只是获得了一张可以继续冒险的船票，而不是胜利抵达终点后的奖杯。

参考文章资料：

[1] 关于土耳其YEKA模式的更多内容，请见最早于2020年6月18日在《君合友人》发表的《浅析土耳其的新能源电力机制》作者：Wallace Tong

[2]《土耳其电力市场：电力项目PPP模式历史谢幕后的投资新风口》

作者：金杜律所团队

投融资案例解析：印尼Cirata浮动光伏电站

一、背景：

印尼（以下简称“印尼”）电力行业日趋成熟，但发电领域仍以煤电为主。印尼是世界上最大的群岛国家，根据其电力基础设施加速计划，其目标是到2025年其能源结构的23%来自可再生能源。政府最近还宣布，其目标是将其2021-30年国家电力计划中的可再生能源比例从之前计划中的30%提高到至少48%。当前印尼光伏、风电等新能源电站项目的发展规模远不及周边的国家如越南。光伏电站项目发展缓慢的原因有二：1. 光伏上网电价低；2. 征地流程复杂、审批时间长且征地成本高（地面光伏电站土地成本约占Capex的20-30%，信息来源：CEEW)。

二、项目概况：

印尼Cirata浮动光伏电站 (以下简称“该项目”) 总装机容量为145MW。为了开发建设此项目，阿布扎比的可再生能源巨头Masdar和印尼能源公司PT PJB（PT PJBI是印尼国有电力公司PT PLN的子公司，PLN是印尼国为垂直一体化电力企业国企，在多个领域呈现垄断地位）成立了Pembangkitan Jawa Bali Masdar Solar Energi (PMSE)，Masdar持股49%，PT PJB持股51%。该项目位于西爪哇，将在Cirata大坝的水面上进行建设，占据250公顷，占大坝总面积的3%。Cirata大坝由PT PJB拥有，且PT PJB已经在此大坝建设了1GW的水电站。

简析：

1.良好的合作模式/股东结构是项目顺利开发、建设和缓释风险的基石。合作(股东)双方经验、背景雷同，貌似一拍即合，实如近亲结婚，难以形成合力。从实践来看，良好的合作模式（股东结构）不是资本和资本的累加，也不是技术与技术的组合，通常是资本和知本（知本包括技术、实践经验、独特的资源、融资资源和渠道、良好的公共关系、熟悉属地国政策等等）的联姻，容易取长补短、优势互补形成合力。 Masdar通过和印尼国有电力公司PLN的子公司（PT PJB）成立合资公司实现了优势互补，为项目的开发、建设提供了诸多便利且一定程度缓释了项目风险。PT PJB拥有Cirata大坝的产权，这种水面资源可以直接用来开发电站，为电站开发提供了便利，缩短了开发时间；避免了繁琐流程的征地流程也减少了土地成本支出；项目公司控股股东是PLN，且PPA的Counter-party也是PLN这为PPA协议谈判、签署以及获取有竞争力的上网电价提供了便利；项目投产后的消纳和支付风险也相应降低；

2.在既有的水电站的大坝/水库上开发、建设浮动光伏电站发展方向；但是需要审慎论证技术风险、成本、并考虑项目建设和运营对生物多样性的影响；预计项目总投资额 US$145m（信息来源：PFI ）项目模式为BOOT, 2020年1月PMSE与当地国有电力公司PLN 签署了长期购电协议，期限25年。根据基本服务改革研究所（IESR）最近发布的《2021年印尼能源转型展望》报告，该项目的电价为$0.0581/kWh。（报告还透露，当地公用事业公司PT Indonesia Power去年已完成容量分别为60 MW和90 MW的两个浮式光伏项目招标，最终价格分别为$0.0374/kWh和$0.0368/kWh）项目已于 2021年8月实现了融资关闭并开始建设，预计2022年Q4实现COD,项目建成后将成为该国和东南亚规模最大的浮式光伏电站能满足50,000户家庭的用电需求，减少214,000吨二氧化碳排放。印尼拥有17000多个岛屿和100个水库，以及521个天然湖泊，并正计划再建60个浮式光伏装置，因为该国目标是到2025年实现23%的电力来自于可再生能源，并且在2030年时将这一比例提高到31%。东南亚大部分地区土地有限，利用大坝和湖面建设浮动光伏电站是一个良好选择（A 2020 study by the Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) estimated the market potential for floating PV in the ASEAN region could be at least 24GW）。新加坡太阳能开发商Sunseap已与负责印尼巴淡岛管理、开发和建设的公共机构——巴淡印尼自由区管理局（BP Batam）签署了一份谅解备忘录，将在该地区南部的Duriangkang水库兴建一个2.2 GW的浮式光伏项目。

简析：Cirata浮动光伏电站开发成功以及融资关闭，会带动印尼在内的东南亚多个国家浮动光伏电站的开发和建设，会涌现出诸多项目机会。

三、项目相关方和顾问Offtaker: 国有电力公司PLN

EPC和OM承包商：中国电建“The EPC that already has been appointed by PMSE, needed to comply with a rule of 40% local content as regulated by the Ministry of Industry” （40%的本地化率要求），In terms of the pioneering project, technology and engineering issues will be a challenge, particularly anchoring and mooring at depths of 80 meters in the Cirata Dam（技术和施工挑战）；

项目的PMP公司：Tractebel （Tractebel 是ENGIE下属公司专注为能源和基础设施项目提供咨询和工程服务） was selected as Project Management Consultant (PMC) to support PMSE during the execution of the Cirata FPV plant following a rigorous evaluation of several well-established engineering consultancy companies；

贷款行： Standard Chartered Bank, Sumimoto Matsui Banking Corp., and Société Générale.

融资顾问（Financial Advisor）：Synergy Consulting （总部在美国，专注并购和项目融资咨询）

银行侧国际法顾问： Allen & Overy

Sponser侧国际法顾问： Shearman & Sterling

贷款行的技术顾问（Lenders Technical Advisor）：DNV，DNV参与了施工前的技术尽职调查。DNV的主要职责包括进行场址研究、太阳能资源数据和电力产量评估，并审查财务模型的技术设定；以及审查项目设计、技术、PPA、工程、采购与施工（EPC）合同和承包商、运营和维护(O&M) 合同、计划

ESG尽调顾问：DNV评估环境和社会影响，以确保其符合国内最佳实践和国际金融公司（IFC）的标准。

四、融资模式

项目预计总投资额 US$145m（信息来源：PFI ）股债比约 20:80。项目采用“项目融资” 无ECA和MIGA承保。Standard Chartered Bank, Sumimoto Matsui Banking Corp., and Société Générale三家银行为项目提供了US$114m 的融资，遵循绿色贷款原则（“Green Loan Principles”），期限15年。此项目获得了PFI杂志“Solar Deal of the Year”的奖项。

简评：

1. 融资存在法律挑战。

挑战一：即印尼的国企PT PJB作为SPV的大股东如为项目商业银行的贷款提供担保和项目公司股权抵质押，则会触发世行贷款条件中的消极担保（Negative Pledge）。针对债务融资如何规避此结构项下的消极担保（Negative Pledge）通常有以下做法：通过股东协议和公司章程项下的相关安排保证印度尼西亚国有股东方对项目公司不具有绝对的控制权；国有股东给予贷款方某些承诺替代股权质押。

挑战二：在传统的项目融资中融资通常要求SPV把项目土地进行抵质押，但是在此项目中项目site主要是Cirata大坝，且政府给予项目公司其水面的使用权。这在一方面与传统的光伏项目相比有一定的优势，即可避免繁琐流程的征地流程也减少了购买土地的支出，但另一方面，由于水面使用权无法质押给融资行，对融资结构造成额外的法律挑战。如有相关法律业务咨询可联系参与此项目的Allen & Overy律所印度尼西亚团队合伙人Michael Tardif (联系方式michael.tardif@allenovery.com)和资深律师 Ferhat Afkar (联系方式 ferhat.afkar@allenovery.com)。

2. 项目融资无ECA无MIGA担保--——无论是中信保还是MIGA，对于BOOT或IPP项目中包销协议的履约风险承保均有一定的限制，事实上，有许多对当地市场熟悉程度较高且专业经验丰富的商业银行是可以脱离ECA承保，自行对包销方履约能力和违约风险进行判断和承担，随着国际基建行业的市场化程度逐步加深，除了由ECA承保政府包销方履约风险的传统模式以外，预计未来依托于商业信用和履约能力来搭建项目融资结构的成功案例会越来越多；3.此项目融资关闭，定义了何为“bankable”的浮动光伏项目，为印尼以及周边国家的浮动光伏项目的开发和融资结构搭建做了示范；投融资案例分析：柬埔寨磅清扬60MW光伏电站项目

投融资案例解析

柬埔寨清扬60MW光伏电站项目

亚行向柬埔寨清扬光伏电站项目即非主权担保项目提供交易结构设计和融资咨询，使项目成功实现了融资关闭。亚行作为多边金融机构在项目的推动过程中，起到了“私营资本的催化剂”的作用

亚行扮演私营资本的催化剂

柬埔寨属于中低收入国家，经济发展水平和综合国力有限，政府不断推行改革、吸引外资，目前柬埔寨正处于人口红利期。柬埔寨主要产业集中在服装、制鞋、旅游、建筑和房地产行业，近年来由于房地产行业的火爆，许多外资在柬埔寨投资建设水泥厂、轧钢厂等产业，其电力消耗量增长远远高于发电量增长，造成现有电力能源短缺的现状。目前，全国电力消耗总量的30%仍需从邻国进口，且在用电高峰时会拉闸限电。

亚行在柬埔寨

亚行是柬埔寨最大的多边发展伙伴，截至2021年，亚洲开发银行（ADB）累计向柬埔寨提供42亿美元贷款、赠款和技术援助。这些资金用于落实319个项目。亚行广泛资助柬埔寨各个产业，其中太阳能是一个新的投资重点，具有较大的开发红利，吸引了公共和私营部门的投资兴趣，这是由于柬埔寨的能源需求增长快于经济增长；相比于煤炭和水力发电，太阳能的使用成本逐渐降低，市场前景十分广阔。

清扬光伏电站项目简介

磅清扬光伏电站（简称“清扬项目”）是亚行结合柬埔寨作为中低收入国家的实际需求开发、构建的兼具社会影响力和可持续商业价值的项目典范。于此同时亚行向柬埔寨清扬光伏电站项目即非主权担保项目提供交易结构设计和融资咨询，使项目成功实现了融资关闭。亚行作为多边金融机构在项目的推动过程中，起到了 “私营资本的催化剂”的作用。

磅清扬项目：东南亚地区太阳能发电价格的历史新低

柬埔寨有企业柬埔寨电力公司（Electricite Du Cambodge, EDC）计划在磅清扬省建造一个装机容量为100兆瓦、东南亚第一个大型太阳能园区。该项目还将建设新的输电系统，连接金边周边主电网并向国家电网供电。磅清扬光伏电站为该计划的一期，项目容量60MW。

亚行在项目初期就参与到了项目中，为项目提供咨询，投标过程中亚行担任交易顾问，协助柬埔寨电力公司设计公开、竞争性的投标流程和招标文件。特别需要指出的是，亚行把柬埔寨长期商业资金稀缺、政治风险较高的金融环境作为搭建项目招投标文件以及搭建项目交易结构的基础，在购电协议的起草过程中也充分考虑了这点，确保了项目的可融资性。

此外亚行联合多家机构为磅清扬省建设新的输电线路和变电站提供主权贷款和气候金融资金（备注：项目输变电线路和变电站的融资方案包括亚行提供的764万美元的主权贷款，贷款期限为32年，宽限期为8年；宽限期内年利率为1.0%，此后年利率为1.5%。战略气候基金提供1100万美元优惠贷款和300万美元的赠款，资金使用由亚行管理；其贷款期限为40年，宽限期为10年，未偿还贷款的年服务费利率为0.1%。柬埔寨政府提供294万美元资金，柬埔寨电力公司提供213万美元资金，用于购置项目土地和输变电建设）。加拿大和新加坡政府协助项目筹备工作。此外，亚行与柬埔寨政府合作编制太阳能地区分布图，以确定该国的太阳能发电需求。

2019年9月

招标

2019年9月，柬埔寨电力公司的招标吸引了26家竞标者，19家企业通过了资格预审。泰国公司Prime Road Alternative company Limited出价最低，报价为3.877美分/kWh，创下当时东南亚地区太阳能发电价格的历史新低。（备注：1.项目PPA期限20年，EDC准备了项目所需的100公顷的土地并以1美元的价格转给中标方，这也为超低电价创造了条件；

2. 2022年3月，天合光能收到EDC签发的中标通知书，成为了二期40MW项目的中标方）

2021年8月

融资关闭

4 家开发性金融机构和一家法国商业银行共同为项目提供了融资，项目实现融资关闭

2021年11月

2021年11月26日，中国自控作为项目EPC承包商，在项目现场举行隆重的开工仪式

融资模式解析

项目总投资额约4120万美元，股债比70/30。Prime Road Alternative company Limited从4 家开发金融机构和一家法国商业银行共同获取了2890万美元的资金用于光伏电站建设，融资模式A/B loan。

A loan/co-financing

ADB – $4.8 million
Norfund – $4.5 million
Canadian Climate Fund (CCF) for the Private Sector in Asia II – $4.2 million
JICA – $4.1 million
IFC – $4 million
Canada Blended Climate Finance Programme (CBCFP) – $4 million

B loan

BRED Bank (法国BRED大众银行) – $3.3 million

通过该项目的执行，有助于柬埔寨电力公司通过标准化的法律和商业协议、透明且有竞争性的采购方式与私营部门合作，并且了解了大型太阳能电站的建设运营成本和供应链要求；另一方面，项目有助于开发可再生能源，减少从越南、老挝和泰国进口能源，提升柬埔寨电力供应的安全性；实现能源结构多样化，提高经济竞争力。

亚行在项目中起到了“私营资本的催化剂”。经验丰富、协调能力强的多边金融机构参与项目前期的咨询和顶层交易结构设计，在一定程度上能促使所在国政府建立或完善PPP法律机制和制度框架、推动政府部门管理PPP项目的能力建设、保证项目PPA协议的质量、提高项目的可投资性和可融资性、带动私人资本的参与、提高项目成功率。