专业解读

引言

2026年2月1日，埃塞俄比亚政府与英国基础设施投资平台Gridworks正式签署输电项目联合开发协议（Joint Development Agreement, JDA），标志着该国历史上首次通过Independent Transmission Project（ITP）模式引入外部私营资本参与国家输电网的融资、建设与运营。这一事件的意义不止于单个项目的推进——它实质性地突破了撒哈拉以南非洲国家长期以来在输电环节维持国家垄断的制度惯性，为后续区域性ITP市场的形成提供了首个可参照的交易先例。

笔者长期从事跨境能源基础设施项目的法律服务，观察到中国企业在非洲电力市场的参与长期集中于发电侧IPP（独立发电项目）与EPC工程承包领域。电网侧投资因制度壁垒高、合同结构复杂、退出路径受限而鲜有涉足。埃塞俄比亚ITP项目的破冰，使得“输电资产能否成为可融资的商业性基础设施”这一核心命题首次在非洲获得肯定性回答。本文拟从合同架构、风险分配与交易设计三个维度展开分析，为有意参与非洲电网侧投资的中国企业提供实务层面的决策参考。

一、项目概况与交易结构：从JDA到最终投资协议的路径拆解

（一）项目基本要素与投资强度分析

此次合作涉及埃塞俄比亚首批两个独立输电项目，总投资额约4亿美元，采用PPP模式由私营资本负责融资、建设及运营的全生命周期管理，涵盖全长约404公里的新建高压输电线路。两条线路呈现明确的功能分化：其一为连接索马里州与主网的206公里、132千伏线路，核心目标在于解决该国东部长期存在的电网孤岛问题；其二为服务东北部风光资源外送的198公里线路，采用更高电压等级，直接对接该国可再生能源出力消纳与跨国电力贸易的战略布局。

从投资强度看，4亿美元/404公里的单位成本约为99万美元/公里，显著高于中国国内同类项目的通常水平（30万—50万美元/公里）。这一价差并非简单的“非洲溢价”，而是反映了ITP模式下资产定价逻辑的根本转变——从“建设成本加成”转向“全生命周期服务定价”。在该定价框架下，建设成本仅是基准，20—30年运维责任的资本化、地形与物流的特殊成本结构、进口设备依赖、建设期风险溢价以及融资成本均被内化于单位造价之中。对于习惯以工程造价为核心竞标参数的中国企业而言，这一定价逻辑的转换是参与ITP市场的首要认知前提。

（二）JDA的法律定性：排他性框架协议而非最终投资承诺

投资方Gridworks由英国政府开发性金融机构British International Investment（BII，前身为CDC Group）全资持有，是专注非洲电力网络的基础设施投资与开发平台。BII作为英国发展金融的核心工具，其投资行为兼具商业回报、发展影响力与地缘战略三重目标，这一股权背景直接塑造了Gridworks在风险偏好与合同谈判中的特殊立场——较纯商业投资者更能接受前期不确定性，但对合同条款的国际可融资性标准要求同样严格。

根据已披露信息，此次签署的JDA由Gridworks、埃塞俄比亚财政部与埃塞俄比亚电力公司（Ethiopian Electric Power, EEP）三方共同签署。从项目融资实务角度，JDA的法律定性需要准确把握：它是一份具有排他性约束力的框架性开发协议，而非最终投资协议。其核心功能在于锁定各方的排他性合作意向、设定项目开发的里程碑时间表（通常涵盖可行性研究、环评、许可获取、融资方案设计等阶段）、分配前期开发成本与风险，并为后续具有完全约束力的特许权协议（Concession Agreement）和输电服务协议（TSA）的谈判预留空间。换言之，Gridworks目前承担的是前期开发成本与不确定性敞口，其对价是获得进入非洲首个ITP市场的排他性战略位置。后续从JDA推进至最终投资协议并实现融资关闭（Financial Close），仍需经历实质性的合同谈判与条件满足过程。

（三）制度背景：输电网“三重依赖”格局的结构性松动

非洲输电网长期呈现“三重依赖”格局：所有权层面的国家垄断、建设层面的公共部门主导、融资层面的主权信用支撑。这一格局正面临两端挤压：需求侧，国际能源署估计非洲为实现2030年电力普及目标每年需约400亿美元电网投资；供给侧，多数非洲国家主权债务已触及可持续性警戒线，传统多边开发机构的资金供给远不能弥合缺口。

ITP模式的核心制度意义在于实现从“主权信用驱动”向“资产质量驱动”的范式转换。项目融资的三个核心特征——有限追索、风险隔离、现金流导向——被系统性地移植至传统上被视为不可触碰的电网领域。在这一架构下，债权人的求偿权限于SPV层面的项目资产与现金流，而非东道国主权信用本身。这一转换的法律实质是：输电设施被重新界定为可产生稳定、可预测现金流的商业性基础设施资产，从而具备了项目融资的可融资性基础。

二、合同架构深度拆解：ITP的“三角协议”体系与可用性支付核心机制

（一）ITP与IPP的结构同源性及三项关键调适

ITP与IPP在核心法律结构上具有显著的同构性，均基于“独立设施+长期合同+项目融资”的基本框架。然而，输电资产的物理经济特性决定了简单移植IPP合同模板将面临结构性障碍，至少需要在三个维度进行针对性调适。

第一，产出计量与定价机制的差异。IPP的产出是电力（kWh），具有清晰的物理计量标准与市场价格参照；ITP的服务价值则高度依赖于系统层面的容量保障与电能质量改善，其“可用性”的技术定义涉及电压稳定性、容量裕度、故障响应时间等复杂参数，需要输电服务协议（TSA）设计远比购电协议（PPA）更精细的技术附件与测量验证程序。

第二，需求风险的分配逻辑不同。IPP中，购电方通过“照付不议”（Take-or-Pay）条款承担需求风险；ITP中，“可用性支付”机制虽将项目收入与实际输送电量脱钩，但创造了对国有输电公司支付能力的深度依赖——这一“准主权信用”风险比IPP中单一购电方的信用风险更具系统性，也更难通过常规担保工具缓释。

第三，资产专用性与退出困境。发电资产在特定条件下尚可通过变更燃料、调整出力或接入不同电网实现价值回收；输电线路的路径唯一性与系统嵌入性使其几乎不存在替代用途或二级市场。这一特性对强制收购条款（Buy-out Provisions）的定价机制、争议解决中的临时措施设计以及破产情形下的资产处置安排构成特殊法律挑战。

（二）埃塞俄比亚PPP立法框架：制度空间与合规约束

埃塞俄比亚现行《PPP法》（Public Private Partnership Proclamation No. 1076/2018，2023年修订为No. 1283/2023）为ITP项目提供了基本法律依据。该法采用“负面清单”方式界定适用范围，明确排除的仅包括石油、矿业、大气空间权利以及公共基础设施和公共企业的私有化或出售行为——输电项目未被列入排除清单，为其纳入PPP框架留出了制度空间。

核心制度安排包括：由总理任主席的PPP委员会负责项目审批与政策指导；隶属财政部的PPP中心负责日常管理与协调；竞争性采购为默认程序，允许有限情形下的直接谈判（Gridworks项目即采用此路径）。PPP模式类型涵盖BOT、BOO、BOOT、BLT等，为ITP的特许期限与资产移交安排提供了灵活选项。但需注意，配套实施细则的颁布进度、监管机构的实际执行能力以及司法实践的积累仍处于动态演进阶段——这种“制度空白”在为谈判双方创造灵活空间的同时，也意味着合同条款需要承担更多本应由成熟制度环境提供的确定性功能。

（三）“三角协议”体系与可用性支付机制的条款设计要点

典型ITP项目的法律结构由三类核心协议构成闭环：特许权协议（Concession Agreement）界定基本法律关系、特许范围与期限；输电服务协议（TSA）规定商业条款，构成项目现金流的核心来源；政府支持协议（Government Support Agreement, GSA）提供主权层面的信用增级与风险缓释承诺。三类协议之间的内部衔接一致性——特别是终止事件触发条件、补偿计算基准、争议解决管辖权的协调——是法律结构设计中技术难度最高的环节。

可用性支付机制是ITP区别于传统“使用者付费”模式的核心商业创新。该机制将输电服务的商业价值定义为“容量可用性”而非“实际使用量”——只要输电设施处于约定的可用状态，无论实际输送电量多少，项目公司均可获得约定报酬。这一设计的精巧之处在于：它将系统层面的电力需求波动风险从项目公司转移至作为购买方的国有输电公司，同时保留了项目公司对设施可用性的直接控制与绩效激励。

然而，可用性支付条款的有效性高度依赖于“可用性”定义的精确程度与可审计性。笔者在实务中关注到，以下几个层面的条款设计质量将直接决定项目的可融资性与长期执行效果：技术层面，需要明确定义电压稳定性阈值、容量裕度标准、故障响应时间要求等核心参数；程序层面，需要建立独立的第三方测量、验证与技术争议快速裁定机制；法律层面，需要清晰区分“计划不可用”（预防性维护，不扣减）、“强制不可用”（设备故障，按比例扣减）与“系统不可用”（电网故障或调度指令导致，不可归责于项目公司）三类情形的不同法律后果与经济影响。

三、风险分配逻辑：ITP项目“准主权资产”属性下的核心风险识别与缓释路径

（一）风险分配的基本原则：从理论到输电场景的适用挑战

“最有效管理者”（Best Placed to Manage）原则在撒哈拉以南非洲ITP项目中的具体化适用逻辑：风险应分配给最能有效管理该风险的一方；如果没有任何一方能够最优管理特定风险，则应分配给从项目中获益最大的一方。

这一原则在输电领域的落地面临特殊困难：系统层面风险——如电网故障、调度指令变化、相邻设施延迟投产——的“最有效管理者”难以单一归属。项目公司作为设施所有者承担维护责任，但系统运营商掌控实时运行状态，政府则主导电网规划与扩展决策。实务中的典型解决方案是通过TSA中“系统不可用”的除外情形（Deemed Availability）将此类风险保留在国有输电公司侧，同时通过激励相容的绩效标准（如可用性目标值与阶梯式奖惩机制）促使项目公司主动协调。

（二）主权与履约风险：穿透EEP财务报表的电力部门综合信用分析

ITP项目的现金流高度依赖EEP的长期支付能力，项目的偿债覆盖比率实质上与整个国家电力体系的财务健康状况深度绑定。EEP的财务脆弱性具有结构性根源：终端电价长期受政治约束的交叉补贴、输配电技术损耗高企、终端用户收费率偏低、历史债务负担沉重叠加外汇长期短缺。2017年底埃塞俄比亚出现的外债支付困难事件已经表明，主权信用层面的脆弱性能够直接传导至公用事业企业的履约能力。

笔者认为，对ITP项目的信用分析不能止步于EEP的单体财务报表审阅。投资方与贷款方需要构建涵盖宏观经济情景、财政可持续性、电力部门综合财务模型与项目特定现金流预测四个层级的综合评估框架，模拟不同压力情景（GDP增速放缓、本币大幅贬值、国际能源价格剧烈波动、极端气候事件影响水电出力）下的偿付能力轨迹。

（三）制度闭环风险与退出机制的预设性安排

ITP项目可持续运行的制度前提是一条完整的资金闭环链条：输电资费→可用性支付（TSA）→EEP财务可持续性→终端电价/政府补贴→财政预算/国际援助。这条链条中的任何一环断裂——终端电价因政治约束无法调整，或财政补贴拨付不及时——都将导致EEP陷入流动性困境，可用性支付延迟或违约风险随之上升。合同设计层面，需要通过GSA中的主权担保或安慰函、TSA中的支付优先顺位条款，以及离岸托管账户（Escrow Account）安排进行多层缓释。

输电线路的路径唯一性和系统嵌入性使退出机制的预设性安排格外关键。路径唯一性意味着资产价值高度依附于特定电源－负荷连接关系，不存在替代用途，二级市场流动性极低；系统嵌入性意味着线路一旦纳入电网拓扑，物理拆除将直接威胁系统安全稳定运行，强制处置极易触发公共利益干预乃至征收。因此，合同设计阶段必须预设覆盖多种情形的退出机制，至少应包括：股权转让的审批程序与优先购买权安排、政府因公共利益强制收购时的公允价值补偿公式、贷款人介入权（Step-in Rights）的触发条件与程序，以及多边机构接管作为最后手段的制度安排。

四、市场格局与竞争范式：中国企业从EPC/IPP向ITP转型的能力缺口与补课路径

（一）非洲ITP市场的区域扩散态势

埃塞俄比亚作为非洲第二大人口大国、非盟总部所在地、东非经济与政治重镇，其政策选择对周边国家具有显著的示范与传导效应。Gridworks自身已将“与各国政府就输配电投资的潜在结构进行前期接触”作为核心市场塑造策略，在乌干达、莫桑比克、坦桑尼亚、科特迪瓦、南非等国同步推进类似前期工作。笔者关注到的其他重要进展包括：肯尼亚2024年终结KETRACO对输电建设的垄断、开放第三方准入；南非2025年推进独立输电项目实施；乌干达Amari项目有望成为撒哈拉以南非洲首个实现融资关闭的ITP；莫桑比克Chimuara-Nacala项目规模达4.5亿美元、460公里。在非洲大陆自由贸易区（AfCFTA）推动电力市场一体化的大背景下，跨国互联输电线路的投资需求将持续上升。

（二）竞争范式转换：从工程造价竞争到全生命周期价值创造

对中国电力企业而言，ITP模式意味着竞争范式的根本转换。传统模式以EPC总承包为核心，追求短期回款、发电侧聚焦、成本竞争导向；ITP模式则要求20—30年的资产持有能力、全生命周期管理经验、电网侧技术储备以及风险调整后回报最大化的投资思维。当前中国企业在ITP领域的能力缺口集中体现在四个方面：国际标准项目融资结构设计经验不足、长期运营风险管理体系缺失、电网运营与维护的属地化能力薄弱、与东道国监管机构建立长期互信关系的经验有限。

ITP模式对设备采购逻辑的影响同样深刻。作为长期资产持有者，ITP投资方将设备选型决策置于全生命周期成本（Life Cycle Cost, LCC）框架下评估——设备可靠性、备件可得性、运维便利性，以及国际贷款方认可的“可融资性”记录，与初始采购价格具有同等甚至更高的权重。这意味着中国设备制造商需要完成从“产品出口商”到“解决方案提供商”的定位转型：建立覆盖非洲主要市场的全生命周期服务网络，积累经过独立验证的长期运行数据，逐步培育国际开发性金融机构与商业银行认可的设备“可融资性”声誉。

五、法律实务建议：尽职调查框架、信用增级路径与核心条款谈判策略

（一）投资前法律与商业尽职调查的关键维度

法律与监管环境的尽职调查至少应覆盖以下维度：PPP专门法的存在及其与电力法的协调程度；电力监管机构的设置、人员配备与历史决策记录；东道国过往PPP项目的数量、类型、执行情况与争议历史；双边投资保护协定（BIT）网络覆盖、ICSID公约与纽约公约的成员资格；合同执行效率以及外国仲裁裁决承认与执行的司法实践记录。主权信用与电力部门财务健康度的分析应超越主权评级本身，构建涵盖宏观经济基本面、财政可持续性轨迹、电力部门综合运营财务与项目特定现金流敏感性四个层级的综合评估体系。

（二）多层次信用增级机制的组合设计

鉴于ITP项目“准主权资产”的风险特征，信用增级需要采用分层组合策略：核心层，争取东道国财政部提供的主权担保或主权安慰函，锁定政府层面的支付兜底承诺；中间层，并行谈判世界银行集团（IDA/MIGA）或非洲开发银行的部分风险担保（Partial Risk Guarantee, PRG）或部分信用担保（Partial Credit Guarantee, PCG），覆盖政治风险与部分商业风险敞口；外层，与Euler Hermes、ATI（African Trade Insurance Agency）等机构合作获取政治风险保险（PRI）；创新层，探索与开发性金融机构（DFI）合作设计流动性支持安排或看跌期权机制，为极端压力情景下的退出提供结构性保障。

外汇风险的应对策略应在TSA中预先嵌入：优先争取以美元或欧元等硬通货计价的可用性支付条款；次优方案为本币支付附加基于央行公布汇率的自动调整机制；亦可考虑混合货币安排以及极端贬值保护条款（如本币贬值超过约定阈值时触发重新谈判或提前终止权）。此外，阶段性投资与里程碑付款机制有助于在时间维度上切割风险敞口：开发期由投资方承担前期成本但政府保留终止权；建设期采用里程碑付款与独立工程师验证挂钩；运营期实施可用性支付叠加CPI或通胀指数化调整。

（三）核心条款谈判的法律要点

可用性支付条款的触发条件与除外情形需要逐条精细谈判：可用性定义必须满足“明确、可量化、可独立审计”三重标准；基准可用性水平（如98%）需以同类国际项目为对标基准并经贷款方认可；计划不可用、强制不可用与系统不可用的区分应合理分配系统层面风险至国有输电公司侧；技术参数争议应设置独立专家快速裁定机制作为仲裁前置程序，避免因技术分歧拖延支付。

监管变化风险的分配应区分“一般性法律变化”（General Change in Law，由项目公司承担，通过费率调整机制吸收）与“针对性法律变化”（Discriminatory/Specific Change in Law，由政府承担，全额补偿或恢复经济平衡）。不可抗力与政治风险条款在非洲ITP语境下应考虑扩展传统定义边界，纳入气候变化引发的极端天气事件、公共卫生紧急状态、外汇管制升级、关键人员/实体被制裁以及极端汇率波动等新兴风险类型。争议解决条款建议采用“友好协商→调解/独立专家→国际仲裁”的三层级递进设计，仲裁机构的选择以ICC、LCIA或UNCITRAL规则为优先考量，仲裁地宜选择执行便利且法律环境中立的第三国。

六、结语

埃塞俄比亚ITP项目的落地，不仅是一个国别层面的政策突破，更为撒哈拉以南非洲输电市场化改革提供了首个可供复制的交易模板。从合同架构的技术设计到风险分配的商业博弈，从信用增级的工具组合到退出机制的预设安排，法律框架的质量直接决定项目能否通过贷款方的可融资性审查、能否在20—30年的特许期内稳定执行、能否在东道国制度环境变化中保持商业可持续性。

对于有意进入这一赛道的中国企业而言，当务之急并非急于追逐单个项目机会，而是系统性地补齐在国际项目融资结构设计、长期资产运营管理、属地化监管合规以及与国际DFI协同合作等方面的能力短板。笔者建议持续关注该项目后续的几个关键节点：最终投资协议的签署与核心条款安排、融资关闭的债务结构与贷款条件、建设期的工期与成本管控表现、商业运营期的可用性达标率与支付及时性，以及首次合同重谈的调整机制有效性检验。这一“首单”的全生命周期跟踪研究，将为中国企业参与非洲乃至更广泛新兴市场电网侧投资积累不可替代的实证经验与制度知识储备。

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