第6章印尼阿薩漢水電站項目案例分析
61項目概述
611印尼電力市場現狀
印尼屬於電力短缺國家，全國總裝機容量29083萬千瓦，電氣化發展速率低，用電普及率也很低。到2000年為止，計劃的發電能力僅達到需求的68％左右，全國217億人口中用電普及率僅為56%，仍有44%的人口沒用上電，即使首都雅加達也經常會因缺電實施輪流停電。印尼電力市場區域發展極不平衡，其中大多數已建電廠位於Java和Bali地區，該地區的電氣化發展速度接近90％。然而在北Sumatra地區(即本項目投資所在地)，電氣化發展速度僅為59％左右。
與印度尼西亞的電氣化程度落後形成很大反差的是旺盛的電力需求。盡管1997—1998年印尼曾發生金融危機，但最近十幾年(除1998年以外)該國對電力的需求持續增長。特別是2002年以來，印尼政局穩定，宏觀經濟保持年均5%的增長速度，對電力的需要日益增加，預計到2026年的電力年均需求增長率為71%。另外，目前印尼工業需用電量要占所有電力銷售的50％左右，但實際個人和企業用電比例為7∶3，因此企業對電力生產的需求更為迫切，電力市場發展的內動力也更直接、更強烈。
612項目基本情況綜述
本案例投資的Asahan No1水電站位於印度尼西亞蘇門答臘島Asahan 河上遊河段，距北蘇門答臘省會棉蘭市約130km。蘇門答臘島具有豐富的水能資源，並且這裏水能資源的開發對環境影響較小，適宜開發建設水電站。該電站上遊相距25km處是著名的旅遊勝地——多巴湖。多巴湖流域麵積3450km2，水麵麵積1100km2，正常高水位90500m時的總庫容為286億m3，水量充足。
Asahan 河上遊規劃有3個梯級電站（如圖61所示），其中Asahan No2水電站開發時分2A和2B電站，總裝機為603萬千瓦，現已建成投產，近年發電量約為40億千瓦時左右； Asahan No3水電站預計裝機4×10萬千瓦，有待開發； Asahan No1水電站從開始規劃到目前經曆了大約37年的時間。為配合Asahan No2水電站的運行，1981年，在Asahan No2水電站建設時修建了Asahan No1水電站的攔河壩、進水口和部分引水隧洞。2006年時Asahan No1水電站工程由已建的壩區建築物(擋水、泄水、放水等建築物)和擬建的63km引水隧洞、調壓井、壓力鋼管、地麵廠房和開關站等組成。
圖61梯級電站平麵示意圖
Asahan No1水電站是以發電為主的工程，水電站正常蓄水位90500m，相應庫麵麵積1100km2，庫容286億m3。裝機容量180MW，安裝兩台單機容量為90MW的混流式水輪發電機組。年保證發電量1175億kW·h。電站設計水頭1639 m，設計發電最大流量1258m3/s，保證出力124MW(p＝100％)，多年平均發電量1189億千瓦時，機組年利用小時數約為6000多小時。
Asahan No1水電站開關站由兩回275kV線路送至位於Asahan No2水電站附近的Asahan變電站，再通過印尼國家電力公司(PLN)在北蘇門答臘新修的PSidempuan SarulaGalang的275kV輸電線路與PLN電網相連。
根據施工進度安排，水電站建設工程總工期42個月，籌建準備期6個月，主體工程施工期33個月，工程完建期3個月。從準備工程開工至第一台機組發電為39個月。Asahan No1水電站初期運行期為電站建設完成後半年，預計發電量588億kW·h； 以後為正常生產年份，預計年發電量為1175億kW·h。
62項目實施過程
621項目重要文件和協議
海外投資項目是一個複雜體係，從某種角度看，它是由一係列文件協議組合成的有機整體，由於涉及多個利益人，因此項目對協議的依賴性很大。對項目業主而言，它是項目得以順利實施、規避風險的保障； 對貸款銀行來說，它是銀行考察項目情況、進行貸前調查的關注點。下麵將結合本案例介紹在國外，尤其是印尼市場投資修建水電站所需要的一些關鍵文件和協議。
1 可行性研究報告
投資基礎設施項目，要對項目可供量數據進行評估以及對將來項目的開發能力做出預測。投資人需要承擔項目開發、營運中的風險。就像水電站，如果發電量遠遠低於先前的預測，項目就不能按預期的標準提供電量，就不能有足夠的現金流償還投資費用。因此首先要強調的就是投資人必須聘請專門、獨立的工程技術評估機構對項目的可行性進行評估，在準確評估的基礎上，投資人做出項目的投資決策，貸款銀行也會據此衡量項目的貸款風險。
2006年2月，Asahan No1水電站可行性研究報告由中國水電顧問集團北京勘測設計研究院(現北京國電水利電力工程有限公司)完成。該報告主要從水文、工程地質、工程設計、環境保護、財務評價等十四個方麵對本項目可行性進行了詳盡分析，最終認為： 工程建設條件相對優越，特別是前期施工完成了很多臨建工程，節省了籌建時間； 技術方案可行，不存在不可克服的重大技術問題； 在合同工期內可以完成項目建設。工程建設中沒有水庫淹沒問題，對環境影響較小； 電站建設投資是可控的，在經濟上是合理的，財務上也是可行的。
2 發改委核準文件
項目通過核準後，國家發展改革委對核準的項目向項目申請人出具書麵核準文件，至此投資人才可以依法辦理外彙、海關、出入境管理和稅收等相關手續，並就境外投資項目簽署具有最終法律約束力的相關文件。
本項目於2006年6月由華電集團上報發改委並獲得了核準。
3 購電協議
購電協議(簡稱PPA協議)，從某種角度對項目的最終收益起了根本性保證。這種產品支付合同包括長期購買合同、照付不議合同、且取且付合同幾種形式。通過簽訂這種合同，來鎖定產品的價格，確保項目收益。產品購買合同是此種投資項目融資能力的基礎。合同中將規定相關的使用機構來提供最低使用量和價格保證。其中購買價格要涵蓋產品的固定成本，且在整個項目貸款期內合同有效。在電站項目中通常采用這種照付不議合同。
照付不議合同中將由電廠和購電方簽署協議規定： 在一定期限內，購電方每年至少以一定價格購買一定量的發電量。
Asahan No1電站的售電部分，也是由項目公司(BDSN)采用與PLN簽訂照付不議購電協議獲得現金收益的方式解決。BDSN曾與PLN於1996年簽訂了30年的購電協議。協議規定： 印尼國家電力公司每年至少按議定的美分價格從該項目購買1175億kW·h電量，其餘電量采用另一檔價格上網售電。2004年1月8日，雙方重新確認了1996年BDSN和PLN簽署的購電協議有效，並簽署了購電補充協議。並且在項目PPA中還詳細說明了包括營業執照、批準書和與項目開發、施工、維護及運行有關的批準文件，電站接入點和接入設備等工程其他文件。
4 政府出具函
此類信函可由政府或其公營部門(如財政部)出具，主要是政府或其公營機構在函中明確承諾或確認支持在項目營運的某段期限內保證最低流量或使用量，以此來確保項目的成功。主要形式包括： 安慰函(letter of comfort)、支持函(letter of support)以及理解函(letter of understanding)。
在對外投資項目中經常采用這種方式來分散風險。尤其對發電項目，消費者通常是唯一一個國家或地區的電網。因此，項目運行與政府聯係緊密，需要政府出具相關的信函。內容通常為確認此投資項目和購電合同條件，並將促使協議涉及機構(購電方)履行合同規定的應履行義務。
本項目於1997年由印尼國家財政部簽署政府支持信函，確認PPA條件和項目，並承諾將促使PLN履行PPA規定的支付義務。
5 運行維護合同
在建設項目竣工交付使用後，進入營運期內有可能發生技術故障和經營問題等，致使項目達不到營運指標和預期收益。因此項目應選擇有經驗的營運商並就該項目的營運和維護做出長期承諾。具體做法是： 項目公司與營運商簽訂營運維護合同，依據協議，營運商按照行業標準和國際慣例來管理項目。營運商要做到： 一方麵對設備進行日常維護保養，另一方麵控製營運成本。
本案例中，華電工程(CHEC)與項目公司(BDSN)簽訂運行維護合同，合同規定華電工程將控製電廠的運行。由於華電工程在同行業中有出色的工作記錄和經驗，並且是項目投資方最大股東華電集團的子公司，因此不僅可以最大限度地避免由於自身原因導致的年發電量不足，還可以控製營運成本，使項目收益有所保證。
6 托管賬戶協議
從控製還款現金流、使其優先支付項目債務及其利息的考慮出發，通常項目會設立獨立賬戶。賬戶的設立內容、方式可以比較靈活，根據每個項目的不同特點滿足其需要。
本項目沒有設立托管賬戶，但為防範項目公司BDSN不將每年的發電收益用來優先償付華電集團的貸款，華電集團也可與BDSN共同建立第三方托管賬戶，規定項目公司的發電收益直接進入第三方托管賬戶，按照事先約定的優先次序進行資金分配，以此來確保發電收益優先償還華電集團的貸款。
7 能源供應和輔助設施協議
可靠的能源、動力供應對於水電站的開工建設具有很重要的作用，是保證項目順利建設的關鍵。其他公用輔助設施包括項目所在地的供水、供熱設施、廢水廢氣處理設施，以及居住、生活服務等設施對於保持項目建設、營運的持續性及勞動力的穩定性也起著很大作用。因此在施工中應考慮到能源動力的長期供應、價格的接受程度、運輸的落實情況，燃料對成本及環境的影響，以及項目應滿足節能要求等方麵的問題。
簽署有關能源供應和輔助設施協議可以規避風險，保證項目的順利實施。本項目辦理的相關手續和簽訂的相關文件有： Asahan河管理機構批準和授權項目公司使用Toba湖和Asahan河上遊庫水； 印尼國家公共事務部批準和授權項目公司使用Toba湖和Asahan河上遊庫水； INALUM(Asahan No2水電站業主)和項目公司簽署的詳細協議和備忘錄，包括項目開發、施工、運行期間的Asahan河上遊水庫調度方式、已建調節壩以及其他INALUM設備的使用； 項目公司和不同部門分別以項目公司和PLN的名義簽署的工程區和其他一些地方的征地協議等。
622項目運作過程
Asahan No1水電站的投資建設過程可謂一波三折：
早在1968年，印度尼西亞有關部門就提出對Asahan河流域進行規劃，擬定該流域分三個梯級開發，Asahan No1水電站是Asahan 河流域規劃開發的第一級水電站。
直到1996年，印度尼西亞四家公司組成了項目建設公司——Bajradaya Sentranusa(簡稱BDSN)，印尼政府授權該公司進行Asahan No1水電站的開發建設。根據協議，BDSN公司負責Asahan No1水電站的融資、設計、建設、擁有和運行，商業運行期為30年。
同年，BDSN委托日本一家公司完成了招標設計，並與印尼國家電力公司簽訂了售電協議。1997年，經過招標，選擇了一家法國奧地利聯合公司進行施工，並進行了一定的前期施工工作，大壩、進場道路和部分引水渠的修築已基本完成。
不料，1998年恰逢印度尼西亞社會動亂及經濟危機，Asahan No1水電站工程被迫停工擱置。
直到2002年，印度尼西亞經濟得到恢複發展，麵對北蘇門答臘地區經濟增長迅速、電力需求日益增長的形勢，印尼政府計劃加速該地區的電力建設，尤其是盡快恢複建設因1998年經濟危機而停建的項目，Asahan No1水電站工程又被政府列入議事日程，列為計劃恢複建設的重點項目。
2003年2月，華電工程作為EPC總承包商介入Asahan No1項目。2004年3月，BDSN與華電工程雙方簽訂了EPC協議。但此後，BDSN在印尼國內融資出現困難，項目又再一次擱置中止。
直到2005年3月，項目才有所轉機。考慮到該項目建設條件和經濟條件較好，經與BDSN協商，中國華電集團計劃投資建設該項目，並負責在中國境內解決融資問題。
於是項目又很快啟動，2005年5月，北京國電水利電力工程有限公司完成《印度尼西亞北蘇門答臘省Asahan No1水電站可行性研究報告》； 2006年2月，又對報告進行了修改補充。
2006年2月，中國華電集團與印尼方簽訂股權轉讓協議。由此，華電集團從原項目業主手中獲得了70%的項目公司股權，取得對BDSN公司的控股權，計劃繼續開發Asahan No1水電項目。
2006年3月，水利水電規劃設計總院組織審查了可行性研究報告。同時，中國進出口銀行為華電集團出具了融資意向書。至此該項目核準條件已落實，中國華電集團向發改委提交核準申請。
2006年7月，華電集團投資印尼Asahan No1水電站項目已經完成了國內、外審批手續，有關商務合同也基本談判完畢。投資主體之一——華電香港公司的注冊工作也已經完成。7月6日，華電集團就該項目正式向進出口銀行提交了貸款申請。
2006年7月底，水電站開工並舉行掛牌儀式。
2006年8月，進出口銀行批準了對華電印尼Asahan No1水電站項目提供境外投資貸款。
2006年12月所有合同文件簽署並生效，標誌著項目全麵啟動。
2007年4月水電站正式開工建設。
圖62項目施工現場
截至2007年2月底，總包商與分包商的施工隊伍已有百餘人進場，開始進行的現場工作主要包括： 小型施工設備當地采購、道路施工、營地建設、施工輔助設施(采石場、施工水源、施工應急發電機組)的建設和安裝、引水隧洞挖掘等； 並在國內開展了施工圖設計、主設備采購等工作。與此同時，華電香港已於2007年年初派員在項目公司全麵開展工作，負責公司2007年上半年財務審計及日常管理等工作。
進出口銀行2007年下半年對該項目進行了實地檢查，圖62為現場檢查情況照片，項目正在按計劃有條不紊地建設中。現場工程施工有序，管理嚴格，工作人員擁有較豐富的技術實力和管理經驗。該項目到目前為止進展順利，並可預期工程將按期保質完成，借款人履約還款能夠保證。至此Asahan No1水電站項目取得了第一階段的成功。
63項目的經濟效益分析
631電站財務評價依據
投資該電站的財務評價是根據國家計委頒發的《建設項目經濟評價方法與參數(第二版)》、水利水電規劃設計總院1994年頒發的《水電建設項目財務評價暫行規定(試行)》和國內新近頒發的有關財稅規定的要求以及業主提供的相關材料等進行的。
632項目的財務預測
本電站建設的財務效益測算依據以下指標數據：
(1) 根據購電協議中設定的發電量和上網電價，計算其預期的現金流收益；
(2) 電站發電總成本費用： 包括經營成本、折舊費、攤銷費和利息支出；
(3) 項目的固定資產投資及流動資金(一般可忽略)；
(4) 稅金費用： 一般包括增值稅、銷售稅金附加和所得稅。
根據以上財務數據，測算出電站的利潤情況、償債能力、贏利能力，以及財務敏感性等經濟效益指標。
Asahan No1水電站裝機容量為180MW，年有效發電量10億~12億kW·h，建設期為3~5年。根據此電站的單位容量靜態投資和單位電能靜態投資及其電價的收益情況，可核算出該水電站全部投資財務淨現值和資本金財務淨現值。最終，經過專家測算，其全部投資財務內部收益率和資本金財務內部收益率指標數據較好，電站的投資回收期也較同類型的項目短。
633項目的敏感性分析
對上網電價、上網電量、電站投資這三個指標中兩個指標固定、另一指標變動5%~10%的情況進行測算，可以發現其全部投資財務內部收益率均在9%~12%之間，其資本金財務內部收益率也都在11%~16%之間。該電站全部投資財務內部收益率、資本金財務內部收益率均高於國內行業標準。由此可見，阿薩漢水電站具有一定的抗風險能力。
634項目財務評價的結論
Asahan No1水電站在滿足還貸要求的前提下，按照其年發電量1175億kW·h和PPA中簽署的上網電價計算，Asahan No1水電站全部投資財務內部收益率大於國內行業全部投資基準財務內部收益率(8％)； 資本金財務內部收益率也高於國內行業資本金基準財務內部收益率(10％)。
結論： Asahan No1水電站的財務指標比較優越，項目效益較好，抗風險能力較強，建設該項目在財務上是可行的。
64項目的商務、投資及融資結構
本項目的總體結構如圖63所示。
圖63項目結構圖
641項目的投資結構
1 投資結構的設計及運作過程
先期華電工程公司由於帶資承包建設Asahan No1水電站存在資金缺口，向進出口銀行提出申請對外承包工程貸款。進出口銀行隨即對項目進行了追蹤了解。通過調查發現，由於金融危機的影響，印尼當地項目公司BDSN的實力很弱，公司現存的資產僅為水電站先期投入的很小一部分固定資產，承包建設水電站的貸款勢必將全部依靠水電站未來的發電收益償還。進出口銀行認為通過項目公司建設營運水電站，然後償還建設費用，項目風險較難控製，加之印尼國別情況不明朗，整個項目貸款風險過大。
眼看此項目又將因貸款問題麵臨擱置，進出口銀行並沒有放棄，而是積極、深入地了解項目情況，設身處地從客戶利益出發，負責盡職、打開思路、靈活變通。針對這一項目的特殊性，為客戶量身設計了一整套投資方案： 鑒於此水電站地理條件成熟、經濟效益較好，具有可投資性，建議由中國企業直接對其投資，自主建設營運該水電站，這樣既可以獲得經濟收益又可以保證建設用款的及時收回。此項目可以由華電集團整體運作，進出口銀行將以海外投資類貸款來對此項目給予資金支持。但由於涉及外彙管製等方麵的問題，集團可以先在香港注冊一個窗口公司(定名為華電香港公司)作為投資該水電站項目的直接操作主體。下一步華電香港可以通過入股項目公司BDSN的方式成為項目公司最大股東，從而負責Asahan No1電站的融資建設營運等事宜。
華電集團對進出口銀行設計的Asahan No1水電站投資模式十分滿意，並很快著手辦理收購項目公司的股權談判工作。由於原項目公司BDSN融資能力極差，考慮到交由華電集團投資，可使已瀕臨廢棄的水電站項目“盤活”，印尼方麵也可以借此享受到水電站的部分經濟收益，於是也很快答應出售項目公司70%的股權。並且雙方商定該水電站的建設也一同交由華電集團或其子公司完成。華電集團最終以1元錢的象征性價格以及機電設備出口、相關勞務及技術服務輸出的出資方式，從現有項目公司業主手中購買了70%的項目公司股權，取得對項目公司BDSN的控股權。此次收購使雙方達成了“互利雙贏”的結局。自此華電集團可以正式展開投資Asahan No1水電站的各項工作。
2 項目公司BDSN股東持股比例及負債情況
Asahan No1水電站項目建設公司——Bajradaya Sentranusa(簡稱BDSN公司)成立於1996年，為股份製公司。公司股東4名，總資產約為1億美元，負債額約為1億美元，均為股東貸款。