在海外电力投资项目中的众多协议中，最为核心就是由项目公司与东道国电力公司签署的购电协议PPA，这里将结合笔者的一些项目经验与大家一同分析和探讨PPA里核心条款，本文一共分为五个章节。
第一章PPA是什么
在市场经济体制中，发电侧放开竞争，相应的价格由市场竞争形成，输电侧一般为国家垄断，由国有的输电公司运营，输电价格由政府管制并制定，配电侧则是由几家区域性的电力公司负责，配电价格也一般由政府管制并制定。目前一带一路沿线国家的电力体制大多还未市场化运作，大多数国家的电力工业体制仍然是垂直一体化运作，即发输配售由一家国有电力公司统一管理，为促进电力的发展，部分国家会放开发电侧，允许私人开发商进行电力投资，私人开发商通过与东道国国有电力公司签订购电协议即PPA来约定私人开发商作为售电方进行电力生产和东道国国有电力公司作为购电方来购买电力。
PPA初稿通常是由东道国国有电力公司作为购电方提供，其内容由律所与会计事务所共同起草，PPA中的条款是决定该项目是否能够获得投资人和金融机构认可的关键，所以各国的PPA版本是基于目前市场上常规的投资人特征与金融机构的风险偏好进行草拟的，之后在谈判过程中，基于项目特征，再进行特定的修改直至形成最终版本。
PPA内容上不同国别不同发电形式会导致差异较大，但是章节结构基本相同，通常有19~23个章节，10多个附件（笔者见过附件最多的是缅甸的PPA，有20多个），大概有150~300页（印尼是双语版本，有500页，非洲的个别项目只有100页），笔者见过页数最少的PPA是越南新能源项目的PPA，只有26页，10个章节。PPA的内容可以大致分类为常规条款、财务条款、技术条款、风险分配条款、违约和终止条款几类，以下笔者就电价机制、终止条款、风险分配与调和三个方面展开分析，在最后探讨以下项目融资对PPA的要求有哪些。
第二章电价机制
电价机制是购电协议的重要部分，也是项目电费收入的基础依据，不同的发电方式有不同的电价机制。
燃气电站的燃料一般由购电公司负责供应或者由购电公司直接与燃料供应商签署供应协议，与燃气电站不同，在燃煤电站发电项目中，燃料是由售电方负责，即由售电方与燃料供应商签署供应协议，价格采取市场价格进行调整，那么售电方需要在电价机制中进行燃料成本穿透机制。
不同于新能源项目投资额较小，投资人多，只要政府给予高额的电价，即使存在风险也有很多投资人愿意参与，这导致东道国电力公司有较高的议价权利，不会轻易在PPA中做出妥协，在大型的投资额较大的水电项目中，东道国电力公司是愿意给予每年最低购买电量的承诺的，该承诺能够保证售电方每年有一个稳定的现金流用以偿还贷款和覆盖运营成本，至于该最低购买电量是否能够进一步覆盖投资收资需要进一步谈判。另外，在该类型的水电项目中，关于来水不足导致的收入减少的风险处理我们在后文风险分配一章中进行分析。
第三章终止机制
上文讲了PPA中的电价机制，该机制是在项目正常运营时的项目未来预期收益的保证，但是在由责任风险事件或者无责任风险事件引发项目非正常运营或终止时，预期收益该如何得到补偿或者赔偿责任该如何分配，是需要提前在PPA中进行约定的，本章主要针对PPA终止展开讨论。
（一）什么时候终止？
PPA终止可能发生在PPA生效前、项目开工前、融资关闭前、商业运营前以及特许期结束前和特许期到期。在融资关闭和开工前PPA被终止，售电方的最大损失是前期费用和保函；在建设期融资关闭后以及运营期PPA被终止，那么售电方的最大损失是还需要加上追加的股本出资，贷款本金和利息。
（二）什么情况下终止？
引起项目提前终止的事项通常可被划分为属于售电方责任的违约事项、属于购电方的违约事项，以及其他不可预见事项，即不可抗力事件。其中不可抗力事件在责任划分中又可划分为政治不可抗力事件和非政治不可抗力事件，在有的PPA里会把政治不可抗力再分为东道国政治不可抗力和非东道国政治不可抗力。
在终止条款中一个很重的机制就是PutandCallOptions，即项目公司拥有putoption，可以要求购电公司或者东道国政府在某些特殊情况时（Triggerevents）按照事先约定的价格进行购买项目；购电公司或者东道国政府拥有calloption，可以要求项目公司某些特殊情况时（Triggerevents）按照事先约定的价格将项目公司出让给购电方；
（三）终止的后果是什么？
上表为四类不同的违约终止事件，在出现售电方违约终止后融资行的cureperiod结束后购电方有权利行使calloption；在出现购电方违约终止与政治不可抗力终止事件后售电方有权利行使putoption；在出现其他不可抗力终止事件后则由购电方与售电方协商解决或者购电方行使calloption。
以下为不同类型事件终止后，当项目公司行使putoption或者购电方行使calloption的对价：
上述机制不同国别差异最大的在于售电方违约终止和其他不可抗力终止后，购电方是否一定要行使calloption，即承担未偿债务，例如在非洲一些国家市场吸引力差为了满足项目融资的需要，购电方愿意在PPA中在各项终止事件后都进行未偿债务兜底，在东南亚一些国家的PPA中没有类似的机制，出现售电方违约终止和其他不可抗力终止需要由售电方承担未偿债务。
终止机制是一种东道国政府与投资人博弈的结果，在一个国家推行BOT项目的初期，为了吸引投资人，政府往往愿意提供各方面风险的兜底甚至是最低收益的保证，但此种措施可能会导致投资过度并增加政府的财政负担，再之后随着市场完善投资人增加，政府会逐渐减少担保措施。
第四章、风险分配和缓释机制
风险分配的原则是risksshouldoptimallybeallocatedtothepartybestabletomanagesuchrisk，在进行风险分配前，最重要的就是先进行风险转移，所以在开始论述风险分配机制之前，我们先来看一下，售电方通常可以购买哪些政治保险和商业保险来实现风险转移。政治保险通常在出口信贷机构进行购买，主要包含三项基本险，分别是汇兑限制、延期付款令、战争暴乱恐怖主义；商业保险如下表所示：
（一）法律变更风险
法律变更是指签署PPA（或IA）之后东道国政府对现有法律修订、颁布新法，例如环保标准的变化、税法的变化。如果出现法律变更引起项目总投、运营成本增大或对投资人造成损失，购电方需要补偿该损失以保证投资人收益率维持不变；
（二）支付风险
电费由购电方进行支付，所以购电方的财务能力和信用评级至关重要，比如印尼PLN的支付风险可以向ECA进行转移或者投资人与融资行直接认可其信用，但如果是莫桑比克的EDM，那肯定需要莫桑政府提供支付担保，还有一些购电方比如美洲的一些购电主体还有越南的EVN，即使还无法向ECA转移，但投资人与部分融资行可以认可其信用。
（三）通货膨胀风险
笔者见过的PPA中大部分都有通胀的调价机制，但也有新能源项目的PPA没有该机制，通货膨胀风险在建设期和运营期均有体现，目前在PPA中调价都是针对运营期的运维成本进行调价，分为美元CPI和当地CPI，基准通常是从PPA签署日来确定，关于建设期很长的项目，建设期的通胀风险只能是传递给EPC方，笔者见过其他的公路项目也有政府愿意与投资人分摊建设期EPC成本的通胀风险。
（四）外汇风险
目前大部分的海外电力项目都是美元计价，当地币支付，所以汇率波动风险影响有限，主要影响为运维成本，在两部式电价中在运维成本对应的电价会设置汇率调价机制；对于当地币计价的购电协议，由于缺少长期限的远期汇率掉期产品，对于当地币计价的购电协议很难被使用美元成本的投资人所接受，笔者认为至少购电方应在汇率贬值到一定程度时对投资人进行补偿才有可能吸引外国投资人。另外，尽管汇兑限制风险可向ECA转移，但是如果东道国同时上马太多项目，而外汇储备有限，投资人也需要评估即使协议中有了保护，但是否能够实现。
（五）资源供给风险
（六）视为可用/视为可调度机制
在进入到终止程序前，有一个及其重要的处理购电方或者政治不抗力的风险责任的机制就是Deemed机制，通常分为DeemedCommissioning和DeemedDispatch，在Deemed机制下，可以保护售电方即使在未能发电的情况下仍能获得电费收入以保证还本付息。在传统煤电、燃气电站都会设置Deemed机制且触发事件也较为类似，主要的差异为由于自然不抗力导致的购电方接入设施未能在一定期限内修复是否属于责任事件。在新能源项目中，不同国家会有较大的区别，例如中东地区光伏项目的PPA是有Deemed机制的且触发事件合理，对投资人保护完善，相反比如越南的风电和光伏项目的PPA中干脆就没有Deemed这个概念。
总结
老话长谈，风险与收益总是对等的，比如中东的新能源PPA风险缓释机制好，但是电价也低，越南的PPA风险缓释机制差，但是电价高，而这种高电价也可以理解为是对不确定性的缓释措施，所以在境外电力市场开发中，投资人就需要结合自身的风控要求选择与之相匹配的市场与项目。