一个海外光伏电站项目投融资设计研究案例

案例简介

案例工程项目建设内容包括：一期350MW（直流侧469MWp），二期431MW（直流侧577MWp），总规模781MWAC（直流侧1046MWp）的光伏电站以及电网设施的投资、EPC、运维以及转让。

根据这个项目，分别从EPC总承包商和投资方两个角度去分析项目开发的融资问题。

EPC承包商角度

假定项目开发者准备以EPC总承包的方式开发此项目，计划工程投资额的80%采用融资方式解决。融资方案包括两优贷款、买方信贷、卖方信贷+应收账款买断，这三种典型的融资方案进行对比分析见下表。

两优和买方信贷的负债人都不是我方，卖方信贷+应收账款买断的模式通过债权转让的形式让银行作为收款付款的中间人，我方或有负债，根据回购条款才能确定是否可以完全出表。在贷款利率上，两优贷款利率最低，卖方信贷+应收账款买断次之，买方信贷融资成本是三者中最高的。

基于债务方因素的考虑，因此我们在融资方案策划或者选择上应该优先考虑两优贷款和买方信贷，当前两者无法实施的情况下可以考虑卖方信贷+应收账款买断。

投资+EPC+O&M角度

假定项目开发者准备以投资+EPC+O&M的角度开发此项目，对其融资方案进行研究。

1. 投资建设运作模式

开发者在香港成立全资子公司（香港平台公司），香港平台公司与TAG分别以50%、49%的股权成立中外合资公司，孟加拉能源公司与中外合资公司分别以50%、49%的股权控股项目公司。工程项目投资的15%由项目公司的股东出资，85%通过向银团贷款解决。MC作为购电方，由国家财政部提供保证购电协议项下电费支付的主权担保。如中外合资公司中标，则由项目开发者作为项目的工程总承包商和运维商。运作方案如图1。

2. 融资方案

工程项目投资根据可行性研究报告中的方案，参照项目国市场类似工程的承包情况，考虑了项目商务安排层面的个性化特点，形成最终的总投资估算6.08亿美元，建设期2a，运营期25a（特许经营期）。债股比85∶15，即资本金部分由项目公司各股东按照股比自行解决，剩余部分拟通过无追索的项目融资解决。

与多家银行就项目融资方案分别进行了商谈，并已获取三家银行的具有承诺性质的贷款条件书。最终选择了中国银行与渣打银行组成的银团提供的27年期的美元贷款进行融资。具体项目融资情况如下表。

基于以上融资方案，参考项目可研报告相关内容，综合购电协议相关的技术、商务条款，测算结果如下：

（1）盈利能力指标分析。按照平准化电价2.35美分，发电量5107万MWh，项目总投6.08亿美元及目前的融资条件测算，项目资本金财务内部收益率为7%，投资财务内部收益率为4.8%，项目动态投资回收期为15.5a，资本金动态投资回收期14.9年。

（2）项目偿债能力。2022年4月进入融资偿还期，到20473月融资偿还完毕，2022年到2047年期间，项目模型中采用现金流量最大能力还款法，根据实际运营情况还本付息，能够减少投资人以短期流贷补充资金缺口造成的额外财务成本。在自由现金流还款法下，本项目的偿债备付率平均值为1.23，最低值为1.15，符合融资银团要求的平均值下限1.2，能够覆盖债务。

（3）盈亏平衡分析。根据测算，当主要指标处于以下情形时，资本金内部收益率为0：项目总投资从6.08亿美元增加至约6.62亿美元，变动率为10.33%；运维成本总额从1.74亿美元（平均每年669.36万美元，含CPI调价因素）增大到2.29亿美元（平均每年916.86万美元），变动率为31.61%；贷款利率从建设期3.80%、运营期4.1%增加到建设期4.70%、运营期5%（根据贷款银团融资条件，两阶段融资利率随3个月LIBOR利率同步浮动）。

（4）利润分析。根据对EPC价格和成本的测算，本项目总投资6.08亿美元，EPC总包合同价款5.42亿美元，运维合同价款1.74亿美元，利润为1453.22万美元利润能够覆盖自身股本金出资额。

3.结论

基于上述融资方案，对本项目各项财务指标的测算和敏感性分析，本项目电价机制较为合理，能够保障投资人的还本付息及获取投资收益的要求，各项成本基本穿透；项目融资还款安排得当，项目偿债能力较强，具备良好的抗风险能力。项目投资回报率符合当地市场实际情况，项目利润能够覆盖投资额，可采用小比例投资拉动EPC的方案。

缪胜光/魏肖昀/胡文/肖宣炜/张祎

电建福建电力勘测设计院

内容合作机构：走出去情报