2025年4月11日至4月17日，方达律师事务所开启了“非洲投资周：投资非洲的关键议题与风险管理”的系列活动，与专注于能源、基础设施和自然资源领域的国际律师事务所Trinity International分别在方达上海和北京办公室联合举办了系列研讨会。在全球能源转型与地缘经济格局重塑的背景下，非洲作为资源禀赋的战略要地，正成为国际资本竞逐的核心战场之一。然而，非洲能矿投资仍面临ESG合规标准升级、本土化政策波动、地缘风险传导等多重挑战，对行业参与者的风险预判与动态适应能力提出更高要求。值此关键窗口期，本次系列研讨会围绕新能源、矿业、石油与天然气、ESG与商业人权、危机管理与争议解决等关键议题展开，涵盖行业趋势、投资风险、可持续发展实践以及特定国家的投资环境等内容。
我们将推出系列文章，分别梳理和总结此次非洲投资周活动的四大主题。本文为“非洲投资周”主题之一：“可再生能源及传统电力”。
首先，新能源海外发展联盟执行理事长兼秘书长张世国先生进行了开场致辞，强调了复杂国际形势下全球新能源和可持续发展项目合作面临的机遇与挑战，建议大家关注东南亚、中亚、中东欧、非洲的新能源国际市场，强调这些区域的部分国家对中国友好，且有发展新能源的市场需求，可以作为优先的战略选择。
方达律师事务所的能源与基础设施项目业务团队的合伙人孙晔律师则分享了“新兴市场新能源项目的典型风险分配和防范案例”，聚焦九大典型风险：
- 新能源海外投资的开发权问题
- 政府政策和审批
- 当地合作伙伴
- 购电方资信以及增信措施
- 国际政治因素
- 东道国国内政治因素
- 供应链问题
- EPC合同
- 项目执行——ESG尽调
Trinity International的合伙人们重点介绍了“非洲新能源项目开发和融资中的主要问题”，内容包括：
- 撒哈拉以南非洲IPP市场概述
- 撒哈拉以南非洲可再生能源和电力投资的挑战（外汇、流动性和政治风险等）
- 非洲新能源项目的典型风险分配和处理措施
- 非洲电力市场：集中式购电vs分散式购电
- 工商业/企业购电协议（corporate PPA）的机遇
随后孙晔律师与Trinity International的非洲能源法专家们、中国电建国际有限公司总法律顾问及首席合规官彭申映先生进行了圆桌讨论，重点探讨了矿业项目和电力新能源项目结合的灵活安排，交流了宝贵的经验和策略。
当前，海外市场正日益成为新能源企业实现扩张与增长的重要战略方向。方达律师事务所能源与基础设施项目团队在协助中国企业“走出去”的众多新能源项目中积累了丰富经验，并在实务操作中总结出海外新能源项目投资九大常见风险。
新兴市场新能源项目的典型风险分配和防范案例
1. 开发权问题
(1) 开发权及其有效性确认
在项目开发早期阶段，开发权问题往往受到较高关注。项目开发权的取得可以有多种方式，既可以通过大型公开招标获取开发权，也可以通过议标形式取得。中国企业近年来在海外新能源项目中也热衷于收购已经取得开发权的项目（例如“Ready-to-Build”（RTB）项目）。当前在收购他方已获得开发权的非洲等地新能源项目时，部分中国企业可能仅仅基于合作方关于其拥有开发权的表示即准备进入项目，而忽略对于合作方项目开发权的取得开展完整的尽职调查。从法律角度，在考虑开发权及其有效性的问题时，我们建议企业应详细追问和调查：项目开发权是以何种形式体现、由何种路径和程序取得、开发权是否仍有效。
此类问题在中资企业考虑项目的融资时尤为突出。例如，如果开发权源自一份前期协议或谅解备忘录，而该协议或备忘录中约定的关键时间节点已届满；若企业未能提供有效证据证明开发权仍持续有效，则在银行进行项目融资尽调时，开发权的合法性、有效性将成为关注重点。在缺乏充分证据的情况下，法律顾问很难就开发权问题提供具有说服力的法律确认意见。因此，在当前越来越多的项目实践中，法律顾问通常在项目初期即会与客户确认开发权的具体来源，审查其中是否存在实体或程序上的瑕疵或已到期的情形，亦或是否存在尚未满足的政府授予开发权时设定的生效条件。尽管开发权问题常被视为初期事项，但若处理不当，极有可能在项目后期演化为实质性风险，因此需在项目初期阶段即予以重视和排查。
(2)开发权转让限制
关于开发权转让限制，通常存在以下几类情形：
- 最严格的限制：开发权转让须经政府事前批准；在任何情况下，未经政府同意均不得进行转让；
- 相对宽松的限制：允许向关联方转让开发权，且可能仅需履行通知义务而无需获得政府同意；
- 允许向第三方转让，但不能导致控制权变更；
- 法律或合同层面对控制权变更未作任何规定。然而，当前在新能源及油气项目中，尤其在非洲地区，政府对境外投资者控制权变更的监管趋严，几乎已难以见到完全无限制的情形。
这里转让限制的影响主要体现在两个层面：一是企业参与项目时取得开发权受到何种法律或合同层面的限制，这会影响中国企业进入项目是否合法有效；二是后续转让开发权时受到的相关限制，这会影响中国企业后续退出项目的灵活性。因此，在项目初始阶段，必须全面审查当地法律法规及合同条款中关于开发权转让的各类限制，以确保未来转让安排的合规性与可操作性。
(3)开发权到期/终止
对于通过政府正式招标取得的开发权项目，其程序通常更为规范，开发权的期限与到期机制相对明确。然而，在通过议标程序获得开发权的项目中，不同层级政府可能签发各类开发相关文件，其是否到期、规定的先决条件是否满足未必清晰。
实务中常常会遇到以下问题：某一或数项先决条件未能满足，且项目方未能就此与政府持续进行后续跟进；但项目方若仍与不同政府部门或相关投资审批机构沟通，是否可视为存在进展；政府文件中若要求在一定时间内完成特定事项，项目方是否完成该事项，若未完成是否有尝试解决的文件证明。
在实践中，当地合作伙伴往往声称已取得新能源项目开发权，邀请中方投资、开发项目。但是作为开发权证明文件的谅解备忘录或者许可文件所列时间节点均已过期，当地合作伙伴又难以说明文件中所述义务的履行情况，包括哪些已完成、哪些未完成，以及政府是否有出具任何延期证明或反馈信息。这往往导致项目开发权有效性存疑。因此，有必要在项目早期即应对开发权文件的法律效力及履约状态进行严格尽调，包括国别尽调、项目尽调及合作方尽调。
另外一种情形是，中方投资人已经加入项目，但合作期间开发权到期。在该项目中，当律师团队介入时，客户已经和外方签署过联合开发协议（JDA），协议中也对双方在项目开发中的分工作出了一些安排。但争议的核心在于：双方在JDA下承诺的义务是否履行，倘若没有履行到位，责任应如何分担。中国企业在项目早期往往为了拿到项目开发权而忽略JDA等早期协议的内容，导致出现问题时法律团队只能处于被动状态。更为适当的做法是，在一开始签署 JDA时，就尽量明确具体的工作分工、成本分担方式，以及如果发生违约该如何处理等内容，以便在后续推进中降低争议风险。
2. 政府政策和审批
新能源项目在海外落地过程中，面临显著的政策审批风险体现在电价政策、并网及输配许可、以及碳收益和碳市场等方面。
(1)电价政策的不确定性
近年来随着气候变化议题日益重要以及各国在能源转型、电力市场改革上的努力，不少国家电力市场正在经历剧烈变化，电价政策的不确定性只是其中一个体现。以越南为例，该国的电价政策近年经历多轮调整，第八版《国家电力发展计划》（PDP8）发布后，大量项目为赶政策窗口期而“抢跑”，导致一批项目在出售时需要设计与电价挂钩的复杂对价结构；最近越南国家电力公司（EVN）试图下调部分已签署购电协议（PPA）电价，目前也未尘埃落定，给市场带来相当大不确定性。
(2)并网及输配电许可制度变化
对于上网可再生能源项目，近年来项目日益大型化，如装机容量达GW级，此种情况下选取并网点和确定并网时间非常关键。在部分风光资源禀赋较好的地区，电网容量成为稀缺资源，可再生能源项目需要尽早了解和明确当地并网和输配电许可要求，避免上网难的问题。在电网设施相对发展不足的国家，可再生能源项目往往需要配备输电线和变电站建设，并且需要就部分设施的权属和运营作出细致规定。
此外，限电也是海外可再生能源项目常见的运营风险。取决于PPA的买方实体，协议中需要对因为电网限电导致的电量短供情况所产生的责任和损失赔偿作出明确规定。
(3)碳收益归属及碳市场发展
随着东南亚及非洲部分国家逐步探索国际碳汇制度和国内碳市场，绿证/可再生能源证/碳收益等体现环境属性的内容需要引起在海外开发可再生能源项目的中国企业的足够重视，特别是它作为项目收益的另一重要来源的作用。目前已经有部分PPA中预设碳汇收益归属，如条款约定一旦设立碳市场，相关碳汇收益将归购电方所有，此种安排可能导致未来碳权益被无偿转让给购电方，给项目开发商带来损失。
3. 当地合作伙伴问题
在中资企业参与海外项目中，当地合作伙伴的选择是至关重要的一环。许多情况下，中方需要与当地开发商合作。虽然中方有时希望100%收购项目开发权，使原开发商完全退出，但更多情况下，原开发商希望保留部分股权。在这种情形下，中方通常倾向于持有多数股权，而让当地合作伙伴保留少数股权。
在合作过程中，首要的问题是对当地合作伙伴进行充分的背景调查，包括其资信状况、基本设立和有效存续、政商关系和反腐反洗钱等方面。
与当地合作伙伴的另外一个问题是项目开发权估值。在交易前期的估值问题上，尤其对于RTB项目，采用成本法直接估值未必符合当地合作伙伴的诉求，而采用基于未来现金流的估值方法则需要充分考虑项目建设期风险（延期和超支等）。因此，估值模型与交易文件的确定性匹配尤为关键。
此外，进入项目实施阶段后，还存在中方与当地合作伙伴作为小股东的利益的问题。例如，在海外可再生能源项目中，中方既是大股东又是EPC承包商时，容易引发利益冲突，而当地合作伙伴对项目执行不满时往往会利用此利益冲突提出小股东保护诉求，导致项目公司的日常决策和公司治理出现问题，进而影响项目实施。中资企业在项目初期就应当通过必要的结构设计和身份区分来规避冲突，减少当地合作伙伴提出挑战的风险。
4. PPA、购电方资信以及增信措施
近年来的趋势是能够签署长期PPA的国家数量明显减少，中东欧、东南亚、非洲、拉美等地区都面临较大挑战，多个国家逐步转向市场化交易机制。
在当前仍能签署PPA的国家中，购电方仍多为政府背景的主体，其在合同中的权利义务安排趋于对其自身有利。常见的条款包括严格的先决条件；若未满足，购电方有权终止合同并要求对方支付违约金，甚至提前设定担保要求。项目建设阶段若因工程原因未能按期实现商业运营，购电方亦可能追加增信要求。此外，部分PPA还提出最低发电量要求，且核算周期由原来的年度缩短为季度或更短单位，需要发电企业在前期做好技术评估。针对购电方的资信问题，现阶段多数项目难以获得政府担保，因此可以关注替代性增信手段，如将政府其他收入纳入监管账户等方式，以确保购电方的付款能力。
5. 国际政治因素
从新冠疫情到当前日益加剧的贸易保护主义倾向，以及中美之间“脱钩”趋势，致使新能源产业受到较大冲击。其中，设备供应问题比较突出，这些外部环境变化对新能源企业的全球化布局和跨境投资带来了新的不确定性，需引起高度重视并做好相应预案。
6. 东道国国内政治因素
东道国国内外政治因素已经成为中国企业在海外可再生能源项目开发中面临的最为棘手的问题。例如墨西哥当地曾因电力调度规则的改革，引发广泛关注。该改革要求优先调度国有企业的电力，引发包括中方在内的多国投资人不满。然而，2024年墨西哥最高法院最终推翻了该项改革，显示出当地电力市场制度存在较强的政策摇摆性。又比如东道国当地的反腐败调查或专项行动，能源领域往往是“重灾区”，重要人员受牵连可能对项目带来不可估计的损失。更不用提更为严重的如部分非洲国家的武装政变和军事行动带来的社会经济动荡以及新政权带来的法律变更问题。
针对此类风险，一方面需要总结国际经验，在项目合同文件中尽可能前瞻性地在合同中详细设计和考虑法律变更、不可抗力、争议解决等条款。这些条款往往在合同起草阶段被忽略，但在出现问题时又成为各方寻求保护和救济的重要抓手。此外，在项目结构设计中应充分考虑双边投资协议可以给予的保护。
中信保也可以提供政治风险保护，但需要充分了解保险涵盖的政治风险、汇兑风险和违约风险及其除外事项，以及对于索赔的程序性要求。
7. 供应链问题
供应链问题的成因可能包括法律环境的变化以及项目所在地实际情况的变动等。在应对此类问题时，合同中关于法律变更条款（change in law）以及“稳定性条款”（stabilization clause）的适用性成为讨论重点之一。此外，如何适用不可抗力条款也是常见议题之一。除了不可抗力，还需关注大陆法系中的情势变更原则以及英美法下的合同受挫（frustration）原则是否适用于相关争议。
8. EPC合同
中国企业在海外新能源项目中通常以承包商身份参与，对EPC安排的关注度逐年提升。典型问题包括新能源技术的性能要求、电价保障机制以及投资风险的传导方式等。近年来出现了一些结构性的变化。传统的EPC模式是以一个总包商为核心，由其统筹项目的设计、采购和施工，这种模式对国内熟悉海外EPC项目的国企或央企更具吸引力，因为其有能力总包并再向下分包。而对于业主而言，总包模式的优势在于只需对接一个责任主体，融资结构也相对清晰。
然而，随着业主自身能力的增强及设备供应商对全面承担EPC责任的意愿减弱，新的结构逐渐涌现。例如，就主要设备如电池或风机的供应、安装、运维单独签署供应协议、安装协议或运维协议，与电站其他辅助设备的建设分开管理。这种结构的优势在于能够实现更好的价格控制，特别适用于成熟业主或本身具备一定供应能力的关联企业。但该结构也存在风险，尤其是当业主经验不足时，项目建设与运营中出现问题将面临多个责任主体，界面划分带来的协调难度加大。因此，在新能源项目实践中，可以考虑中国主导的业主开发项目是否适用此种模式。
9. 项目执行——ESG尽调
ESG不仅仅是责任和合规问题，它本身会为项目带来价值。虽然ESG是一个宽泛的议题，但在可再生能源项目开发中，主要可以从三个角度考虑ESG议题：环境、土地和人员。项目执行会带来植被破坏、水土流失、噪声、辐射、光影影响、施工污染及固废等环境影响，要求企业进行环评及环境相关审批；项目执行会受到土地所有权限制，涉及土地征收、人员安置及赔偿的问题，要求企业进行土地尽调、国别尽调，获得土地权证或土地租约，出台安置补偿方案；项目执行也会涉及本地化要求、本地员工薪资福利标准、派遣员工的工作签证等问题，要求企业进行人力资源尽调和员工管理。
伴随全球能源转型的持续推进，非洲因其资源优势，正日益成为国际资本重点关注的对象。在这一关键发展阶段，Trinity International的合伙人Fiona Gulliford与Pierre Bernheim就非洲新能源项目开发与融资中的关键问题做出的讲解可谓恰逢其时。
1. 撒哈拉以南非洲IPP市场概述
15年前。撒哈拉以南非洲大多数项目以火电为主，而如今随着各国政府朝着净零排放目标努力，可再生能源项目已成为该地区的主流选择。撒哈拉以南非洲的独立发电（IPP）项目有很多机会，该地区有很高比例的人口无法获得可靠的电力供应，政府对电力供应需求强烈。以南非为例，该国存在大规模的负荷削减问题，缺乏可靠的供电来源，而大型工业客户迫切需要稳定的电源。因此，无论并网项目还是离网项目，在撒哈拉以南非洲都有巨大的潜力。
撒哈拉以南非洲与政府合作开展电网项目很多由开发性金融机构主导（比如大家可能熟悉的“太阳能规模化开发”（Scaling Solar））。开发性金融机构主导项目的核心理念是：开发已完成尽职调查（有些甚至已经完成可行性研究）、确定土地的项目，然后打包后进行公开招标，从而使开发商能够提供最具竞争力的价格。这类项目通常有来自世界银行的担保机制（比如多边投资担保机构（MIGA）为股权提供的担保，世界银行针对购电付款提供的信贷支持）。这些举措的目的是帮助降低项目风险、控制电价水平。这一机制也对其他没有参加Scaling Solar的国家也产生了影响——他们往往以其他国家的低电价为理由，压低在其国家开展可再生能源项目的电价。
我们还观察到了许多可以进入撒哈拉以南非洲市场的收并购机会，比如一些大型的项目出售，在尼日利亚和加纳等地经常有开发商进行重组，或投资者退出。
2. 撒哈拉以南非洲可再生能源和电力投资的挑战（外汇、流动性和政治风险等）
(1) 政治风险
在非洲投资能源项目面临的主要挑战之一是政治风险，尤其涉及外汇、流动性和本币贬值等问题。在长期电力供应安排中，投资者往往需要承担20年合同义务，若本币出现大幅贬值，能否重新协商电价或转嫁成本成为至关重要的问题。以尼日利亚为例，由于货币大幅贬值，导致10年前的项目和10年后的项目可获得的支持差异巨大。此外，对于政府作为购电方的IPP项目，合同一般约定电费以本币支付，投资者难以确保市场上有足够外汇可以将资金转换为外币向股东分红给或偿还贷款。例如，由于外汇储备严重短缺，马拉维政府曾面临严重的流动性问题；在PPA谈判期间，政府删除了所有外币账户和外汇支付支持相关的条款。
(2) 建设风险
许多开发商目前可以整合EPC与O&M服务；但撒哈拉以南非洲IPP项目的典型风险之一就是建设风险。因为电力项目基本都是依赖单一资产，在该资产完成建设并开始运行之前，整个项目面临极高不确定性。一旦建设期结束，签有长期PPA的项目则进入相对“去风险”状态。不同类型的可再生能源项目建设周期不同，太阳能项目相对容易，而地热、水电、风电则需进行长期的环境与社会影响评估，可能耗时数年，直至获得政府颁发的环境与社会许可证。如果作为项目开发商同时也是EPC承包商，这样的风险相对较容易管理，可以通过与关联公司合作来处理，项目开发商也有信心能按期交付。但是，如果与独立承包商签订合同，则必须重视管理并分配建设期风险。
(3) 市场风险
随着可再生能源和气候议题获得更多关注，全球资本对相关项目的投资热情持续上升。但乌克兰战争等政治事件进一步加剧了市场风险。一些项目签署的EPC合同因材料价格飞涨而难以执行，投资方需确保合同有重新议价的机制。在部分司法辖区内，由于存在强制的本地化内容要求，需要引入本地合作伙伴，使用当地员工、设备和原材料。
(4) 供应风险
供应风险通常可以通过并网项目长期PPA下政府照付不议义务条款缓解，确保项目运营期间收入来源。但同时仍有一些因素会影响收入，例如政治风险和不可抗力风险。此类风险必须通过合同进行明确管理，尤其是对于寻求融资的项目，金融机构通常会要求项目方在合同条款中妥善管理这些风险，否则项目融资可能会遭遇困难。
(5) 调度风险
调度风险通常与电力传输和互联风险密切相关。调度风险的核心在于如何顺利将电力接入电网，而这通常取决于电网运营商。在撒哈拉以南非洲，许多国家的电网输电能力不足。因此，在寻求项目机会时，首先要评估电网是否有足够的容量支持该项目。如果没有，项目方需要考虑是否承担部分输配电基础设施的建设，并将其纳入项目中。该等输配电设施通常在建设完成后需要移交给当地政府所有，由政府承担后续风险。值得注意的是，政府可能面临无法将电力接入电网的问题。
(6) 交易对方风险
在开展并网项目时，“交易对手风险”尤为显著。开发商通常需与国有电力公司签署购电协议，而有些机构本身的信用状况往往不佳。在赞比亚等国的项目中，国家电力公司（如ZESCO）存在严重的履约与支付能力问题，对项目造成重大挑战。如果项目出现问题，在撒哈拉以南非洲，贷款方和投资者通常期望在合同中有强有力的条款，确保在项目提前终止时，政府能够支持并支付开发商相应的补偿。
(7) 争议解决
关于争议解决机制，我们通常建议要求使用熟悉的司法管辖区或仲裁制度。对于大多数投资者和贷款人而言，伦敦或巴黎的国际商会（ICC）或伦敦国际仲裁法院（LCIA）仲裁可能是他们的首选，确保投资者和商业贷款方在争议解决时能够拥有更多的保障和透明度。
3. 非洲新能源项目的典型风险分配和处理措施
在与政府合作并网项目时，政府应至少承担政治风险和输电配电风险。政治风险包括政局不稳、战争、法律变化等。同样，一旦电力交付到电网，之后的风险应由政府承担。政府应负责运营方在项目发电后的接收义务，一旦因为政府未能如期建设输电线路或发生技术障碍而导致电力无法并网，应由政府承担支付“视同发电电费”的义务，即支付开发商无法接收电力期间的费用。由于撒哈拉以南非洲的许多地区在电网输电和配电方面缺乏足够的投资，项目面临的传输系统风险较大。如果出现问题，开发商需要确保合同足够完善，能够偿还债务并管理项目。此外非洲国家的公用事业公司通常缺乏足够的流动性和信用支持，因此项目开发商往往也面临很大的支付和信用风险。
在非洲英语国家，政府通常会提供主权担保，保证电力购买方根据PPA履行支付义务。然而，在撒哈拉以南非洲的一些国家，政府可能不愿提供此类担保，而是提供一种“安慰函”或类似的书面承诺，确认政府支持项目。以肯尼亚为例，尽管政府不提供主权担保，但会签署类似的书面承诺。对投资者来说，这一书面承诺虽不具备强制法律效力，但仍有一定意义。因为到目前为止肯尼亚的购电方拥有较好的支付记录，投资者仍愿意能接受该风险。尼日利亚则发展出“出售/回购期权协议”（Put and Call Option Agreement, PCOA），即政府以合同形式承诺在项目提前终止时回购项目资产，这是政府提供支持的另一种方式。另外，西非和撒哈拉以南非洲的法语国家普遍还不能依赖“安慰函”，通常会通过特许经营协议或者某种担保来保障投资者的利益。
另一个较大的挑战是在任何市场中，尤其是在东南亚或非洲这类新兴市场，能否履行合同依赖从政府获得必要的审批，但审批程序可能非常繁琐。对于土地风险，在一些国家，特许经营协议中可能会直接授予IPP项目开发商土地使用权，通常是在公共私营合作法或相关采购流程中有明确规定。此类土地使用权一般为期20年，具体条款依据各国的法律和规定而有所不同。在一些国家（尤其是民法体系的国家），土地使用权并非通过简单的租赁方式获得，而是通过与政府签订的长期租赁协议取得。
此外，法律和税务的变化也是风险因素之一。任何导致税务或法律变化的情况，都可能增加开发商的成本。然而电价未必会随之上涨。因此，确保在合同中设有机制，能够在成本显著增加的情况下保证开发商的经济利益不受损害，是非常重要的。
关于不可抗力风险，可以将其分为自然事件（如洪水、地震等）和政治风险（如社会动荡、政府行为等）。其中，自然不可抗力通常可以通过保险获得保障，而政治不可抗力则较为复杂，通常需要在合同中单独谈判并明确规定。在发生不可抗力事件时，值得注意的是，即便开发方的义务被暂停，购买方仍然需要履行“照付不议”的义务。尤其在由于不可抗力事件导致项目无法正常运营的情况下，对于开发方来说，关键是要求支付补偿金。如果发生法律变更，且该变更导致额外成本增加，即使不影响项目的运营，开发方也可以要求重新谈判合同条款来弥补这些增加的成本。在这种情况下，通常会设定一个门槛，即当成本增加超过某个预定的金额时，开发方有权要求补偿。在民法体系国家，“情势变更条款”（hardship）或“合同稳定性条款”（stabilization）也可能允许在经济失衡的情况下重新谈判合同。与不可抗力不同，情势变更条款通常只有在承包方面临极为严重的损失时才会被触发。尽管在实践中鲜有真正使用这一条款的案例，但有些项目发起人确实会在考虑将其作为一个谈判手段。
如何降低这些风险并将其转嫁到政府，通常需要通过实施协议、特许权协议或类似协议来实现。
除了协议处理外，针对重大风险的管理，常见做法是购买保险以覆盖大多数风险。然而，政治风险的应对更为复杂。市场上的政治风险保险费用高昂，尤其在离网项目（off-grid）中，保险的成本常常令人望而却步，因此很多项目并未投保。只有在如装机容量达300兆瓦的大型可再生能源项目中，才具备足够的规模经济来合理化这一支出。
此外，项目方也可以向一些专业机构如世界银行寻求帮助，如非洲多边投资担保机构MIGA。MIGA主要为一些固有的政治风险提供保障，包括项目或项目公司股权被征收或国有化的风险；政府突然大幅提高税费或更改关税政策；又或政府拒绝发放关键许可证（如电力许可证）等行为所带来的风险。这些措施有助于减轻项目方因政治不确定性而可能面临的巨大经济负担。需要注意的是，即便项目方希望获得MIGA提供的政治风险保障，项目协议中仍必须包含对这些政治风险的合同性保护，如政府承诺不征收、不单方更改税收政策等，否则保险公司在发生违约时未必会赔付。
此外，在项目融资中，还可依赖其他形式的保障措施。例如，可以从出口信用机构获取有关特定项目的担保；也可以向中央银行申请外汇支付的担保支持。但是依据我们在撒哈拉以南非洲及其他地区的多数谈判经验中，政府通常不愿提供这类承诺，原因在于其自身流动性有限，无法保证在本国面临外汇短缺时仍优先保障某一项目的外汇支付。
在项目风险缓释方面，特别是在撒哈拉以南非洲的可再生能源项目中，部分风险担保（Partial Risk Guarantee, PRG）是一种常见工具。Trinity律所曾协助设计“区域流动性支持机制”（Regional Liquidity Support Facility, RLSF），专门用于撒哈拉以南非洲的可再生能源项目。该机制本质上是一种高度流动性的信用证。其运作方式是：政府与德国复兴信贷银行（KfW）及非洲贸易保险公司（ATI）签署协议，由商业银行出具一份与购电方义务相关的信用证，该信用证则由ATI和政府之间的安排提供担保。与世界银行提供的PRG不同，RLSF的一个关键优势是，若发生问题，无需经过长期争议解决程序，即可快速提取相关的信用支持产品。
4. 非洲离网型电力项目/自备电厂项目的机遇
在非洲不少国家，由于当地电网设施落后以及供电能力不足，大规模工业客户（特别是矿业企业）无法接入电网，离网型电厂/自备电厂（captive power）成为唯一的解决方案。但是，离网型电力项目/自备电厂项目目前也面临着一些挑战，包括：
- 结构设计：根据具体的国家监管体系，离网型电力项目/自备电厂项目形式有多种。比如在某些国家，离网型电力项目/自备电厂项目只能为单一客户提供服务，或者只有被视为自行生产电力时，才允许开展此类项目。但是，通过不同的合同结构设计（例如租赁安排），离网型电力项目/自备电厂项目开发商仍然可以建设、控制和运营电厂，而将电厂的所有权归于大型工业企业（如矿企）。
- 垄断企业的挑战：越来越多的政府通过监管措施保护其公用事业的垄断地位。很多国家的公用事业公司不希望其大客户被开发商吸引、与其签署企业直购电协议（Corporate PPA）和租赁协议，这会减少他们的收入来源。因此，国家公用事业公司通常会采取措施，确保自身的市场份额。以尼日利亚为例，该国已有完善的微电网法规，并且近年来针对分布式电力有大量立法进展，且该国开展了大量的离网电力项目。但是该国的电网企业希望继续为重要客户提供电力，以避免失去大客户。近年来，自备电厂开发商曾在当地法院遇到一些法律挑战。
非洲离网型项目/自备电厂项目的风险分配与并网项目有较大差异。例如：在并网（on-grid）项目中，通常会涉及政治风险和不可抗力条款。如果因政府违约或政治风险导致提前终止，开发商通常能获得偿付，包括未偿还债务、股权投资以及一定的内部回报率。如果是自然不可抗力，一般仅赔偿未偿还债务和部分股本回报。即使是开发商违约，政府通常也会支付终止补偿金，以覆盖项目融资贷款人的债务。这种安排特别适用于开发性金融机构（DFIs）支持的国家（如肯尼亚）。相比之下，离网型项目/自备电厂项目Corporate PPA的风险分配与之差异巨大。由于没有政府支持，离网型电力项目/自备电厂项目开发商需要与购电方自行协商相关条款。在Corporate PPA中，合同结构并无标准模板，很大程度取决于谈判双方的力量对比。大多数的Corporate PPA客户是大型矿企，对电力的连续性和稳定性要求极高，常见配置为太阳能/风能搭配储能。储能电池的使用方式、容量和电价机制等也都需在合同中明确。
从融资角度来看，这类项目常由商业银行而非开发性金融机构（DFIs）提供资金，银行愿意放贷主要是因为矿业公司本身就是他们的重要客户，而且，与传统电力项目的公用事业购电协议（utility offtake structure）不同，开发商在自备电厂项目中可以更好地分散和控制风险，特别是：
- 信用风险：如果用电方是跨国公司，其往往拥有比主权国家的国有购电方更好的信用评级，因此更容易获得融资。外汇风险仍是一项挑战，但一个离网型电力项目/自备电厂项目中，电价可以完全以美元计价，以美元支付，减少汇率和流动性风险。
- 输配电风险：离网型电力项目/自备电厂项目也不依赖电网运营商，无需承担输电风险。在一些国家的并网项目中，即便电站和购电方都很可靠，仍可能遇到延迟——例如因为政府程序缓慢导致无法推进。
- 土地风险：离网型电力项目/自备电厂项目往往建在客户现有场地中，客户将土地租赁给开发商。这通常是工业园区，不涉及搬迁问题，也较少面临土地相关环境社会治理（ESG）挑战。
- 不可抗力风险：政治不可抗力风险通常由双方共同承担。在一些大型矿业企业的企业购电协议中，还设有终止补偿条款，对开发商而言是有吸引力的，因为某些情形下该补偿可涵盖股权收益。但开发商仍需承担其自身违约风险。
总体而言，相较并网IPP项目，离网型电力项目/自备电厂项目在灵活性方面更有优势，但若是单一资产项目，仍需承担所在国的国家风险，此时客户声誉及其财务稳健性可以起到降低项目风险的作用。如今在撒哈拉以南非洲，可再生能源的并网项目规模反而不如一些离网型电力项目/自备电厂项目，一些为大型矿业项目服务的离网型电力项目/自备电厂项目用电需求远超政府正在招标的电站容量。因此在现阶段，大型离网型电力项目/自备电厂项目的市场潜力甚至优于传统并网项目。