江荣卿：光伏出海系列之一——从PPA现金流到保函反噬，吉尔吉斯斯坦光伏项目的可融资性风险

中国企业在进入吉尔吉斯斯坦光伏市场时，容易将宏观层面的电力缺口、较高日照资源以及新能源政策支持，直接等同于项目层面的可融资性与现金流稳定性。该类判断通常更多基于市场需求与政策导向，而对底层付款结构、主权信用、争议解决环境以及跨境回收路径关注不足。

实践中，项目的核心风险并不主要来源于光伏项目本身，而在于购电方信用结构、财政支持能力、外汇流动性以及争议解决机制之间的系统性耦合。尤其是在缺乏主权支持协议（GSA）、多边开发银行（MDB）增信以及离岸现金流保护结构的情况下，单纯依赖PPA项下未来收费流，通常难以满足国际商业银行对无追索权项目融资的基本要求。

同时，吉尔吉斯斯坦于2025年实施的新《投资法》，提高了外国投资者直接进入国际投资仲裁程序的门槛，并强化了本国司法与调解程序的前置要求。在电费违约、汇兑障碍或政府干预等情形下，投资人与融资方可能面临争议解决周期延长、执行效率下降以及临时救济受限等问题。该等因素与见索即付保函结构叠加后，可能形成风险向中国境内母公司反向传导的机制。

本文从可融资性、现金流安全、争议解决以及中国法连接等维度，对吉尔吉斯斯坦光伏项目的主要风险结构与控制路径进行分析。[1]

在当前信用与法律环境下，吉尔吉斯斯坦光伏PPP/PPA项目的独立商业可融资性较弱。由于国家电网公司（NEGK）及相关新能源支付主体的自主付款能力有限，仅依赖PPA项下未来本币现金流，通常难以满足国际商业银行对于无追索权项目融资的信用要求。

因此，项目通常需要引入世界银行（WB）、亚洲开发银行（ADB）或欧洲复兴开发银行（EBRD）等多边开发银行参与融资或增信，并由财政部提供主权支持协议（GSA）或类似财政承诺，以提升项目的现金流稳定性与融资可得性。

2025年实施的新《投资法》提高了外国投资者直接进入国际仲裁程序的程序门槛，并强化了本国司法与调解程序的前置要求。

该等制度变化可能导致：

1. 投资人与融资方对争议解决效率产生顾虑；

2. 国际贷款行难以完全锁定中立且排他的离岸争议解决路径；

3. 在违约初期阶段，临时禁令、紧急仲裁等救济工具的可获得性下降。

对于高度依赖长期稳定现金流的项目融资结构而言，上述因素可能对融资审批及风险定价产生实质影响。

在东道国政治、汇兑及执行环境存在较高不确定性的情况下，中国法连接仍是中资企业控制回收风险的重要抓手。

相关路径包括：

1. 引入中国出口信用保险公司政治风险保险；

2. 在保函结构中强化反索兑与争议前置安排；

3. 结合《中华人民共和国外国国家豁免法》寻找境内商业资产执行连接点；

4. 在设备采购协议中设置所有权保留机制。

其核心目标在于：将部分不可控的东道国政治与执行风险，转化为中国法框架下相对可执行、可保全、可追偿的资产风险。

NEGK作为核心国有购电主体，长期受到低电价政策、财政补贴依赖及债务压力影响，其自主付款能力存在较大不确定性。

对于融资方而言，若缺乏财政部担保、MDB增信或国际信用支持，仅依赖NEGK商业信用的PPA现金流，通常难以形成稳定的融资基础。

在该情况下，融资银行可能要求：

1. 提高中方资本金比例；

2. 增加母公司担保；

3. 设置更高DSCR要求；

4. 引入额外流动性储备结构。

上述安排将直接影响项目杠杆水平与投资收益率。

若SPV因电费违约、调价争议或政府干预拟启动国际仲裁，东道国政府或相关主体可能以未完成本地程序为由，对国际仲裁管辖权提出抗辩。

该等情况可能导致：

1. 争议解决周期延长；

2. 项目资产被长期冻结；

3. 融资银行暂停提款；

4. 项目进入长期重组状态。

对于项目融资结构而言，争议解决机制的不确定性，本身即可能构成融资障碍。

吉尔吉斯斯坦目前尚未形成专门针对新能源项目的完整用地体系，实践中仍主要适用一般土地管理规则。

若项目涉及牧场、农业用地或其他特殊用途土地，而未完成合法用途转换及登记程序，则可能出现：

1. 土地划拨效力争议；

2. 行政撤销；

3. 长期闲置后的强制收回；

4. 项目资产减值。

该等问题不仅影响项目建设进度，也会直接影响融资银行对抵押物稳定性的判断。

吉尔吉斯斯坦光伏项目的风险并非孤立存在，而可能在现金流、融资、保函及争议解决之间形成跨主体传导。

若国家财政补贴延迟、电网付款能力下降或汇兑条件收紧，SPV可能出现：

1. 电费回收延迟；

2. DSRA耗尽；

3. DSCR下降；

4. 融资协议项下违约。

融资银行在该情况下可能暂停提款、要求提前偿债或启动重组程序。

若SPV现金流恶化，中资承包商可能无法按期获得工程款支付。

在争议背景下，东道国主体可能以工期、性能或其他履约问题为由，启动履约保函索兑程序。

由于保函通常适用URDG758等国际规则，中国境内开证银行在收到符合形式要求的索赔文件后，通常需要先行付款。

若投资人与承包商难以及时取得有效的临时禁令或仲裁救济，则相关损失可能迅速向境内母公司传导。

在境外银行完成付款后，境内反担保银行可能依据反担保安排进行追偿。

最终，东道国项目层面的付款与政治风险，可能转化为中国境内母公司的资产代偿与信用损失。

吉尔吉斯斯坦电网基础设施仍存在一定瓶颈，部分区域并网能力与调峰能力有限。

若PPA中未明确约定“视同发电（Deemed Generation）”补偿机制，则限电、弃光或输电障碍可能直接影响项目收入稳定性。

对于项目融资结构而言，现金流波动将直接影响DSCR测算及贷款可获得性。

虽然当地法律原则上允许外汇汇出，但东道国外汇储备规模及美元流动性仍可能对项目产生影响。

若PPA未设置美元指数化机制、汇率调整机制或离岸托管结构，则本币贬值可能导致：

1. SPV偿债能力下降；

2. 美元债务偿付困难；

3. 股东回报率下降；

4. 再融资能力减弱。

若项目因政府违约、长期停工或其他原因提前终止，而协议中未明确约定补偿公式、支付顺位及计算机制，则可能出现：

1. 补偿标准不确定；

2. 补偿周期过长；

3. 无法优先覆盖未偿贷款；

4. 股东权益大幅缩水。

该类问题通常会被融资银行视为影响可融资性的核心缺陷之一。

中国信保海外投资保险及违约险安排，是中资金融机构评估项目回收安全的重要基础。

若保险结构中覆盖政府违约、汇兑限制及主权不履约等风险，则可在一定程度上缓释长期回收不确定性。

根据《中华人民共和国外国国家豁免法》，若东道国主体在中国境内持有商业用途资产，中资企业可结合仲裁或诉讼程序，研究境内保全与执行路径。

该等安排有助于提升谈判与回收能力。

在EPC及设备采购结构中，可考虑：

1. 将争议解决锁定于CIETAC或SIAC；

2. 设置保函索兑前置条件；

3. 强化设备所有权保留；

4. 通过离岸付款结构降低境外资产冻结风险。

其核心目的在于降低见索即付结构下的单边索赔风险。

对于风险偏好较低的中资企业，更适合参与由世界银行、ADB或EBRD主导的公开招标项目。

在该模式下：

1. 多边机构承担部分主权与政策风险；

2. 中资企业更多聚焦EPC收益；

3. 项目融资结构相对成熟；

4. 回收路径相对清晰。

对于需要进行股权投资或PPP开发的项目，应考虑同步建立：

1. 主权支持协议（GSA）；

2. 中国信保保险；

3. 离岸Escrow账户；

4. 储能（BESS）配套结构；

5. 汇率保护机制；

6. 多层SPV安排。

其目标并非完全消除东道国风险，而是在项目层面形成可融资、可运营、可回收的基本控制结构。

在PPA及特许协议中，可考虑：

1. 明确适用法；

2. 设置排他性国际仲裁条款；

3. 约定主权豁免放弃；

4. 限制地方程序对国际仲裁的干扰。

对于限电、输电故障或非SPV原因导致的减发，应在PPA中明确视同发电补偿机制，并约定付款义务的持续性。

PPA及GSA中可考虑设置：

1. 美元指数化定价；

2. 汇率自动调整机制；

3. 离岸Escrow账户；

4. 财政部代偿机制。

相关安排有助于降低本币贬值及资金滞留风险。

吉尔吉斯斯坦光伏市场具备一定新能源发展需求与政策空间，但项目的核心挑战并不主要来自发电技术本身，而在于主权信用、付款结构、争议解决及跨境回收机制之间的系统性耦合。

对于中国投资人与EPC企业而言，项目评估重点不应仅停留于PPA签署、装机规模或电价水平，而应进一步关注：

1. 现金流的真实可执行性；

2. 主权支持的可落实性；

3. 争议解决路径的有效性；

4. 保函风险的反向传导；

5. 中国法连接下的最终回收能力。

在缺乏主权支持、多边增信及有效风险缓释结构的情况下，项目可能难以满足国际项目融资对于稳定现金流与风险隔离的基本要求。

因此，中资企业更适合在“多边机构增信+主权支持+中国法连接”三重结构下进入市场，并通过合同、保险、保函及离岸架构，对项目的融资、运营与回收风险进行系统性控制。