乌干达境内的Bujagali水电站横跨尼罗河，位于维多利亚湖下游约8公里处。该水电站于2012年完工，发电容量250兆瓦，可满足乌干达全国电力需求的50％。进入商业运营后，该项目一直保持着较高的可靠性，可用发电量目前超过设计发电量的99％。该电站也是撒哈拉以南非洲地区的第一个独立电站项目（IPP）。

撒哈拉以南的非洲是全球最贫困的地区之一，该区域诸多国家的政治体制，法律体系，社会保障均不健全。在这类国家开展结构复杂且期限漫长的PPP项目，对任何投资人来说，挑战不可谓不大。

本文对Bujagali水电站项目的历史进程，参与方，融资等方面情况进行梳理，并就项目的结构性安排择其重点进行分析，尝试挖掘可借鉴的思路和做法。

考虑到篇幅限制，我们将这个题目分为两篇文章呈现——上篇介绍项目基本情况，下篇聚焦项目特点分析。

项目基本情况一览

艰难的开发过程 

Bujagali水电站的开发可谓旷日持久，困难重重。以开发商变更为切分点，可以将项目开发周期分为两个阶段： 

第一阶段（1994-2003）

1980年代起就有研究表明，开发尼罗河流域水电资源可以有效解决乌干达国内电力需求。在上述研究基础上，美国电力开发商AES于1994年率先进入该项目，与乌干达政府签署了意向性合作协议。

然而，在投入了7500万美元的开发费用后，AES半途而废，于2003年退出了该项目开发。总结起来，这背后的原因包括：安然公司倒闭导致AES遭受了较大财务压力；该项目遭受到大批环保人士反对，环境压力颇大；该项目遭受了贿赂指控。

AES退出后，项目的场地，建设中工程，以及一些遗留的工厂设备设施由乌干达政府收回。

第二阶段（2003-2008）

AES退出后，乌干达政府重新启动了一轮竞争性采购招标。确定了新的发起方和承包商后，项目最终在2008年完成融资关闭，在2012年开始商业运营。

2000-2010年期间，乌干达国内名义发电容量可以达到380兆瓦，但是，实际的电力产出却远低于这一数值。此外，高达40%的网损率进一步加剧了乌干达国内电力需求缺口。对于乌干达人民来说，停电是常态，还不得不常常依赖昂贵的柴油发电设施临时应对电荒。

这一时期，乌干达国内电价水平直接飙升至非洲最高。因此，虽然AES选择退出项目，乌干达政府始终没有抛弃Bujagali水电站项目，该项目的建成对于乌干达来说意义重大。 

乌干达的电力板块改革 

在AES主导的第一个开发阶段，乌干达政府于2001年开展了一次大规模的电力改革。

改革主要方向包括：对电力行业减少政府补贴，引入私营参与方以提高电站建设效率，从而为其他国民发展需求腾挪资金。

改革过后，隶属于乌干达政府的原电力委员会被拆分为三个主体，分别是：

负责发电的UEGCL（Uganda Electricity Generation Company Ltd），

负责输电的UETCL（Uganda Electricity Transmission Company Ltd），

以及负责配电的UEDCL（Uganda Electricity Distribution Company Ltd）。

此外，乌干达政府还成立了一个独立的监管机构，ERA（Electricity Regulatory Authority），负责监管其国内电力行业。

据推测，AES的退出和PPP模式在Bujagali水电站项目上的成功落地，均与这次大规模的电力行业改革不无关系。 

重启的项目采购招标

AES退出后，Bujagali水电站采购招标流程重新启动。

出于国际开发协会（IDA）的限制，乌干达国家政府每年新增公共债务不得超过2亿美元。因此，乌干达不得不选择采用PPP模式推进该项目。

* 在PPP模式下，即使乌干达政府为电费支付义务提供政府担保，该担保也不必占用公债限额。

在项目开发期的第二阶段，Bujagali水电站项目采用了不同以往的采购方法，即：首先招标项目开发商/投资人，再行招标EPC承包商。

开发商/投资人招标（2004），资格预审后，乌干达政府主要采用了四个评审标准，分别为：1）开发成本，2）股本回报率，3）配套电网建设管理成本，4）运维成本。这四个标准可以由开发商/投资人直接决策，而其他成本，例如EPC合同价格，融资价格等，则进一步交由市场决定。

最终，由Aga Khan经济发展基金（东非地区的重要投资人）的分支机构，和美国电力项目开发商Sithe Global Energy组成的联合体竞标成功，成立了项目公司——Bujagali能源（Bujagali Energy Ltd）。

EPC承包商招标（2004-2005），由项目公司Bujagali能源主导开展，意大利的Salini赢得了该项目。 

由于在投标时并未确定融资方案，Salini的投标价格是以欧元呈现。后续，在项目融资安排过程中，通过金融机构提供的货币互换工具，最终将该项目的EPC成本以美元价格确定下来。 

项目PPA的主要条款

Bujagali能源和UETCL签署的PPA主要条款包括：

- Bujagali能源负责项目的设计，施工，融资和运营；- PPA期限为施工完成后30年；

- 电费主体为容量电费，这部分电费反映了EPC合同约定的固定建设成本和O&M合同约定的项目运维成本；

- 债务偿清前，电价为11.5美分/千瓦时；债务偿清后，电价降低至6美分/ 千瓦时；

- UETCL承担项目建设相关地质风险；

- UETCL承担项目运营相关水文风险，即：水域流量是否足够支持发电容量。若水域流量长期保持在极低水平，UETCL有权终止协议并收购项目电站；

- UETCL承担电力使用风险，即：不论项目电站发出的电力是否能被市场消纳，

UETCL均承诺向项目公司支付容量电费；

- PPA终止后，乌干达政府有权以1美元对价收购电站；

- UETCL承担的上述义务由乌干达政府提供担保。此外，乌干达政府也对国际开发协会（IDA）和多边投资担保机构（MIGA）为项目参与方提供的政治风险保险提供反担保；

- Bujagali能源在项目运营开始后10年内，享受免缴公司所得税的优惠政策。除了Bujagali水电站项目自身的建设工程，Bujagali能源还代表UETCL监管完成了配套电网建设工程。电网工程的建设费用由UETCL承担。 

项目股权结构

联合体的双方——Aga Khan经济发展基金和Sithe能源的参股目标不尽相同。 Sithe能源希望获得较大的投资比例（不低于1亿美元）和较短的投资期限（Sithe能源原本希望在项目进入商业运营后立即退出项目公司，但贷款方要求Sithe能源至少在项目商业运营后三年内持续持有项目公司股权）。 

Aga Khan基金可以承诺较长的投资期限，但不希望Sithe能源控股项目公司。 最终，各方面妥协的结果是：Sithe能源持股1.15亿美元，Aga Khan基金持股6,500万美元，乌干达政府持股2000万美元（以项目土地使用权入股），股权投资共计2亿美元。 Aga Khan基金虽然持股份额较小，但是根据发起人协议约定，取得了比Sithe能源更大的投票权，从而成为项目公司的实际控制方。 2016年，Sithe能源将持有的项目公司股份出售给了挪威国家水电项目投资商Statkraft Norfund Power Invest AS和Aga Khan基金，功成身退。 

项目债权结构 

项目债权融资总金额为7亿美元，由三个部分组成，包括：

- 多边发展金融机构资金：国际金融公司（IFC），欧洲投资银行（EIB），非洲卡发银行（AfDB）；

- 双边发展金融机构资金：荷兰，法国，德国；

- 商业银行贷款：由国际发展协会（IDA）提供政治险担保。

贷款加权平均成本（利息+费用）为年化6.5%。高级债期限为16年，次级债期限为20年。 

多边发展金融机构在项目债权融资层面发挥了不可或缺的作用，不仅为项目提供了政治风险担保，也为持反对意见的非政府组织（NGO）提供了发声的平台。 

为解决环境和社会责任问题，项目公司投入了大量人力物力，依次解决了多边发展金融机构和NGO提出的各种问题，并根据相关要求出具了多份社会责任和环境评估报告。

项目建设过程 

2007年，项目融资关闭，施工建设开始。 

建设期的主要问题与项目地质风险相关。根据PPA约定，这部分风险由UETCL承担。 

由于项目开工前未能事先评估尼罗河河床以下的地质条件，项目建设过程中发生了5000万美元的成本超支。Bujagali能源支付了这笔费用，UETCL同意提高电费定价用以弥补项目公司的损失。 

总体上看，由于最终落地的融资成本低于预期，Bujagali能源实际上可以自行消化这5000万美元的建设成本超支。 

项目运营情况 

Bujagali水电站项目于2012年开始进入商业运营阶段。 

项目公司共有八名员工，负责账单账户管理等财务工作，对接政府部门。尽管Sithe能源可以承担项目运维方的角色，但还是选择由第三方执行运维工作。 

经过又一轮竞争性招标采购，西班牙的Gas Natural Fenosa中选，成为项目运维方。运维方现场团队约有40人。 

运营期内，PPA的一项较大变动是关于汇率波动传导机制的调整。UETCL向项目公司的付费以美元计价，以当地币支付。

项目开始时，ERA（乌干达电力监管机构）允许按年根据汇率变动调整UETCL的实际支付金额。后续，由于乌干达先令兑美元汇率波动增大，ERA允许按季对应付金额进行调整。