随着我国“一带一路”倡议的实施在全球范围内不断发展深化, 越来越多的中资企业参与到境外大型基础设施项目投资和建设的大潮中。在国际电力能源合作领域, 以BOT、BOO等为主要合作模式投资开发电力项目已成为当今主流。

　　 鉴于海外电力投资项目一般具有规模大、周期长、参与方多、关系复杂等特点, 加之不同参与方对风险偏好和承受能力不一, 对各类风险的分担机制又缺乏统一的认识和标准, 导致各方耗费冗长的谈判时间和高额的协调成本, 甚至由于争议得不到解决而失去合作机会。因此, 如何合理地进行风险分担, 从而更加有效的对各种风险进行有效的规避、缓释或转移, 是项目开发实施能否成功的关键。

　　 本文梳理了海外电力投资项目参与各方的合同关系架构, 在目前学界研究基础上提出风险分担原则, 并以巴基斯坦进口煤电BOO项目为例说明风险分担的具体安排和操作, 希望对海外项目开发实施的风险管理提供一定的参考和借鉴。

　　 海外电力投资项目全过程包括规划设计、可行性研究、投资协议谈判和签署、资金筹措、项目公司设立、建设和运营等多个环节, 涉及政府主管部门、投资者 (股东) 、购电方、贷款银行、保险机构、工程承包商、运维商等众多相关方。这些项目参与方之间通过签订一系列协议和合同来确定风险分担的安排, 明确彼此之间的权利义务, 形成紧密的协作关系。项目主要参与方及其协议关系如图1所示。

　　 总的来说, 风险是指由于未来行为和客观条件的不确定性而可能引起的后果与预设目标之间的负面偏离。对于海外电力项目, 项目的可行性研究和规划设计均是基于对未来社会、政治、经济、技术等方面正常、合理的预测实施的。而在项目实施过程中, 各方面存在着事先不能确定的各种内部和外部干扰, 即风险因素, 使得既定目标不能部分或全部达成, 导致项目效益降低, 甚至失败, 如自然灾害导致的工期延长等。在这些风险中, 有的只存在于项目实施的某一阶段, 有的则持续存在于多个阶段。因此, 对于各种风险因素进行系统的识别, 是风险分担的前提。

　　 基于国内外学术界研究成果, 结合上述参与方关系架构和海外电力投资项目实际情况, 本文梳理不同阶段关键风险因素, 如图2所示。

　　 国内外一些学者对PPP项目风险的分担原则提出了建议。综合来看, 合理有效的风险分担需要综合考量以下几个方面原则:

　　 (1) 对风险因素的影响和控制程度。例如, 对于项目建设过程中可能出现的质量或性能不达标的风险, 项目公司或其承包商在选择设备材料和施工队伍等方面对其影响最大, 因此, 一般认为这一风险应由项目公司或其承包商来承担;而对于像战争、法律变更、征收这一类的风险, 政府往往比私人部门处于更有利的位置来预判和控制, 一般应由政府部门承担。

　　 (2) 风险发生后由谁处理最为经济有效。例如, 当发生自然灾害时, 项目公司可以通过及时转移人员、物资和设备等措施避免损失的发生, 在遭受损害时可以采取保险索赔等方式将损失降至最低, 从而达到以最低成本获得最高效益的结果。因此, 一般认为该类风险造成的大部分损失应由项目公司来承担 (当然, 遭受自然不可抗力时项目公司也可申请免除一段时期内的履责义务) 。

　　 (3) 风险承担与收益的匹配程度。这意味着由谁处理风险能获得最大收益, 或者承担风险损失的一方也应当承担相应收益。就一个具体项目而言, 参与方有着不同的风险偏好和承受能力, 如果政府承担相对较多的风险, 则会要求投资商降低预期投资回报率。反之, 如果私营部门承担较多的风险, 则会要求提高收益率指标。

　　 对以上方面综合考虑是为了使风险分担达到两个效果:一是促使相关参与方加强对应的风险管控措施, 以减少发生风险的概率, 降低风险管理成本;二是风险发生后能有效减少损失, 获得项目经济和效率的最大化。

　　 需要说明的是, 某一风险的发生可能是另一风险造成的结果, 这时, 需要根据该风险的本质和根本原因进行分析。例如, 如果由于不可抗力导致项目工期延长, 则拖期造成的损失也应归为不可抗力发生的后果, 根据不可抗力相关条款的规定来分担责任。

　　 巴基斯坦是“一带一路”沿线的重要国家, 长期以来面临电力短缺的难题, 制约了经济社会的发展。“中巴经济走廊” (以下简称“走廊”) 倡议的提出, 给巴能源电力行业的高速发展带来了契机, 也给中国企业在巴电力领域投资建设创造了广阔的空间。为了鼓励私营部门在电力领域 (特别是进口燃煤电站方面的投资) 以迅速缓解电力短缺, 巴政府在与企业开展广泛深入的磋商后, 于2015年颁布了新的电力政策, 并修订了进口燃煤电站BOO项目投资协议模板。在此之后, 多个电力项目顺利完成融资关闭, 实现了开工建设, 有的目前已经投产发电。

　　 本节以在巴基斯坦开发进口煤电BOO项目为例, 根据相关电力政策、巴政府与项目公司之间的《实施协议》 (IA) 、购电方与项目公司之间的《购电协议》 (PPA) 等合同模板, 结合上述参与方之间协议关系以及分担原则对不同风险的具体分担安排进行分析。

　　 可行性风险是指完成可研报告后, 项目不具备开发条件或者由于各种原因无法正常开发的风险。在项目开发条件尚不成熟的情况下, 可研报告的成本由投资商来承担。如果由于其他原因导致原始投资商没有获得该项目开发权, 例如在投标中失利而其他开发商被授予该项目, 成功获得开发权的投资商需补偿原始投资商编制可研报告的成本。

　　 融资关闭是海外电力投资项目一个非常重要的环节, 其实现标志着项目完全具备获得贷款发放和实质性开工建设的条件。IA和PPA的生效日期也从融资关闭之日开始起算。

　　 融资关闭风险是指从投资商正式获得项目开发权后, 项目公司在规定期限内无法完成各项放贷条件的风险, 包括按时签署投融资协议、获得东道国和母国政府的批复和许可、取得项目用地、完成项目环评等方面的风险。按照国际通行的做法, 由投资商自行负责筹措资金, 因此, 融资关闭风险主要由投资商承担。

　　 在完成融资关闭之前, 银行还没有开始放贷, 投资商和巴政府对项目投入的成本也相对较小。但是, 巴政府在授予开发权后实际上承担了较大的机会成本, 即如果获得开发权的投资商由于自身原因未能在规定期限内完成融资关闭, 导致项目迟迟无法开工, 就会让政府失去发展能源建设、改善电力短缺的宝贵时间。因此, 巴政府在督促投资商按时完成融资关闭方面采取如下措施:

　　 一是在投资商在获得巴政府出具的项目推进通知 (Notice of Proceed) 后 (标志着获得初步开发权) , 一个月内需向巴政府按1000美元/兆瓦提交保函, 以获得项目意向书 (Letter of Intent, LOI) , 否则自动丧失项目开发权;

　　 二是在获得LOI之后, 项目公司需在一定时期内完成电价和发电许可的申请和批复程序 (进口煤电项目期限为3个月) , 并在获得电价批复的一个月内, 按5000美元/兆瓦提交保函, 以获得项目支持函 (Letter of Support, LOS) 。如果项目公司由于自身原因未能按时完成上述义务, 巴政府有权兑现保函;

　　 三是在获得LOS之后, LOI失效, 项目公司需在一定时期内 (进口煤电项目期限为9个月) 完成IA、PPA和《土地租赁协议》等重要投资协议的签署和融资关闭, 如果未能按时完成的, 巴政府有权兑现保函。

　　 由此可见, 巴政府通过“环环相扣”的方式将按时完成融资关闭的压力传导给了投资商。当然, 一些诸如对各项许可的审批、协议谈判、项目征地等方面进度往往取决于巴政府的工作效率和支持力度。IA对巴政府需要完成的工作也予以明确的约定。因此, 如果是由于政府原因导致融资关闭延迟, 投资商可以申请延长LOI和LOS的期限, 同时保函期限也需相应延展。此外, 如果是由于开发商和巴政府都无法控制的原因导致的延迟, LOI和LOS的期限也可以顺延, 但这个时候, 巴政府一般会要求保函延期且金额翻倍。

　　 完工风险是指项目延迟投产 (即达到商业运营, COD) 或无法按时完工的情况所带来债务成本增加、收益减少甚至项目失败的风险, 是海外电力投资项目核心风险之一。

　　 对于购电方原因造成的延迟完工, 比如由于购电方负责建设的送出工程延迟完工导致项目拖期投产, 除了免除项目公司按期投产的责任之外, 购电方还应对项目公司部分容量电价进行赔偿。巴进口煤电项目PPA约定, 如果购电方送出工程延误时间超过15天, 将赔偿包括利息费用、电价中50%的保险费用、50%的固定运维费用、资本金收益部分;如果延误超过60天, 购电方还应支付贷款本金还款额。

　　 对于项目公司自身或承包商原因造成的延迟完工, 项目公司应对购电方承担违约责任。PPA约定, 项目公司需按照合同约定功率, 按月向购电方缴纳2.5美元/千瓦违约合同, 直到完成COD为止;如果延误超过400天, 购电方有权终止协议。在和承包商签署EPC协议时, 项目公司可以将延迟完工时对购电方的赔偿责任、对贷款银行的还款责任和自身收益损失尽可能多地转嫁至承包商方面。但是, 承包商承担的工期延误赔偿责任不可能无上限, 如果工期延误太久或无法完工, 项目公司还是会承受较大损失。因此, 项目公司会通过在贷款协议谈判时争取尽可能长的还款宽限期来规避延迟完工导致项目公司在偿债义务方面的违约风险。

　　 在项目融资的模式下, 为转移和限制完工风险, 贷款银行也可以要求项目公司或EPC承包商出具完工担保, 保证还本付息不受影响。

　　 性能达标风险是指在项目进入COD时, 项目达不到协议规定的技术指标, 导致无法按时完工或收益减少的风险, 主要包括以下两个方面的情况。

　　 一是实际测试容量 (Tested Capacity) 达不到合同约定容量 (Contract Capacity) 情况。PPA约定, 如果测试容量低于合同容量的90%, 则不允许进入COD, 按照上述延迟完工情况处理。如果高于90%, 测试容量对比合同容量下调范围与违约赔偿额为:下调范围在0%~2%的, 下调部分赔偿117000美元/兆瓦;下调范围在2%~5%的, 下调超出2%但不超出5%部分赔偿234000美元/兆瓦;下调范围在5%~10%的, 下调超出5%但不超出10%部分赔偿350000美元/兆瓦。除此之外, 由于容量电价是根据总投资和预期收益在合同约定容量和可利用小时数的基础上测算而得, 当实际容量下降而电价不变的情况下, 项目公司将承受电价收益方面的损失。

　　 二是实际测试热效率 (Tested Heat Rate) 低于规定值的情况。巴方对不同装机规模电厂的热效率有不同规定, 比如660兆瓦超临界机组最低应达到39%, 电量电价中燃料价格的认定根据热效率规定值进行测算。热效率高低直接影响燃料消耗量的大小, 对电厂经济效益敏感性很高。一般会在电价批复中规定, 如果实测效率高于规定值, 则产生的额外的经济效益在购电方和项目公司之间按一定比例分成;若低于规定值, 电价不变, 收益损失由项目公司承担。

　　 由于性能达标风险和项目建设密切相关, 且一般由承包商和设备供应商造成, 可通过EPC协议或设备供应协议将赔偿责任和收益损失风险转嫁至承包商或设备供应商。当然, 最重要的是选择成熟的技术、优质的设备和合格的承包商来规避这一风险。

　　 除政治不可抗力、巴政府和购电方的原因造成的建设成本超出预算范围的情况, 超支风险一般由投资商, 即项目公司股东承担。此情况下, 巴政府不对项目电价做出调整, 项目公司自行承担收益损失。除此之外, 为了保证项目按时完成建设, 贷款银行可以单独要求投资商出具项目超支担保。对此, 项目公司一般以固定合同总价, 比如以签订EPC协议的方式来规避成本超支的大部分风险。

　　 值得一提的是, 2015年以后在巴基斯坦开发的进口煤电项目大多采取标杆电价模式, 即巴政府按照国际市场开发建设进口燃煤电站项目的平均造价水平测算项目总投资, 并以此为基础计算电价。如果项目公司将成本控制在巴政府认定的平均成本范围内, 巴政府不会下调电价, 节约的收益归投资商享有。这充分鼓励投资商提高项目管理水平, 达到降本增效的效果, 也体现了风险收益匹配的原则。

　　 可利用率风险是指电厂达不到每年最低利用小时数导致项目公司电费收益损失的风险。巴政府规定进口燃煤电站的平均年利用率最低为85%, 即电厂每年需根据其容量申报7446小时可发电量, 其余时间可用于检修停机和非计划停机。前面说过, 容量电价是根据总投资和预期收益在合同约定容量和可利用小时数的基础上测算而得, 因此, 当可利用率达不到85%时, 项目公司电费收入将下降。

　　 除了不可抗力、巴政府和购电方原因之外, 电厂的运行维护的好坏是决定可利用率高低的重要因素。因此, 该风险一般由项目公司来承担, 而项目公司可以通过选择经验丰富、信誉良好的运维商来规避这一风险, 并在运维协议中将风险损失转移给运维商。

　　 燃料供应风险是指由于燃料中断供应导致电厂无法发电和可利用率下降的风险。巴进口煤电项目使用的燃煤由项目公司自行在国际市场采购, 但由于燃煤价格作为电量电价中“直接转嫁成本” (pass-through) , 项目公司采购价格接受电监局与购电方的指导和监督。一般来说, 该风险由项目公司来承担。

　　 为了最大程度规避这一风险, PPA中有如下几方面约定:一是项目公司应与一个或多个拥有良好声誉的国际煤炭供应商签署期限至少一年以上的长期《供煤协议》;二是如果不能从已有的长期《供煤协议》得到足够的燃煤供应时, 可通过现货市场购买不超过年使用量10%的燃煤;三是公司必须维持电站满负荷运转90天的燃煤储备;四是购电方在容量电价中提供用于购买一个月燃煤量的流动资金成本。

　　 电费收入风险是指购电方不能按时支付或拒不支付电费, 导致项目不能正常运行、无法按时还本付息和获利的风险。受“三角债”问题困扰, 巴电力行业普遍存在拖欠发电企业电费的现象, 由此产生的社会和经济问题非常严峻。从理论上说, 由于是一个国家能源行业的系统性问题, 该风险应由巴政府承担, 否则无法吸引外商投资, 更无法完成融资关闭。在实际操作中, 巴政府也确实为购电方支付电费的义务出具政府担保, 但由于该问题到了积重难返的程度, 政府担保往往也难以兑现。为了打破这一僵局, 让巴电力发展找到突破口, 在“走廊”合作框架下, 两国政府会同中信保、投资企业和其他利益相关者紧密磋商, 最终形成了以下几个方面的保障措施:

　　 一是两国政府间协议规定购电方为中巴经济走廊每个能源项目开立不少于每月电费22%的循环准备金账户, 如果出现电费拖欠现象, 发电企业可直接从中提取电费;不足部分应及时由购电方补足, 并由巴财政提供支持;

　　 二是如果欠费额度大于22%或购电方未能履行上述义务, 则发电企业可向巴政府启动主权担保索赔程序, 要求巴政府及时兑现拖欠电费;

　　 三是如果巴政府未能及时履行其担保义务, 投保海外投资保险的发电企业可就巴政府违约事项向中信保申请索赔。

　　 值得一提的是, 2015年修订的PPA模板约定, 如果购电方拖欠电费导致发电企业资金短缺无法购买燃料时, 发电企业有权自动暂停其申报可发电量以达到规定可利用率的义务, 同时有权获得购电方相应赔偿。依据这一约定, 对上述燃料供应风险和电费收入风险的分担机制有了更加清晰的界定。

　　 自然不可抗力也称为一般不可抗力, 是指超出协议一方合理控制的范围、实质并负面影响了一方履行协议项下义务的事件或情况, 且通过努力也不能全部或部分地预防、克服或弥补此类影响, 包括但不限于自然灾害、污染、辐射、流行病等。

　　 由于自然不可抗力风险通常不能人为控制, 不能单纯地分担给某一方, 只能通过采取各种措施将损失降至最低。实践中, 通常采取的措施是对不可抗力进行投保, 将部分风险转移给商业保险公司。同时, 受影响方有权申请豁或推迟免应该履行的相关义务。

　　 巴进口煤电项目IA和PPA约定, 对于受到自然不可抗力影响的项目, 可延长义务履行时间段或者合同期限;如项目遭到破坏, 发电企业可以通过商业保险赔付、额外投资或再融资等手段进行修复, 不能修复的可以选择终止协议。协议终止后, 巴政府有权但无义务回购项目, 回购价格根据剩余未还贷款本金、利息及额外投入的资本金剩余价值计算。

　　 政治不可抗力和法律变更也可划归不可抗力的范畴, 但由于受政府、政局、政策影响极大, 该类风险分担机制和一般不可抗力有显著区别, 即政府应承担主要责任, 有时其后果甚至相当于政府违约。政治不可抗力一般包括战争、暴乱、武装冲突、全国性罢工、禁运等事件, 法律变更包括对项目造成实质性负面影响的政策法规和政府批复的变更、出台和废止等情况。

　　 如果项目遭受破坏或损失过大, 无法修复或者完建, 则项目公司可选择终止IA和PPA, 巴政府有义务回购项目, 回购金额根据剩余未还贷款本金、利息、已投资本金剩余价值、剩余预期收益 (不超过4年) 和额外已投资本金剩余价值计算。

　　 经济风险是指东道国宏观经济要素的变化, 包括汇率波动、利率变动和通货膨胀等因素导致实际投资额和运行费用高于预期的情况。这些风险和国家宏观经济、财政和金融政策密切相关, 政府对这些风险的动向把握更加准确。为了解除投资商对这些宏观层面因素变化导致投资受损的后顾之忧, 东道国政府应该积极承担这些经济风险。

　　 巴进口煤电项目的汇率风险基本上由政府承担。IA协议约定巴央行必须保证能够兑换项目所需的外汇;电价以美元作为计价基础, 以基期汇率折算成卢比, 项目发电后再以当期汇率每季度调整一次, 将汇率变动反映到以卢比结算的电价中去。

　　 通货膨胀风险也按照类似汇率风险的分担方式进行操作。

　　 对于利率风险, 根据美元贷款和本地贷款的实际市场情况, 规定项目融资利率在LIBOR和KIBOR (卡拉奇银行同业拆借利率) 上浮动的一个限额范围。如果项目公司实际利率水平低于该规定上限, 将按照相应比例与购电方分成;高于该上限则不予补偿。从实践方面来看, 所有走廊能源项目利率都在规定的限额范围之内。

　　 海外电力投资项目成功的本质在于通过一系列合约安排使得各种风险得到合理和有效的分担。在“中巴经济走廊”倡议实施以后, 巴进口煤电项目配套政策健全, 主要投资协议模板遵循了合理分担风险的基本原则, 这也是众多能源项目得以顺利开发实施的一个重要原因。“中巴经济走廊”能源投资项目成功实施的经验, 可以为其他海外电力项目提供借鉴。

　　 当然, 对风险分担原则的应用不应一成不变、固步自封, 要充分考虑到具体国家和项目的实际情况, 特别是相关参与方对风险的承受能力和偏好。对一个项目风险分担机制的设计应注意最终目的是为了使众多项目参与方尽可能提高自身经营管理水平和采取市场手段来规避和降低风险发生的概率, 而不是单纯地将风险转移给其他方。一个好的风险分担机制不仅有利于降低项目整体风险水平, 控制成本, 还能激发参与各方加强风险管控和经营履约能力, 提高实施项目的积极性, 从而有利于整体社会经济效益的提高。