境外新能源项目PPA要点解析

随着全球能源需求的不断增长和可再生能源项目的兴起，中国企业越来越多地参与到境外新能源项目的开发和投资中。购电协议（Power Purchase Agreement，“ PPA ”）作为新能源项目中的关键合同，直接影响到项目的可融资性和经济效益。本文旨在解析PPA的概念、类型与新兴的虚拟购电协议，并结合我们的项目经验探讨PPA的核心合同条款，旨在为中国企业在境外新能源项目中的电力购销提供参考。

1、PPA的概念

PPA是指发电方（境外新能源项目中通常为中国企业）与购电方（境外新能源项目中通常是当地电力公司或大型用电企业）之间签订的长期合同，旨在约定发电方向购电方出售电力，购电方支付相应的电价。PPA是境外新能源项目的重要组成部分，直接关系到项目的现金流和可融资性。通过签订PPA，发电方可以锁定未来的收入流，从而获得银行或其他金融机构的融资支持。金融机构通常会依据PPA的条款和稳定性，评估项目的风险和融资条件。

PPA的基本要素包括：（1）合同期限：PPA的合同期限通常为15至25年，甚至更长，以保证项目的长期稳定性；（2）电价机制：电价可以是固定电价、浮动电价或混合电价，具体取决于合同双方的协商；（3）电力交付：约定发电方每年或每月向购电方交付的电量；（4）风险分配：明确各方在项目建设、运营、维护中的责任和风险分担。

2、PPA的类型

PPA通常可以分为物理购电协议（Physical PPA）和虚拟购电协议（Virtual PPA）。

1)物理购电协议（Physical PPA）

物理购电协议是指发电方实际向购电方交付电力的协议。这种类型的PPA通常适用于电力公司和大型工业用户，具有明确的电力交付和计量方式。与虚拟购电协议相比，物理购电协议进行电力的实际交付，即发电方在符合合同项下技术标准与质量要求的情况下，负责将电力通过电网直接输送到购电方指定的交付点。

2)虚拟购电协议（Virtual PPA）

虚拟购电协议是一种金融对冲合约，发电方和购电方之间并不进行实际的电力交付，而是通过现金流和可再生能源证书（Renewable Energy Certificates，“ REC ”）的交易实现合同目的。虚拟购电协议本质上是一种差价合同，发电方以固定价格现金流兑换购电方的可变价格现金流，具有更高的灵活性和市场适应性。

虚拟购电协议的主要特点包括：（1）无实际交付：发电方将电力出售给市场，购电方通过合同参与收益和风险分担；（2）金融对冲：双方通过固定价格和市场价格的差价交易，实现收益和风险对冲；（3）绿电证书：发电方向购电方提供REC，证明其购买了相应的可再生能源电力以供抵消碳排放。

虚拟购电协议的核心在于作为一种金融对冲工具，利用固定价格和市场价格之间的差价交易来管理双方的收益和风险。通过虚拟购电协议，发电方获得稳定的收入流达到融资目的并顺利开展项目建设，而购电方则可以对冲市场电价的波动风险。

具体地，发电方和购电方在签订虚拟购电协议时会约定一个固定电价，每月结算时，双方根据实际发电量和市场电价计算差价。此外，发电方还需向购电方提供REC，用于证明电力的可再生能源来源属性，供对方抵扣自身的碳排放。

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如图所示，虚拟购电协议的运行流程可以分解为以下4个步骤：

（1）电力用户与新能源发电商签订虚拟购电协议，以固定价格购买新能源所发电量，但不实际交付。合同期限通常为10-20年；

（2）新能源发电商将电力用户购买的电量以市场价格卖入电力市场B；

（3）根据市场价格和固定价格之间的差价，新能源发电商与电力用户之间进行差价结算，如果市场电价高于固定电价，新能源发电商将多赚的电价支付给电力用户；如果市场电价低于固定电价，则由电力用户向新能源发电商补足差价；

（4）电力用户与当地的公用事业照常购买电力支付电费，并用与新能源发电商之间结算的差价来平衡抵消。同时新能源发电商向电力用户发放REC以供电力用户进行碳排放量抵扣。

可以看到的是，在虚拟购电协议中电力用户和新能源发电商不需要位于同一电网范围内，且往往处于完全不同的电力市场环境下，因此对于分散在多个地区的大型企业来说，只需一个虚拟购电协议即可满足需求。虚拟购电协议保证了新能源发电商每发一度电都能有固定的价格，而不需考虑当地的电力市场价格波动，因此有助于新建电厂的融资。

在这个过程中，各方的角色和职责需要明确，以确保合同的顺利执行和风险的有效管理。虚拟购电协议通常的优势包括：（1）风险对冲：通过固定价格和市场价格的差价交易，实现收益和风险对冲；（2）灵活性：无实际电力交付要求，适应不同市场和业务需求；（3）财务稳定性：为发电方和购电方提供稳定的财务预测和收益保障。同样，虚拟购电协议也存在以下劣势：（1）合约复杂性：涉及复杂的金融和法律条款，需要专业团队进行管理；（2）市场风险：尽管虚拟购电协议可以对冲市场波动，但仍存在市场价格大幅波动带来的风险；（3）合规要求：涉及不同市场和国家的法律法规，需要满足相应的合规要求。

在实际操作中，虚拟购电协议还可能涉及其他关键要点，如税务处理、国际贸易政策影响等。这些要点需要在合同谈判和执行过程中予以充分考虑，以确保协议的有效性和合规性。

1、PPA的条款架构

PPA中通常包含的条款及其核心内容如下：

· 期限（Term）：约定PPA的生效日与终止日（商业运营年后N年）；

· 先决条件（Conditions Precedent）：约定PPA的生效条件、商业运营的先决条件、各方履行实质性义务的先决条件；

· 建设、试运行和运营（Construction, Commissioning and Operation）：涉及发电项目的建设内容（发电单元、变压站、并网设施等）、开工条件、施工要求、工期（开工日、竣工日）、调试、竣工验收程序、商业运营日（COD）安排；

· 技术要求（Technical Requirements and Operating Requirements）：涉及发电项目的设计、施工要求与标准；电站性能的要求，包括对机组的发电电压、功率因数、频率、运维、能效及并网等要求；

· 购电价格（Purchase Price）：约定PPA项下适用的电价（单一制电价或两部制电价）、电费的计算方式；

· 购电数量（Contract Quantity）：约定PPA项下售电方同意出售、购电方同意购买的电量；

· 电费支付（Payment）：约定PPA项下账单的计费周期、账单争议处理方式、支付时间；

· 电能的交割和风险转移（Title and Risk）：对PPA项下电能权利和风险转移的交接点（Delivery Point或Interconnection Point）进行约定；

· 计量（Metering）：约定计量装置的建设安装、检测、维护、调试与计量数据的争议处理事项；

· 停电（Outages）：约定计划性停电（Planned Outages）或非计划性停电（Unplanned Outages）及相应的应对措施；

· 不可抗力（Force Majeure）：约定不可抗力的定义、发生不可抗力的后果和处理机制；

· 法律变更（Change in Law）：约定法律变更对PPA的影响，发生法律变更时的处理机制；

· 责任条款（Default, Indemnification and Liability）：约定各方的违约事件（Delay、Failure等）、发生违约事件时的处理机制、补救措施、赔偿责任、责任限制等；

· 许可证照（Permits and Certificates）：约定各方需获得的许可证照，包括但不限于土地证照、环境证照、电站运营许可等；

· 移交、退役（Transfer, Decommission）：约定发电项目资产所有权的移交机制、PPA到期时发电项目资产的弃置、拆除机制；

· 保险（Insurance）：明确保险应覆盖的范围、购买保险的时间、购买保险的主体。通常约定由售电方负责购买保险；

· 终止（Termination）：明确PPA终止的事由和后果；

· 管辖法律和争议解决（Governing Law and Dispute Resolution）：通常约定受项目所在地法律管辖，并约定在项目所在地的仲裁机构或法院解决争议。

2、PPA的核心条款

1)先决条件

先决条件从类别角度主要分为协议生效的先决条件与进入商业运营的先决条件（可进一步细分出进入试运营的先决条件）；从责任主体角度可以分为售电方负责的先决条件与购电方负责的先决条件。

从 类别角度 区分，协议生效的先决条件一般包括：双方已完成公司内部决策程序；PPA已被双方合法有效签署；售电方已向购电方提交项目中标通知书（Letter of Award）等。进入商业运营的先决条件一般包括：售电方已向购电方提交试运行证书；售电方已向购电方提交由独立工程师出具的证明项目设施已根据协议约定进行测试和调试的证书；售电方已向购电方提交由独立工程师出具的确认项目设施具有满足申报容量能力的证书；售电方未实质违反PPA协议或融资协议条款；售电方的陈述与保证真实准确；其他协议中所要求需提交的数据、信息、测试结果已提交并经过验证等。

从 责任主体角度 区分，售电方负责的先决条件一般包括：取得电站建设、运营、维护相关的许可；取得土地许可；签署并网协议；计量设备的安装和许可；向购电方提交电站试运行报告；售电方向购电方提交专业工程师、中介机构关于调试结果符合要求的报告等。购电方负责的先决条件一般包括：取得签署、履行PPA的必要许可；提供担保或信贷支持等。

未能达成先决条件的后果通常包括：协议不生效、不得进入商业运营或触发PPA项下的终止条款。

2)建设、试运行和运营（COO）

售电方通常承担COO的主体责任，需要负责电站本体（发电单元、变压站、集电线路）、接网设施、计量装置的设计、采购、施工、安装、调试、试运行、商业运营；电力系统接入设计；电力设施保护方案等事项，并关注各类技术指标。购电方可能要求售电方提供相应设计图纸、文件和计划等以监控COO流程。

在项目初步验收后，售电方应制定试车（Test）时间表和试车方案，协议双方需在PPA中约定售电方试车是否需要告知或取得购电方同意。试车成本和费用通常由售电方自行承担。试车通过后，经有资质的独立工程师对设计施工进行验证通过后，项目会进行试运行，试运行时间、方案等是否需要通知或取得电网公司和购电方的同意需在PPA中进行约定。

在满足完成试车和试运行、具备独立工程师出具的试车和试运行符合要求的报告等先决条件后，售电方需提前告知购电方计划的商业运营日并制定发电计划和停电计划，以根据PPA项下的要求进入商业运营。

在日常运营中，售电方需向购电方按期提交发电计划和停电计划，计划的修改机制需考虑是否留有必要的灵活性。同时，售电方需按PPA项下的要求进行运营和维护，并遵守安全生产和环境保护要求等。

3)购电价格

PPA的购电价格可以是固定电价、不同合同期间适用不同电价、或双方协商确定的其他价格机制。我们在实务中见到的购电价格通常通过公式计算得出，其中通常涉及双方在协议中定义的各类变量，如净电输出量（Net Electrical Output）、最大年度供应量（Maximum Annual Allowable Quantity）、电量费率（Energy Rate）等，以根据该等量在特定期间的变化、相对大小关系而设定出一个或多个计算购电价格的公式。此外，我们建议在物价、汇率不稳定的国家考虑加入电价调整机制，以根据物价指数、汇率变动等因素实际调整当年电价。

PPA的电价类型可分类为只包括电量电价的单一制电价，和包括容量费与电量电费两部分组成的两部制电价。容量费不以实际使用为收取前提，实质是为获得基础设施运营商保留的“非用即失”的容量使用权而相应支付的对价。

4)购电数量

PPA项下的购电数量可以是经计量后发电设施产生的所有电量，也可以是双方约定的经计量后部分发电设施产生的电量，或根据具体的交付要求、在不同合同期间约定交付不同数量的电量。

购电方实际购得的电量通常还受到两个相关量制约，一个是最小年度量（Minimum Annual Quantity，“ MAQ ”），另一个是最大年度允许量（Maximum Annual Allowable Quantity，“ MAAQ ”）。MAQ通常由双方在PPA附件中直接列举规定；MAAQ则可能会根据设计容量和实际建成后经工程师认证容量之间的差异，通过相应的公式和规则计算得出。

5)电费支付

PPA项下的电费支付通常进行“照付不议”，以提高售电的确定性并降低电力项目开发的风险。“照付不议”模式作为更具有吸引力的项目售电模式，核心在于售电方需取得购电方对每年最低购电量的承诺。目前“照付不议”模式在多个国家的电力项目中被应用，包括欧洲、北美洲、日本、中国、新西兰等国家。

同样也有部分国家基于经济效益的测算、电网系统对项目电量的消纳能力或其他影响因素等考量，未采用“照付不议”模式。根据我们的观察，该类情况多见于发展中国家或出现在与政府签订的PPA中，如与哈萨克斯坦可再生能源金融结算中心（Financial Settlement Center，“ FSC ”）签署的PPA中通常没有“照付不议”安排。

此外，在电费支付中如购电方信用不足或终端用户支付电费能力不足，可在PPA中约定由购电方母公司或关联方提供履约担保，以保障PPA项下的电费支付。

6)电能的交割和风险转移

PPA项下的电能交割和风险转移点一般为互联点（Interconnection Point）。互联点通常为售电方发电机变压器的架空线路与购电方互联设施内设备之间的第一次物理接触点，该点通常会在PPA附件中加以详细描述并图示。

7)责任条款

PPA项下常见的售电方违约事件包括：未按约定日期开工、完工、试运行或进入商业运营日；未按约定提交设计文件、施工文件、试运行方案、发电计划、停电计划等各类文件；电站容量、性能指标不满足约定；未能维持经营所需的执照、出现安全事故；未按约定数量交付电能等。

PPA项下常见的购电方违约事件包括：未按约定提供建设期支持，例如土地支持；未按约定数量接收电能；未按约定期限、金额支付电费；破产等。

在发生上述违约事件后，常见的救济措施主要包括：限期采取补救措施；按约定支付损害赔偿金；购电方迟延支付费用情况下，售电方暂停供电的权利等。

在责任限制部分，从售电方视角出发，应重点考虑售电方违约事件原因的可控性，尽量将因售电方难以掌控的原因导致的违约进行排除，并关注售电方是否有责任限额，金额设置是否合理，并明确约定间接损失免赔。

8)合同终止

PPA项下通常的合同终止情形主要包括：未满足先决条件、合同期满、持续性不可抗力（一般持续超过12个月）、一方破产解散、违约且无法补救、Longstop Date（最后期限日）等。中国企业作为售电方，在合同终止条款谈判审阅中应重点关注限缩购电方的单方终止权，以增加PPA的稳定性和可控性。

在PPA被终止的情况下，常见后果主要包括：在售电方违约而导致PPA终止的情形下，购电方有权收购发电项目；在购电方违约而导致PPA终止的情形下，售电方有权向购电方及其关联企业出售发电项目；根据PPA约定，承担在不同项目进度下（如开工前或在建设期中）规定的具体损失。

9)风险传导机制

售电方在PPA项下通常承担着项目建设和运营的义务，PPA的履行与电站本体的建设、运维有密切的联系。对于售电方而言，在其将项目建设和运维外包的情况下，应尽可能将PPA项下售电方承担的建设完工义务、运维义务引发的风险和责任传导至EPC承包方和运维承包方。

对于建设期的风险而言，售电方应考虑通过EPC合同将相关风险和责任传导至EPC承包方。在EPC合同中，需要确保工程、采购和施工范围与PPA中定义的项目范围相一致；确保EPC合同项下的工期和重要节点与PPA项下相关期限和节点相衔接，设置与PPA的节点工期延期违约金相匹配的延期违约金；确保EPC合同中约定的技术参数和规范能够充分满足PPA合同项下的相应要求；确保EPC承包方在施工过程中遵守环境和安全生产等要求，以符合PPA项下的相关标准；在EPC合同项下设置性能违约金，确保能够覆盖售电方在PPA项下承担的性能违约金；将购电方在PPA项下因建设工程环节有关的违约导致的损害赔偿责任、违约金、合同终止权等情况，相应地在EPC合同中传导给EPC承包方；最后，对于不可抗力等其它免责条款的设置而言，应限制EPC承包方可主张的免责条件，避免出现EPC承包方在EPC合同项下可以向售电方主张免责，而售电方无法基于相同事件在PPA项下向购电方主张免责的情形。

对于运营期的风险而言，售电方应考虑通过运维合同将相关风险和责任传导至运维承包方。在运维合同中，需要确保考核运维承包方的性能指标、工作计划等安排能够覆盖PPA项下对售电方的要求；确保对运维承包方在安全生产和环境保护方面的要求不低于PPA项下对售电方的要求；在运维合同中设置的损害赔偿、违约金应能够覆盖PPA项下因运营违约而导致售电方需承担的损害赔偿责任和违约金；同样，对于运维合同中运维承包方可援引的不可抗力等免责条款应加以限制。

在境外新能源项目中，PPA作为关键合同，对项目的成功与否起着至关重要的作用。通过深入理解PPA的概念、类型以及核心条款，中国企业可以更好地把握境外新能源项目的法律风险和商业机会。在实际操作中，需结合项目所在地的法律法规和市场环境，制定合理的PPA条款，确保项目的合法合规和经济效益。同时，专业的境内与境外法律团队在合同谈判和项目执行中的作用不可或缺，能为项目的顺利实施以及中国企业的安全出海提供坚实保障。