近年来，中国企业赴海外投资独立发电（Independent Power Producer，“IPP”）项目呈现出两个特点：一是工程驱动往往大于投资驱动，该特点在央企等国有企业的投资项目中较为明显；二是许多项目采取“投融建营”一体化模式，中国企业参与项目的投资、融资、建设和运营全流程，作为项目实施载体的项目公司涉及多重法律关系并兼具多个身份，例如，项目公司既是特许权人、发电方、售电方、入网方（仅就并网项目而言），又是借款人，还是建设工程业主和发包方、项目运维业主和发包方。

在上述背景下，为使项目实现预期收益，投资人应特别关注项目的可融资性（Bankability）以及为实现工程环节获利所采取的交易架构。可融资性取决于多个前提，而项目能否按时建成投产（即建设完工风险）是其中最重要的前提之一。在这方面，为防范建设完工风险，投资人应处理好《购电协议》（Power Purchase Agreement，“PPA”）和《设计、采购、施工总承包合同》/《建设工程总承包合同》（“EPC合同”）之间的衔接和传导。结合我们参与的多个此类项目的经验，本文旨在对该问题进行梳理。

一、项目的主要关注点

如上文所述，在工程驱动背景下，投资人开展境外独立发电投资项目需特别关注项目的可融资性以及交易结构安排问题。

首先，可融资性应当居于决策核心。可融资性是海外电力投资项目（以及其他资金投入大、投资周期长的基础设施开发项目）的关键因素。项目可否实现融资关闭，不仅关系到项目成败，还将关系到投资人在工程环节获益的可实现性。这是因为，电力项目建设在前，投产运营和产生现金流（即电费收入）在后。在项目尚未达产并产生现金流的情况下，工程款的资金来源（除投资人的自有资金外）基本依靠外部融资。可融资性的核心是电力项目长期稳定的还款能力。而长期稳定的还款能力取决于多个前提，例如用电负荷、长期稳定的电力消纳能力、项目所在国的政治环境、汇率稳定以及汇兑自由度以及签署具备可融资性的PPA等。不可否认的是，在可融资性所依赖的多个因素当中，项目能否按时建成投产是最重要的因素和前提之一。

此外，投资人要设计一套好的交易结构以实现工程环节的收益。多数情况下，投资人会通过外包方式将项目建设工作委托给自己的关联方来实施，其法律本质是项目公司与其股东关联方之间的关联交易。对此，既要确保交易结构的法律可行性，又要确保该架构能最大程度地实现工程环节收益。在法律可行性方面，要关注法律对于关联交易的限制，并通过投资层面的协议进行恰当安排。在实现收益方面，要关注合同转分包安排、在岸和离岸架构拆分等事项。

二、PPA和EPC合同

境外独立发电项目投资层面的主要交易文件是PPA，建设工程层面的主要交易文件是EPC合同。

1. PPA

独立发电项目的收入来源是电费，而确定电费的合同文件是PPA。理想的PPA意味着良好的现金流。良好的现金流，一方面是投资人实现投资收益的基础，另一方面也是电力项目具备长期稳定还款能力的基础，对项目的可融资性至关重要。良好的现金流是借助多个因素来实现的，既包括电价本身，也包括电量以及运营期限，还包括支付担保、法律变更、不可抗力等保障措施。

在售电方权利侧，PPA当中的电价、电量、期限等都是项目公司实现现金流的工具；在售电方义务侧，项目公司在PPA项下的主要义务是如期建成项目并达到竣工验收标准，确保项目实现商业化运营，并对项目进行妥善运营和维护以确保项目按照标准实现稳定输出。

2. EPC合同

在建设工程环节，境外独立发电项目大多采用EPC合同。这是由EPC合同的特点所决定的。

首先，EPC合同体现的是单一责任（Single-Point Liability），将设计、采购和施工合为一体。承包商负责按照业主要求将工程建成投产，不仅负责工程施工与保修，还要负责工程的勘察设计以及工程中重要生产设备的采购。业主原则上只与总承包商对接，而不会与多个承包商进行多点对接。

其次，EPC合同是总价合同。在风险分配上，EPC合同将大部分项目风险分配给承包商（相应地，承包商在报价时会基于风险因素体现溢价，这本身又使得EPC合同相较于单价合同更容易“藏钱”），其中最重要的是工程量变化的风险。在业主要求未发生变更的前提下，工程量变化的风险原则上由承包商承担，承包商难以因工程量变化主张调价（即便是对于有调价机制的总价合同而言，工程量变化也不是调价因素之一），这不同于单价合同的验工计价、量价分离的模式。这对于业主而言意味着项目建设成本在一定程度上可控并具有确定性。

将EPC合同置于“投融建营”一体化的独立发电项目中审视，EPC合同对于投资人而言最重要的功能在于“四保”，即保工期、保总价、保质量、保竣工达产，即“交钥匙”。

3. 衔接问题

在境外独立发电投资项目中，投资人在PPA项下承担项目建设工作，对购电方承担将项目建成并投产的义务。对于投资人而言，建设完工风险是项目实施阶段的首要风险。从融资方角度，融资银行往往认为海外电力项目的最大风险之一是建成完工风险。因此在项目公司将建设工程外包的情况下，项目公司应尽可能将PPA项下的建设完工风险通过EPC合同传导给项目建设方。

三、PPA和EPC合同的衔接和传导要点

1. 工期

在项目建设完工风险中，投资人首先应注意防范工期风险，即项目不能按时完工并投入商业化运营的风险。如果项目无法在PPA要求的期限内完工并投入商业运营，则一般而言项目公司将至少面临两个后果：一是被购电方主张违约金（包括索赔保函）；二是被购电方解除PPA，从而丧失整个项目。此外，若PPA规定项目期限自PPA生效日、开工日或者计划商业运营日（即Scheduled COD或者Required COD）起算，未按时完工投产可能会造成项目运营和收益期限的缩短（需指出的是，前述期限设置对投资人较为不利，PPA中比较理想的安排是规定项目期限自实际商业运营日起算，从而对建设完工风险进行一定程度的对冲）。

为防范上述工期风险，在EPC合同中应注意：

* 完工日和计划商业运营日的衔接。应确保EPC合同项下的工期与PPA的相关期限（主要是对项目投入商业运营的时间要求，即计划商业运营日）相衔接，避免EPC合同的工期长于PPA的计划商业运营日。值得指出的是，PPA对商业运营的时间要求可能有一定的缓冲期，例如，只有在Scheduled COD之日起的180天内仍未投入商业运营时，才会触发购电方的解除权和征收罚金的权利。并且，在购电方行使解除权或征收罚金之前，有可能需要给项目公司一定的补救期。在这种情况下，只要EPC合同的工期届满日落在PPA的缓冲期内，就不会对项目公司构成真正的风险。

* 节点工期。PPA中可能会对整个项目的重要时间节点进行规定（即节点工期），并相应规定未满足该等节点工期的处罚机制【例如延期违约金（Liquidated Damages for Delay）】。此时，应注意在EPC合同中相应设置节点工期要求，并相应设置与PPA的节点工期延期违约金相匹配的延期违约金。

* 延期违约金。相应地，在设置EPC合同项下的延期违约金时，应当结合PPA项下的延期违约金对EPC承包商设置延期违约金。基本原则是EPC合同下的延期违约金要能覆盖项目公司在PPA项下被征收的延期违约金及其他损失。

* 开工的先决条件。从项目公司的角度而言，之所以需要关注EPC合同中的开工先决条件，本质上是因为这些条件会对EPC合同的工期产生影响。在设置了开工先决条件的EPC合同中，工期的计算往往与开工先决条件的满足（或根据EPC合同之规定被有关主体放弃）相挂钩，只有在开工先决条件满足后，EPC承包商才实际开工，工期从才开始计算。项目公司应关注EPC合同的开工先决条件中需要购电方落实的事项，比较典型的包括项目用地和进场道路。

2. 技术标准和规范

在技术标准和规范方面，起草EPC合同时需要将PPA项下的技术标准在EPC合同中予以体现。这既包括PPA中的技术规范文件，也包括了一些广泛意义上的法律条款/履行标准，例如“良好行业实践”“符合适用法律和法规”“符合工程的预期目的”以及“符合PPA合同的规定”等等，这些要求的传递也同等重要。

在细节方面，PPA对EPC合同的传导往往涉及下列内容：

* 环境参数：PPA中规定的环境参数原则上要在EPC合同中体现，例如发电设施的周边环境温度、相对湿度、年平均降水量、平均风速等气象、地质和水文条件等。

* 环保规范：PPA中规定的环保规范要在EPC合同中体现，例如发电设施的噪声标准、废气排放标准、废水处理标准等。

* 计量系统：计量系统主要是指电表，其重要性对于发电项目不言而喻。PPA对于计量系统建设安装的要求应全部传导给EPC承包商。

* 连接设施：涉及发电设施与购电方的接口及相关技术要求等。

此外，强势的业主会在EPC合同中通过一般性的表述将PPA项下与建设工程有关的全部内容纳入EPC合同并明确为EPC承包商的义务，例如要求承包商确认其已充分知悉并理解项目文件（通常包括PPA、《实施协议》或《特许权协议》等）的各项规定，尤其是其中与项目建设、完工和调试有关的规定，且此类规定应被视为全部平移到EPC合同当中，构成承包商须遵守的义务。

三、PPA和EPC合同的衔接和传导要点

3. 性能指标和性能违约金

（1）性能指标

独立发电项目PPA中常见的性能指标包括机组最低出力（Minimum Output）、功率因数（Power Factor）、热耗率（Heat Rate）、频率（Frequency）、发电电压（Generating Voltage）、容量因数（Capacity Factor）、机组可用性（Availability）等。性能指标本质上是售电方就机组的各项主要性能参数向购电方所做的承诺。

性能指标按照其适用的时间节点可分为两类，第一类是机组完成调试及投入商业化运营所需达到的性能指标，第二类是机组在全运营周期内需要达到的指标。前者与项目建设有关，后者可能与项目建设有关，但更多地是与项目运维有关。

对于售电方而言，性能指标的重要性有二：其一，部分性能指标是购电方对发电项目能否投入商业化运营的考核依据，也是对售电方征收违约金的基础；其二，部分性能指标关系到售电方所能收取的电费金额，直接影响售电方的收益水平。鉴于其重要性，投资人应将PPA中的性能指标通过EPC合同传导给EPC承包商，并通过O&M合同传导给运维承包商。

（2）性能违约金

对EPC承包商进行性能考核的工具是性能违约金（Liquidated Damages for Failure to Satisfy the Performance Guarantees）。EPC合同中性能违约金的设置需要考虑几个因素：一是性能违约金的触发事件，即哪些性能指标的违反将导致征收性能违约金；二是性能违约金的金额和上限。

性能违约金的触发事件的设置需要结合PPA下性能不达标的处罚机制进行审视。具体而言，在PPA中对哪些性能指标进行考核，在EPC合同中原则上也需针对这些指标对承包商进行考核，并将违约金尽可能传导给EPC承包商。此外，如果项目公司未满足某项性能指标且将导致其长期项目收益受损，也需要就该性能指标对EPC承包商进行考核并设置性能违约金。

以东南亚某国燃煤发电项目为例：

* 该项目PPA中约定，若发电设施的可靠容量在计划商业运营日未达到最低出力要求，则售电方将被按日征收违约金。基于此，在该项目的EPC合同中，投资人首先将机组的最低出力作为对EPC承包商征收性能违约金的考核指标。

* 该项目PPA采取一部制电量电费加最低照付不议机制，其每千瓦时电费构成包括燃料成分费率和非燃料成分费率两部分。其中，燃料成分费率与煤价挂钩，本质上是将煤价通过电价传导给购电方，其计算公式中的主要内容之一是与特定低位热值（LHV）的煤的每千克单价相对应的每千瓦时电价。同时，PPA将机组热耗率作为对售电方的考核指标，该热耗率数值实际上体现了煤价和电价的传导关系。从售电方角度而言，热耗率的指标必须通过EPC合同传导给EPC承包商，以确保其建成的发电设施符合规定的热耗率。这是因为，若机组的热耗率超出PPA规定的数值，则每生产一千瓦时的电要消耗更多的煤，售电方的买煤成本将相应增加。然而购电方支付的燃料成分费率的单位是美元/千瓦时，与发电量有关，而与耗煤量无关。这意味着在机组热耗率超过规定数值时，售电方在燃料电费方面的利润空间将被显著压缩。

在性能违约金金额和上限方面，EPC合同项下性能违约金金额原则上要能够覆盖项目公司在PPA项下的损失。

4. 调试和竣工

PPA中对发电设施在商业运营日之前的调试和测试实际上是对建设工程是否达到特定标准的检验。在EPC模式下，建设工程由EPC承包商负责，因此在逻辑上而言，投资人显然应当将PPA中关于调试和测试的内容、步骤和程序性要求相应平移到EPC合同中，并将其明确为EPC承包商的义务。

EPC合同的一项重要概念是竣工（Completion），这一概念与工期考核、业主接收工程并颁发接收证书、缺陷通知期的起算、保函的减额、返还或没收都是挂钩的。因而，对竣工的界定不完善，将导致合同其他机制在解释和适用上的困难。与EPC合同相比，PPA当中通常不会以竣工这一概念为落脚点，而是会以“商业运营日”为落脚点。商业运营日的条件和竣工的条件大部分相同，但不排除仍有区别。在EPC合同起草和谈判时，项目公司至少要把商业运营日条件当中与EPC承包商和建设工程有关的内容平移到EPC合同中，作为竣工的标准。

值得一提的是分部分项工程竣工验收问题。如果PPA的商业运营是对于整个发电设施设置的，而非针对某个部分（例如单个机组）设置，则EPC合同的竣工验收也应针对整个发电设施来设置，而不能进行分部分项竣工验收。

5. 许可证照

PPA中通常会规定项目公司需获得相关许可证照，以确保项目得以合法建设和运营，有些PPA还会有专门的附件，列明项目公司需要取得的许可证照。对于投资人而言，一方面要通过法律调研了解项目公司在当地开展发电项目建设运营需要取得的许可证照，另一方面需要将其中由EPC承包商办理的许可证照列出，并在EPC合同中明确规定由承包商负责办理这些许可证照，且相关费用由承包商承担。

此外，投资人在拟定EPC合同条款时，应注意使用兜底条款（Catch-All Provision），即，对于本项目建设工程（包括设计、设备采购和施工各环节）所需的许可证照，只要当地法律规定应当以EPC承包商（及其分包商）名义办理的，都由EPC承包商负责落实。

6. 不可抗力

在项目建设阶段，购电方在PPA项下享有的不可抗力事件的救济主要是履约免责、计划商业运营日的延长以及协议解除权；EPC承包商在EPC合同项下享有的不可抗力事件救济包括履约免责、工期索赔、费用索赔和协议解除权。

首先，为防范建设完工风险，项目公司要注意避免EPC承包商可以对项目公司主张不可抗力救济而项目公司却无法对购电方主张不可抗力救济的情况。例如，如果EPC承包商依据EPC合同不可抗力条款对项目公司主张延长工期，但项目公司却无法基于相同事由依据PPA的不可抗力条款对购电方主张延长计划商业运营日，项目公司就将面临非常大的建设完工风险。该问题的处理方案通常有两个：

* 一、限制EPC合同中不可抗力事件的具体情形。理想的情况是，EPC合同中承包商的不可抗力事件的内涵和外延不能超出PPA项下项目公司不可抗力事件的内涵和外延。

* 二、个别业主往往会采取更为强势的机制，即，规定EPC承包商只能在项目公司从购电方获得不可抗力救济的前提下和范围内，对项目公司主张不可抗力救济（这里实际上包括两层内容，首先项目公司要对购电方主张不可抗力救济，其次购电方要给予救济）。该机制对EPC承包商并不友好，因为项目公司是否对购电方主张、在多大程度上主张救济以及购电方是否给予、在多大程度上给予救济，对于EPC承包商而言均不可控。

第二，要注意不可抗力导致的协议解除问题。按照EPC合同的惯常规定，不可抗力事件进展到一定期限时，承包商有权解除EPC合同。项目公司需考虑承包商的解除权与项目公司在PPA项下的解除权是否匹配。不应允许EPC合同先于PPA而终止。因此，在不可抗力持续多长时间才能导致合同解除的问题上，EPC合同的该期间原则上应长于PPA合同的该期间。

第三，关于费用索赔问题。投资人要注意避免EPC承包商有权基于不可抗力对项目公司主张费用索赔而项目公司无法对购电方主张费用索赔的情况。项目公司在PPA项下能否基于不可抗力事件而向购电方主张费用索，存在不确定性。从我们接触过的PPA来看，某些PPA不会给予该项费用补偿，而少数PPA将费用补偿限于政治不可抗力事件，而不会适用于自然不可抗力事件。因此在考虑EPC合同不可抗力事件下的费用索赔问题时，需要区分不同情况：

* 如果项目公司在PPA项下不享有上述费用补偿，则理想的情况是项目公司也要避免给予EPC承包商上述费用索赔的权利。

* 如果项目公司在PPA项下仅能就政治不可抗力事件享有费用补偿，则原则上EPC承包商也仅能就政治不可抗力事件主张费用索赔。需要注意的是补偿方式问题：如果PPA项下的费用补偿是通过调节电费的方式来实现的，那就意味着只有在项目建设完工并投产后，项目公司才能从购电方获得补偿；而在建设阶段，项目公司理论上没有资金来满足EPC承包商的索赔。如何在该情形下实现对EPC承包商的赔偿，是谈判的重难点。

第四，在主张不可抗力救济的程序方面，要注意给项目公司留有余地。当EPC承包商对项目公司主张不可抗力工期索赔和费用索赔时，项目公司必须有足够时间对索赔进行审查，并相应向购电方主张不可抗力救济。因此，在不可抗力事件的通知期限方面，EPC合同的通知期限最好应短于PPA项下的通知期限；在不可抗力事件的通知内容方面，EPC合同的通知的详尽程度也应对标PPA对通知内容和详尽程度的要求。

7. 合同终止

在PPA项下，购电方通常有权基于一系列特定原因终止PPA。在商业运营日之前，部分此类终止事由与建设工程环节的违约有关，例如未能及时开工、未能在计划商业运营日（以及宽限期）内实现商业化运营、放弃整个工程等。在项目公司通过EPC合同将项目建设外包给EPC承包商的情况下，此类终止事由实际上就是由于EPC承包商的过错所导致的。因此，项目公司至少应当将PPA中的此类终止事由在可适用范围内平移到EPC合同中。由此，在购电方基于（事实上是EPC承包商的过错导致的）项目公司违约而终止PPA时，项目公司有权基于该EPC承包商的过错而终止EPC合同。

在合同终止后的赔偿金方面，投资人要分析PPA在商业运营日之前被购电方终止会对项目公司造成哪些损失。对于本质上是由于EPC承包商的过错而导致的PPA解除，这些损失原则上都得通过EPC合同传导给承包商。此外，EPC合同中要慎重地对“损失”进行界定，尤其是间接损失是否被包含在赔偿范围内的问题。