水电项目对政策补贴的依赖较小，资产还款现金流充裕稳定，具备较强的抗经济周期特性。但是，水电项目也有风险。目前水电行业不良贷款集中于小水电，本文主要谈谈水电信贷需要关注的因素。

国内一般按照单站装机容量划分电站规模，现阶段，我国将单站装机规模在5万KW(不含)以下的电站称之为小型水电。

1、合规性风险。水电项目采用核准制，根据机组规模大小划分核准权限。由于各种原因，有相当部分的水电站在取得核准批复前，已进行工程建设。如果遇到政策变化或重大事故，容易出现项目缓建甚至停建风险。大型水电项目由于涉及的生态、政治影响较大，往往是经过反复论证后由政府牵头，所以不存在这种风险。

2、市场风险。国内水电在建装机规模较大，在经济下行期，不排除会出现电力供应过剩的可能性;若水电上网定价政策进一步调整，水电电价还会受到抑制。此外，由于工程施工的滞后性，很可能产生大量水电站开始运行的时候，市场已经饱和，导致电力供大于求，这种情况下小型电站很难和大中型电站竞争。在价格下行、市场需求下行的情况下，还款来源风险较大。如若出现不良，资产难以处置也是一个潜在风险。

3、完工风险。由于水电项目建设周期较长，建设条件根据当地地理环境、民生支持的不同，会存在较大差异，容易出现总投资超概算或工程延期的可能。这种情况下，资金链往往会变得脆弱，需要银行特别关注其工程建设难度和资金保障情况。

4、环境风险。水电项目对水土保持、河流生态会产生较大影响，又面临移民安置等问题，如果影响过于严重，会影响环评的正常批复，甚至会出现叫停的风险。

5、来水不足的风险。水电依靠水力发电，特别小水电，蓄水能力不足，如来水不足，将影响发电能力。

6、移民搬迁的风险。影响项目的总投资增大，也可能造成工程延期。

1、关注企业或其主要股东的开发及运营资质

水电项目施工的专业性非常之强，企业或其主要股东是否具备电力背景或水电站项目的开发经验，直接关系到项目建设是否顺利、项目运营是否如期进行，以及项目持续的盈利能力。小水电项目由于工程规模小，预算有限，往往选择报价低的施工队伍施工，工程质量有待考察;此外，由于项目审批权限在地方(一般单站总装机容量50万千瓦及以上项目由国务院投资主管部门核准，其中单站总装机容量300万千瓦及以上或者涉及移民1万人及以上的项目由国务院核准;其余项目由地方政府核准)，总投资较低，参与主体较为分散，出资能力差别较大，部分股东通过民间集资形式解决自有资金缺口，自有资金到位风险较大，若出现完工风险，将直接导致总投超概算风险。

2、关注项目的合规性和政策风险

水电项目信贷介入前，必须取得项目的核准文件、用地预审意见和环境影响报告批复。近几年农民维权意识在加强。授信人员不仅要核实批复文件，还要争取在有条件的情况下，亲自前往项目所在地考察，看看基层的真实反应，以及了解股东的社会背景和资金实力，避免纸上谈兵。

3、关注电站发电和上网能力

电站没收入，不是没水就是电站毁了。为防止电站损毁，可以购买工程险和财产险，来规避风险。如若供水不足，无法发电，问题就大了。小水电多为无调节能力或调节能力弱的径流式水电，有些地方小水电资源丰富，枯水期和丰水期电力需求差别较大，发电小时数不稳定，导致地方更愿意选择稳定的大电站作为电源。电站能不能上网主要看电力输送消费区域的消化能力，国家电网一般优先保障大中型电站上网。有的小水电地处深山老林，再加上电网送出条件有限，容易出现无法上网的现象。电站无法上网，即便有水资源，也不能产生效益。

4、关注电站的技术指标

电站的技术指标有三项，主要是水资源、设备利用小时数和装机容量。这三者之间相互影响，水电主要依赖水资源发电，水资源又直接决定其设备利用小时数，项目的装机容量一般按照实际水资源情况设计。调节能力反映了项目的发电量和实际出力的稳定性，小水电调节能力普遍弱，因为小水电所在的流域较小，一般参照附近流域资料推算电站所在流域的发电量，如果测算不当，会带来较大的系统误差。但受建设条件、水资源等多方面因素影响，大的水电项目不一定经济效益就好，小水电也不意味着不可行。

5、关注收入和成本

个别小水电采用直供客户方式供电，其下游客户运营的稳定性对其收入影响较大。好在主要下游客户是电网公司，收入相对稳定。

水电站投资成本中，土建成本和设备成本比例一般为8:2，运营过程中设备的重置和维修成本较低，主要成本是折旧和财务费用。由于折旧是非付现成本，本身可以作为当年还本的来源。部分电站建成后申请银行贷款，有一种可能性是股东套现继而对外投资。另一种可能是试图通过增加财务费用减少所得税。客户经理在经手水电项目的时候，需要深入尽责调查。

6、关注担保方式

水电的风险主要集中于建设期，建设期可落实在建工程抵押，有能力的落实股东担保或第三方有效资产抵押;电站建成后，追加收费权质押和整体资产抵押，同时密切监管电费质押账户，确保电费收入及时足额归行;必要时，需要签订三方电费结算协议。

虽然水电行业的授信风险主要集中于小水电。但对于有些水资源丰富的地区来说，自身地形不适合建造大型电站，所以小水电有存在的必然性。相较于传统的制造业贷款，小水电仍然是相对优质的贷款之一。

风险暴露的问题梳理

经过梳理，风险暴露集中在民营企业新建的小水电项目，以2009年-2012年叙做的项目贷款为主，贷款期限在10年左右，装机容量多在1.5-2.5万千瓦之间。问题主要集中在以下几个方面：

1、投资超概算。

小水电由于运营成本较低，其固定资产投资水平是决定其经济效益的主要因素。小水电建设单位千瓦造价约在7000-10000元之间，但投产后基本上存在投资超概算的问题。归纳原因主要有二类：

一类是受建设条件和地质条件的影响，建设资金超概算。一般水电项目都地处偏远的山沟里，地质条件复杂，如A企业位于河流上游干流河段上，利用引水干渠与下游河道形成的自然落差发电，可研及项目评估认为建设条件较好，单位千瓦投资估算为5684元/KW，但实际施工后，自然落差达不到预期，使工程量增加，实际单位千瓦投资增至7600元/KW。

另一类属不可抗拒，或难以预见的各种事件频发，使项目工期延期造成超概算。如A企业在项目施工过程中需要炸药，但因特殊原因，地区实施炸药管制，有半年时间不能施工，错过半年施工期后，又进入了冬季，整个工期拖延近一年时间才恢复建设，导致投资超概算。B企业在建设期间，另外一家开矿企业炸矿石时，将其已修建好的渠首导流渠部分损毁，使项目延期5个月时间才投产发电。另外还有项目施工后，建设难度增加，比初步设计增加一个小土山的挖迁工程、还有项目施工后，根据地质条件又重新更换项目设计图纸、施工过程中增加土地赔偿金等诸多“奇葩”问题发生。总体反映了理论与现实的差距造成超概算。

2、经济效益不达预期。

C企业项目投产运营后，能够按0.235元/度的上网标杆电价正常结算。但近三年平均销售收入较可研低40%左右。

究其原因，一是由于小水电以无调节能力径流式水电站为主，项目建设设计中无修建水库内容，不能起到调峰作用，造成枯水期水量不足，而汛期需将多余水量进行排洪处理，最终无法达到设计发电小时数;

二是项目运营中遇到百年不遇的地区干旱等气候问题，来水不足，直接导致当年大坝蓄水量低，电站停产的问题;

三是项目在评估时考虑了200万元/年CDM减排收益(2009年项目评估时已和外方签订了CDM碳减排购买协议，CDM减排指标也获取国家发改委应对气候变化司审批同意)，还款期限和计划设定较乐观。但实际2012年后国际上《京都议定书》到期后未能如期续签后，项目评估时考虑的年度CDM减排收益无法实现。

3、变电站引发的纠纷。 

D企业的小水电项目是国家水利部“十二五”全国水电新农村电气化规划中列入名单的电源项目，当地电力市场消纳能力也较强，电网接入及各项合规性手续均已齐备。项目建成拟投产时，却得知：在2012年之前，变电站等电站的配套设施均由国家电网企业负责建设，故该项目配套设施变电站的建设资金未列入到总投资当中。

而2012年之后，电站建设单位面临两种选择，一是等待电网企业建设电站的配套设施，二是自己先垫资建设，建成后电网企业通过优惠电价将资金返还给电站建设单位。一个110KV变电站造价约需3000-3500万元投资。对小企业来说，个人股东出资能力有限，而项目建成当年即进入还款期，却无法运营发电，就陷入无现金流还贷的困境。

4、股东综合实力的影响。

小水电股东一般是有水电站开发经验或具有电力背景的个人组成，凭借个人能力能够取得项目建设、上网等合规性手续，股东综合实力对项目成败起关键性作用。但普遍存在出资能力有限，项目超概算后无法自筹解决;管理能力低，抗风险能力差;遇到项目超概算时，股东内部达不成一致，增资困难;项目延期完工时，项目工程形成欠款，此时股东多年未见分红，容易发生内讧等诸多内部问题层出不穷。如果股东出现问题的时候，即使我们想根据项目实际情况，调整分期还款计划或进行期限重组等方案时都难以实施。

5、建设期财产保险落实难。

E企业项目贷款批复要求，在项目建设和运营过程中办理设备保险，并指定我行为保险第一受益人。但实际水电项目的风险主要集中在项目建设阶段，土建成本和设备成本的比例为8：2，在建设期以土建为主，无法办理设备财产保险。

6、电费收费权质押的争议。

一般电力项目会提出项目运营后电费收费权质押，小水电项目也不例外。如：我行与借款人签订了电费收费权质押协议，并于同年在中征动产融资统一登记平台上进行了公开登记，应享有优先受偿权。但实际因借款人拖欠工程款，被第三方起诉后，由当地人民法院直接从当地电力局将其电费资产保全。我行提出异议后，却被驳回。法院认为：其保全的标的物为供电公司支付给借款人的电费，并没有对我行与借款人约定的收费权收入专用账户进行冻结。我行在中征动产融资统一登记平台中登记的标的物为借款人对水电站自还款期内经营所得的全部电费收入，而此部分收入尚未计入借款人账务。由此陷入电费收费权的法律纠纷。

应对措施及建议

1、对决定项目成败的关键数据：项目总投资和发电小时数，不能一味采用项目可研编制的项目评估结果，需在可研的基础上，参考同地区同类机组运营后的平均值审慎取值，对项目建设中可能遇到的事故、气候变化、自然灾害等不可预知的风险可在敏感性或压力测算中充分考虑，分析总投资或发电小时数变动在多少时是我们可接受的底限后，择优叙做。

2、在还款期限的设置上，主要依据主营业务收入形成的净利润和项目折旧来综合考虑项目现金流，对项目营业外收入酌情参考。项目实际运营后有营业务外收入时，可提前安排还款。

3、对小水电项目进行评估时，需了解清楚变电站是否已建成或由谁来出资建设，合理对项目总投资进行估算。

4、对民营小水电的股东除了看开发及运营资质外，还需对个人综合素质进行评估，或提高项目资本金比例增加项目抗风险能力。

5、电费收费权质押的手续还需进一步完善，在主张权利时要取得电力行政主管机关的支持。

我国法律明文规定：可出质的收费权仅公路、农网电费和学生公寓收费权三种，但银行在惯例中还是对电力项目设定电费收费权质押，一是办理了电费收费权质押手续后对除工程款之外的普遍债权，在主张权利时还是有效果的。二是银行为保护债权，要求承包商出具放弃主张建筑工程价款优先受偿权的承诺书，在实操中，该承诺书的效力有限，但规范性还不强，可以起到一定风险缓释的效果，如上述案例最终由第三方撤诉而告终。三是通过此方式能够让银行将项目现金流归集到本行账户中管理，达到对还款来源的有效监管。

6、在风险较高的建设阶段风控手段还需进一步探讨和完善。

以上是对我身边小水电项目已发生问题的梳理和应对措施的建议，希望可以让大家借鉴，在实践中少走弯路。针对这些问题的应对措施或风险防控手段还需进一步积累和探讨。

来源：信贷白话 作者： 武新霞中国银行新疆区分行、阮伟鹏中国银行浙江省分行