透视电站项目的可融资性

电力是许多“一带一路”沿线国家的重点发展领域，电站项目也因此成为中资企业参与“一带一路”建设的重头戏。对于银行而言，由于电站项目普遍融资金额较大、融资期限较长，在判定项目的可融资性时，对项目的现金流预测和风险控制的评估起着重要作用。对于企业而言，为更好地获得融资支持，顺利推进项目开展，应参考银行的判定标准，对PPA协议（Power Purchase Agreement，购电协议）的相关条款进行谈判，强化风险控制，有效提升项目的可融资性。

PPA协议：电站项目的融资基石

所谓PPA协议，指的是政府或国有公共事业公司与电站所签署的电力购买协议/购电协议。其旨在通过条款设置，增强电站项目在建成后一定时期内收入的可预测性和持续性。从内容上来看，PPA协议会对上网电量、上网电价、技术标准、调度运行规范等内容做出详细约定，并明确售电方（一般是电站的项目公司）和购电方（一般是国家电网公司或国家电力公司）之间的权利义务关系和风险分配。

PPA协议一旦签署完成，其将贯穿整个项目周期，成为电站项目的融资、建设、运营和维护的基础。从债权融资的角度来看，目前项目融资是电站项目的主要融资方式。电站项目的建设期通常对应项目融资的宽限期，运营期则通常对应项目融资的还款期（运营期通常长于还款期）。进入运营期后，项目现金流就成为影响项目可融资性的决定因素：项目现金流的稳定性越高，则项目的可融资性越强。而PPA协议正是项目现金流的最主要来源，购电方需按照协议的约定条款，向售电方购买电力并支付电价；同时，PPA协议关于风险在售电方和购电方之间的分配约定，也会直接影响项目现金流的稳定性。

关键风险“各个击破”

影响电站项目现金流的因素包括电力调度、电价波动、汇率波动以及不可抗力等多种因素。对此，售电方可通过在PPA协议中设置相关条款，使上述风险因素更加可控。

电力调度风险

电站建成达到设计标准后，首要面临的是电力调度风险。该风险主要体现在两方面：一是电站达到了相关合同约定的可发电状态，但项目公司未必能够足额发电；二是在能够足额发电的情况下，由于购电方能够以更低价格从其他渠道购电等原因，致使其不会足额接收电站发出的电。如果无法控制电力调度风险，即便售电单价确定，电站项目的收入也会因为实际调度量的不确定而难以预测。对此，售电方可通过在PPA协议中嵌入以下条款来降低调度风险。

一类是“照付不议”条款。该模式常见于燃煤电站，售电方所获得的电费收入包括容量电费和电量电费两个部分。其中，容量电费是指只要电站建成达到可以发电的状态，购电方便有义务就可靠容量部分按固定电价支付电费，用以补偿投资人的股本金收益、银行贷款本息以及固定的运维成本等。此外，大多数的购电协议还会设置有关容量电费的条款，约定在特定条件下，即使电站无法实际发电，项目公司也能获得容量电费。而电量电费则是指电站实际发电时，购电方就实际输出电量部分所支付的电费。该部分电费用来补偿电站发电的燃料成本及其他可变运维成本。综上，在“照付不议”模式下，售电方收到的电费收入=容量电费+电量电费=可靠容量×容量电价+实际发电量×电量电价。

另一类是“绝对付款”条款，常见于风电站和太阳能电站。该模式下无论是否发生实际调度，购电方都必须按固定电价支付电站产生的所有电量。如果电量不能全部被购电方实际接收或由于自然资源导致电力产出缩减，电量将按“被认为已交付”的方式支付。

电价波动风险

对于售电方而言，电价需要能够覆盖其支出的固定成本和可变成本，满足其偿还债务的需求，并能提供合理的股本回报率。基于此，电价通常分为容量电价和电量电价两个部分。其中，容量电价需要能够涵盖固定成本，一般采用成本加成法的方式予以确定，电量电价则主要覆盖运营中的可变成本，比如燃料费以及可变运维成本。

实务中，由于项目的具体情况不同，电价结构也会有所差异。下文将以同一国别的燃煤电站项目A和燃煤电站项目B的容量电价计算公式来进行说明。

在项目A中，计费期n的容量电价CCn=（FCCy + FOMCy + IFCy + SICy)×DCn×Dn/Dy。在项目B中，计费期n的容量电价CCn=（FCCy + FOMCy + LICy + SICy)×DCn×Dn/Dy。在上述两个公式中，FCCy均代表计费期n内的固定容量电价，FOMCy均代表计费期n内的固