2025年1月，秘鲁颁布了一部让全球可再生能源开发商等待了近九年的法律——第32249号《修订关于确保电力生产高效发展之第28832号法律的法律》（“《第32249号法律》”）。截至2016年，秘鲁共完成了四轮可再生能源资源拍卖（subastas RER，“RER拍卖”）。此后，这扇门近乎关闭。在沉默的这九年里，待推进的可再生能源项目规模已悄然积压至超过12.5 GW。

尽管《第32249号法律》配套的实施细则尚在草拟，但窗口已然打开。秘鲁的阿雷基帕、莫克瓜和塔克纳等地区的日照强度居拉美前列，南北沿海风资源优质，基础设施缺口依然巨大，对于正在评估拉美可再生能源市场的投资者而言，秘鲁值得重新纳入视野。本文结合作者经验，简要梳理和提炼秘鲁可再生能源法律框架和核心关注，旨在为有意投资开发秘鲁可再生能源项目的中国投资者提供参考。

（一）可再生能源行业外资准入

秘鲁属于拉美地区对外资态度最为开放的国家之一。秘鲁1993年《政治宪法》（“《宪法》”）确立了外资适用国民待遇的宪法基础，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，不得受到歧视性待遇。[1]在此基础上，1991年颁布实施的第757号《关于批准促进私人投资增长框架法的立法法令》对上述原则予以了具体化，确立了外国投资者与本国投资者在法律地位上的平等待遇原则。依据该法令，秘鲁总体上实行对内外资一体适用的开放型投资制度，原则上不对外国投资者设置普遍性的市场准入限制。但需注意的是，根据该法令，在金融、自然资源、公共服务等依法需取得特许权或专门行政许可的行业，投资者仍需遵守相应的监管准入要求及审批程序。[2]

（二）电力行业监管

1992年颁布实施的第25844号《电力特许权法》（“《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。以下是秘鲁电力行业主要管理机构及其职能：

根据《电力特许权法》，外国投资者在秘鲁开发发电项目的，涉及两类特许权[3]：

• 临时特许权（Concesión Temporal）：由MINEM以部长决议形式授予，主要用于授权投资者在有限期限内开展项目的可行性研究、资源评估及初步工程设计等前期开发工作，而不赋予动工建设或商业运营的权利。临时特许权有效期最长2年，如因不可抗力或意外事件导致研究计划未能按时完成，则可由持有人申请延期1次，延长期限最长为1年。
• 永久特许权（Concesión Definitiva）：由MINEM以部长决议形式授予，是发电项目进入建设与运营阶段的核心法律授权文件。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等活动，因此该特许权构成项目融资关闭、开工建设及并网运行的基本法律前提。

（三）电力市场与RER拍卖机制

2006年颁布实施的第28832号《关于确保电力生产高效发展的法律》引入了竞争机制，对电力采购和市场结构进行了制度化设计，包括现货市场（mercado de corto plazo）、自由用户市场（clientes libres）及配电公司市场（distribuidoras）。2008年颁布实施的第1002号《关于促进对利用可再生能源发电的投资的立法法令》（“《可再生能源发电投资促进法令》”）为秘鲁可再生能源领域最重要的专项立法之一，确立了针对风能、太阳能、生物质能及小水电（不超过20 MW）等可再生能源发电项目的政策激励框架，并通过RER拍卖推动可再生能源项目开发。境内外投资者均有权开发可再生能源项目，并可通过上述三种电力市场渠道销售电力。

RER拍卖由MINEM启动，并由OSINERGMIN与MINEM分别任命的成员组成的拍卖委员会（Comité）主持。拍卖中标人及其所设立的项目公司将与MINEM（代表秘鲁国家）签订可再生能源特许经营合同，约定项目适用的中标电价（tarifa adjudicada）有效期（一般为自参考商运日起20年）等，为投资者提供相对稳定的收益预期。自2009年启动以来，秘鲁共实施了四轮拍卖，但自2016年后，该机制长期处于停滞状态。直至2025年1月，秘鲁颁布《第32249号法律》，从制度层面强化了长期电力采购安排，并在此基础上引入更具灵活性的招标机制，包括针对部分可再生能源的特性而允许对电量与容量分别采购以及按时间区块进行报价等安排，从而大幅拓宽了可再生能源的市场准入空间，也为RER拍卖机制的重新激活提供了制度基础。

（四）RER拍卖下的电价机制

在RER拍卖机制下，项目电价与电费结算采取“竞争性定价”与“差额补偿”相结合的结构。项目通过竞标形成中标电价，作为项目长期预期收入的基准；并通过差额补偿机制进行调节，确保项目公司现金流的可预期性。

在拍卖阶段，如上文介绍，开发商通过竞标方式报出单位电价（以美元计价），由拍卖委员会按价格排序确定中标结果，并经可再生能源特许经营合同确认，以合同形式锁定中标电价。相关合同一般采用标准文本，实践中修改空间十分有限。

但在运营阶段，项目并非按照中标电价直接与配电公司结算电费，而是首先参与电力市场的统一调度结算机制。COES按照以最小化系统运行成本为目标的经济调度原则，对全国机组进行统一调度并形成系统边际成本（Costo Marginal del Sistema，“CMg”），项目将首先以此（作为现货市场价格）为基础进行电力销售。在此框架下，边际成本较低的风电及光伏项目在资源条件具备时通常能够优先被调度并实现电量消纳。但需注意的是，该等优先调度安排并不等同于照付不议（take-or-pay）或类似的最低承购量机制，电费结算仍以实际发电并调度接收的数量为基础。

在进行上述结算后，视现货市场价格情况，项目将进一步适用差额补偿机制（“Prima RER”）在年度合同电量范围内获取补贴[4]，该机制构成了RER拍卖机制下项目收益结构的特色及核心部分。具体而言，根据《可再生能源发电投资促进法令》，当现货市场价格低于中标电价所对应的目标收入水平时，差额部分将通过Prima RER予以补足[5]，而相关成本通常通过电价附加费的形式在终端用户侧分摊。[6]从实践情况来看，鉴于秘鲁当前的电力能源结构（水电为主，占比约50%），其CMg通常处于相对较低水平，而历史上RER拍卖中标电价（例如2016年光伏项目拍卖中标价格约为48美元/MWh）在大多数时期高于该水平，因此，Prima RER往往在RER拍卖机制下的可再生能源项目的收益结构中发挥着重要作用。

（一）风险一：土地权属复杂多样，获取难度较高

秘鲁土地按权属主要可分为三类，各自面临不同潜在障碍：国有荒地须向国家资产管理局（Superintendencia Nacional de Bienes Estatales，SBN）申请地役权，法律对特定环节规定了初步评估和答复期，但实践中普遍存在审批超期的情况；私有土地须与土地所有人直接谈判，缺乏强制征收机制，对价更多取决于对方意愿，且可能面临土地上权利负担问题；社区土地则将触发原住民事前协商程序（Consulta Previa，详见后述），周期缺乏确定性。

秘鲁的土地问题绝不是理论风险。法国能源巨头ENGIE在莫克瓜大区的Hanaqpampa太阳能项目原获批容量为300 MW，在项目迟迟无法取得项目区域内部分国有土地的使用权的情况下，MINEM于2025年发布第450-2025-MINEM/DM号部长决议，将该项目装机容量削减至140.8 MW。因此，一般建议就项目土地在可行性研究阶段即进行分类评估及尽职调查等，而非在取得特许权之后补做。

（二）风险二：审批程序叠加可能显著延长项目时间线

秘鲁可再生能源项目的开发涉及多项前置审批，关键环节的不确定性可能导致整体开发进度超出控制，出现大幅延期。以下以边境准入特别许可、原住民事前协商程序以及环境影响评价为例简要提示。

秘鲁《宪法》对外国投资在边境地区设有实质性限制，外国人原则上不得在距国境线50公里范围内直接或间接取得、占有或使用土地及其他自然资源，除非基于公共需要或国家利益获得特别授权。[7]该等授权程序具有个案审批属性，周期及结果均存在不确定性。就可再生能源项目而言，如项目选址落入该边境范围，无论是绿地开发还是通过股权并购取得项目权益，均可能触发额外的项目结构设计（如通过本地实体持有、申请豁免等）及审批程序，从而进一步延长交易及开发时间线，增加交易的不确定性。

就原住民事前协商程序而言，根据2011年第29785号《关于原住民和土著民族事先协商权利的法律》，凡项目可能影响原住民社区集体权利的，主管机关均须在发放重要许可证前启动事前协商程序。尽管该机制本质上是一项“事先协商权”，而非赋予原住民对项目的否决权，但实践中协商周期通常较长（从数月到数年不等），且MINEM与文化部（Ministerio de Cultura，MINCUL）对哪些社区有权参与协商可能存在分歧，也进一步增加了程序启动与推进的不确定性。

除原住民事先协商程序外，环境影响评价（EIA）等核心许可在秘鲁监管实践中亦具有审查周期较长、公众参与要求较高的特点，其审批进度受项目复杂程度及监管态度等多重因素影响，存在显著不确定性。上述程序在实践中往往呈现出前后衔接或交叉推进的关系，一旦任一环节发生延误，即可能对后续审批形成连锁影响。例如，在Latam Hydro诉秘鲁案（ICSID ARB/19/28）中，美国投资者开发的项目即因社区与地方政府反对导致许可证获取受阻，致使项目停滞。在2023年发布的裁决中，仲裁庭不仅驳回投资者全部索赔，还裁令其承担秘鲁方的仲裁费用。

（三）风险三：Prima RER的流动性风险

如上文介绍，Prima RER差额补偿机制为RER拍卖的中标发电商提供了价格下行保护，是项目融资中现金流可预测性的重要支撑。

资金池的资金由全体终端用电用户的附加费注入，由OSINERGMIN负责管理，并由COES拨付。常规情况下，Prima RER的结算周期相对稳定；但当系统补贴需求扩大（例如丰水期水电出力激增，CMg长期保持低位，Prima RER补偿额度随之扩大），Prima RER资金池承受的压力亦将持续升高。此时如出现资金池余额不足，支付周期可能进一步延长，造成一定的现金流缺口。

就可能出现的Prima RER资金紧张、结算迟延的流动性风险而言，其本质接近一种主权信用风险：发电商依赖政府管理的补偿账户按时收款，而一旦账户资金趋紧、延迟支付，其救济周期和救济效果均存在不确定性。

对此，可以考虑在融资结构安排中为Prima RER的潜在迟延支付设置一定的缓冲机制，同时通过购买中信保或MIGA保单等，对政府或系统结算方在补偿支付义务项下的严重违约风险进行覆盖，将原本依赖行政体系履约的不确定性转化为由第三方保险机构承接的信用风险，从而缓释项目整体的收入风险。