“我国现在的经济和社会环境现状和当初光伏风电启动和发展的时候不一样，当初是因为海外有相当大的市场，国内是通过设备制造开始来推进这两个产业的发展，这明显不是光热发展的途径。”美国再生能源集团私募股权基金大中华区合伙人傅可夫在日前出席2016中国国际光热电站大会暨CSPPLAZA年会时如是表示，并结合光热发电项目的特点和中国具体的融资环境对中国光热发电项目的融资模式发表了一些独到的见解。

下面刊出的是傅可夫的发言全文。(根据速记和视频资料整理，未经演讲者本人最终确认，供参考。)

傅可夫：首先非常感谢大会的主办方邀请我来参加今天的光热大会，很高兴看见每次的参会人数又比上一次有所增加。今天我想跟大家探讨的比较简单的一个题目是想看看根据国外的电力项目建设融资的经验，对我们国家的光热发展有没有促进或者是帮助的作用。

首先想简单回顾一下我们国内电力项目开发的基本融资模式，这个模式是我们通常讲的公司融资的模式，这个模式通常是利用公司本身的资产负债表来进行项目的融资。在我们国内，这个做法通常是由国有的大型的电力公司作为主导，项目的建设通常在设计层面由国内的设计院进行操作，包括可研、预科研，甚至是包括后面的简单和详细的设计。设备的采购是以招标模式为主，价格通常占主导地位。第三部分是项目建设，是由国内有资质的大型的项目建设单位进行。这些操作的过程在我国过去20年的电力项目的建设中，无论是火电还是水电，包括现在的光伏和风电都是积累了大量的经验，我们的业主对这些技术的设备和相关的了解程度是十分地深厚。这种企业融资的模式对电力项目建设来讲有很明显的好处，第一是建设速度会非常快，第二个好处是规模可以做得很大。第三，相对来说融资的成本比较低，但这种操作方式也有一定的问题，第一个问题是这种项目通常的风险比较集中，通常是有一个单个业主，而且他在整个项目中扮演的角色是多个方面的，所以项目的风险通常是很集中在业主的身上。

第二个问题是，这种融资的模式实际上并不是很利于新技术的吸收和引进，因为首先业主的资源相对来说比较少，个数比较少。第二，他们对新技术的引入的速度是比较慢的，一定要领会和吃透技术之后才有可能推向前台。第三是资金层面的调用是比较固化的过程，因为整体来讲在我国的体系里，很多电力项目是在国有资产的体系里运转，从电价的给予、项目设计、电站的投资和运维几乎全部是在国有资产的范围里运作;从民营企业和社会资本的角度来讲，他们参与的主要是设备供货的层面，扮演的是很小的角色。在我们国内的电力项目的融资体系下，项目业主是扮演着决定性的角色。这个模式在我国过去20年的电力项目发展过程中起到了很关键的作用，但到今天我们有新的情况出现了，这几天报纸上也在说这个事，国际货币基金组织最近报道了我国的债务情况，我国整体的债务占GDP的比例是225%，这个数字虽然很高但在全世界来讲不是最高的。可是令人担心的是我国的整体债务中有70%是企业债务，这个比例在全世界来讲是最高的。更令人担忧的70%的企业债务中有60%是国有企业的债务，说实话到今天很多国有企业的债务和资产的比例已经非常高了，通过同样的20年前一直在用的企业的资产负债表进行项目融资的方式还能不能继续走下去，这是今天我想探讨的一个话题。

我想简单介绍一下国外大型的基建项目，如果不走公司融资的模式就做项目融资，项目融资是企业融资的对立面，这种模式它的起源最早是公元1299年，当时英国的王室想要开发英国西南角的银矿，可是没有钱，就找了意大利的银行，这个意大利的银行就是佛罗伦萨商业银行，谈的条件是钱借给英国王室开采英国的银矿，但第一年挖出来的所有的银子归意大利的银行所有，这是史料上找得到的起源。这种融资模式到了17、18世纪到欧洲的大航海时代得到了突飞猛进的发展，大航海时代大家一定有印象，这是一个高风险的活动，投入的资金量是很大的，个人船员是很难承受的。所以欧洲大航海时代很多探险的过程中通常是由多个投资方参与进去，按投入比例和大家最后来分配收益。这里可以看出现代项目融资的两个基本特点，第一是风险比较大的事情是没有追索权的，如果遇到了风浪投资的钱是打水漂的。第二是根据项目的未来收益，赚到了钱再分，这是投资的基础。这种融资模式发展到今天已经成为了国外很多大型基建项目的主要的投融资模式，它的主要特点有几个：

第一，融资规模比较大，根据世行统计，项目融资平均的规模是在5亿美元到7亿美元左右。第二，它的债务比例通常都是比较高的，在65%到80%以上。第三，这种项目融资的年限是比较长的，15到20年，所投融资的主体是一个新的公司，没有历史，这个项目公司是一个有限年限的，项目到了寿命周期这个公司就结束了。在整个的项目投融资的过程中是没有追溯权的，完全是依照项目未来的现金的收入来决定的，在这个基础上如何保证投资人的利益，很明显的做法是固定分红，这个项目里只要你投1%，不管多少，大股东是没有办法拒绝你每年分红的，不能说我是大股东我就拒绝你，说今天这个项目不分红，必须要固定分红。这个项目通常有多个参与方，各个方向根据风险和收益回报的期望值来管控相关的风险和能力。这种模式的缺点第一是融资的时间相对来讲比较长，因为牵扯到很多的参与方，投资方、贷款方到项目实际的运营方，时间是比较长的。第二，相对来讲成本比较高，比企业融资成本高，左边的这张表是2013年全球项目融资的统计，2013年全球项目融资的项目做了将近550个，总金额是2800亿美金，其中电力项目大概占440亿美金。项目融资的模式在中国目前来讲用的是比较少的。项目融资里，电力项目的开发也有自己的特点，主要是分三个部分，第一个部分是项目开发，通常是由一个公司起引导作用，开始是一个独立的电力开发商，也可以是一个大的电力公司，项目开发公司会做很多项目有关的前期工作，包括环评、土地、接入和相关的批文，目的是拿到PPA，工作过程中需要支出一定的费用(环评、批文等)，但他也可以收取项目开发的费用，这是收入的来源。另外，随着项目的推进，项目的股权会越来越值钱。项目开发最后的一个结果是希望拿到长期购电协议PPA，拿到了这个以后就确定了整个项目的收入来源。接下来这个项目公司就要确定你的项目成本是不是能够确认下来，所以通常第二件事要做的就是寻找工程总包，工程总包的概念是一个单独的个体也可以是一个联合体，可是工程总包会确认整个项目的建设成本、工期以及为了这个建设这个项目所提供的相应的保函和担保，确保这个项目按照业主的要求而实现。当然工程总包商也可以把相关的风险下放到分包商那里。你左手拿到了PPA，右手签署了工程总包商的协议，成本确定了，收入和成本都确定了以后，项目开发商要做的第三件事就是项目融资，这时候就跟投资方跟银团去讲我的项目是什么样的收益和回报，股权投资和项目贷款也是多方参与，通常是通过现金流对财务模型有预判。这里要说明一点，项目的PPA、长期购电合同的质量，我们说质量包括了好几个方面，购电方本身的信用、电价、年限等等，我们叫长期购电协议的质量，质量越好对融资的成本有直接的影响，同样的条件，工程总包方的质量、合同里面的条款签得越好，对你的项目的融资成本也有直接的影响。除此之外我在这里再提一点，因为我们今天在讲光热的事情，有很大的不同点就是跟企业融资不同的，项目融资里通常参与投资的方面和包括银行对于所投项目的技术并没有一个整体的了解，会采用请第三方的独立工程师对他做项目技术上的评估，来确保项目技术的风险得到控制，这就是电力项目的融资开发的过程。

然后我再讲一下电力项目融资过程中两个关键的合同?第一个项目是PPA，第一个当然是电价，可以是一个固定的电价也可以是一个公式，可以逐年递增。第二是年限为多少年，通常来讲PPA的年限越长越好。第三是用电量你发多少我收多少，还是有什么别的模式，你发得不到我PPA要求的时候怎么处理，当你发得到我PPA要求的时候如何处理，出现不可预知的情况的时候如何处理，这是长期购电协议的条款，当然这里面有验收和项目本地化的要求，在这个基础上长期购电协议通常是由购电方做担保，可以是一个电力公司可以是一个电网公司，甚至可以说是国家和政府，PPA的质量是由担保方的信用来决定，除此之外，还有货币种类，有些PPA用本地货币来做，相对来讲风险会比较大一点，所以货币种类在PPA里面扮演了重要的角色。目前，在长期购电协议达到一致的情况下，对发电方来讲收益是很稳定的，如果电站表现达到要求收益是很稳定。如果是银团电量达到表现的要求，收益也会很稳定，对购电方来讲，不管是电力公司还是政府，在电站表现达到预期的时候，对未来电力的来源、数量、质量和成本也是有很明显的控制，所以对PPA参与的几个方向都是有很明显的助力。

但这有一个关键点，所有的东西前提的条件是电站达到你的设计要求和表现，怎么样去实现确认这个电站能够达到表现呢?就是通过工程总包商的合同，我们可能国内的电力建设单位比较熟悉，重点提一条，工程总包合同的主要特点是交钥匙，是一个总体承包的合同而不是分成好几块。第三是固定工期的合同。第四，通常和项目的长期购电协议的条款背靠背，购电方对业主的要求，业主会把同样的要求放在总承包商的身上。

刚才讲的海外电力市场项目融资的主要的特点，之所以想讲这些东西，是我想结合国内光热发展的实际情况，首先从光热项目的特点来讲，相对来说是比较复杂的项目，甚至从我个人角度来判断，它比风电和光伏更复杂，某种程度甚至比火电还要复杂。第二是项目集成的要求非常高。第三，整个电站里面高精度活动的部件非常多。第四，光热项目通常的投资额度都比较大。这是光热项目本身的特点。第二，我国现在的经济和社会环境现状和当初光伏风电启动和发展的时候不一样，当初是因为海外有相当大的市场，国内是通过设备制造开始来推进这两个产业的发展，这明显不是光热发展的途径。另外，我国经济增长速度相比前几年有所放缓，电力供应很充足，这种情况下光热项目如何参与竞争?社会资本目前参与的渠道相对比较少，早期1GW示范项目的开发质量对未来光热政策的影响是相当大的，因为做电力项目不只是光热一个技术流派，还要跟其他的流派竞争。

这在两个主要前提下，光热整体的市场是处在早期的阶段，这个大家应该有共识，在中国目前没有一个公用事业级的光热电站投产，大多数设备企业的技术或产品还没有在实际的电站项目中得到验证，所有的业主方对技术的了解还基本上处在纸面上，这就是现实，这是目前要面对的问题。在这个基础上，同时回想起第一页的时候讲的事情，我国企业的债务问题已经达到了非常高的层面了，是不是还能通过传统企业融资的方式，继续推进这件事，还是说是不是可以考虑利用国外已经建立的项目融资的传统的项目投融资的模式来推进新的技术在国内的发展。我今天想讲两个关键的想法，第一是EPC总包的想法，与其我们自己按照传统的思维方式来走，是不是可以考虑通过一个EPC总包的模式把国外的技术公司、设备供应商、设计院甚至是传统有资质项目和建设项目的企业绑在一块，大家组成EPC，可以是联合体、联姻体或者合资公司，以此为基础向业主承揽光热项目的建设，这种模式可以走招投标的模式，也可以不走招投标模式，只有投标企业或工程总包企业能够符合EPC总包合同的所有要求，包括价格、保函、工期、付款和公司担保等等，能确保项目能达到设计和运行的要求，就可以由业主来选择执行项目，这与我们国内传统电力招标是有区别的，但这种方式可以有效地解决目前国内的企业对光热技术了解不足，同时业主对光热技术也有疑虑的情况下如何推进光热项目建设。第二个想法，有没有可能在国内开始有限推进长期购电协议的实施，长期购电协议可以通过几种不同的级别或者是信用程度，第一种级别在最高的层面，国家的PPA层面，通过国家发改委或者是财政部设立专门项目的长期购电合同，主要是针对新型技术的引导或者是针对能源安全的保证，这种长期购电协议通常可能会年限比较长，时间可能在25年以上，但进入的门槛会比较高，可能要求所有项目相关的前期的准备工作，包括土地合同、多年日照条件、环评结果、接入协议、可研报告、投资方银团协议和EPC合同等全部都到位，只差一个电价，这种情况下可以考虑由国家直接发PPA给你。第二种，在国家下边的地方层面，到省级或市级，是否可以考虑由他们来出具长期购电协议，根据本省本地的经济发展需要来做一个预判，同时考虑本省本地的能源资源来调配，这些PPA的质量相对来说较高，时间年限较长，但它可能不要求投融资和EPC合同全部到位，可能会把这个PPA给你，之后再去寻找投融资以及项目EPC的合作方。再往下走，购电方是不是有可能甚至不是由政府出面而是由一个本地的大型企业对未来电力成本的担心，可以设立长期的购电合同，除了本地以外是不是可以考虑远程的政府或者是非政府的大型企业，在某些其他的地方采购电力，来满足他未来发展的需要，考虑到目前的电网也在做一些相应的初期的售电的改革，是不是可以考虑通过这种模式进行跨区调度，把这些方面放入长期购电合同里去考虑。

这几种想法只是我们现在的一些探讨，但是大家可以看到明确的好处是只要这些东西能够得到实施，对于项目投资方来讲，电价就有了保证，电价收入就有了保证，同时通过EPC总包合同的签署，它的成本就有了保证，对于社会成本的参与和海外资金的参与会有比较大的吸引力，可能会走出新的路子来。

最后我想说明我国的电力发展模式并不是一成不变的，我国在20年前刚刚开始做大规模电力项目的推进的时候，那个时候有相当多的民营企业和海外的企业参与到里面去，只是因为过去的十几年的过程中随着中国国有企业的对技术的把握和资金的实力，才让民营企业和海外的企业慢慢地退出，但到了今天是不是可以再重新探讨一下怎么走这么一条新的路子。