前言

联合国环境规划署联合其他机构近期发布的《2018全球再生能源投资趋势》报告显示,2017年再生能源总投资达到2798亿美元(不包括大型水电),相较于2016年增长15.8%。再生能源领域市场经历2016年放缓之后,在2017年逆势回温。常规能源投资相对饱和,新兴国家的再生能源市场已经成为投资者竞相角逐的新战场。越南和乌克兰两个新兴国家市场因其再生能源政策新规频出,吸引了包括中国投资者在内的众多投资者和融资机构的关注,具有一定代表性。本文以越南和乌克兰为例,解析投资此类新兴国家再生能源电力市场的机遇与挑战,为中国企业逐鹿海外市场提供参考。

越南和乌克兰再生能源项目发展的新契机

1)出台再生能源项目发展的宏伟规划

越南近年来已成为是东南亚地区经济增速最快的国家之一,为了保持7%的GDP增资速度和实现经济的可持续发展,力推再生能源发展已成为优先选项。越南政府力争到2030年,将再生能源装机容量占总容量比例从2016年的5.4%提升至21%,将再生能源发电量占总发电总量比例从2016年的3.7%提升至10.7%(如下图所示)。

乌克兰则在2017年出台了2035年前的能源战略,计划将再生能源占总能源供应的比例,从2015年的4%提高到2035年的25%,将再生能源发电占总发电量比例从2015年的5%提高到2035年的25%以上(如下图所示)。这一方面是为了摆脱能源严重依赖进口和受俄罗斯天然气供应掣肘的不利局面,保证国家能源安全,同时也是推进与欧盟能源市场和能源系统一体化的需要。

2)加快电力市场改革

乌克兰2017年6月《电力市场法》生效,其明确将打破现行Energorynok(乌克兰国有企业)作为单一购电方的市场模式,参照欧盟电力市场规则,拟创建融入欧盟能源市场和欧洲能源安全体系的自由竞争市场。乌克兰电力市场改革步伐较快,预计今年7月过渡期结束,政府已在参照欧盟规则起草竞争电力市场运营相关规则,预计将于2019年颁布。

相比之下,越南电力市场改革早早起步,但发展较慢,政府原计划在2005年至2014年底建立竞争性发电市场,2015年至2022年建立竞争性电力批发市场,2022年以后建立竞争性电力零售市场,但目前EVN及其子公司在电力市场的垄断地位没有实质性改变,越南政府已批准在2017-2022年期间重组EVN,后续改革任重道远。

3)公布再生能源标杆电价和购电协议模板

越南政府公布了风力和光伏等再生能源发电项目标杆电价(如下图所示),并且购电方承诺购买再生能源电站所发并输送到连接点的全部电量。但市场评论认为,相比邻国的电价政策,越南风电和光伏标杆电价处于中等水平,对外国投资者的吸引力有待结合其他制度和措施进一步评估。另外,越南政府针对光伏和风力发电项目分别制定了标准购电协议文本,但投资人仅可协商补充内容、不得对文本做实质性修改。为便于表述,本文对越南和乌克兰的标准购电协议文本均统称为“标准PPA”。

项目类别 越南标杆电价(美分/kwh
风电项目 7.8
光伏项目 9.35

乌克兰政府视再生能源项目并网发电时间和装机容量设置了阶梯电价(如下图所示),保证在2030年1月1日前,Energorynok(及其继承方)将购买再生能源电站所发并输送到连接点的全部电量。值得点赞的是,乌克兰政府积极配合市场需求快速修改标准PPA的“速度与激情”。乌克兰政府曾于2017年10月修订生效了再生能源项目标准PPA,因其可融资性和可承保性较弱而受市场诟病,2018年1月乌克兰政府迅速出台了标准PPA的再次修订版并于3月生效,补充了直接协议、终止赔偿等重要内容,较大改善了PPA的可融资性。

项目类别 乌克兰绿色电价(欧分/kwh
2017.1.1- 2019.12.31并网发电 2020.1.1- 2024.12.31并网发电 2025.1.1-2029.12.31并网发电

风电

项目

0.6MW- 2MW 6.77 6.01 5.27
2MW 10.14 9.02 7.89

光伏

项目

地面光伏 15.02 13.52 12.01
屋顶光伏 16.37 14.76 13.09

4)优惠政策扶持

乌克兰法律规定,用于再生能源电站发电所需原材料、设备和零部件的进口,将免征关税和增值税。越南法律规定,再生能源项目在前15年内可按税率10%缴纳(通常需按20%缴纳),并且构成项目固定资产的进口货物,将免征进口税,投资者还可免缴一定年限(3至15年)的土地使用费。

投资者将面临的风险和挑战

尽管乌克兰和越南近年均陆续出台再生能源项目���利好消息,但市场反应是否“叫好又叫座”,投资者应注意哪些风险和挑战,我们围绕项目的“可融资性”提供初步简要分析。

1)项目是否拥有可预期且稳定的电费收入?

电站项目的项目融资实践中,购电协议通常是最核心的项目协议。购电协议在长期执行过程中能否产生足够且稳定的现金流是融资银行评审项目是否具备可融资性的关键。

越南和乌克兰的再生能源标准PPA基本上规定,购电方购买商业运营后电站所发且输送到连接点的全部电量,原则上购电量不与市场需求挂钩,在一定程度上避免售电方收入受市场需求波动影响。但两国电价政策却为电费收入的稳定性提供了不同预期。如上图所示,目前越南光伏上网标杆电价适用于2019年6月30日前实现商业运营的项目,意味着如果售电方非因自身原因未在2019年6月30日前实现商业运营,根据现行电价政策可能难以预测项目未来的电费收入。相比之下,乌克兰着眼更长远,尽管其阶梯电价呈下调趋势,但至少为不同时期实现并网发电的项目提供了可适用的电价,为售电方测算电费收入提供了确定性,但需注意的是,根据目前的规定,如果非因售电方未能在阶梯电价的有效期内并网发电,该期限对应的高电价不会因此延期,售电方只能适用下一期限的低电价。

另外,对投资者而言,再生能源PPA的执行期间往往有10年以上,除了PPA规定的电费收入权利,购电方的长期履约能力、信用程度以及东道国政府为购电方提供的增信措施也值得关注。目前国际评级机构对越南购电方EVN的信用评级相对乐观,对越南政府的信用评级和展望比较稳定。但乌克兰购电方Energorynok的公开信用评级信息比较有限,国际评级机构对乌克兰政府的信用评级较低,远低于邻国俄罗斯,也比越南低。不仅如此,两国政府目前均不对购电方在再生能源PPA项下的履约提供主权担保,而这往往是中国融资机构和中信保非常重视的融资条件。

由此可见,尽管两国标准PPA基本上从合同层面为电费长期稳定收入提供了一定预期,但电费收入的实际取得还将取决于两国购电方的履约能力和信用,并不可忽略背后的国别风险。

2)对投资者的风险分配机制有无重大不利?

项目风险分配的原则通常是由对该等风险最有控制力的一方承担风险。

就越南光伏标准PPA而言,因售电方以外原因不能正常发电或收入减少/成本增加的风险,较大程度不合理地转嫁给售电方承担,或者重大风险的分配原则过于原则,再生能源标准PPA的合同条件在某种程度上不如常规能源电站项目。例如,因购电方设备维修、电网故障等原因导致购电方未能接收电力,则购电方没有购电或支付电费的义务,而越南常规能源电站项目PPA通常对这些情形规定了相应费用补偿机制。又如,如果购电方违约导致PPA终止,光伏标准PPA仅泛泛规定购电方对售电方的赔偿,而常规能源电站项目特许权协议往往明确规定项目终止情形下具体赔偿计算公式,赔偿范围至少包括未能偿还的银行贷款。

就乌克兰再生能源标准PPA而言,几经修订,其目前已经通过合同机制将政治事件、法律变更、自然不可抗力、购电方违约或破产等可能会对项目收入产生不利影响的事件风险有效转移给购电方,售电方基于具体情况有权终止PPA,并获得终止赔偿,赔偿范围包括未还清的银行贷款。

总体而言,乌克兰再生能源标准PPA的文本规定为投资者和融资机构提供了相对更有利于投资者的有利风险分配机制,在一定程度上缓释了在项目终止的极端情况下融资银行对贷款偿还的担心。

3)是否有公平合理的争议解决机制?

公平合理的争议解决机制是跨境项目中投资者关注的另一焦点问题,在第三国进行国际仲裁是比较常见的条款安排。我们注意到,越南光伏标准PPA规定,如果购电方和售电方发生争议且无法协商解决,一方有权提交越南电力监管局(Electricity Regulatory Authority of Vietnam)或双方选定的其他机构解决争议。表面上看,这似乎为售电方与购电方协商约定国际仲裁作为争议解决方式留出一定空间,但实践中,一旦双方发生争议,可能难以就国际仲裁达成合意,不排除在此情况下争议提交当地法院,这给外国投资者和融资机构期待通过国际仲裁公平解决争议带来较大不确定性。

而乌克兰再生能源标准PPA几经调整,之前模糊的国际仲裁条款已经在今年3月生效的标准PPA修订版中得以明晰,如果售电方是外商投资比例超过10%的企业,则可将PPA项下争议提交国际商会仲裁院(ICC)进行仲裁。相比之下,乌克兰再生能源标准PPA的争议解决机制在一定程度上更符合外国投资者和融资机构对公平解决项目争议的期待。

总结

综上,新兴国家经济快速增长,能源结构调整,电力市场向竞争性方向变革,固然为中国企业等外国投资者带来新的投资机遇,但新兴国家政治和经济发展的不稳定性和脆弱性,外汇储备积累有限,汇率波动和法律变更频繁,也为投资者带来潜在风险。就越南和乌克兰的再生能源电力项目而言,尽管两国目前的电价政策和标准PPA的合同安排对投资者带来一定利好消息,但即便完美的合同安排也无法完全解决项目落地执行的实际问题,投资者仍需结合国别风险、合同相对方的履约实力和信用、项目商务和技术条件,在外部顾问的协助下审慎全面评估投资项目的经济和法律可行性。我们将继续为中国投资者关注境外再生能源电力市场的法律政策的动态和更新。