田文靜 徐越

俄羅斯、哈薩克斯坦、烏茲別克斯坦三國普遍擁有豐富的油氣資源，長期以來以石油、天然氣等化石能源作為國內(nèi)主要的發(fā)電方式。但在全球應對氣候變化、推動能源結構轉型的大背景下，三個國家相繼推出開發(fā)利用本國再生能源的發(fā)展規(guī)劃，并推出諸多發(fā)展再生能源的激勵政策和優(yōu)惠政策，也確實吸引了一批國際知名能源企業(yè)投資參與，比如德國西門子—歌美颯公司、法國道達爾公司、意大利國家電力公司等，中國企業(yè)也頗有斬獲。

囿于各國電力基礎設施現(xiàn)狀和經(jīng)濟發(fā)展水平，各國的再生能源發(fā)展目標和支持措施也有所不同，政治、經(jīng)濟、社會等投資環(huán)境也有所差異。但從商業(yè)可行性的角度看，東道國法律環(huán)境是否給予了具備可融資性的電價機制，可能是需要投資人首先關注的問題。

本文選取在成熟電力市場、半成熟電力市場和新興電力市場中分別比較具有代表性的俄羅斯、哈薩克斯坦和烏茲別克斯坦三國，從外國投資人角度一窺其再生能源項目基本法律制度和電價機制。

俄羅斯：電力市場總體競爭性強，具備一定可融資性的再生能源電價機制

2003年3月26日第36號聯(lián)邦《電力法》是俄羅斯全國電力行業(yè)和電力市場的基礎法律規(guī)范，規(guī)定了電力市場主體、統(tǒng)一電網(wǎng)和輸配電、電力行業(yè)主管機關、電力市場的基本框架。俄羅斯絕大部分區(qū)域電力批發(fā)市場和電力零售市場并存，為此，俄羅斯政府分別制定了《電力和電能批發(fā)市場條例及部分行政法規(guī)修訂》（下稱“《電力批發(fā)市場條例》”）和《電力零售市場運行及完全或部分限制用電條例》。此外，俄羅斯政府還分別針對電力市場的特殊行業(yè)，如輸配電、核電、水電、可再生能源電站等，制定了專門的行政法規(guī)。

按照是否接入俄羅斯統(tǒng)一電網(wǎng)為標準，俄羅斯全境電力市場劃分為統(tǒng)一電網(wǎng)區(qū)域和獨立電網(wǎng)區(qū)域；按照是否存在競爭性電價機制為標準，統(tǒng)一電網(wǎng)區(qū)域的電力批發(fā)市場，進一步劃分為價格區(qū)和非價格區(qū)。價格區(qū)內(nèi)的電價，除居民生活用電等民生用電外，基本通過競爭性機制確定；非價格區(qū)內(nèi)的電價總體上由聯(lián)邦反壟斷局按照法定機制測算確定。俄羅斯電力市場的競爭性主要體現(xiàn)在價格區(qū)電力批發(fā)市場的售電機制中。

《電力批發(fā)市場條例》規(guī)定了13種容量或電量的交易模式，比如新建電站容量采購招標、年度容量采購招標、日前市場/平衡市場電量競價、大型終端用戶直接購電協(xié)議等，絕大多數(shù)的容量或電量交易將通過招投標等競爭性程序確定電價。除發(fā)電公司自行與終端用戶簽訂購電協(xié)議外，市場交易主體將代表不特定終端用戶按照一定模板與發(fā)電公司簽署包括購電協(xié)議在內(nèi)的70余份一攬子交易文件。因此，形象地說，發(fā)電公司出售電量或容量的對象并非特定的購電人，而是整個電力批發(fā)市場。

顯然，在電力市場已經(jīng)較為成熟、競爭較為激烈的情況下，如不給予獨立發(fā)電商（Independent Power Producers，IPP）一定的收入保障，再生能源IPP項目的可融資性和投資吸引力會比較有限，從而不利于俄羅斯落實其能源結構轉型的目標。因此，與多數(shù)中國能源企業(yè)較為熟悉的IPP項目類似、具有一定收入保障的新建再生能源電站容量采購機制，也就成了大多數(shù)外國投資人試水的項目模式。

根據(jù)俄羅斯聯(lián)邦政府2009年1月8日頒布的《俄羅斯聯(lián)邦使用再生能源提高能源效率國家政策主要方向》及其后續(xù)修訂，俄羅斯電力批發(fā)市場交易系統(tǒng)管理股份公司（ATS）通常于每年3月公布今后5年擬招標的新建再生能源IPP項目總容量，招標一般于當年6月結束。2020年由于新冠肺炎疫情影響，ATS公布招標計劃有所延遲。從ATS2019年公布的招標信息看，2020—2024年擬招標的新建再生能源IPP項目總容量為2 887MW，且相應設定了投標封頂價，如表1所示。

中標人將與負責電力市場的交易清算、作為不特定購電人代理人的財務結算中心股份公司（CFS）及ATS簽署為期15年的購電協(xié)議，由CFS對實際供應電量“照付不議”，項目建成后也應達到《俄羅斯聯(lián)邦使用再生能源提高能源效率國家政策主要方向》規(guī)定的本地化率水平。根據(jù)俄羅斯聯(lián)邦政府2013年5月28日頒布的N449號政府令《促進電力、容量批發(fā)市場使用再生能源機制》及一并頒布的《再生能源電站電價形成規(guī)則》，上述購電協(xié)議單獨規(guī)定了長達5頁的電價附件，基本按照以下公式計算CFS每月應當支付的不含增值稅的電價。

當月電價=（月投資回報+月財產(chǎn)稅×退稅率）×發(fā)電效率×季節(jié)系數(shù)×電力消費指數(shù)

根據(jù)《再生能源電站電價形成規(guī)則》和購電協(xié)議，發(fā)電效率將通過電表系統(tǒng)測定，季節(jié)系數(shù)將根據(jù)《促進電力、容量批發(fā)市場使用再生能源機制》統(tǒng)一調整，電力消費指數(shù)將維持1.005不變。而對于月投資回報，將基于中標的單位造價、投資金額、投資回報率、月運營成本、項目本地化率、消費者物價指數(shù)、外匯波動情況（如有外幣投資）等參數(shù)進行計算、考核或定期調整。其中，《促進電力、容量批發(fā)市場使用再生能源機制》針對風電、光伏和水電項目分別規(guī)定統(tǒng)一適用的月運營成本；而各新建再生能源IPP項目的投資回報率將基本一致并參考俄羅斯長期國債收益率水平進行調整，目前基本在12%～14%。

總體看來，雖然俄羅斯已在有條件的地區(qū)基本建成了競爭性較強的電價形成機制，但為促進再生能源項目投資和提高相關設備的本地化率，俄羅斯再生能源IPP項目的各項制度對投資人的種種關切考慮得比較全面、電價機制也具備相當?shù)目扇谫Y性。

哈薩克斯坦：“小步快跑”的再生能源IPP項目電價機制

2004年588-Ⅱ號《電力法》的出臺，標志著哈薩克斯坦電力市場基本完成了由“后蘇聯(lián)”時代向現(xiàn)代電力市場體系的轉型，并通過此后的歷次修訂奠定了哈薩克斯坦當前的電力市場基本制度，如將先前國有企業(yè)發(fā)電、輸電、配電一體化運營的機制拆分為發(fā)電、輸電和配電，大力推進發(fā)電領域向IPP為代表的私有化和市場化方向發(fā)展，將發(fā)電、輸電和配電產(chǎn)業(yè)基本向外資全面開放，并取消了許可經(jīng)營制度，確定了電力批發(fā)市場和電力零售市場各自的準入門檻、市場主體和交易模式等。雖然市場化運作、政府不對特定項目提供個案支持的一般性再生能源IPP項目是主流項目模式，但根據(jù)哈薩克斯坦2006年167-Ⅲ號《特許權法》和2017年出臺的126-Ⅳ號《國家私人合作法》，發(fā)電項目也允許通過PPP模式運作，盡管截至目前哈薩克斯坦真正落地的再生能源發(fā)電PPP項目非常有限。

作為哈薩克斯坦國民經(jīng)濟支柱型產(chǎn)業(yè)的油氣和礦產(chǎn)資源，在2008年全球金融危機中受到不小的波及。并且從自然環(huán)境角度看，作為世界上僅有的兩個雙重內(nèi)陸國之一，哈薩克斯坦也有著豐富的再生能源開發(fā)潛力。按照哈薩克斯坦能源部2016年制定的再生能源發(fā)展目標，到2020年底哈薩克斯坦再生能源發(fā)電領域的裝機容量將達到1 700MW，占全國發(fā)電量的3%，2025年這一指標預計將達到6%，2030年這一指標將達到10%，2050年則將達到全國發(fā)電量的一半左右。

在此背景下，哈薩克斯坦政府為進一步促進再生能源發(fā)展，于2009年專門出臺了165-Ⅳ號《再生能源支持法》（下稱“《再生能源法》”），并于2013年、2014年和2016年連續(xù)對該法進行了大力度的修訂，與2016年506-Ⅴ號《綠色經(jīng)濟法》共同確立了多項再生能源IPP項目的鼓勵措施。

為實現(xiàn)再生能源的發(fā)展目標，哈薩克斯坦能源部和再生能源IPP項目統(tǒng)一購電人——再生能源支持結算財務中心有限公司（RFC）將不定期地公布再生能源IPP項目招標公告。根據(jù)新近招標結果，2018—2019年，哈薩克斯坦共1 205MW的再生能源IPP項目舉行了國際招標，吸引了全球12個國家的138家企業(yè)參與。

RFC作為再生能源IPP項目的統(tǒng)一購電人，將按照中標電價（堅戈/kWh），在為期15年內(nèi)對電站實際供應到電網(wǎng)連接點的電量“照付不議”，并以本幣堅戈按月支付電費。各類再生能源IPP項目中，上一輪的最高中標價格將作為下一輪投標的封頂價格。招標機制的推行確實起到了降低部分類型再生能源IPP項目電價的目的，從2018年春季招標和2019年秋季招標各自的投標封頂價對比即能一見端倪，如表2所示。

由于哈薩克斯坦再生能源IPP項目招標時即確定基準電價，因此后續(xù)電價調整的因素不像前述介紹的俄羅斯再生能源IPP項目電價調整事項那么復雜。根據(jù)哈薩克斯坦政府2014年3月27日公布的271號政府令《固定電價、招標封頂電價形成規(guī)則》，對于外幣貸款的再生能源IPP中標項目，將按以下公式調整電價。

當年調整后電價=中標電價×[1+0.3×（當年10月1日前12個月通貨膨脹率-100%）+0.7×（當年10月1日美元兌堅戈平均匯率-當年10月1日美元兌堅戈平均匯率）÷前12個月美元兌堅戈平均匯率]

從上述電價公式可以看出，哈薩克斯坦再生能源IPP項目在購電人和投資人之間采取了一定的風險分擔機制，即投資人承擔其相對更有把控能力的投資回報、收益率等商業(yè)風險，而由購電人RFC來承擔通貨膨脹、匯率波動等風險，其電價調整機制符合大部分境外再生能源IPP項目實踐，也具備一定的可融資性。

烏茲別克斯坦：電價雖低，“含金量”不低

烏茲別克斯坦作為哈薩克斯坦以外世界上另一個雙重內(nèi)陸國家，具備豐富的再生能源資源尤其是光伏發(fā)電資源，其每年陽光明媚的天數(shù)可達320天。即便如此，與俄羅斯、哈薩克斯坦類似，烏茲別克斯坦目前仍主要依靠化石燃料，尤其是天然氣來滿足國家和居民的能源需求。為擺脫對化石燃料的依賴、推動再生能源尤其是光伏發(fā)電行業(yè)的發(fā)展，烏茲別克斯坦能源部在2019年4月明確表示，烏茲別克斯坦計劃在2030年之前完成25個光伏發(fā)電項目的建設，實現(xiàn)裝機容量超過4GW的目標，其中世界銀行集團下屬的國際金融公司（International Finance Corporation，IFC）將為900MW計劃提供咨詢，亞開行將為1GW計劃提供咨詢。

為了吸引國內(nèi)外投資人投資再生能源領域，在原有《電力法》《合理使用能源法》等基礎上，烏茲別克斯坦政府于2019年頒布了《再生能源法》?！对偕茉捶ā访鞔_規(guī)定將再生能源作為國家優(yōu)先發(fā)展行業(yè)，強調社會資本投資在再生能源領域的重要地位和國家的相應支持措施。例如，《再生能源法》規(guī)定發(fā)電公司原則上可在項目投產(chǎn)之日起10年內(nèi)享受再生能源發(fā)電設備的財產(chǎn)稅減免和設備占用土地的土地稅減免，并保證對符合條件的再生能源發(fā)電項目接入國家統(tǒng)一電網(wǎng)。

在《再生能源法》頒布之前，烏茲別克斯坦再生能源發(fā)電電價總體按照終端用戶電價扣除輸配電價格形成?！对偕茉捶ā吩瓌t性地規(guī)定新能源電價應當通過招標方式確定，但目前尚無相關配套法規(guī)出臺。

除《再生能源法》外，專門就電價機制而言，2019年4月烏茲別克斯坦政府出臺了《電價條例》（包括《電價政策》和《電價形成規(guī)則》兩個附件）。按照《電價政策》，烏茲別克斯坦預計于2023年前參照國際先進實踐經(jīng)驗，逐步發(fā)展和形成適用于烏茲別克斯坦本國的電價機制，并力爭于2023年起電價維持3年基本不變。為此，《電價政策》規(guī)定電價應在發(fā)電、輸電、配電和售電各個流程的成本基礎上，全面考慮建設、運營和維護的支出，并在此基礎上考慮10%～20%的利潤水平。

《電價形成規(guī)則》則進一步區(qū)分了管制電價和非管制電價。烏茲別克斯坦境內(nèi)發(fā)電公司供應電力的電價，原則上屬于管制電價范圍。《電價形成規(guī)則》規(guī)定的發(fā)電電價基本計算公式為該發(fā)電公司一定期限（通常為1年）內(nèi)的毛收入除以同期的預計發(fā)電量。毛收入將基于各發(fā)電公司年度運營費用、資產(chǎn)攤銷成本、年投資額和投資（包括股權和債權兩部分）回報率等因素進行計算，而預計發(fā)電量則由能源部基于能源總體供應量預測核定。發(fā)電公司可通過向部際聯(lián)合能源價格委員會直接提交電價計算書、財務報表、人工統(tǒng)計、商業(yè)計劃、產(chǎn)品說明等文件來申請電價。此外，根據(jù)《電價形成規(guī)則》，經(jīng)主管機關審批后電價可以根據(jù)烏茲別克斯坦官方公布的通貨膨脹率進行調整。

值得注意的是，《電價條例》規(guī)定的“發(fā)電公司”從文義上看包括所有并入烏茲別克斯坦國家電網(wǎng)的發(fā)電公司，其中包括再生能源發(fā)電公司，但其規(guī)定的電價機制與《再生能源法》規(guī)定的通過招標確定電價機制存在顯著差異。因此，《再生能源法》和《電價條例》對于再生能源IPP項目如何適用有待關注。

除了一般適用于普通再生能源IPP項目的電價機制，烏茲別克斯坦近期大力推動了多個光伏PPP項目，IFC擔任顧問的納沃伊100MW光伏PPP項目已經(jīng)授標，烏茲別克斯坦能源部正在亞開行的協(xié)助下積極推動蘇爾漢河州謝拉巴德 200MW光伏PPP項目的招標。從納沃伊項目中標電價看，阿聯(lián)酋馬斯達爾（Masdar）公司的中標電價為2.679美分/kWh，以0.3美分的優(yōu)勢力壓第二名沙特國際電力和水務公司（ACWAPower）。毫無疑問，這個電價水平無論是對俄羅斯、哈薩克斯坦還是其他國際市場來說都是處于低位區(qū)間的，但從近期類似項目實踐看，烏茲別克斯坦具有自身獨特的吸引力。

在烏茲別克斯坦近期的光伏PPP項目中，中標電價以美元計算，發(fā)電公司（即PPP項目公司）將與作為購電人的烏茲別克斯坦電力股份公司簽署購電協(xié)議，電費以本幣蘇姆支付。在此類項目中，電價調整的事由更類似于一種損害賠償方式。當發(fā)生包括戰(zhàn)爭、內(nèi)亂、制裁、禁運、法律變更等烏茲別克斯坦境內(nèi)政治事件，或購電人調度風險、烏茲別克斯坦政府有關方違約時，對于發(fā)電公司因此實際發(fā)生且經(jīng)適當證明的相關運維費用、維修費用、第三方費用、稅費、保險費、匯兌損失、利息等額外支出的費用，且費用超過年度限額的，發(fā)電公司應當有權要求購電人予以補償，補償?shù)姆绞桨ㄒ淮涡匝a償、分期補償或調升后續(xù)商運期內(nèi)的電價。反之，如果因烏茲別克斯坦法律變更導致發(fā)電公司額外獲利且超過年度限額的，購電人也有權要求調減電價。

如上所述，烏茲別克斯坦近期光伏PPP項目中，一般采用電價以美元計價、電費以本幣支付的模式，相比俄羅斯、哈薩克斯坦類似在電價調整中僅考慮匯率因素而言，烏茲別克斯坦在此類光伏PPP項目中提供了更具可融資性的機制。如果發(fā)電公司盡合理努力仍無法在市場上兌換到足額外幣，烏茲別克斯坦政府有義務保障外匯可得性。此外，購電人也有義務賠償發(fā)電公司兌換、匯返外幣時存在的匯率損失。應該說，烏茲別克斯坦近期光伏PPP項目中采取的這種匯兌風險分配機制，較俄羅斯、哈薩克斯坦再生能源IPP項目而言更親近投資人。

結語

從俄羅斯、哈薩克斯坦、烏茲別克斯坦三國的現(xiàn)行電價機制看，雖然本身電價水平不算高，但各自的電價機制基本上回應了投資人的核心關切，其中烏茲別克斯坦近期再生能源發(fā)電PPP項目的電價機制較俄羅斯、哈薩克斯坦而言也更親近外國投資人。在海外再生能源IPP項目中，除了電價機制本身，穩(wěn)定的電費收入還涉及特殊情形下的電量計算機制、付款擔保機制、違約賠償機制、終止補償機制、爭議解決機制等一系列合同安排，對于這些事項，俄羅斯、哈薩克斯坦、烏茲別克斯坦目前的再生能源IPP項目法律框架規(guī)定還不盡清晰，部分事項在一定程度上還缺乏吸引力。我們將持續(xù)關注這三個國家電力市場法律動態(tài)，以饗讀者。P

（注：本文相關資料的搜集截至2020年6月。）

田文靜，金杜律師事務所合伙人，2020年《錢伯斯亞太概覽》項目與基礎設施領域第一等領先律師，2019年《法制日報》“一帶一路”十佳律師，主辦項目被評為“一帶一路”優(yōu)秀法律服務項目“十佳案例”。

徐越，金杜律師事務所主辦律師。