境外新能源项目投资开发实操—乌兹别克斯坦

境外新能源项目投资开发实操

——乌兹别克斯坦

目

录

第一章 乌兹别克斯坦风电投资政策与法律框架

第二章 项目开发授权获取途径

第三章 项目建设厂址获取与土地安排

第四章 购电协议（PPA）获取与电力市场机制

第五章 项目开工前合规手续办理

第六章 风险识别与应对策略

乌兹别克斯坦作为中亚地区最具活力的可再生能源市场之一，正以其雄心勃勃的能源转型目标和日益开放的投资环境吸引着全球清洁能源投资者的目光。根据该国《2019-2030年绿色经济过渡战略》及后续政策更新，乌兹别克斯坦计划到2030年将可再生能源发电占比提升至40%，其中风电装机容量目标为5吉瓦。对于计划进入这一市场的中国新能源企业而言，全面了解乌兹别克斯坦风电项目从开发授权获取、厂址确定、购电协议签署到合规手续办理的全流程操作要点，是确保项目成功落地的关键前提。

第一章

乌兹别克斯坦风电投资政策与法律框架

1.1 国家可再生能源发展战略

乌兹别克斯坦的能源转型战略具有清晰的顶层设计特征。2019年5月，该国颁布首部专门的《可再生能源使用法》，为风电、光伏等清洁能源项目的开发奠定了法律基础。

根据最新政策目标，乌兹别克斯坦计划到2030年实现可再生能源装机容量达到25吉瓦，其中风电占5吉瓦。2024年，该国能源部长在塔什干能源周上明确表示，到2024年底可再生能源发电比例将达到18%，并计划到2030年使太阳能和风能在国家能源平衡中占比达到40%。这些目标的确立，为外国投资者提供了明确的市场信号和长期政策保障。

1.2 核心法律法规体系

在乌兹别克斯坦开展风电项目投资，需要全面理解以下核心法律文件及其相互关系：

《投资和投资活动法》（2020年1月27日生效） 是规范外商投资活动的基础性法律，该法合并了此前并行适用的《外商投资法》《投资活动法》和《外国投资者权利保障和保护措施法》。该法确立了外国投资者的基本权利保障框架，包括公平公正待遇、不受歧视、法律变更保护、资金汇兑自由以及免于国家征收保护等核心条款。值得注意的是，该法还引入了投资税收抵免和投资补贴等支持工具，为大型风电项目提供了额外的政策激励空间。

《公私合作法》（PPP法） 是适用于基础设施与能源领域公私合作项目的专门法律。对于风电项目而言，PPP模式通常适用于规模较大、需要政府深度参与的项目。PPP法与新投资法在适用范围、项目发起、投资人遴选、争议解决、投资保障与政府支持等方面存在显著区别，项目开发方需要根据项目具体情况选择合适的开发模式。

《电力法》（2024年7月新版） 建立了电力市场的现代框架，对电力的生产、输送、配电、销售和调度等各方面主要原则进行框架性规定。该法体现了电力行业各项职能逐步分离、向新型电力市场过渡的发展方向，对风电项目的并网接入、电力销售和市场参与方式产生了直接影响。

《可再生能源使用法》（2019年5月） 明确私人投资的太阳能电站和风电场有权接入乌兹别克斯坦国家电网，并通过竞争机制确定电价。该法还规定了可再生能源生产商和发电设备制造商的税收减免政策，以及进口关税优惠措施。

《电价条例》及配套的《电价政策》《电价形成规则》 规范了电力项目的电价制度，包括监管电价和自由定价电价的适用范围与确定机制。对于风电项目而言，电价形成机制直接关系到项目的财务可行性和投资回报预期。

1.3 主管部门与职能分工

乌兹别克斯坦风电项目的开发涉及多个政府部门的协调配合，明确各部门的职能分工对于项目顺利推进至关重要：

投资工业和贸易部（MIIT） 是主管外商投资活动的政府主管部门。在新投资法模式下，MIIT负责与投资人签署投资协议（Investment Agreement），协调项目的政府优惠和支持措施。

能源部是能源行业的具体主管部门，负责能源相关政策、规划和计划的出台与实施。能源部下设具体监管机构负责发电、输电、电力消费方面的具体监管、检查和管控。对于风电项目而言，能源部负责项目开发权的授予、购电协议的协调以及并网接入的技术管理。

内阁（Cabinet of Ministers） 是PPP项目的最终主管机构，负责批准大型投资项目的总统令或内阁决议。对于投资规模超过1000万美元的风电项目，通常需要获得内阁的专项批准。

PPP发展署隶属于财政部，是PPP项目的具体项目主管机关，负责PPP项目的筛选、评估、招标和合同管理。

国家生态与环境保护委员会负责环境影响评估（EIA）的审批，是项目开工前必须获得的关键许可之一。

国家电网公司（NEGU）与乌兹别克能源股份公司（UES） 是电力市场改革后新设立的机构。根据2023年9月至2024年年中陆续颁布的《下一阶段能源行业改革实施办法》及新版《电力产业法》，NEGU的中央电力采购职能被剥离，组建了UES。自2024年7月1日起，UES负责统一向售电方采购电力，而NEGU专注于电网运营和输电服务。这一改革对购电协议的签署主体和合同结构产生了重大影响。

第二章

项目开发授权获取途径

2.1 开发模式选择

乌兹别克斯坦境内的风电项目通常有两种开发模式可供选择：新投资法模式和PPP模式。选择哪种开发模式通常由项目发起方（多数情况下是政府方）根据项目收益来源、政府支持范围和内容、现存基础设施配套情况等多种因素综合确定。

新投资法模式，整体而言更为简单直接。在该模式下，以直接谈判方式授予开发权的新能源项目，投资人与政府方通常先就项目基本情况、财务模型和关键边界条件进行讨论与协商。在上述内容协商一致后，政府方与投资人就主要项目协议（包括购售电协议PPA、投资协议IA和土地租赁协议LLA）进行谈判。协议定稿后，各方签署相关项目协议，通常附生效条件，如投资协议以总统令/总统决议或政府内阁决议的批准为生效条件。生效条件满足后项目协议生效，项目启动实施。

PPP模式，适用于需要政府深度参与、投资规模较大或涉及复杂基础设施配套的项目。PPP项目由乌国家电网公司（JSC）、能源部、投资和外贸部、财政部以及财政部下属的PPP发展署联合推动。PPP项目通常采用国际招标流程，分为资格预审（RFQ）和正式提案（RFP）两个阶段。

2.2 竞争性招标流程

对于采用PPP模式的风电项目，乌兹别克斯坦政府通常采用国际竞争性招标方式遴选投资人。以欧洲复兴开发银行（EBRD）支持的卡拉卡尔帕克斯坦200兆瓦风电项目为例，招标流程分为以下阶段：

第一阶段：资格预审（Request for Qualification, RFQ）

招标的准备和组织工作由卖方（通常为能源部或PPP发展署）进行。参加招标的申请人或其授权代表应在规定期限内，向招标委员会工作机构提交申请书及必要文件。未提供全部文件或不符合要求的申请人，不允许参加投标。

资格预审阶段主要审查投标人的技术能力、财务实力和项目经验。投标人需要提交详细的融资计划，包括潜在融资人出具的含有融资条款（term-sheets）的意向书。对于风电项目，投标人还需提供初步的风资源评估报告和项目技术方案。

第二阶段：正式提案（Request for Proposal, RFP）

通过资格预审的投标人进入正式提案阶段。在该阶段，投标人需要提交详细的技术方案、财务模型和电价报价。乌兹别克斯坦风电项目通常采用反向拍卖机制，即在满足技术要求和财务可行性的前提下，电价最低的投标人中标。

以2021年9月完成的首个100兆瓦风电招标为例，ACWA Power以2.5695美分/千瓦时的报价中标，击败了Masdar（2.6550美分/千瓦时）和Voltalia（3.279美分/千瓦时）等强劲竞争对手。这一中标价格在当时创造了中亚地区风电项目的新低，也反映了竞争性招标机制在降低电价方面的有效性。

2.3 直接谈判途径

除了竞争性招标外，乌兹别克斯坦法律也允许在特定条件下通过直接谈判方式授予项目开发权。根据新投资法和PPP法的规定，某一项目是否可以直接授予特定投资人项目协议而不经过竞争性程序，需根据相应的适用法律要求满足特定条件，如获得总统令或内阁决议批准豁免。

近年来，随着中乌绿色议程的强化，越来越多的中国企业通过直接谈判方式获得大型项目开发权。例如，中国能建、华能、保利科技及中国电建等企业通过PPP模式或直接谈判方式，拿下了总计数千兆瓦、投资数十亿美元的光伏和风电项目。2025年4月，三一重能签署位于乌兹别克斯坦1吉瓦绿地项目的投资协议，成为中资企业通过直接谈判获取大型风电项目开发权的又一典型案例。

直接谈判途径的优势在于可以缩短项目开发周期，避免激烈的电价竞争，为投资人争取更有利的合同条款。但需要注意的是，直接谈判通常需要更高层级的政府关系维护和更充分的前期准备工作，包括详细的风资源评估、初步可行性研究和融资方案设计。

2.4 开发权获取的关键成功要素

无论是通过竞争性招标还是直接谈判途径获取项目开发权，以下关键成功要素都值得项目开发团队重点关注：

技术方案的先进性与适用性是评审的核心要素之一。乌兹别克斯坦风电项目主要集中于西北部地区（卡拉卡尔帕克斯坦共和国和纳沃伊州），该地区属于克孜勒库姆沙漠，年均风速7-8米/秒（30米高度），年利用小时数可达3000小时，具备大规模开发潜力。但同时，该地区也面临高温、沙尘、远离负荷中心等挑战。因此，技术方案需要充分考虑当地环境条件，选择适用的风电机组型号、防沙尘设计和冷却系统方案。

融资方案的完整性与可融资性是政府方评估投标人实力的重要依据。乌兹别克斯坦风电项目通常要求投资人提交详细的融资计划，包括潜在融资人出具的含有融资条款的意向书。获得国际金融机构（如亚洲开发银行、世界银行、欧洲复兴开发银行）的融资支持或担保，将显著提升投标人的竞争力。

电价报价的竞争力与合理性是竞争性招标中的决定性因素。虽然低价是中标的关键，但报价也需要在合理范围内，确保项目的财务可行性和长期可持续运营。过低的电价报价可能导致项目融资困难或后期运营风险。

本地化承诺与社会责任也是政府方考量的重要因素。乌兹别克斯坦政府鼓励外国投资人在项目中创造本地就业机会、转让先进技术、培训本地员工，并参与当地社区发展。在投标文件中充分展示本地化承诺和社会责任计划，有助于提升投标人的综合评分。

第三章

项目建设厂址获取与土地安排

3.1 风资源评估与厂址筛选

乌兹别克斯坦的风能资源主要集中在西北部地区，包括卡拉卡尔帕克斯坦共和国、纳沃伊州和布哈拉州。根据初步研究，该国理论风能潜力超过52万兆瓦，远超当前电力消费需求。其中，克孜勒库姆沙漠地区年均风速7-8米/秒（30米高度），年利用小时数达3000小时，高于中国西北风电基地的2500小时，具备大规模开发潜力。

厂址筛选阶段需要开展以下核心工作：

风资源测量与评估是厂址筛选的基础工作。建议在潜在厂址安装测风塔，进行至少一年的连续风资源测量。测量数据应包括不同高度的风速、风向、温度、气压等参数。同时，应收集并分析附近气象站的历史数据，进行风资源长期代表性分析。

环境影响初步筛查（EAS Screening）从环境、社会和治理（ESG）角度评估厂址，确保不存在关键栖息地、靠近当地基础设施等红色标志。乌兹别克斯坦西北部地区是重要的候鸟迁徙通道，厂址选择需要特别注意避让鸟类保护区、湿地和关键栖息地。

电网连接可行性评估需要收集并分析每个厂址附近的当地电网基础设施数据，初步评估电网连接的可行性。乌兹别克斯坦当前电网基础设施相对薄弱，远离现有变电站和输电线路的厂址可能面临较高的电网连接成本和较长的建设周期。

地形与地质条件评估需要考虑厂址的地形起伏、土壤承载力、地震风险等因素。沙漠地区的风电场还需要特别关注沙尘暴频率、沙丘移动等特殊情况。

3.2 土地法律框架与权属安排

根据乌兹别克斯坦《土地法典》第17条的规定，土地归国家所有，法律实体可以基于所有权、永久使用权和租赁权使用土地。对于外国投资者而言，需要特别注意以下限制：外国公民和公司，以及在乌兹别克斯坦注册的外国投资企业（外资持股比例至少达到50%），禁止在乌兹别克斯坦拥有土地所有权，只能通过租赁方式使用土地。

风电项目用地通常涉及大面积的土地租赁，土地租赁协议的获取是项目开发的关键环节之一。乌兹别克斯坦法律为大型投资项目提供了灵活的土地获取途径：

电子拍卖途径，适用于一般的土地租赁需求。土地地块通过电子拍卖系统向个人和公司出租，投标人需要在电子拍卖平台上提交申请并参与竞价。

内阁决议直接划拨，适用于价值超过1000万美元的大型投资项目。根据内阁决议，土地可以直接划拨给项目实施主体，无需经过电子拍卖程序。这一途径为大型风电项目提供了更为便捷的土地获取渠道。

3.3 土地租赁协议的关键条款

风电项目的土地租赁协议（Land Lease Agreement, LLA）通常由项目公司（承租方）与出租方（通常为地方政府或国家土地管理部门）签署。以下是土地租赁协议中需要重点关注的关键条款：

租赁期限通常与购电协议（PPA）的期限相匹配，一般为25年。乌兹别克斯坦法律允许土地租赁期限最长可达25年，且承租方享有优先续租权。

租金计算与调整机制，土地租金通常与土地税挂钩，以确保租金的可预测性和投资者保护。乌兹别克斯坦土地税法规定了不同土地类别的税率，土地租金通常按照特定土地类别的土地税率计算。这种挂钩机制为投资者提供了明确的成本计算基础，避免了租金的任意上涨。

土地用途限制，土地租赁协议需要明确规定土地的用途仅限于风电项目开发，包括风力发电机组、升压站、输电线路、运维道路等配套设施的建设和运营。未经出租方同意，承租方不得改变土地用途或将土地转租给第三方。

通行权与地役权，风电场通常位于偏远的沙漠地区，需要建设进场道路和输电线路。土地租赁协议应明确约定承租方享有建设、使用和维护进场道路、输电线路的地役权，以及穿越周边土地进行施工和运维的通行权。

土地恢复与复垦义务，协议应明确约定项目期满或提前终止时，承租方的土地恢复和复垦义务。这包括拆除风力发电机组及相关设施、恢复土地原状、植被恢复等。对于风电项目而言，由于占地面积大、设施分布分散，土地恢复成本可能相当可观，需要在项目财务模型中充分考虑。

3.4 土地获取的实操流程

基于乌兹别克斯坦风电项目的实践经验，土地获取的实操流程通常包括以下步骤：

第一步：厂址初步筛选与锁定

在风资源评估和环境影响筛查的基础上，确定2-3个备选厂址。与地方政府和能源部进行初步沟通，了解厂址的土地权属状况、规划用途和获取可行性。对于涉及农业用地（如牧场）的厂址，需要特别关注土地用途变更的程序和补偿要求。

第二步：土地预申请与意向协议

向厂址所在地的区政府或州政府提交土地预申请，说明项目基本情况、拟用地范围和开发计划。在获得地方政府支持后，可以签署土地意向协议或谅解备忘录（MoU），锁定厂址的优先开发权。

第三步：土地详细测量与边界划定

委托专业测绘机构对选定厂址进行详细的地形测量和土地边界划定，编制符合土地登记要求的地籍图。对于涉及多个土地权属主体的厂址，需要逐一核实各权属主体的身份信息、土地面积和租赁意愿。

第四步：土地租赁协议谈判与签署

与土地出租方就土地租赁协议的主要条款进行谈判，包括租赁面积、租金水平、支付方式、租赁期限、土地用途限制、通行权安排、土地恢复义务等。土地租赁协议通常与投资协议（IA）和购电协议（PPA）同步谈判、同时签署，以确保各协议条款的一致性和协调性。

第五步：土地租赁登记与权属证明

土地租赁协议签署后，需要在乌兹别克斯坦国家土地登记机构进行登记，取得土地租赁权属证明。土地租赁登记是项目融资关闭的前提条件之一，也是保障承租方土地权益的重要法律手续。

第四章

购电协议（PPA）获取与电力市场机制

4.1 购电协议的法律架构

购电协议（Power Purchase Agreement, PPA）是风电项目最核心的商业合同，直接决定了项目的收入结构、现金流特征和财务可行性。乌兹别克斯坦的购电协议体系经历了重大变革，项目开发负责人需要充分理解现行法律架构和合同安排。

根据2023年9月至2024年年中陆续颁布的电力市场改革法规，乌兹别克斯坦电网公司NEGU的电力购买职能被剥离，改由乌兹别克能源股份公司（UzEnergoSotish JSC, UES）承担购电职责。这一改革对购电协议的签署主体和合同结构产生了重大影响。

购电协议（PPA） 由项目公司（售电方）与UES（购电方）签署，主要约定电价、电费支付、电量计量、调度安排等购售电相关条款。PPA是项目收入的核心保障，通常采用照付不议（Take-or-Pay）安排，确保项目能够获得稳定的现金流。

输电连接协议（Transmission Connection Agreement, TCA） 由项目公司与NEGU签署，主要约定电网接入的技术条件、输电设施的建设与交付、电网服务费用、并网测试程序等。TCA是项目实现电力送出的关键合同，与PPA共同构成完整的电力销售与输送法律框架。

4.2 购电协议的核心条款

乌兹别克斯坦的购电协议通常参照世界银行购电协议范本制定，采用典型的"特许权"类购电协议结构。以下是购电协议中需要重点关注的核心条款：

电价机制与照付不议安排

乌兹别克斯坦风电项目的电价通常通过竞争性招标确定，采用固定电价机制，在PPA期限内保持不变。电价水平受多种因素影响，包括风资源条件、建设成本、融资成本、投资人预期收益率等。从已完成的招标项目来看，中标电价呈现逐年下降的趋势，2021年首个100兆瓦风电项目的中标电价为2.5695美分/千瓦时，而后续项目的电价水平更低。

照付不议安排是PPA的核心保障机制。在可再生能源项目中，较为常见的照付不议安排包括最低发电量照付不议和全额购电照付不议两种类型。全额购电照付不议指购电方有义务收购项目发出的全部电量（不超过合同容量），如果购电方未能收购全部发电量，则适用"视为发电"（Deemed Generated Energy）机制，购电方仍需按照PPA约定支付相应电费。最低发电量照付不议指在PPA中约定购电方有义务收购的年度最低发电量，如果实际发电量低于最低发电量，则按照实际发电量支付电费；如果购电方未能收购该年度最低发电量，则适用"视为发电"机制。

电费支付与担保机制

电费支付的及时性和安全性是项目融资的核心关注点。乌兹别克斯坦PPA通常约定电费按月结算，购电方在收到发票后一定期限内（通常为30天）支付。为降低购电方违约风险，PPA通常要求购电方提供履约担保，形式包括银行保函、信用证或政府担保函等。

国际金融机构（如欧洲复兴开发银行、亚洲开发银行）参与的项目，通常会搭建多层担保架构。例如，欧洲复兴开发银行为乌兹别克斯坦风电项目提供的担保安排包括：由银行向购电方提供担保，支持购电方在PPA项下的支付义务；购电方安排一家符合银行要求的金融机构开立信用证（LC），由银行担保支持；如果购电方未能按时支付电费，项目公司可以凭相关单据向信用证开证行索赔，开证行在收到索赔后向项目公司支付相应款项，然后向银行索偿。

项目建设与商业运营日（COD）

PPA通常约定项目的建设工期和商业运营日（Commercial Operation Date, COD）目标日期。项目建设工期一般为18-24个月，自PPA生效之日起计算。如果项目未能在目标COD日期前实现商业运营，可能面临违约金或电价下调等后果。

PPA还应明确约定COD的认定标准和测试程序。对于风电项目，COD的认定通常需要满足以下条件：所有风力发电机组安装调试完毕并通过性能测试；升压站和输电线路建设完成并通过验收；项目获得电网接入许可和发电业务许可证；项目通过环境保护验收。

汇率风险分担机制

乌兹别克斯坦风电项目的电费通常以美元计价，但以当地货币苏姆支付。这种安排产生了汇率风险，需要在PPA中明确约定风险分担机制。常见的安排包括：购电方承担全部汇率风险，按照支付当日的市场汇率将苏姆兑换为等值美元；或双方按比例分担汇率风险，如私营资本承担30%，政府承担70%。

近年来，乌兹别克斯坦也探索了以人民币计价的购电协议安排。2024年，中国某能源企业与乌兹别克斯坦签署了首份以人民币计价的购电协议，为人民币国际化和中资企业规避汇率风险提供了新的选择。

提前终止与补偿机制

PPA应明确约定各种提前终止情形及相应的补偿机制。常见的提前终止情形包括：购电方违约（如长期拖欠电费、违反照付不议义务）；售电方违约（如长期未能达到最低发电量、严重违反环保法规）；政府征收或国有化；不可抗力事件导致项目长期无法运营等。

对于因购电方违约或政府征收导致的提前终止，PPA通常约定购电方或政府需要按照预定公式计算的项目净值向售电方支付补偿金。补偿金的计算通常考虑以下因素：项目未收回的投资成本、预期收益的现值、未偿还的贷款本息等。

4.3 输电连接协议（TCA）的关键要点

电力市场改革后，输电连接协议从PPA中拆分出来，成为独立的法律文件。TCA的谈判和签署需要特别关注以下要点：

输电设施的建设与交付责任

TCA需要明确约定输电设施（包括升压站、输电线路、汇集站等）的建设责任划分。在乌兹别克斯坦风电项目中，通常采用以下两种模式：一是由项目公司负责建设全部输电设施，建成后将输电设施所有权转移给NEGU；二是由项目公司负责建设风电场内部的集电线路和升压站，由NEGU负责建设外送输电线路。

对于第一种模式，TCA需要详细约定输电设施的技术标准、建设工期、验收程序、转移条件和转移价格。输电设施的建设成本通常计入项目总投资，通过PPA电价回收，或在设施转移时由NEGU一次性支付。

电网接入的技术条件

TCA需要明确约定电网接入的技术条件，包括接入电压等级、接入点位置、短路容量、电能质量标准（电压、频率、谐波等）、无功补偿要求、保护配置要求等。这些技术条件需要与风电场的设计参数相匹配，确保风电场能够安全、稳定地接入电网运行。

电网风险事项的责任划分

随着购电与电网服务职能的分离，原PPA中统一规定的购电方风险事件中与电网管理相关的部分被单独拆出，成为电网风险事项。在TCA谈判中，需要特别关注电网风险事项的责任划分，确保项目公司在因电网原因无法送出电力时能够获得相应的救济。

典型的电网风险事项包括：电网故障或检修导致风电场无法送出电力；电网电压或频率异常导致风力发电机组脱网；电网调度指令限制风电场出力等。对于上述电网风险事项导致的损失，TCA应明确约定NEGU的赔偿责任和赔偿标准，或至少在PPA中约定UES对此承担支付视同电费等救济责任。

项目建设进度的协调

乌兹别克斯坦风电项目通常要求风电场和外送输电线路同步建成投运，风电场的商业运营日（COD）须晚于外送线路完成试车和试运行。在PPA和TCA拆分后，风电场建设依据PPA，外送线路建设则由TCA调整。虽然两份协议初始的建设进度时间表一致，但适用的延期事由可能不同，这可能导致风电场与外送线路建设安排脱节。

为避免上述风险，建议在PPA和TCA谈判中确保两份协议关于建设延期事由的条款保持一致，或至少确保风电场建设延期事由涵盖外送线路建设延期事由。同时，建议在项目执行过程中建立定期的协调机制，及时沟通风电场和外送线路的建设进度，确保两者能够同步推进。

4.4 PPA与TCA的谈判策略

基于乌兹别克斯坦风电项目的实践经验，以下是PPA与TCA谈判中值得关注的策略要点：

优先锁定核心商业条款

在项目开发初期，应优先与能源部和购电方就PPA的核心商业条款达成初步一致，包括电价水平、照付不议安排、电费支付机制、汇率风险分担等。这些核心商业条款直接关系到项目的财务可行性，是项目融资关闭的前提条件。

同步推进多协议谈判

风电项目涉及多份核心协议的签署，包括投资协议（IA）、购电协议（PPA）、土地租赁协议（LLA）、输电连接协议（TCA）等。这些协议之间相互关联、条款交叉，需要同步推进谈判，确保各协议条款的一致性和协调性。建议在谈判初期制定详细的谈判计划和时间表，明确各协议的谈判优先级和关键里程碑。

充分利用国际金融机构的支持

获得国际金融机构（如亚洲开发银行、世界银行、欧洲复兴开发银行）的融资支持或担保，不仅可以降低项目融资成本，还可以在PPA和TCA谈判中增强议价能力。国际金融机构通常具有丰富的项目经验和成熟的合同范本，可以为投资人提供专业的谈判支持。

关注电力市场改革的最新动态

乌兹别克斯坦电力市场正处于快速改革期，相关法律法规和政策文件不断更新。项目开发负责人需要密切关注电力市场改革的最新动态，及时了解政策变化对PPA和TCA的影响。例如，2024年7月电力市场改革实施后，购电协议签署主体由NEGU变更为UES，合同结构由单一的PPA拆分为PPA和TCA两份协议，这些变化都需要在谈判中予以充分考虑。

第五章

项目开工前合规手续办理

5.1 环境影响评估（EIA）流程

环境影响评估是乌兹别克斯坦风电项目开工前必须完成的核心合规手续之一。根据乌兹别克斯坦《自然保护法》和内阁决议第541号（2020年9月7日颁布，2022年4月30日修订），风电项目按照装机容量分为不同类别，适用不同的EIA程序：

项目分类标准

• I类项目：发电能力300兆瓦及以上风电项目
• II类项目：发电能力100兆瓦至300兆瓦风电项目
• III类项目：发电能力小于100兆瓦风电项目

I至III类商业活动需提交详细EIA报告，提交至国家生态与环境保护委员会审批。对于大型陆上风电项目（通常指100兆瓦以上），通常属于I类或II类项目，需要进行全面的环境影响评估。

乌兹别克斯坦的EIA程序分为三个阶段：

第一阶段：环境影响初步声明（PSE）

在项目规划阶段，开发商需要准备环境影响初步声明（Preliminary Statement of Environmental Impact, PSE），并提交至国家生态与环境保护委员会。PSE应包括项目基本情况、选址理由、初步环境基线调查、潜在环境影响识别、初步缓解措施等内容。

根据2020年第541号内阁决议修订后的规定，公众咨询现在是第一阶段EIA的强制性组成部分。开发商需要准备非技术性摘要（Non-Technical Summary），用乌兹别克语和俄语制作，并通过报纸、大众媒体和相关网站广泛通知公众。公众咨询会议应由地方政府（区Hokimiyat）负责组织，邀请当地社区、非政府组织、相关政府部门和媒体参加。

国家生态与环境保护委员会在收到PSE后30天内完成审查，并出具审查意见。如果PSE内容充分、环境影响可控，委员会可能直接批准EIA，无需进入第二阶段；如果委员会认为需要补充调查或深入分析，则要求开发商进入第二阶段。

第二阶段：环境影响声明（SE）

如果第一阶段审查意见要求补充研究，开发商需要准备环境影响声明（Statement of Environmental Impact, SE）。SE应在PSE的基础上，根据委员会的意见补充开展以下工作：

• 详细的环境基线调查，包括空气质量、噪声、土壤、地表水和地下水、生态系统、鸟类和蝙蝠、文化遗产、社会经济状况等

• 专项环境影响研究，如鸟类迁徙路线监测、蝙蝠

调查、噪声传播模拟、视觉影响评估等

• 详细的环境缓解和管理措施

• 环境监测计划

SE需要在项目可行性研究或融资之前，提交至国家生态与环境保护委员会审批。

第三阶段：环境后果声明（SEC）

环境后果声明（Statement on Environmental Consequences, SEC）是EIA程序的最后阶段，在项目建设完成后、商业运营前进行。SEC需要详细描述根据第一阶段和第二阶段的结果对项目所做的变更、公众咨询中收到的意见及其处理情况、适用于项目的环境标准、环境监测要求以及主要结论。

SEC的审批是项目获得运营许可的前提条件之一。在提交SEC时，开发商还需要提交企业检查报告，详细说明环境影响评估草案中概述的环境措施和项目设计的实施情况。

国际金融机构的ESIA要求

如果项目寻求国际金融机构（如亚洲开发银行、欧洲复兴开发银行、亚洲基础设施投资银行）的融资支持，除了满足乌兹别克斯坦国家EIA要求外，还需要符合国际金融机构的环境与社会影响评估（ESIA）要求。

国际金融机构通常采用更为严格的ESIA标准，包括：

• 符合国际金融公司（IFC）绩效标准（Performance Standards）
• 符合赤道原则（Equator Principles）
• 符合世界银行集团环境、健康和安全（EHS）指南
• 符合欧盟环境影响评估指令（EIA Directive）

ESIA的范围通常比国家EIA更广泛，除了环境影响外，还需要评估项目对社会、健康、文化遗产、生物多样性等方面的影响。对于风电项目，国际金融机构特别关注鸟类和蝙蝠保护、噪音影响、视觉影响、社区健康与安全、土地征用和生计恢复等问题。

5.2 建设许可与施工许可

在乌兹别克斯坦，风电项目的建设和施工需要获得相关政府部门的许可和批准。根据2004年9月24日《关于建设领域许可工作条例》的内阁令，部分特定项目的设计和建设需要取得许可。

承包商资质许可

如果项目公司自行承担风电场的设计和施工工作，需要向乌兹别克斯坦建设部申请相应的承包商资质许可。需要许可的工程类型包括：

• 桥梁和隧道的设计、施工和维修
• 天然气或石油管道的设计、施工、运维和维修
• 高风险或有潜在危险建筑物的设计、施工和运维
• 编制建筑施工文件
• 高空作业的维修和建安工作
• 电信工程的设计和施工

为简化程序、提高政府效率，乌兹别克斯坦通过了2022年2月22日第86号内阁令《关于通过专用电子系统颁发部分许可证的规定》，自2022年3月1日起承包商可通过电子许可系统根据自身活动类型申请相关许可。

对于使用国际金融机构或外国银行贷款的项目，通常不需要申请乌方颁发的承包商资质许可，只需出具国际承认的资质证明即可。中国企业在乌兹别克斯坦承包的项目一般为使用国际金融机构或外国银行贷款项目，因此通常不需要额外申请乌方许可。

承包商评级系统

从2020年开始，乌兹别克斯坦通过电子评级系统对承包商进行评级。该系统综合承包商的项目经验、专业人员、财务指标等方面的71项具体指标，将承包商分为A、B、C、D四个级别（每个级别包含3个子级别），以便项目业主（尤其是公共项目的业主）对承包商进行资格审查和评估。

建设许可申请流程

风电项目的建设许可申请通常包括以下步骤：

1. 准备建设许可申请文件：包括项目核准/备案文件、环境影响评估批准文件、土地使用权证明、规划设计方案、施工图纸、工程概算、施工组织设计、安全生产方案等。

2. 提交建设许可申请：向乌兹别克斯坦国家建筑和建设委员会或地方政府建设主管部门提交建设许可申请。

3. 建设许可审查：主管部门对申请文件进行审查，必要时组织现场踏勘和专家评审。

4. 取得建设许可证：审查通过后，主管部门颁发建设许可证，项目可以正式开工。

5.3 电网接入许可

风电项目的电网接入许可是项目实现电力送出的关键合规手续。根据乌兹别克斯坦《并网规则》和电力市场改革后的新规定，电网接入许可的申请和审批流程如下：

电网接入申请

项目公司向国家电网公司（NEGU）提交电网接入申请，申请中需要明确以下信息：

• 项目基本情况，包括装机容量、预计发电量、投产时间等
• 拟接入电网的电压等级和接入点位置
• 风力发电机组的技术参数，包括低电压穿越（LVRT）能力、无功补偿能力等
• 升压站和输电线路的技术方案

电网研究与技术条件确定

NEGU在收到电网接入申请后，委托专门机构进行电网研究，包括：

• 电网接纳能力分析，评估拟接入电网区域的风电消纳能力
• 确定互连点位置和接入方案
• 进行潮流计算和短路电流计算
• 开发电气互连设施的概念设计

基于电网研究结果，NEGU与项目公司协调确定接入方案，并出具电网接入的技术条件（Technical Conditions）。技术条件是风电场设计的重要依据，项目公司需要严格按照技术条件进行风电场和升压站的设计。

电网连接协议签署

在技术条件确定后，项目公司与NEGU签署输电连接协议（TCA），明确双方的权利义务、建设责任划分、并网测试程序、电网服务费用等。

并网测试与验收

风电场建设完成后，需要进行并网测试，包括：

• 风力发电机组的电气性能测试
• 升压站和输电线路的交接试验
• 电网适应性测试，包括低电压穿越测试、频率响应测试等
• 保护装置整定值校验

测试合格后，NEGU出具并网验收意见，项目获得正式并网许可。

5.4 其他必要的合规手续

除上述核心合规手续外，风电项目开工前还需要办理以下手续：

项目核准/备案

根据乌兹别克斯坦投资管理制度，大型风电项目通常需要获得能源部或投资工业和贸易部的项目核准。核准申请需要提交项目申请报告、可行性研究报告、环境影响评估文件、土地租赁协议草案、购电协议草案等。

发电业务许可证

项目公司需要向能源部或其授权机构申请发电业务许可证，取得从事电力生产的合法资质。发电业务许可证的申请通常在项目建成投产前进行，是项目商业运营的前提条件之一。

安全生产许可

风电项目涉及高空作业、高压电气设备等危险因素，需要向安全生产监督管理部门申请安全生产许可。项目公司需要制定完善的安全生产管理制度和应急预案，配备必要的安全防护设施和设备。

消防安全许可

风电项目的升压站、办公楼等建筑物需要符合消防安全要求，向消防部门申请消防安全许可或备案。

特种设备使用登记

风力发电机组的塔筒、压力容器等属于特种设备，需要向特种设备安全监督管理部门办理使用登记手续，定期进行检验检测。

第六章

风险识别与应对策略

6.1 政策与法律风险

政策变动风险

乌兹别克斯坦正处于能源市场改革的快速推进期，相关法律法规和政策文件不断更新。政策变动可能对项目的收益预期、合同安排和运营模式产生重大影响。应对策略：

• 在投资协议和PPA中争取纳入"稳定条款"（Stabilization Clause），约定如后续立法使投资条件恶化，投资之日生效的法律适用于外国投资者，保护期为10年。

• 密切关注政策动态，及时调整项目策略和合同安排。

• 与国际金融机构合作，借助其政策影响力和技术支持，降低政策风险。

法律执行风险

乌兹别克斯坦的法律体系仍在完善中，法律执行的一致性和可预测性可能存在不足。在合同履行、争议解决等方面可能面临法律执行风险。应对策略：

• 聘请熟悉乌兹别克斯坦法律的专业律师团队，参与项目谈判和合同起草。

• 在合同中明确约定争议解决机制，优先选择国际仲裁（如ICC仲裁、SIAC仲裁），约定中立的仲裁地点（如新加坡、伦敦、巴黎）。

• 充分利用投资协议中的投资保护条款，如征收保护、资金汇兑自由等。

6.2 市场与商业风险

电价风险

乌兹别克斯坦风电项目的电价通常通过竞争性招标确定，采用固定电价机制。虽然固定电价可以锁定收益，但如果项目成本上升（如设备价格上涨、融资成本上升），固定电价可能无法覆盖成本。应对策略：

• 在投标报价时充分考虑成本变动风险，留足风险缓冲空间。

• 在PPA中争取纳入电价调整机制，如因特定成本因素（如汇率大幅波动、税收政策变化）导致项目成本显著上升，允许相应调整电价。

• 通过固定价格EPC合同、长期设备供应协议等方式锁定建设成本。

汇率风险乌兹别克斯坦风电项目的电费通常以美元计价、苏姆支付，产生了汇率风险。苏姆汇率的

波动可能影响项目的实际收益。应对策略：

• 在PPA中明确约定汇率风险分担机制，争取由购电方承担全部或大部分汇率风险。

• 探索以人民币计价的PPA安排，规避美元-苏姆汇率风险。

• 通过外汇远期合约、货币互换等金融工具对冲汇率风险。

购电方信用风险

购电方（UES）是国有企业，虽然信用状况相对较好，但仍存在违约风险。如购电方长期拖欠电费，将严重影响项目的现金流和偿债能力。应对策略：

• 在PPA中约定严格的电费支付期限和逾期付款违约金。

• 要求购电方提供履约担保，如银行保函、信用证或政府担保函。

• 争取国际金融机构的担保支持，如欧洲复兴开发银行为乌兹别克斯坦风电项目提供的购电方支付担保。

6.3 技术与运营风险

风资源评估风险

风资源评估的准确性直接关系到项目的发电量预测和收益预期。如果实际风资源低于评估值，项目发电量将低于预期，影响项目收益。应对策略：

• 在厂址选择阶段进行充分的风资源测量，测量时间至少一年，覆盖不同季节。

• 委托具有丰富经验的风资源评估机构进行评估，采用多种方法交叉验证。

• 在财务模型中保守估计发电量，留足发电量偏差缓冲空间。

• 考虑购买风资源保险，转移部分风险。

设备可靠性与运维风险

风力发电机组是复杂的机电设备，在沙漠环境下运行面临高温、沙尘等挑战，设备故障率可能高于预期。应对策略：

• 选择技术成熟、可靠性高、在类似环境中有成功运行经验的风电机组型号。

• 与设备制造商签订长期运维服务协议，确保及时获得技术支持和备件供应。

• 建立完善的运维管理体系，加强设备状态监测和预防性维护。

• 预留充足的运维预算和备件储备。

电网接入与消纳风险

乌兹别克斯坦电网基础设施相对薄弱，部分地区电网接纳能力有限。如果电网无法全额消纳风电场的发电量，将面临限电损失。应对策略：

• 在厂址选择阶段充分评估电网接纳能力，优先选择电网条件较好的厂址。

• 在PPA中争取全额购电照付不议安排，如因电网原因导致无法送出电力，购电方仍应支付视同电费。

• 考虑配套建设储能设施，平滑风电出力波动，提高电网接纳能力。根据乌兹别克斯坦最新规定，2024年1月起，新建的大型风电项目需要配套建设至少25%装机容量的储能系统。

6.4 环境与社会风险

鸟类和蝙蝠保护风险

乌兹别克斯坦西北部地区是重要的候鸟迁徙通道，风电场运营可能对鸟类和蝙蝠造成碰撞伤害。如果项目对鸟类和蝙蝠的影响超出预期，可能面临环保部门的处罚或社会舆论的压力。应对策略：

• 在环境影响评估阶段开展充分的鸟类和蝙蝠基线调查，准确评估项目对鸟类和蝙蝠的潜在影响。

• 在风电场设计和运营中采取鸟类和蝙蝠保护措施，如优化风机布局、避开鸟类迁徙高峰期进行维护作业、安装鸟类驱赶装置等。

• 建立鸟类和蝙蝠监测计划，定期评估项目对鸟类和蝙蝠的实际影响，必要时采取额外的缓解措施。

社区关系与社会稳定风险

风电项目建设和运营可能影响当地社区的生产生活，如果处理不当，可能引发社区矛盾和社会稳定风险。应对策略：

• 在项目开发阶段开展充分的社区咨询和利益相关方参与，了解社区关切和诉求。

• 制定社区发展计划，为当地社区创造就业机会、改善基础设施、支持教育医疗等社会事业。

• 建立 grievance 机制，及时处理社区投诉和纠纷，维护良好的社区关系。

乌兹别克斯坦作为中亚地区最具发展潜力的可再生能源市场之一，为中国新能源企业提供了广阔的投资机遇。该国政府雄心勃勃的能源转型目标、日益开放的投资环境、丰富的风能资源以及与国际金融机构的深度合作，都为风电项目的成功开发创造了有利条件。

文｜新能源全球视野