【编者按】 本轮研究覆盖了菲律宾、马来西亚、越南、泰国、哈萨克斯坦、吉尔吉斯斯坦、阿曼、巴西、埃塞俄比亚、波兰、德国共 11 个国家的垃圾焚烧发电（Waste-to-Energy, WtE）购电协议（Power Purchase Agreement, PPA）监管框架。不同于光伏或风电项目，WtE 项目兼具“市政基础设施”与“能源生产设施”的双重属性，其 PPA 结构往往不是单纯的商业买卖合同，而是“特许经营协议+购电协议+燃料供应协议”三元架构下的核心支付环节。本文沿用“机制—动作—后果”的穿透式分析方法，从制度定位、现金流结构、核心条款机制及专属风险传导四个维度，系统性解构上述 11 国在应对原料风险、支付信用及资产保值方面的制度差异。本文旨在为跨国企业管理层提供一套可复用的风险识别与谈判底座，通过横向机制抽象与结构升维，提炼跨国WtE PPA结构的共性与差异，而非提供具体的国别法律建议。

特别说明：由于我们正服务于印度尼西亚和乌兹别克斯坦的垃圾焚烧发电项目，为避免利益冲突，本报告的公布范围暂不包含这两个国家。

一、WtE 在不同国家的制度定位差异

在宏观制度定位上，11 国 WtE 项目呈现出显著的“能源属性”与“市政属性”博弈特征，这直接决定了PPA的交易结构主导权。

首先在法律属性认定上，德国、波兰、菲律宾、马来西亚、吉尔吉斯斯坦等国明确将WtE纳入可再生能源（Renewable Energy, RE）法律框架，赋予其优先调度权或绿色证书权益；而巴西与阿曼则更多将其视为具有基荷特性的热电项目或受监管的公用事业设施，强调其“可用性”与系统稳定性而非单纯的“绿色属性”。

其次在交易结构上，呈现出“独立发电项目（Independent Power Producer, IPP）商业主导”与“公私合营（Public-Private Partnership, PPP）行政主导”的分野。越南、马来西亚、哈萨克斯坦及菲律宾（批发电力现货市场 Wholesale Electricity Spot Market, WESM / 物理电力供应协议 Physical Power Supply Agreement, Physical PSA 模式）倾向于通过标准化的购电协议或批发市场规则，将WtE视为独立发电商，PPA是其核心收入来源，强调发电效率与成本控制。相比之下，波兰、埃塞俄比亚、吉尔吉斯斯坦及阿曼的项目往往嵌入在更广泛的公私合营或特许经营框架中。PPA仅是政府支付义务的某种形式，如吉尔吉斯斯坦的“保证赎回”，甚至在波兰模式下，电力收入被视为冲抵政府可用性付费的“扣减项”。

再次在支持机制入口方面，全球正从固定补贴向竞争性配置转型。泰国与马来西亚仍保留较强的行政定价色彩，分别实行上网电价（Feed-in Tariff, FiT）加溢价或固定FiT模式。而巴西、哈萨克斯坦、波兰及菲律宾已全面引入价格竞争机制，无论是 A-5/A-6 拍卖、拍卖价格、差价合约（Contract for Differences, CfD）拍卖还是绿色能源竞价计划（Green Energy Auction Program, GEAP），中标价格即为PPA结算基准。越南最新的监管框架更是转向了“最高限价下的商业谈判”，标志着行政定价的退出。

最后在买方结构上，埃塞俄比亚、阿曼、哈萨克斯坦实行严格的“单一买方”制度，由国有电网或特定结算中心统一收购；而菲律宾、波兰、德国则允许或强制项目参与批发市场或双边交易，买方更为多元但市场风险敞口更大。

二、PPA在WtE项目中的真实角色

基于11国的实证分析，WtE项目的现金流模型可抽象为三种典型分型，PPA在其中的权重差异巨大。

第一类是电力收入主导型，典型代表为马来西亚、越南、泰国、哈萨克斯坦。此类项目中，垃圾处理费往往极低甚至为零，项目生存完全依赖PPA电费收入。现金流稳定性源于PPA中的“照付不议”或“固定FiT”。此类模型的风险在于，一旦电网限电或PPA终止，项目将立即失去造血能力，因此PPA条款的刚性是融资的关键，例如越南PPA中汇率差额（Foreign Exchange Rate Difference, FED）传递机制的有效性，以及泰国PPA中通胀调整条款的落实。

第二类是可用性付费主导型，典型代表为阿曼、巴西。PPA的支付逻辑不是“发多少电给多少钱”，而是“只要设备可用就给钱”。固定收入（Receita Fixa, RF / Capacity Charge）覆盖了绝大部分资本性支出（Capital Expenditure, CAPEX）与固定运维成本。此类模型中，PPA实质上是某种形式的租赁合同，现金流稳定性极高，风险点转移至“技术可用性”考核。例如巴西的零单位变动成本（Custo Variável Unitário, CVU）申报压力，迫使项目公司必须确保极高的设备在线率以获取全额固定收入。

第三类是双轮驱动与缺口填补型，典型代表为波兰、菲律宾的地方政府（Local Government Unit, LGU）PPP项目及德国。在波兰与德国，垃圾处理费占据相当比例，PPA电力收入更多是随行就市，如德国的供应带模式，或作为波兰欧盟（European Union, EU）补助计算中的“资金缺口填补”。在菲律宾PPP项目中，地方政府的垃圾费与配电公司的电费构成双重来源。此类模型的PPA往往不具备绝对的兜底功能，而是与市场价格波动深度绑定，例如德国项目面临的负电价风险，以及波兰项目因收入超预期导致的补助回溯风险。

三、核心条款机制的横向比较

（一）电量与收入上限机制

在电量基准设定上，马来西亚与泰国采用刚性上限逻辑，超发电力要么不予支付，要么按极低替代成本结算，彻底锁定了收入天花板。哈萨克斯坦与德国则引入了“计划”或“供应带”概念，要求卖方承担预测偏差责任，这实际上是将“产量风险”转化为“平衡成本”。巴西与阿曼则通过“申报可用性”将电量风险剥离，买方承担需求波动，卖方仅对技术状态负责。

（二）电价与价格调整机制

价格形成呈现出“去行政化”趋势。越南从FiT转为“成本加成+12%内部收益率（Internal Rate of Return, IRR）封顶”的限价谈判；巴西采用“零 CVU”申报，迫使投资人将所有运营成本打包进固定收入。在调整机制上，巴西与泰国高度依赖通胀指数挂钩，如巴西的广义消费者物价指数（Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo, IPCA）和泰国的核心通胀率，但往往忽略汇率因子；而吉尔吉斯斯坦与越南则明确引入了汇率传递公式以应对本币贬值，这是新兴市场PPA的核心保护伞。

（三）并网、调度与限电安排

风险转移边界普遍设定在“计量点”或“连接点”，接入工程多由项目公司自理，如越南、菲律宾、埃塞俄比亚等国。在调度上，菲律宾与波兰虽赋予RE优先调度权，但物理层面的限电风险正逐渐通过合同条款合法化，例如波兰电缆池拥堵、越南中南部电网饱和导致的限电，以及德国的“再调度不补偿”机制和泰国的“非承诺容量”条款。仅有埃塞俄比亚、阿曼等少数国家在PPA中保留了明确的“视同发电”财务补偿机制。

（四）付款机制与信用支持

付款周期普遍为月结，但信用支持层级分化严重。埃塞俄比亚与吉尔吉斯斯坦试图通过财政部担保或专项基金构建准主权信用；哈萨克斯坦的可再生能源支持结算财务中心（Financial Settlement Center for Support of Renewable Energy Sources, FSC）与菲律宾的上网电价补贴（Feed-in Tariff Allowance, FIT-All）基金则依赖行业性的资金池，存在显著的流动性赤字与拨付延迟风险。越南电力集团（Vietnam Electricity, EVN）、马来西亚国家能源公司（Tenaga Nasional Berhad, TNB）、阿曼电力与水务采购公司（Nama Power & Water Procurement, Nama PWP）的PPA明确缺乏主权担保，完全依赖国有单一买方的资产负债表与商业信用，这对融资结构提出了极高要求。

（五）不可抗力与法律变更

在不可抗力范围上，核心博弈点在于“燃料短缺”的定性。巴西与德国明确将燃料风险归于发电商，不视为不可抗力；而埃塞俄比亚若缺乏强有力的政府协议，原料断供亦难免责。在法律变更特别是环保标准提升方面，阿曼、马来西亚要求经过严格的行政审批方可调整电价，不存在自动传导；越南的固定价格机制更是难以容纳运营期新增的环保 CAPEX。

（六）违约责任与救济机制

违约金（Liquidated Damages, LDs）强度与考核维度各异。泰国与哈萨克斯坦聚焦于预定商业运营日（Scheduled Commercial Operation Date, SCOD）延误，采用“每日罚款+期限缩短”的双重惩罚。运营期考核最严苛的是菲律宾的物理供电协议与巴西：前者要求卖方在出力不足时从现货市场高价买电赔付，后者则将赔偿金挂钩波动剧烈的差异结算价格（Preço de Liquidação de Diferenças, PLD），两者均可能导致项目现金流瞬间击穿。

（七）合同终止与终止支付

终止后的资产处置是最后的安全垫。阿曼与埃塞俄比亚保留了覆盖“未偿债务+股权回报”的全额赔偿逻辑。马来西亚与巴西则较为严苛，对于发电商违约导致的终止，买方通常仅有“选择权”而非收购义务，且马来西亚的公式可能导致运营后期股权价值归零。德国模式最市场化，基于“公允价值与损失”计算，不直接挂钩债务，高度依赖市场电价预测。

（八）转让、融资安排与争议解决

股权转让普遍设有锁定期，如泰国、阿曼、埃塞俄比亚等。争议解决方面，埃塞俄比亚、吉尔吉斯斯坦、马来西亚明确接受国际仲裁或区域性国际仲裁，提供了一定程度的司法独立保障；而越南、阿曼、泰国则倾向于本地管辖或行政裁决前置，增加了跨境维权的隐性成本。

四、WtE特有风险传导链条

不同于风光项目，WtE项目在11国PPA中面临独特的专属风险链条。

首先是原料-电力错配风险。埃塞俄比亚与马来西亚的经验表明，若垃圾热值低于设计值，电厂出力将无法达到PPA约定的“供应带”或“可用性”门槛。在菲律宾物理供电协议与巴西模式下，这直接触发惩罚性赔偿；在泰国与越南模式下，则导致“视同发电”条款失效。

其次是合规性硬约束。马来西亚与泰国严禁或严格限制辅助化石燃料的使用比例。一旦超标，不仅面临罚款，更可能被取消RE资格或终止PPA。波兰的PPA强制报告制度与欧盟基金合规要求，更是将“过度补偿”作为回溯退款的触发条件。

再者是资本支出黑洞。阿曼与波兰面临欧盟级排放标准压力。由于PPA多为固定价格或封顶价格，且缺乏自动的“法律变更”传导公式，日益严苛的环保技改成本将直接侵蚀项目IRR。

最后是解耦风险。在泰国与巴西，PPA的存续与上游垃圾供应合同的期限刚性绑定。一旦上游违约或到期，例如巴西的燃料可用性证明失效，下游PPA将自动解除，且往往缺乏针对此类“交叉违约”的充分补偿机制。

五、比较结论与投资判断框架

基于上述比较，可将11国WtE项目PPA的可融资性（Bankability）划分为三个层级。第一层级为结构性防御型，如阿曼、巴西，通过“可用性付费”规避了产量风险，但技术考核严苛。第二层级为市场博弈型，如德国、波兰、菲律宾，PPA仅是底线，项目深度暴露于市场波动与合规风险中。第三层级为行政依赖型，如吉尔吉斯斯坦、越南、泰国、马来西亚，高度依赖政府或国有单一买方的信用背书与支付纪律。

在11 国WtE赛道上，没有完美的PPA，只有风险定价最匹配的交易结构。中方投资人需从单纯的“工程总包思维”转向“全生命周期资产管理思维”，并始终坚持三问式决策框架：第一，现金流兜底是谁？是财政预算、国企资产负债表，还是市场基金？第二，终止时谁承担损失？是否有强制收购义务，还是仅有选择权？第三，法律变更是否自动平衡？是公式自动传导，还是需要漫长的行政审批？