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在海外电力投资项目的众多协议中，最为核心的就是由项目公司与东道国电力公司签署的购电协议PPA，这里将结合笔者的一些项目经验与大家一同分析和探讨PPA里的核心条款，本文一共分为五个章节，前面三章分别讲述了PPA的概念、电价机制、终止机制，本章重点探讨风险分配和缓释机制。

第四章、风险分配和缓释机制

风险分配的原则是risksshouldoptimallybeallocatedtothepartybestabletomanagesuchrisk，在进行风险分配前，最重要的就是先进行风险转移，所以在开始论述风险分配机制之前，我们先来看一下，售电方通常可以购买哪些政治保险和商业保险来实现风险转移。政治保险通常在出口信贷机构进行购买，主要包含三项基本险，分别是汇兑限制、延期付款令、战争暴乱恐怖主义；商业保险如下表所示：

险种

保险覆盖范围

MarineandAirCargoInsurance设备货物运输保险（建设期）

覆盖设备材料运输途中的风险，保险覆盖金额为货物成本和运费

Contactor’sAllRisk建筑安装工程一切险（建设期）

覆盖自然灾害和施工风险，承保因自然灾害和意外事故造成的包括在建工程本身、工程原材料、临时建筑等工程项目的损失

DelayinStartUp延迟完工险（建设期）

覆盖由于在一切险保单或货运险保单项下导致的项目延迟完工，无法及时投入运营，造成项目财务损失，可以选择覆盖范围例如：一定期限的偿债本息，增量成本以及预期收入损失。

ThirdPartyliability第三方责任险（建设期和运营期）

覆盖因工程施工而造成对第三方的民事责任而应承担的经济赔偿责任。

AllRiskInsuranceandMachinerybreakdownInsurance财产一切险（含机器损坏险）（运营期）

覆盖自然灾害或意外事故对项目的直接损失和突发的或者不可预见的设备损坏引起的设备修复更换费用。

ConsequentialLossFollowingAllRiskInsuranceandMachinerybreakdownInsurance营业中断险

覆盖自然灾害或意外事故或设备损坏引起的项目收入减少，保险覆盖金额为预计的12个月的偿债额；与DSU类似

可以看到以上的商业保险和政治保险可以将自然不可抗力和部分政治不可抗力导致的项目修复损失和融资行一定期限的债务进行了转移，那么剩下的风险就需要进行分配，尽管BOT或者IPP涉及的相关方很多，但是在PPA中的对手方只有售电方与购电方，即在协议中属于EPC、运维方、燃料供应方（燃煤）、征地拆迁(假如由售电方负责)的风险都应由售电方承担，属于东道国政府的都应由购电方承担（或另起草IA协议由政府进行承担），下面对一些常见的需要由购电方责任的或者需要双方共同承担的风险和缓释措施进行探讨。

法律变更风险

法律变更是指签署PPA（或IA）之后东道国政府对现有法律修订、颁布新法，例如环保标准的变化、税法的变化。如果出现法律变更引起项目总投、运营成本增大或对投资人造成损失，购电方需要补偿该损失以保证投资人收益率维持不变；

支付风险

电费由购电方进行支付，所以购电方的财务能力和信用评级至关重要，比如印尼PLN的支付风险可以向ECA进行转移或者投资人与融资行直接认可其信用，但如果是莫桑比克的EDM，那肯定需要莫桑政府提供支付担保，还有一些购电方比如美洲的一些购电主体还有越南的EVN，即使还无法向ECA转移，但投资人与部分融资行可以认可其信用。

通货膨胀风险

笔者见过的PPA中大部分都有通胀的调价机制，但也有新能源项目的PPA没有该机制，通货膨胀风险在建设期和运营期均有体现，目前在PPA中调价都是针对运营期的运维成本进行调价，分为美元CPI和当地CPI，基准通常是从PPA签署日来确定，关于建设期很长的项目，建设期的通胀风险只能是传递给EPC方，笔者见过其他的公路项目也有政府愿意与投资人分摊建设期EPC成本的通胀风险。

外汇风险

目前大部分的海外电力项目都是美元计价，当地币支付，所以汇率波动风险影响有限，主要影响为运维成本，在两部式电价中在运维成本对应的电价会设置汇率调价机制；对于当地币计价的购电协议，由于缺少长期限的远期汇率掉期产品，对于当地币计价的购电协议很难被使用美元成本的投资人所接受，笔者认为至少购电方应在汇率贬值到一定程度时对投资人进行补偿才有可能吸引外国投资人。另外，尽管汇兑限制风险可向ECA转移，但是如果东道国同时上马太多项目，而外汇储备有限，投资人也需要评估即使协议中有了保护，但是否能够实现。

资源供给风险

笔者认为可以分为四种类型，一是由售电方负责燃料采购的燃煤电站；二是由购电方负责燃料采购的燃气电站；三是大型水电站；四是光伏电站、风电和不带库容的水电站。燃煤电站的燃料采购由售电方与燃料供应方签署购煤协议来保证燃料供应，但燃料成本需要穿透到电价中由购电方承担，故而在PPA中会约定该事项且约定供煤方的选定规则，对于一些大型燃煤电站，境外的燃煤采购还会涉及到长途海运、公共码头倒运，即售电方与购电方还要对运输成本（尤其是燃油的价格波动）、公共码头的使用进行权责、风险划分；燃气电站的燃料通常由购电方或东道国政府其他部门负责，在PPA中需要将该燃料供应责任归类于购电方责任；大型水电站通常作为基荷电源，东道国政府希望该电站能够保证一定的稳定电量，并且在PPA中由售电方进行最小发电量的保证，但是由于水文资料是由东道国政府提供的，且水源风险通常还涉及到上游国家，该风险可以通过账户机制进行缓释，即在还本付息期内只要电站具备发电能力，不论供水是否支持实现最小发电量，购电方都应给予最小发电量的电费支付，期间的实际欠发电量进入账户由后面的超发电量进行相抵。最后，对于风电和光伏电站，属于“间歇性”电力，不应设置最低发电量的要求，如未能供电，售电方不承担责任，而一旦供电，购电方必须购买。

视为可用/视为可调度机制

在进入到终止程序前，有一个及其重要的处理购电方或者政治不抗力的风险责任的机制就是Deemed机制，通常分为DeemedCommissioning和DeemedDispatch，在Deemed机制下，可以保护售电方即使在未能发电的情况下仍能获得电费收入以保证还本付息。在传统煤电、燃气电站都会设置Deemed机制且触发事件也较为类似，主要的差异为由于自然不抗力导致的购电方接入设施未能在一定期限内修复是否属于责任事件。在新能源项目中，不同国家会有较大的区别，例如中东地区光伏项目的PPA是有Deemed机制的且触发事件合理，对投资人保护完善，相反比如越南的风电和光伏项目的PPA中干脆就没有Deemed这个概念。

以上笔者罗列了一些常见的风险及分配缓释措施，实际中每一个项目都有其特殊性和重点

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