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俄罗斯、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦三国普遍拥有丰富的油气资源，长期以来以石油、天然气等化石能源作为国内主要的发电方式。但在全球应对气候变化、推动能源结构转型的大背景下，三个国家相继推出开发利用本国再生能源的发展规划，并推出诸多发展再生能源的激励政策和优惠政策，也确实吸引了一批国际知名能源企业投资参与，比如德国西门子—歌美飒公司、法国道达尔公司、意大利国家电力公司等，中国企业也颇有斩获。
囿于各国电力基础设施现状和经济发展水平，各国的再生能源发展目标和支持措施也有所不同，政治、经济、社会等投资环境也有所差异。但从商业可行性的角度看，东道国法律环境是否给予了具备可融资性的电价机制，可能是需要投资人首先关注的问题。
本文选取在成熟电力市场、半成熟电力市场和新兴电力市场中分别比较具有代表性的俄罗斯、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦三国，从外国投资人角度一窥其再生能源项目基本法律制度和电价机制。
俄罗斯：电力市场总体竞争性强，具备一定可融资性的再生能源电价机制
2003年3月26日第36号联邦《电力法》是俄罗斯全国电力行业和电力市场的基础法律规范，规定了电力市场主体、统一电网和输配电、电力行业主管机关、电力市场的基本框架。俄罗斯绝大部分区域电力批发市场和电力零售市场并存，为此，俄罗斯政府分别制定了《电力和电能批发市场条例及部分行政法规修订》（下称“《电力批发市场条例》”）和《电力零售市场运行及完全或部分限制用电条例》。此外，俄罗斯政府还分别针对电力市场的特殊行业，如输配电、核电、水电、可再生能源电站等，制定了专门的行政法规。
按照是否接入俄罗斯统一电网为标准，俄罗斯全境电力市场划分为统一电网区域和独立电网区域；按照是否存在竞争性电价机制为标准，统一电网区域的电力批发市场，进一步划分为价格区和非价格区。价格区内的电价，除居民生活用电等民生用电外，基本通过竞争性机制确定；非价格区内的电价总体上由联邦反垄断局按照法定机制测算确定。俄罗斯电力市场的竞争性主要体现在价格区电力批发市场的售电机制中。
《电力批发市场条例》规定了13种容量或电量的交易模式，比如新建电站容量采购招标、年度容量采购招标、日前市场/平衡市场电量竞价、大型终端用户直接购电协议等，绝大多数的容量或电量交易将通过招投标等竞争性程序确定电价。除发电公司自行与终端用户签订购电协议外，市场交易主体将代表不特定终端用户按照一定模板与发电公司签署包括购电协议在内的70余份一揽子交易文件。因此，形象地说，发电公司出售电量或容量的对象并非特定的购电人，而是整个电力批发市场。
显然，在电力市场已经较为成熟、竞争较为激烈的情况下，如不给予独立发电商（Independent Power Producers，IPP）一定的收入保障，再生能源IPP项目的可融资性和投资吸引力会比较有限，从而不利于俄罗斯落实其能源结构转型的目标。因此，与多数中国能源企业较为熟悉的IPP项目类似、具有一定收入保障的新建再生能源电站容量采购机制，也就成了大多数外国投资人试水的项目模式。
根据俄罗斯联邦政府2009年1月8日颁布的《俄罗斯联邦使用再生能源提高能源效率国家政策主要方向》及其后续修订，俄罗斯电力批发市场交易系统管理股份公司（ATS）通常于每年3月公布今后5年拟招标的新建再生能源IPP项目总容量，招标一般于当年6月结束。2020年由于新冠肺炎疫情影响，ATS公布招标计划有所延迟。从ATS2019年公布的招标信息看，2020—2024年拟招标的新建再生能源IPP项目总容量为2 887MW，且相应设定了投标封顶价，如表1所示。
中标人将与负责电力市场的交易清算、作为不特定购电人代理人的财务结算中心股份公司（CFS）及ATS签署为期15年的购电协议，由CFS对实际供应电量“照付不议”，项目建成后也应达到《俄罗斯联邦使用再生能源提高能源效率国家政策主要方向》规定的本地化率水平。根据俄罗斯联邦政府2013年5月28日颁布的N449号政府令《促進电力、容量批发市场使用再生能源机制》及一并颁布的《再生能源电站电价形成规则》，上述购电协议单独规定了长达5页的电价附件，基本按照以下公式计算CFS每月应当支付的不含增值税的电价。
当月电价=（月投资回报+月财产税×退税率）×发电效率×季节系数×电力消费指数
根据《再生能源电站电价形成规则》和购电协议，发电效率将通过电表系统测定，季节系数将根据《促进电力、容量批发市场使用再生能源机制》统一调整，电力消费指数将维持1.005不变。而对于月投资回报，将基于中标的单位造价、投资金额、投资回报率、月运营成本、项目本地化率、消费者物价指数、外汇波动情况（如有外币投资）等参数进行计算、考核或定期调整。其中，《促进电力、容量批发市场使用再生能源机制》针对风电、光伏和水电项目分别规定统一适用的月运营成本；而各新建再生能源IPP项目的投资回报率将基本一致并参考俄罗斯长期国债收益率水平进行调整，目前基本在12%～14%。
总体看来，虽然俄罗斯已在有条件的地区基本建成了竞争性较强的电价形成机制，但为促进再生能源项目投资和提高相关设备的本地化率，俄罗斯再生能源IPP项目的各项制度对投资人的种种关切考虑得比较全面、电价机制也具备相当的可融资性。
哈萨克斯坦：“小步快跑”的再生能源IPP项目电价机制
2004年588-Ⅱ号《电力法》的出台，标志着哈萨克斯坦电力市场基本完成了由“后苏联”时代向现代电力市场体系的转型，并通过此后的历次修订奠定了哈萨克斯坦当前的电力市场基本制度，如将先前国有企业发电、输电、配电一体化运营的机制拆分为发电、输电和配电，大力推进发电领域向IPP为代表的私有化和市场化方向发展，将发电、输电和配电产业基本向外资全面开放，并取消了许可经营制度，确定了电力批发市场和电力零售市场各自的准入门槛、市场主体和交易模式等。虽然市场化运作、政府不对特定项目提供个案支持的一般性再生能源IPP项目是主流项目模式，但根据哈萨克斯坦2006年167-Ⅲ号《特许权法》和2017年出台的126-Ⅳ号《国家私人合作法》，发电项目也允许通过PPP模式运作，尽管截至目前哈萨克斯坦真正落地的再生能源发电PPP项目非常有限。 作为哈萨克斯坦国民经济支柱型产业的油气和矿产资源，在2008年全球金融危机中受到不小的波及。并且从自然环境角度看，作为世界上仅有的两个双重内陆国之一，哈萨克斯坦也有着丰富的再生能源开发潜力。按照哈萨克斯坦能源部2016年制定的再生能源发展目标，到2020年底哈萨克斯坦再生能源发电领域的装机容量将达到1 700MW，占全国发电量的3%，2025年这一指标预计将达到6%，2030年这一指标将达到10%，2050年则将达到全国发电量的一半左右。
在此背景下，哈萨克斯坦政府为进一步促进再生能源发展，于2009年专门出台了165-Ⅳ号《再生能源支持法》（下称“《再生能源法》”），并于2013年、2014年和2016年连续对该法进行了大力度的修订，与2016年506-Ⅴ号《绿色经济法》共同确立了多项再生能源IPP项目的鼓励措施。
为实现再生能源的发展目标，哈萨克斯坦能源部和再生能源IPP项目统一购电人——再生能源支持结算财务中心有限公司（RFC）将不定期地公布再生能源IPP项目招标公告。根据新近招标结果，2018—2019年，哈萨克斯坦共1 205MW的再生能源IPP项目举行了国际招标，吸引了全球12个国家的138家企业参与。
RFC作为再生能源IPP项目的统一购电人，将按照中标电价（坚戈/kWh），在为期15年内对电站实际供应到电网连接点的电量“照付不议”，并以本币坚戈按月支付电费。各类再生能源IPP项目中，上一轮的最高中标价格将作为下一轮投标的封顶价格。招标机制的推行确实起到了降低部分类型再生能源IPP项目电价的目的，从2018年春季招标和2019年秋季招标各自的投标封顶价对比即能一见端倪，如表2所示。
由于哈萨克斯坦再生能源IPP项目招标时即确定基准电价，因此后续电价调整的因素不像前述介绍的俄罗斯再生能源IPP项目电价调整事项那么复杂。根据哈萨克斯坦政府2014年3月27日公布的271号政府令《固定电价、招标封顶电价形成规则》，对于外币贷款的再生能源IPP中标项目，将按以下公式调整电价。
当年调整后电价=中标电价×[1+0.3×（当年10月1日前12个月通货膨胀率-100%）+0.7×（当年10月1日美元兑坚戈平均汇率-当年10月1日美元兑坚戈平均汇率）÷前12个月美元兑坚戈平均汇率]
从上述电价公式可以看出，哈萨克斯坦再生能源IPP项目在购电人和投资人之间采取了一定的风险分担机制，即投资人承担其相对更有把控能力的投资回报、收益率等商业风险，而由购电人RFC来承担通货膨胀、汇率波动等风险，其电价调整机制符合大部分境外再生能源IPP项目实践，也具备一定的可融资性。
乌兹别克斯坦：电价虽低，“含金量”不低
乌兹别克斯坦作为哈萨克斯坦以外世界上另一个双重内陆国家，具备丰富的再生能源资源尤其是光伏发电资源，其每年阳光明媚的天数可达320天。即便如此，与俄罗斯、哈萨克斯坦类似，乌兹别克斯坦目前仍主要依靠化石燃料，尤其是天然气来满足国家和居民的能源需求。为摆脱对化石燃料的依赖、推动再生能源尤其是光伏发电行业的发展，乌兹别克斯坦能源部在2019年4月明确表示，乌兹别克斯坦计划在2030年之前完成25个光伏发电项目的建设，实现装机容量超过4GW的目标，其中世界银行集团下属的国际金融公司（International Finance Corporation，IFC）将为900MW计划提供咨询，亚开行将为1GW计划提供咨询。
为了吸引国内外投资人投资再生能源领域，在原有《电力法》《合理使用能源法》等基础上，乌兹别克斯坦政府于2019年頒布了《再生能源法》。《再生能源法》明确规定将再生能源作为国家优先发展行业，强调社会资本投资在再生能源领域的重要地位和国家的相应支持措施。例如，《再生能源法》规定发电公司原则上可在项目投产之日起10年内享受再生能源发电设备的财产税减免和设备占用土地的土地税减免，并保证对符合条件的再生能源发电项目接入国家统一电网。
在《再生能源法》颁布之前，乌兹别克斯坦再生能源发电电价总体按照终端用户电价扣除输配电价格形成。《再生能源法》原则性地规定新能源电价应当通过招标方式确定，但目前尚无相关配套法规出台。
除《再生能源法》外，专门就电价机制而言，2019年4月乌兹别克斯坦政府出台了《电价条例》（包括《电价政策》和《电价形成规则》两个附件）。按照《电价政策》，乌兹别克斯坦预计于2023年前参照国际先进实践经验，逐步发展和形成适用于乌兹别克斯坦本国的电价机制，并力争于2023年起电价维持3年基本不变。为此，《电价政策》规定电价应在发电、输电、配电和售电各个流程的成本基础上，全面考虑建设、运营和维护的支出，并在此基础上考虑10%～20%的利润水平。
《电价形成规则》则进一步区分了管制电价和非管制电价。乌兹别克斯坦境内发电公司供应电力的电价，原则上属于管制电价范围。《电价形成规则》规定的发电电价基本计算公式为该发电公司一定期限（通常为1年）内的毛收入除以同期的预计发电量。毛收入将基于各发电公司年度运营费用、资产摊销成本、年投资额和投资（包括股权和债权两部分）回报率等因素进行计算，而预计发电量则由能源部基于能源总体供应量预测核定。发电公司可通过向部际联合能源价格委员会直接提交电价计算书、财务报表、人工统计、商业计划、产品说明等文件来申请电价。此外，根据《电价形成规则》，经主管机关审批后电价可以根据乌兹别克斯坦官方公布的通货膨胀率进行调整。
值得注意的是，《电价条例》规定的“发电公司”从文义上看包括所有并入乌兹别克斯坦国家电网的发电公司，其中包括再生能源发电公司，但其规定的电价机制与《再生能源法》规定的通过招标确定电价机制存在显著差异。因此，《再生能源法》和《电价条例》对于再生能源IPP项目如何适用有待关注。 除了一般适用于普通再生能源IPP项目的电价机制，乌兹别克斯坦近期大力推动了多个光伏PPP项目，IFC担任顾问的纳沃伊100MW光伏PPP项目已经授标，乌兹别克斯坦能源部正在亚开行的协助下积极推动苏尔汉河州谢拉巴德 200MW光伏PPP项目的招标。从纳沃伊项目中标电价看，阿联酋马斯达尔（Masdar）公司的中标电价为2.679美分/kWh，以0.3美分的优势力压第二名沙特国际电力和水务公司（ACWAPower）。毫无疑问，这个电价水平无论是对俄罗斯、哈萨克斯坦还是其他国际市场来说都是处于低位区间的，但从近期类似项目实践看，乌兹别克斯坦具有自身独特的吸引力。
在乌兹别克斯坦近期的光伏PPP项目中，中标电价以美元计算，发电公司（即PPP项目公司）将与作为购电人的乌兹别克斯坦电力股份公司签署购电协议，电费以本币苏姆支付。在此类项目中，电价调整的事由更类似于一种损害赔偿方式。当发生包括战争、内乱、制裁、禁运、法律变更等乌兹别克斯坦境内政治事件，或购电人调度风险、乌兹别克斯坦政府有关方违约时，对于发电公司因此实际发生且经适当证明的相关运维费用、维修费用、第三方费用、税费、保险费、汇兑损失、利息等额外支出的费用，且费用超过年度限额的，发电公司应当有权要求购电人予以补偿，补偿的方式包括一次性补偿、分期补偿或调升后续商运期内的电价。反之，如果因乌兹别克斯坦法律变更导致发电公司额外获利且超过年度限额的，购电人也有权要求调减电价。
如上所述，烏兹别克斯坦近期光伏PPP项目中，一般采用电价以美元计价、电费以本币支付的模式，相比俄罗斯、哈萨克斯坦类似在电价调整中仅考虑汇率因素而言，乌兹别克斯坦在此类光伏PPP项目中提供了更具可融资性的机制。如果发电公司尽合理努力仍无法在市场上兑换到足额外币，乌兹别克斯坦政府有义务保障外汇可得性。此外，购电人也有义务赔偿发电公司兑换、汇返外币时存在的汇率损失。应该说，乌兹别克斯坦近期光伏PPP项目中采取的这种汇兑风险分配机制，较俄罗斯、哈萨克斯坦再生能源IPP项目而言更亲近投资人。
结语
从俄罗斯、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦三国的现行电价机制看，虽然本身电价水平不算高，但各自的电价机制基本上回应了投资人的核心关切，其中乌兹别克斯坦近期再生能源发电PPP项目的电价机制较俄罗斯、哈萨克斯坦而言也更亲近外国投资人。在海外再生能源IPP项目中，除了电价机制本身，稳定的电费收入还涉及特殊情形下的电量计算机制、付款担保机制、违约赔偿机制、终止补偿机制、争议解决机制等一系列合同安排，对于这些事项，俄罗斯、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦目前的再生能源IPP项目法律框架规定还不尽清晰，部分事项在一定程度上还缺乏吸引力。我们将持续关注这三个国家电力市场法律动态，以飨读者。P
（注：本文相关资料的搜集截至2020年6月。）
田文静，金杜律师事务所合伙人，2020年《钱伯斯亚太概览》项目与基础设施领域第一等领先律师，2019年《法制日报》“一带一路”十佳律师，主办项目被评为“一带一路”优秀法律服务项目“十佳案例”。
徐越，金杜律师事务所主办律师。
囿于各国电力基础设施现状和经济发展水平，各国的再生能源发展目标和支持措施也有所不同，政治、经济、社会等投资环境也有所差异。但从商业可行性的角度看，东道国法律环境是否给予了具备可融资性的电价机制，可能是需要投资人首先关注的问题。
本文选取在成熟电力市场、半成熟电力市场和新兴电力市场中分别比较具有代表性的俄罗斯、哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦三国，从外国投资人角度一窥其再生能源项目基本法律制度和电价机制。
俄罗斯：电力市场总体竞争性强，具备一定可融资性的再生能源电价机制
2003年3月26日第36号联邦《电力法》是俄罗斯全国电力行业和电力市场的基础法律规范，规定了电力市场主体、统一电网和输配电、电力行业主管机关、电力市场的基本框架。俄罗斯绝大部分区域电力批发市场和电力零售市场并存，为此，俄罗斯政府分别制定了《电力和电能批发市场条例及部分行政法规修订》（下称“《电力批发市场条例》”）和《电力零售市场运行及完全或部分限制用电条例》。此外，俄罗斯政府还分别针对电力市场的特殊行业，如输配电、核电、水电、可再生能源电站等，制定了专门的行政法规。
按照是否接入俄罗斯统一电网为标准，俄罗斯全境电力市场划分为统一电网区域和独立电网区域；按照是否存在竞争性电价机制为标准，统一电网区域的电力批发市场，进一步划分为价格区和非价格区。价格区内的电价，除居民生活用电等民生用电外，基本通过竞争性机制确定；非价格区内的电价总体上由联邦反垄断局按照法定机制测算确定。俄罗斯电力市场的竞争性主要体现在价格区电力批发市场的售电机制中。
《电力批发市场条例》规定了13种容量或电量的交易模式，比如新建电站容量采购招标、年度容量采购招标、日前市场/平衡市场电量竞价、大型终端用户直接购电协议等，绝大多数的容量或电量交易将通过招投标等竞争性程序确定电价。除发电公司自行与终端用户签订购电协议外，市场交易主体将代表不特定终端用户按照一定模板与发电公司签署包括购电协议在内的70余份一揽子交易文件。因此，形象地说，发电公司出售电量或容量的对象并非特定的购电人，而是整个电力批发市场。
显然，在电力市场已经较为成熟、竞争较为激烈的情况下，如不给予独立发电商（Independent Power Producers，IPP）一定的收入保障，再生能源IPP项目的可融资性和投资吸引力会比较有限，从而不利于俄罗斯落实其能源结构转型的目标。因此，与多数中国能源企业较为熟悉的IPP项目类似、具有一定收入保障的新建再生能源电站容量采购机制，也就成了大多数外国投资人试水的项目模式。
根据俄罗斯联邦政府2009年1月8日颁布的《俄罗斯联邦使用再生能源提高能源效率国家政策主要方向》及其后续修订，俄罗斯电力批发市场交易系统管理股份公司（ATS）通常于每年3月公布今后5年拟招标的新建再生能源IPP项目总容量，招标一般于当年6月结束。2020年由于新冠肺炎疫情影响，ATS公布招标计划有所延迟。从ATS2019年公布的招标信息看，2020—2024年拟招标的新建再生能源IPP项目总容量为2 887MW，且相应设定了投标封顶价，如表1所示。
中标人将与负责电力市场的交易清算、作为不特定购电人代理人的财务结算中心股份公司（CFS）及ATS签署为期15年的购电协议，由CFS对实际供应电量“照付不议”，项目建成后也应达到《俄罗斯联邦使用再生能源提高能源效率国家政策主要方向》规定的本地化率水平。根据俄罗斯联邦政府2013年5月28日颁布的N449号政府令《促進电力、容量批发市场使用再生能源机制》及一并颁布的《再生能源电站电价形成规则》，上述购电协议单独规定了长达5页的电价附件，基本按照以下公式计算CFS每月应当支付的不含增值税的电价。
当月电价=（月投资回报+月财产税×退税率）×发电效率×季节系数×电力消费指数
根据《再生能源电站电价形成规则》和购电协议，发电效率将通过电表系统测定，季节系数将根据《促进电力、容量批发市场使用再生能源机制》统一调整，电力消费指数将维持1.005不变。而对于月投资回报，将基于中标的单位造价、投资金额、投资回报率、月运营成本、项目本地化率、消费者物价指数、外汇波动情况（如有外币投资）等参数进行计算、考核或定期调整。其中，《促进电力、容量批发市场使用再生能源机制》针对风电、光伏和水电项目分别规定统一适用的月运营成本；而各新建再生能源IPP项目的投资回报率将基本一致并参考俄罗斯长期国债收益率水平进行调整，目前基本在12%～14%。
总体看来，虽然俄罗斯已在有条件的地区基本建成了竞争性较强的电价形成机制，但为促进再生能源项目投资和提高相关设备的本地化率，俄罗斯再生能源IPP项目的各项制度对投资人的种种关切考虑得比较全面、电价机制也具备相当的可融资性。
哈萨克斯坦：“小步快跑”的再生能源IPP项目电价机制
2004年588-Ⅱ号《电力法》的出台，标志着哈萨克斯坦电力市场基本完成了由“后苏联”时代向现代电力市场体系的转型，并通过此后的历次修订奠定了哈萨克斯坦当前的电力市场基本制度，如将先前国有企业发电、输电、配电一体化运营的机制拆分为发电、输电和配电，大力推进发电领域向IPP为代表的私有化和市场化方向发展，将发电、输电和配电产业基本向外资全面开放，并取消了许可经营制度，确定了电力批发市场和电力零售市场各自的准入门槛、市场主体和交易模式等。虽然市场化运作、政府不对特定项目提供个案支持的一般性再生能源IPP项目是主流项目模式，但根据哈萨克斯坦2006年167-Ⅲ号《特许权法》和2017年出台的126-Ⅳ号《国家私人合作法》，发电项目也允许通过PPP模式运作，尽管截至目前哈萨克斯坦真正落地的再生能源发电PPP项目非常有限。 作为哈萨克斯坦国民经济支柱型产业的油气和矿产资源，在2008年全球金融危机中受到不小的波及。并且从自然环境角度看，作为世界上仅有的两个双重内陆国之一，哈萨克斯坦也有着丰富的再生能源开发潜力。按照哈萨克斯坦能源部2016年制定的再生能源发展目标，到2020年底哈萨克斯坦再生能源发电领域的装机容量将达到1 700MW，占全国发电量的3%，2025年这一指标预计将达到6%，2030年这一指标将达到10%，2050年则将达到全国发电量的一半左右。
在此背景下，哈萨克斯坦政府为进一步促进再生能源发展，于2009年专门出台了165-Ⅳ号《再生能源支持法》（下称“《再生能源法》”），并于2013年、2014年和2016年连续对该法进行了大力度的修订，与2016年506-Ⅴ号《绿色经济法》共同确立了多项再生能源IPP项目的鼓励措施。
为实现再生能源的发展目标，哈萨克斯坦能源部和再生能源IPP项目统一购电人——再生能源支持结算财务中心有限公司（RFC）将不定期地公布再生能源IPP项目招标公告。根据新近招标结果，2018—2019年，哈萨克斯坦共1 205MW的再生能源IPP项目举行了国际招标，吸引了全球12个国家的138家企业参与。
RFC作为再生能源IPP项目的统一购电人，将按照中标电价（坚戈/kWh），在为期15年内对电站实际供应到电网连接点的电量“照付不议”，并以本币坚戈按月支付电费。各类再生能源IPP项目中，上一轮的最高中标价格将作为下一轮投标的封顶价格。招标机制的推行确实起到了降低部分类型再生能源IPP项目电价的目的，从2018年春季招标和2019年秋季招标各自的投标封顶价对比即能一见端倪，如表2所示。
由于哈萨克斯坦再生能源IPP项目招标时即确定基准电价，因此后续电价调整的因素不像前述介绍的俄罗斯再生能源IPP项目电价调整事项那么复杂。根据哈萨克斯坦政府2014年3月27日公布的271号政府令《固定电价、招标封顶电价形成规则》，对于外币贷款的再生能源IPP中标项目，将按以下公式调整电价。
当年调整后电价=中标电价×[1+0.3×（当年10月1日前12个月通货膨胀率-100%）+0.7×（当年10月1日美元兑坚戈平均汇率-当年10月1日美元兑坚戈平均汇率）÷前12个月美元兑坚戈平均汇率]
从上述电价公式可以看出，哈萨克斯坦再生能源IPP项目在购电人和投资人之间采取了一定的风险分担机制，即投资人承担其相对更有把控能力的投资回报、收益率等商业风险，而由购电人RFC来承担通货膨胀、汇率波动等风险，其电价调整机制符合大部分境外再生能源IPP项目实践，也具备一定的可融资性。
乌兹别克斯坦：电价虽低，“含金量”不低
乌兹别克斯坦作为哈萨克斯坦以外世界上另一个双重内陆国家，具备丰富的再生能源资源尤其是光伏发电资源，其每年阳光明媚的天数可达320天。即便如此，与俄罗斯、哈萨克斯坦类似，乌兹别克斯坦目前仍主要依靠化石燃料，尤其是天然气来满足国家和居民的能源需求。为摆脱对化石燃料的依赖、推动再生能源尤其是光伏发电行业的发展，乌兹别克斯坦能源部在2019年4月明确表示，乌兹别克斯坦计划在2030年之前完成25个光伏发电项目的建设，实现装机容量超过4GW的目标，其中世界银行集团下属的国际金融公司（International Finance Corporation，IFC）将为900MW计划提供咨询，亚开行将为1GW计划提供咨询。
为了吸引国内外投资人投资再生能源领域，在原有《电力法》《合理使用能源法》等基础上，乌兹别克斯坦政府于2019年頒布了《再生能源法》。《再生能源法》明确规定将再生能源作为国家优先发展行业，强调社会资本投资在再生能源领域的重要地位和国家的相应支持措施。例如，《再生能源法》规定发电公司原则上可在项目投产之日起10年内享受再生能源发电设备的财产税减免和设备占用土地的土地税减免，并保证对符合条件的再生能源发电项目接入国家统一电网。
在《再生能源法》颁布之前，乌兹别克斯坦再生能源发电电价总体按照终端用户电价扣除输配电价格形成。《再生能源法》原则性地规定新能源电价应当通过招标方式确定，但目前尚无相关配套法规出台。
除《再生能源法》外，专门就电价机制而言，2019年4月乌兹别克斯坦政府出台了《电价条例》（包括《电价政策》和《电价形成规则》两个附件）。按照《电价政策》，乌兹别克斯坦预计于2023年前参照国际先进实践经验，逐步发展和形成适用于乌兹别克斯坦本国的电价机制，并力争于2023年起电价维持3年基本不变。为此，《电价政策》规定电价应在发电、输电、配电和售电各个流程的成本基础上，全面考虑建设、运营和维护的支出，并在此基础上考虑10%～20%的利润水平。
《电价形成规则》则进一步区分了管制电价和非管制电价。乌兹别克斯坦境内发电公司供应电力的电价，原则上属于管制电价范围。《电价形成规则》规定的发电电价基本计算公式为该发电公司一定期限（通常为1年）内的毛收入除以同期的预计发电量。毛收入将基于各发电公司年度运营费用、资产摊销成本、年投资额和投资（包括股权和债权两部分）回报率等因素进行计算，而预计发电量则由能源部基于能源总体供应量预测核定。发电公司可通过向部际联合能源价格委员会直接提交电价计算书、财务报表、人工统计、商业计划、产品说明等文件来申请电价。此外，根据《电价形成规则》，经主管机关审批后电价可以根据乌兹别克斯坦官方公布的通货膨胀率进行调整。
值得注意的是，《电价条例》规定的“发电公司”从文义上看包括所有并入乌兹别克斯坦国家电网的发电公司，其中包括再生能源发电公司，但其规定的电价机制与《再生能源法》规定的通过招标确定电价机制存在显著差异。因此，《再生能源法》和《电价条例》对于再生能源IPP项目如何适用有待关注。 除了一般适用于普通再生能源IPP项目的电价机制，乌兹别克斯坦近期大力推动了多个光伏PPP项目，IFC担任顾问的纳沃伊100MW光伏PPP项目已经授标，乌兹别克斯坦能源部正在亚开行的协助下积极推动苏尔汉河州谢拉巴德 200MW光伏PPP项目的招标。从纳沃伊项目中标电价看，阿联酋马斯达尔（Masdar）公司的中标电价为2.679美分/kWh，以0.3美分的优势力压第二名沙特国际电力和水务公司（ACWAPower）。毫无疑问，这个电价水平无论是对俄罗斯、哈萨克斯坦还是其他国际市场来说都是处于低位区间的，但从近期类似项目实践看，乌兹别克斯坦具有自身独特的吸引力。
在乌兹别克斯坦近期的光伏PPP项目中，中标电价以美元计算，发电公司（即PPP项目公司）将与作为购电人的乌兹别克斯坦电力股份公司签署购电协议，电费以本币苏姆支付。在此类项目中，电价调整的事由更类似于一种损害赔偿方式。当发生包括战争、内乱、制裁、禁运、法律变更等乌兹别克斯坦境内政治事件，或购电人调度风险、乌兹别克斯坦政府有关方违约时，对于发电公司因此实际发生且经适当证明的相关运维费用、维修费用、第三方费用、税费、保险费、汇兑损失、利息等额外支出的费用，且费用超过年度限额的，发电公司应当有权要求购电人予以补偿，补偿的方式包括一次性补偿、分期补偿或调升后续商运期内的电价。反之，如果因乌兹别克斯坦法律变更导致发电公司额外获利且超过年度限额的，购电人也有权要求调减电价。
如上所述，烏兹别克斯坦近期光伏PPP项目中，一般采用电价以美元计价、电费以本币支付的模式，相比俄罗斯、哈萨克斯坦类似在电价调整中仅考虑汇率因素而言，乌兹别克斯坦在此类光伏PPP项目中提供了更具可融资性的机制。如果发电公司尽合理努力仍无法在市场上兑换到足额外币，乌兹别克斯坦政府有义务保障外汇可得性。此外，购电人也有义务赔偿发电公司兑换、汇返外币时存在的汇率损失。应该说，乌兹别克斯坦近期光伏PPP项目中采取的这种汇兑风险分配机制，较俄罗斯、哈萨克斯坦再生能源IPP项目而言更亲近投资人。
结语
从俄罗斯、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦三国的现行电价机制看，虽然本身电价水平不算高，但各自的电价机制基本上回应了投资人的核心关切，其中乌兹别克斯坦近期再生能源发电PPP项目的电价机制较俄罗斯、哈萨克斯坦而言也更亲近外国投资人。在海外再生能源IPP项目中，除了电价机制本身，稳定的电费收入还涉及特殊情形下的电量计算机制、付款担保机制、违约赔偿机制、终止补偿机制、争议解决机制等一系列合同安排，对于这些事项，俄罗斯、哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦目前的再生能源IPP项目法律框架规定还不尽清晰，部分事项在一定程度上还缺乏吸引力。我们将持续关注这三个国家电力市场法律动态，以飨读者。P
（注：本文相关资料的搜集截至2020年6月。）
田文静，金杜律师事务所合伙人，2020年《钱伯斯亚太概览》项目与基础设施领域第一等领先律师，2019年《法制日报》“一带一路”十佳律师，主办项目被评为“一带一路”优秀法律服务项目“十佳案例”。
徐越，金杜律师事务所主办律师。