图为2018年4月6日，电力工人在舟山市鱼山220千伏输电工程舟山本岛段架线。舟山500千伏联网输变电工程总投资约67亿元，计划在2018年底竣工投产，主要建设宁波至舟山的500千伏双通道线路、500千伏舟山变电所以及舟山变至鱼山绿色石化双回路220千伏线路等配套设施。■　图/CFP

■　马海涛　王京璇

近年来，中资企业境外电力项目直接投资及EPC工程总承包有逐步由发展中国家电力市场向成熟发达国家电力市场突破的趋势。银行作为境外电力项目的主要资金提供者，只有了解并掌握当前世界范围内的各种电价机制，才能设计出更完美的金融服务方案。本文结合笔者参与的多个境外电力项目融资案例重点探讨单一制、两部制及市场化竞争等三种电价机制以及对银行信贷工作的建议。

当前世界范围内三种主要电价机制

根据世界各国的经济、政治及电力改革发展的情况，全球电力市场可以划分为发展中的和成熟的两种电力市场。发展中的电力市场一般采用购电协议（“PPA”Power Purchase Agreement）谈判电价机制，根据核心条款的不同又分为单一制和两部制两种机制。成熟的电力市场，电价水平反映了成本和投资回报率,一般采用市场化竞争电价机制。

单一制电价机制

单一制电价机制是将销售电价直接约定一个适用电量单价，项目公司收取的电费为电量单价乘以电量。该种电价机制的结构特点是电量单价一旦确定，电费收入与其用电容量和用电时间无关，只按用电量计算。目前采用该种电价机制的国家有柬埔寨、菲律宾、南非等国家。

两部制电价机制

两部制电价机制是将销售电价分为容量电价与电量电价。其中容量电价是按照电厂提供给电网“可用容量”的输出功率而不是按照实际上网电量来支付的一种电价, 即电厂达到可用容量标准后购电方需支付的部分。容量电价由基础容量成本及固定运维成本组成，将补偿项目公司的股东资本回报、贷款还本付息、固定运行维护成本等。电量电价是电厂发电后根据发电量支付的一种电价，由燃料成本及可变运维成本构成，用来补偿电站发电的燃料成本以及可变运行维护成本。目前采用两部制电价机制的国家有埃及、阿联酋、孟加拉、印尼、约旦、越南、肯尼亚等国家。

市场化竞争电价机制

市场化竞争电价机制中，发电价格由现货市场的实时交易确定。而“日前/日间市场”模式是当前市场化竞争电价机制典型的电力交易模式。以土耳其为例，该国“日前市场”为各发电主体及购电主体于每日上午11时之前将第二天从零时至23时每个小时时间段的可发电量、相应售电价格及需求电量提交至电力市场交易中心，电力市场交易中心将通过系统按照报价从低到高排序,直到满足所有的用电要求（即供需平衡），中标所有发电主体中的最高报价作为这段时间内所有发电主体的统一结算价格。低于统一结算价格的发电主体可按该价格发电，而高于该价格的发电主体则不能发电。“日间市场”的主要作用是为了应对当天临时突发的用电需求，是对“日前市场”的必要补充，以确保当天电力市场的供需平衡。目前成熟发达国家如英国、美国、欧盟、日本也已基本形成了各具特色的市场化竞争电价机制。

不同电价机制的比较

总体看来，单一制、两部制、市场化竞争三种电价机制的市场化程度依次增强，三者的主要区别体现在：

在监管方面，单一制和两部制电价机制由政府协调各部门共同调控，其他政策由一些非电力部门执行。市场化竞争电价机制由国家能源部门负责制定总体政策及调动法规变动，经济领域的监管机构负责对行业里各种欺诈和渎职行为进行调控，包括多政府部门和企业的监控。

在定价方面，单一制及两部制电价由PPA约定，输电、配电和零售价格均由中央政府调控，没有竞争，具有一定的政府垄断特征。其中单一制由政府承诺电源年最低利用小时数或年最低上网电量，项目公司按照实际上网电量收费，而两部制政府则不承诺电源年最低利用小时数，项目公司按电厂可用容量及实际上网电量收费。市场化竞争电价机制则由发电厂根据市场供需竞价，无需签订PPA，价格完全由市场决定。

在投资方面，在发展中的电力市场通常新建电厂需得到多个政府部门批准，而在成熟的电力市场中由市场确定对于发电厂的新投资，除了要求环境效益外,对于新加入市场的发电商没有其他限制。

三种电价机制对银行信贷资金的保障

单一制及两部制电价机制对银行信贷资金的保障

1.照付不议

单一制及两部制电价制度下，电费收入现金流主要依赖于PPA，项目公司为了保证电费收入的现金流不仅要争取较好的电价，还需争取由购电方承担收购项目所发电量的义务，这就涉及到电价机制中的“照付不议”模式。单一制电价机制下包括最低电量照付不议及供应量照付不议。两部制电价机制下的照付不议表现为如电站机组可用容量达到PPA中合同规定值，无论电站是否发电，购电方均应当支付容量电价，承担容量电价的照付不议义务。如迪拜哈翔清洁煤电站项目的PPA中明确约定“如果发电机组由于任何购电方风险事件而不可用，则购电方应继续基于可用容量支付容量电价。”

2.东道国政府

为了使得项目具有可融资性，东道国政府会提供多种风险缓释措施，通常有如下几种形式：一是政府签署担保协议，在协议中明确承担购电方的付款义务；二是东道国政府还会为项目向多边金融机构寻求部分风险安排，降低政治风险和非商业风险，如约旦扎尔卡联合循环电站项目，由世界银行下属多边投资担保机构-MIGA承保95%政治险及政府合同违约险；三是对于项目在有效期内提前终止的情况政府通常会签署出售/回购期权协议，根据不同的终止原因，政府有权利或有义务将电站回购来保证投资者、债权人等项目相关方的权益。

3.容量电价

如前所述，两部制电价机制中的容量电价可覆盖银行贷款本息，是信贷资金的保障。以约旦扎尔卡电站项目为例，PPA协议约定容量电价10.847 美元/千瓦，电量电价中的可变运维成本0.00028美元/千瓦。依据财务模型测算，电厂第一个完整运营年度电费总收入1.5亿美元，其中容量电价收入0.6亿美元，而当年应还贷款本息0.38亿美元，由此容量电价可完全覆盖贷款本息，且应还贷款本息占容量电价收入的63%，随着项目每年还本付息，该比重将逐年递减，贷款期最后一年为22%。

市场化竞争电价机制对银行信贷资金的保障

在市场化竞争电价机制下，虽然在一定程度上增加了电力项目现金流收入的不确定性，但市场化竞争电价机制同样可保障银行信贷资金的安全，主要理由如下：

1.外部经营环境较好。采用市场化竞争电价机制的国家多为成熟发达国家，市场化竞争电价机制实施环境相对健全。

2.市场可预见性程度较高。该电价机制下，电价主要由市场供需关系决定。成熟市场的供需具有一定的稳定性，可以较准确地预测未来一段时期供需水平，便于银行预测电力项目未来的现金流收入。

3.市场流动性较强。市场化竞争电价机制依托于交易活跃的电力市场，每天都有大量的交易产生。如项目遇到短期流动性困难，也可以通过适当降低电价的方式从市场快速获取资金渡过短期困难。

（建行战略客户部、北京市分行）

银行信贷建议

现金流测算是信贷工作的重中之重

项目现金流即电费收入作为第一还款来源是否能覆盖贷款本息，应是银行是否参与该项目的重要判断依据。银行在贷前需仔细研究项目财务模型，确认数据真实可靠且测算严谨。尤其在市场化竞争电价机制下，更应对财务模型中的取值进行仔细研究。

逐一落实项目公司自身权益担保

除商业险及东道国的担保外，银行应积极力争取得项目公司自身资产的权益担保，如电站已形成资产及土地的抵押，电费账户、股权以及与项目相关其它权益的质押等。

不同电价机制关注的侧重点应有所不同

对于成熟的电力市场，银行应重点考量市场监管机制是否健全，法律法规是否保障市场健康发展，市场机制是否安全可靠。对于发展中的电力市场，除应重点关注国别、法律、外汇、发电方、购电方资质等一系列风险外，还应重点关注PPA、土地租赁、项目运维、EPC工程承包、燃料供应、政府担保等一系列相关协议。

确保将项目风险转嫁至相关各方

银行应确保通过相关协议将风险转嫁给其他参与方。如运营风险转稼给运营维护商;完工风险转稼给EPC承包商;燃料供应中断风险应转嫁给上游供应商。

聘用第三方顾问机构协助参与项目评估

根据境外项目的复杂性与特殊性，银行在项目评估过程的各个环节可聘请独立的第三方机构协助开展工作并获取专业意见。如市场顾问、技术顾问、法律顾问、审计顾问等。

采取多种形式加强贷后管理工作

针对境外电力项目，银行应摒弃畏难情绪，加强多方联动，采取各种形式提早发现国别、市场、外汇及运营等各种潜在风险，并有针对性地制定化解方案，将发生损失的可能性降低。