沉寂9年，秘鲁可再生能源的入场时机

（一）可再生能源行业外资准入

秘鲁是拉美地区外资政策最开放的国家之一。1993 年《宪法》确立了外资国民待遇原则，规定外国投资与本国投资适用相同条件，享有同等法律保护。1991 年第 757号立法法令 further 规定了内外资平等待遇原则。原则上秘鲁不对外国投资者设置普遍性市场准入限制，但在金融、自然资源、公共服务等需特许权或专门许可的行业，投资者仍需遵守相应监管准入要求及审批程序。

（二）电力行业监管

1992 年颁布的第 25844 号《电力特许权法》确立了秘鲁电力行业发电、输电和配电活动的许可与特许经营基本制度。外国投资者在秘鲁开发发电项目涉及两类特许权：

• 临时特许权（Concesión Temporal）：由能源矿产部（MINEM）授予，主要用于授权投资者在有限期限内开展可行性研究、资源评估及初步工程设计等前期工作，不赋予建设或运营权利。有效期最长 2 年，可申请延期 1 次（最长 1 年）。
• 永久特许权（Concesión Definitiva）：由 MINEM 授予，是项目进入建设与运营阶段的核心法律授权。取得该特许权后，开发商方可合法开展工程建设、设备安装及并网发电，是项目融资关闭及开工的基本前提。

（三）电力市场与 RER 拍卖机制

2006 年第 28832 号法律引入竞争机制，设计了现货市场、自由用户市场及配电公司市场。2008 年第 1002 号《可再生能源发电投资促进法令》确立了针对风能、太阳能、生物质能及小水电等项目的政策激励框架，并通过 RER 拍卖推动开发。境内外投资者均可通过上述渠道销售电力。

RER 拍卖由 MINEM 启动，拍卖委员会主持。中标人与 MINEM 签订可再生能源特许经营合同，锁定中标电价及有效期（一般 20 年）。2025 年新颁布的《第 32249 号法律》从制度层面强化了长期电力采购安排，引入更灵活的招标机制，包括电量与容量分别采购及按时间区块报价等，为 RER 拍卖机制重新激活提供基础。

（四）RER 拍卖下的电价机制

RER 机制下，项目电价与结算采取“竞争性定价”与“差额补偿”结合结构。拍卖阶段通过竞标锁定中标电价。运营阶段，项目参与电力市场统一调度结算，系统边际成本（CMg）作为现货市场价格基础。边际成本较低的风电及光伏项目通常优先调度，但电费结算仍以实际发电并调度接收数量为基础。

结算后，若现货市场价格低于中标电价对应目标收入水平，差额部分将通过差额补偿机制（Prima RER）在年度合同电量范围内补足，相关成本通过电价附加费在终端用户侧分摊。鉴于秘鲁电力结构以水电为主，CMg 通常较低，Prima RER 在收益结构中发挥重要作用。

风险一：土地权属复杂多样，获取难度较高

秘鲁土地分为国有荒地、私有土地和社区土地三类，各有障碍。国有荒地须向国家资产管理局申请地役权，审批常超期；私有土地需直接谈判，无强制征收机制；社区土地触发原住民事前协商程序，周期不确定。土地问题曾是实质风险，如 ENGIE 在莫克瓜大区的太阳能项目因土地问题被削减容量。建议在项目可行性研究阶段即进行分类评估及尽职调查。

风险二：审批程序叠加可能显著延长项目时间线

项目开发涉及多项前置审批，关键环节不确定性可能导致延期。主要风险包括：

• 边境准入限制：外国人原则上不得在距国境线 50 公里范围内取得土地或资源，除非获特别授权。该程序个案审批，周期及结果不确定，可能触发额外结构设计。
• 原住民事前协商：若项目影响原住民社区集体权利，主管机关须启动事前协商。协商周期长（数月到数年），且部门间对参与社区认定可能存在分歧。
• 环境影响评价（EIA）：审查周期长、公众参与要求高。任一环节延误均可能对后续审批形成连锁影响。

风险三：Prima RER 的流动性风险

Prima RER 差额补偿机制为中标发电商提供价格下行保护，是现金流可预测性的重要支撑。资金池由终端用户附加费注入，OSINERGMIN 管理，COES 拨付。当系统补贴需求扩大导致资金池余额不足时，支付周期可能延长，造成现金流缺口。

该风险本质接近主权信用风险。建议在融资结构中设置缓冲机制，并通过购买中信保或 MIGA 保单等，覆盖政府或系统结算方在补偿支付义务项下的严重违约风险，缓释项目整体收入风险。