研究|“一帶一路”電力國際合作展望

美國國家航空航天局(NASA)近期製作釋出的名為《夜晚地球》的圖片引起人們關注。它即向人們展示了東西半球同時處於夜晚的壯麗景觀,也提醒我們全球電力發展的極度不平衡——歐洲、北美、東亞地區燈光密佈,而非洲、拉美和南亞大部分地區卻只見零星。

“一帶一路”倡議提出基礎設施的建設和互聯互通,其中能源動力基礎設施建設對解決欠發達地區的電力供應至關重要。

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圖片來源:美國國家航空航天局

煤電仍為主力但風險預期增加

“一帶一路”很多國家處於電力短缺狀態,電力供應和普及是首要問題,考慮資源稟賦、電力需求增長以及價格因素,煤電是仍將是部分國家未來一段時間內電力供應主力。但我們對煤電專案的風險預期提高,主要基於兩方面原因:1)煤電專案潛在擱置風險;2)當地法規變化。

帶路沿線國家電力需求持續高速增長。“一帶一路”目前覆蓋國家總人口46億,人均用電量約為2,825千瓦時,遠低於國際水平的3,295千瓦時1。未來帶路沿線國家的電力需求會保持高速增長,2016年帶路沿線國家發電量約為51,890億千瓦時,2020年預測發電量將比2016年增長70%。

帶路沿線國家煤電仍將為電力供應主力。2015年,帶路沿線國家的煤電執行裝機達到13.98億千瓦,佔全球燃煤裝機總量的73%。預計到2030年,帶路沿線國家煤電新增裝機預計可達6.96億千瓦,到2040年,煤電新增裝機約9億千瓦。

國際金融組織對煤電專案融資持“有條件”支援的態度。如亞投行表示會考慮清潔有效地利用燃煤發電專案,特別是當專案淘汰舊的裝置,以及在缺少其他可替代能源的地區2。

中國與帶路沿線國家煤電專案合作緊密。截至2016年底,在“一帶一路”沿線65個國家中,中國參與了其中25個國家的煤電專案,專案共240個,總裝機量為251億千瓦。目前,開工前(規劃中和已簽約)的專案共52個,裝機總量為72億千瓦,佔世界開工前煤電廠總裝機量的12.66%。建設中的專案共54個,總裝機量為48億千瓦,佔世界建設中煤電廠裝機總量的17.59%。中國在“一帶一路”沿線國家參與的煤電專案規模總體呈現上升趨勢,但2016年簽署巴黎協定後,中國海外煤電專案的發展有所減緩。3

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未來,煤電專案仍將是帶路沿線國家電力供應主力,但煤電專案風險預期升高。

首先,大量煤電專案被擱置。2017年1月與2016年同期相比,全球開工前及規劃中燃煤電廠裝機下降48%,在建專案裝機下降19%,而擱置專案為同期的164%(圖1)。截至2017年7月,全球30MW以上煤電專案有6億千瓦裝機被擱置,佔煤電總裝機規劃的42%。在東亞,4.2億千瓦煤電裝機被擱置,中國和日本限制燃煤電廠為主要原因。中國企業煤電海外投資的主要地區,如南亞和東南亞也有大量專案被擱置目錄(圖2)。碳約束、融資缺口、投資環境、水資源壓力都成為燃煤電站擱置的原因。

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目前中國參與的煤電專案有超過40%的專案處於計劃(規劃中和已簽約)和建設中,考慮到國際社會對煤電越來越大的反對聲音和能源結構加快轉型的現實,這些專案的風險可能隨之加大。

除了專案擱置風險,投資燃煤電廠還面臨當地法規變化風險。印度、土耳其、印度尼西亞、越南等國家正在調整或重新審查燃煤電廠規劃;中東國家經濟受油價下跌影響,南亞國家由於政治因素,紛紛加大對煤電企業的稅務稽查。

中國在帶路沿線國家的電力合作仍以煤電專案為主,必須對上述風險有全面的認識。未來,中國火電輸出的重點應轉向提高火力發電能效比,減少燃煤電廠汙染物排放。電力企業還需密切關注當地行業、投資、稅收等法規的變化。

可再生能源的“新現實”

可再生能源本身和儲能技術的進步使其發電成本迅速下降,甚至可以和傳統化石能源競爭。隨著可再生能源成本下降,眾多國家一方面積極規劃可再生能源專案,同時開始調整和削減補貼政策。未來,可再生能源專案的成功將更多取決於投資者對當地市場的把握而非電價補貼支援。投資者將需要更全面細緻的評估當地可再生能源的新增或替代需求,融資的難易程度、電力銷售協議以及當地政治、經濟和營商環境。

“一帶一路”沿線國家可再生能源裝機增長潛力巨大。根據IEA資料估算,到2030年帶路沿線國家可再生能源新增裝機約19.4億千瓦,到2040年新增26億千瓦。按照巴黎協議的碳減排目標所規定的目標期限,到2030年,帶路沿線國家可再生能源新增裝機預計發電量可達3.5萬億千瓦時。帶路沿線國家中,歐洲、印度和非洲地區的可再生潛力居於前列,這與當地的資源稟賦和發展需求相契合;其次是東南亞、日本和中東地區4。

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過去的一兩年中,政策制定者們不斷調減上網電價補貼,越來越多歐洲和亞洲國家的大型專案由電價補貼改為競價上網。在歐洲,歐洲委員會批准了幾個成員國大型專案電價招標的更改。德國、法國、捷克、斯洛維尼亞、波蘭、英國、烏克蘭等國都經歷了上網電價補貼政策的調整。在亞洲,除了中國、日本降低太陽能上網電價補貼,巴基斯坦太陽能電價調減36%,菲律賓提議調減第三輪上網電價補貼。只有印度尼西亞反其道而行,調高太陽能發電上網電價70%,並設定地熱能的固定上網電價。在非洲,肯亞宣佈將有上網電價補貼轉向招標制,埃及宣佈了新的上網電價規定,包括太陽能專案30%和風電專案40%的資金必須來自本國。

除了上網電價規定,很多國家對支援可再生專案的財稅政策和其他相關配套政策進行調整。伊朗規定太陽能和風能發電廠35%的國產化率,土耳其規定如果所有風機都由本國生產則可享受50%的電價提升,而進口太陽能面板發電價格則要減半。

中國與“一帶一路”沿線國家可再生能源合作日益緊密。2016年中國在帶路沿線國家電力總投資額達76.55億美元,較2015年增加了兩倍多。其中,水電和清潔能源佔48%,火電佔21%,輸變電佔16%,礦產資源佔9%,其他約為6%。5

除了關注可再生能源綠地專案,中國電力行業海外併購也一直將可再生能源作為重要目標資產。2017年中國電力行業海外併購交易有50%以可再生能源資產和企業為標的。

未來,帶路沿線國家可再生能源發展潛力巨大。

電網互聯互通任重道遠

基礎設施互聯互通是“一帶一路”建設的優先領域,電網的互聯互通是其中重要組成部分。而考慮到電網的敏感性和帶路沿線國家電網的複雜性,這無疑是一項艱鉅的任務。

很多亞洲國家電網建設落後,輸電損耗率高,電網升級改造為首要問題。如巴基斯坦輸電和竊電損失佔總供電量的近25%,夏季用電高峰期時,城市每日停電時間達12小時,農村每日停電時間可達16小時6。

“一帶一路”沿線跨國電網互聯互通也在各區域主導下進行。在中東歐,覆蓋國家面積小、距離近,電網聯絡比較緊密,中東歐國家內部、俄羅斯與中東歐之間均實現了電網互聯。在中亞,中亞電網從北到南沿負荷中心呈長鏈式結構,在中部形成覆蓋哈薩克、烏茲別克、吉爾吉斯斯坦和塔吉克的環網。在南亞,尼泊爾與印度之間、不丹與印度之間有輸電線路相連,每年旱季尼泊爾和不丹從印度進口部分電力,豐水期尼泊爾和不丹向印度出口一部分電力。在東南亞,大湄公河次區域之間大部分國家實現了電網互聯,如寮國和泰國、越南之間,柬埔寨和泰國、越南、寮國之間,馬來西亞和泰國、新加坡之間。在中東,海灣國家合作委員會積極推動跨國電網互聯,沙烏地阿拉伯、科威特、卡達、巴林、阿聯酋和阿曼之間實現了電網互聯。根據IEA的統計。“一帶一路”沿線國家目前每年電力貿易量約1,300億千瓦時,佔用電量的比例約3.1%。7

電網國際合作可以考慮優先開展與周邊國家跨境聯網和輸電專案,小範圍實現跨境電力消納和供需平衡。

打造“走出去”大格局

許多電力企業的視角已經不再侷限於電力基建專案本身,而是更加關注於自身在“一帶一路”市場的長期發展戰略以及如何迴應當地利益相關方的訴求。電力企業深耕“一帶一路”需要大格局、新模式,以打包整合、本土化以及標準互聯互通為關鍵。

“一人獨行走得快,與人同行走得遠”。在欠發達地區我們已經看到企業抱團承接一攬子業務模式的成功案例。總承包商綜合考慮整片區域的基礎設施建設,包括電力、道路、水務、樓宇管理等,通過這些專案與其他有經驗的企業合作,形成強強聯手、互惠合作的利益共同體。此類綜合專案可以更好地造福當地民眾,盈利性也遠高於單一專案。縱向整合角度,電力行業需要探索“EPC+投資+運營+服務+品牌”打包輸出的新路徑。同時,也需要關注發達國家最新技術趨勢,通過收購以資本換時間。

標準是互聯互通的技術語言和準繩。對於沒有電力標準或標誌不完善的地區,與沿線共同制定電力標準,主導優勢技術的標準制定;對於高標準的地區,則需要掌握別人已有的標準,考慮如何把國內先進的標準嫁接到海外的標準之上。標準、技術和服務雖然是軟性的,但軟實力往往比硬實力更重要。

創新融資模式

據亞洲開發銀行2017年預測,從2016年到2030年,亞洲發展中國家的基礎設施建設投資需求總額達到26萬億美元,其中14.7萬億美元(佔比56%)為能源動力投資需求(圖3)。按照這個預測,亞洲國家每年均基礎設施投資需求為1.7萬億,遠遠高於現在近9,000億美元的投資水平。8

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海外電力專案所需資金巨大,投資回報週期長,海外電力業主在招標時往往會同時考慮電力裝置的質量、價格、以及承包商幫助其獲得融資的可能性、金額大小和成本。資金供需的巨大缺口使融資逐漸成為業主進行招投標決策的關鍵因素。

根據湯森路透全球貸款資料計算,2017年“一帶一路”沿線國家能源動力行業貸款總額1,832億美元,其中專案融資類貸款112筆,總金額547億美元,位居各類貸款之首。相比企業擔保的信用融資貿易融資和傳統企業融資,專案融資通過結構化設計,實現無業主擔保或有限擔保融資,有效釋放業主資產負債表的壓力,極大增強資本金的流動性,提高投資效率。的貸款期限長,可以覆蓋整個電力專案的建設週期,對業主的資金實力要求較低,再融資的壓力較小,因此業主往往更傾向於專案融資。但專案融資目前主要面臨幾方面的挑戰:一是專案融資對專案的商務合約和結構有很高的要求,二是利用外資銀行、國際多邊金融機構或專案當地銀行提供專案融資還處在初步嘗試階段;三是與當地合作方共同推進專案時,當地的專案發起人的信用評級普遍相對較低,無法提供令銀行滿意的信用擔保。

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除了大力發展專案融資,各方還需積極探索創新的融資方式,如專案發債、發債+銀團貸款、股權投資融資等多種融資渠道的結合。

專案債券為機構投資者提供一個通過可交易證券參與基建專案投資的機會,並提供風險調整的回報。專案發債面臨兩方面的主要挑戰:一、發債主體的信用評級普遍較低甚至缺乏;二、由於建設週期長,投資者接受度低,綠地專案期很難採用這種方式。或者企業可以考慮“公司債(建設期)+專案融資(建成後)”的方式,以減少長週期帶來的風險。一些專案需要在短時間內籌集收購的資金或要在短期內開工,也可以利用過橋貸款與專案融資結合的方式。

資金競爭激烈的大環境下,企業是否能夠快速籌資,具有較低的資產負債率以及低成本融資能力,成為關鍵競爭力優勢。由於海外電力專案融資涉及方多且結構複雜,往往需要對融資、行業及目標投資國有一定經驗的專案融資財務顧問參與,協助企業設計商務架構、制定財務模型、設計融資方案、搭建財務模型、開展融資談判直至實現專案融資成功。

PPP專案價值評估

隨著“一帶一路”專案不斷增多,專案架構設計至關重要。一些專案依靠政府間直接融資,一些利用傳統的出口信用擔保模式,還有越來越成為趨勢的“EPC+F"(工程設計、採購、建設加融資)模式。除此之外,PPP公私合營的模式也逐漸受到關注。

非洲、南亞地區基礎設施落後,中東地區經濟受國際油價低企影響,這些地區的許多國家在要求擁有基礎設施的所有權或控制權的前提條件下,尋求股權投資。PPP模式就成了既能保證基礎設施建設又能保證所有權的選擇。

越來越多中國企業開始尋求承包商之外的角色,開始參與海外基建投資。誠然,與重視中國專業經驗的國家合作可以帶來雙贏,但PPP專案非常考驗企業的現金流控制能力和風險控制能力,企業參與PPP專案之前需進行全面的財務分析,以免因投資期過長而陷入被動。

通過財務模型分析專案回收期、回報率和現金流,並評估企業的後續發展能力。一、通過對未來專案現金流的準確分析,評估企業是否能承受現金流壓力(包括現金流的穩定性、可控性、當地稅收政策等)。二、企業與當地政府合作往往不是就單個專案,現有專案是否能帶來後續專案的補給和專案叢集能力。三、這樣的專案對企業的產業鏈完善,一體化經營的貢獻如何。

1. “一帶一路大背景下電力投資成為引領我國企業‘走出去’風向標”,中國電力報,2017-12-26

2. AIIB plans conditionally support coal power project, China dialog, March 2017

3. “一帶一路”中國參與煤電專案概況研究,全球環境研究所,2017-05

4. “一帶一路大背景下電力投資成為引領我國企業‘走出去’風向標”,中國電力報,2017-12-26

5. AIIB plans conditionally support coal power project, China dialog, March 2017

6. “一帶一路”中國參與煤電專案概況研究,全球環境研究所,2017-05

7. “一帶一路”電力合作潛力評估與實現路徑,財新網,2017-08-04

8. “一帶一路”電力與高耗能行業產能合作前景廣闊,中國工業報紙,2017-10-20

本文摘自《博鰲亞洲論壇2019年年會會前報告》

本檔案表達的觀點並非一定反映博鰲亞洲論壇、德勤會計師事務所和地區政府部門的觀點和政策

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