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“一带一路”电力国际合作展望

2019-01-16 09:17:15   来源:华信研究院“一带一路”项目组   评论:0 点击:

一、煤电仍为主力但风险预期增加

“一带一路”很多国家处于电力短缺状态,电力供应和普及是首要问题,考虑资源禀赋、电力需求增长以及价格因素,煤电仍将是部分国家未来一段时间内电力供应主力。但我们对煤电项目的风险预期提高,主要基于两方面原因:1)煤电项目潜在搁置风险;2)当地法规变化。

“一带一路”国家电力需求持续高速增长。“一带一路”目前覆盖国家总人口46亿,人均用电量约为2,825千瓦时,远低于国际水平的3,295千瓦时。未来“一带一路”国家的电力需求会保持高速增长,2016年“一带一路”国家发电量约为51,890亿千瓦时,2020年预测发电量将比2016年增长70%。

表1 2016年“一带一路”沿线国家电力需求增长

数据来源:wind

“一带一路”国家煤电仍将为电力供应主力。2015年,“一带一路”国家的煤电运行装机达到13.98亿千瓦,占全球燃煤装机总量的73%。预计到2030年,“一带一路”国家煤电新增装机预计可达6.96亿千瓦,到2040年,煤电新增装机约9亿千瓦。

国际金融组织对煤电项目融资持“有条件”支持的态度。如亚投行表示会考虑清洁有效地利用燃煤发电项目,特别是当项目淘汰旧的设备,以及在缺少其他可替代能源的地区。

中国与“一带一路”国家煤电项目合作紧密。截至2016年底,在“一带一路”沿线65个国家中,中国参与了其中25个国家的共240个煤电项目,总装机量为251亿千瓦。目前,开工前(规划中和已签约)的项目共52个,装机总量为72亿千瓦,占世界开工前煤电厂总装机量的12.66%。建设中的项目共54个,总装机量为48亿千瓦,占世界建设中煤电厂装机总量的17.59%。中国在“一带一路”沿线国家参与的煤电项目规模总体呈上升趋势,但2016年签署巴黎协定后,中国海外煤电项目的发展有所减缓。

未来,煤电项目仍将是带路国家电力供应主力,但煤电项目风险预期升高。

首先,大量煤电项目被搁置,中国参与的规划中的项目风险加大。2017年1月与2016年同期相比,全球开工前及规划中燃煤电厂装机下降48%,在建项目装机下降19%,而搁置项目为同期的164%。截至2017年7月,全球30MW以上煤电项目有6亿千瓦装机被搁置,占煤电总装机规划的42%。在东亚,4.2亿千瓦煤电装机被搁置,中国和日本限制燃煤电厂为主要原因。中国企业煤电海外投资的主要地区,如南亚和东南亚也有大量项目被搁置。碳约束、融资缺口、投资环境、水资源压力都成为燃煤电站搁置的原因。目前中国参与的煤电项目有超过40个项目处于计划(规划中和已签约)和设计中,考虑到国际社会对煤电越来越大反对声音和能源结构加快转型的现实,这些项目的风险可能随之加大。

图1 全球燃煤电厂分阶段装机变化情况(30MW以上燃煤发电机组,单位:MW)

 

图2 燃煤电厂按区域在建及搁置项目(单位:MW)

数据来源:wind

注:截至2017年7月,30MW以上燃煤机组

除了项目搁置风险,中国投资燃煤电厂面临当地法规变化风险。印度、土耳其、印度尼西亚、越南等国家正在调整或重新审查燃煤电厂规划;中东国家经济受油价下跌影响,南亚国家由于政治因素,纷纷加大对中国煤电企业的税务稽查。

中国在“一带一路”国家的电力合作仍以煤电项目为主,必须对上述风险有全面的认识。未来,中国火电输出的重点应转向提高火力发电能效比,减少燃煤电厂污染物排放。电力企业还需密切关注当地行业、融资、税收等法规的变化,如果面对突如其来的税务稽查,及时寻求专业法律顾问和税务顾问的帮助,避免不必要的税款损失。
 

二、可再生能源的“新现实”

可再生能源本身和储能技术的进步使其发电成本迅速下降,甚至可以和传统化石能源竞争。随着可再生能源成本下降,众多国家一方面积极规划可再生能源项目,同时开始调整和削减补贴政策。未来,可再生能源项目的成功将更多取决于投资者对当地市场的把握而非电价补贴支持。投资者将需要更全面细致的评估当地可再生能源的新增或替代需求,融资的难易程度、电力销售协议以及当地政治、经济和营商环境。

“一带一路”沿线国家可再生能源装机增长潜力巨大。根据IEA数据估算,到2030年“一带一路”国家可再生能源新增装机约19.4亿千瓦,到2040年新增26亿千瓦。按照巴黎协议的碳减排目标所规定的目标期限,到2030年,“一带一路”国家可再生能源新增装机预计发电量可达3.5万亿千瓦时。“一带一路”国家中,欧洲、印度和非洲地区的可再生潜力居于前列,这与当地的资源禀赋和发展需求相契合;其次是东南亚、日本和中东地区。

表2 部分国家可再生能源支持政策及调整

数据来源:REN21(21世纪的可再生能源政策网络)

注:Y表示有相关政策;R表示对相关政策进行了调整

过去的一两年中,政策制定者们不断调减上网电价补贴,越来越多欧洲和亚洲国家的大型项目由电价补贴改为竞价上网。在欧洲,欧洲委员会批准了几个成员国大型项目电价招标的更改。德国、法国、捷克、斯洛文尼亚、波兰、英国、乌克兰等国都经历了上网电价补贴政策的调整。在亚洲,中国、日本降低太阳能上网电价补贴,巴基斯坦太阳能电价调减36%,菲律宾提议调减第三轮上网电价补贴;只有印度尼西亚反其道而行,调高太阳能发电上网电价70%,并设定地热能的固定上网电价。在非洲,肯尼亚宣布将有上网电价补贴转向招标制,埃及宣布了新的上网电价规定,包括太阳能项目30%和风电项目40%的资金必须来自本国。

除了上网电价规定,很多国家对支持可再生项目的财税政策和其他相关配套政策进行调整。伊朗规定太阳能和风能发电厂35%的国产化率,土耳其规定如果所有风机都由本国生产则可享受50%的电价提升,而进口太阳能面板发电价格则要减半。

中国与“一带一路”沿线国家可再生能源合作日益紧密。2016年中国在“一带一路”国家电力总投资额达76.55亿美元,较2015年增加了两倍多。其中,水电和清洁能源占48%,火电占21%,输变电占16%,矿产资源占9%,其他约为6%。

除了关注可再生能源绿地项目,中国电力行业海外并购也一直将可再生能源作为重要目标资产。2017年中国电力行业海外并购交易有50%以可再生能源资产和企业为标的。中国电力企业海外进行收购主要有两种目的,一是为了学习海外企业的先进经验、技术和标准,二是选择优质项目进行财务投资。

图3 中国电力行业海外并购交易数量

数据来源:merger market

 

图4 2013-2017年再生能源海外并购主要目标国家(交易数量)

数据来源:merger market

未来,“一带一路”国家可再生能源发展潜力巨大,中国投资的绿地项目和海外并购项目都呈上升趋势,但电力企业需要更多关注基本市场因素,密切跟踪海外领先技术趋势,准备应对越来越频繁的政策调整和优惠调减。

未来,投资并购项目会越来越多,海外收购项目的增长很大一部分将来自目标国家现有电厂的扩张和现有投资者退出。
 

三、投资机会——电网互联

基础设施互联互通是“一带一路”建设的优先领域,电网的互联互通是其中重要组成部分。而考虑到电网的敏感性和“一带一路”国家电网的复杂性,这无疑是一项艰巨的任务。很多亚洲国家电网建设落后,输电损耗率高,电网升级改造为首要问题。如巴基斯坦输电和窃电损失占总供电量的近25%,夏季用电高峰期时,城市每日停电时间达12小时,农村每日停电时间可达16小时。

“一带一路”沿线跨国电网互联互通也在各区域主导下进行。在中东欧,覆盖国家面积小、距离近,电网联系比较紧密,电网互联互通任重道远中东欧国家内部、俄罗斯与中东欧之间均实现了电网互联。在中亚,中亚电网从北到南沿负荷中心呈长链式结构,在中部形成覆盖哈萨克斯坦、乌兹别克斯坦、吉尔吉斯斯坦和塔吉克斯坦的环网。在南亚,尼泊尔与印度之间、不丹与印度之间有输电线路相连,每年旱季尼泊尔和不丹从印度进口部分电力,丰水期尼泊尔和不丹向印度出口一部分电力。在东南亚,大湄公河次区域之间大部分国家实现了电网互联,如老挝和泰国、越南之间,柬埔寨和泰国、越南、老挝之间,马来西亚和泰国、新加坡之间。在中东,海湾国家合作委员会积极推动跨国电网互联,沙特阿拉伯、科威特、卡塔尔、巴林、阿联酋和阿曼之间实现了电网互联。根据IEA的统计,“一带一路”沿线国家目前每年电力贸易量约1,300亿千瓦时,占用电量的比例约3.1%。

电网国际合作可以考虑优先开展与周边国家跨境联网和输电项目,小范围实现跨境电力消纳和供需平衡。在“一带一路”欠发达地区推动电力互联互通项目,开拓EPC、BOT市场,打造“中国技术+中国标准+中国装备+中国建设”整体解决方案。同时,跟踪境外优质电网资产并购机会。在欧洲、南美等“一带一路”外延区域,其电力资产可以在规范、透明的监管框架下实现稳定回报,对中国电网企业也颇具吸引力。这些国家出售电网少数股权,进行私有化,为中国带来收购机会。

 

四、创新融资模式

“一带一路”沿线国家普遍经济实力弱,电力基础设施建设资金需求巨大。为实现“一带一路”电力项目的可持续发展,中国需要发展以项目融资为主体的新型融资模式,撬动多种融资渠道。

据亚洲开发银行2017年预测,从2016年到2030年,亚洲发展中国家的基础设施建设投资需求总额达到26万亿美元,其中14.7万亿美元(占比56%)为能源动力投资需求。按照这个预测,亚洲国家每年均基础设施投资需求为1.7万亿美元,远远高于现在近9,000亿美元的投资水平。

图1 2016-2030年亚洲发展中国家基础设施投资需求(万亿美元,占比%)

数据来源:wind

海外电力项目所需资金巨大,投资回报周期长,海外电力业主在招标时往往会同时考虑电力设备的质量、价格,以及承包商帮助其获得融资的可能性、金额大小和成本。资金供需的巨大缺口使融资逐渐成为业主进行招投标决策的关键因素。

根据汤森路透全球贷款数据计算,2017年“一带一路”沿线国家能源动力行业贷款总额1832亿美元,其中项目融资类贷款112笔,总金额547亿美元,位居各类贷款之首。相比企业担保的信用融资贸易融资和传统企业融资,项目融资通过结构化设计,实现无业主担保或有限担保融资,有效释放业主资产负债表的压力,极大增强资本金的流动性,提高投资效率。项目融资的贷款期限长,可以覆盖整个电力项目的建设周期,对业主的资金实力要求较低,再融资的压力较小,因此业主往往更倾向于项目融资。但项目融资目前主要面临几方面的挑战:

一是项目融资对项目的商务合约和结构有很高的要求,如果沿用对国内同类项目在商务安排上的“简单操作”,则有可能错失项目融资的机会,事倍功半;

二是利用外资银行、国际多边金融机构或项目当地银行提供项目融资还处在初步尝试阶段,中国企业需要各种储备力量(例如海外资产储备、商务谈判人才储备、当地政府沟通能力储备、国际法和当地法律风险辨识、市场分析与政府规划研究,等等);

三是与当地合作方共同推进项目时,当地项目发起人的信用评级普遍相对较低,无法提供令银行满意的信用担保,将加重中方业主和项目本身的责任和风险,而且贷款方对风险控制也有严格的要求;

四是国内企业的资产负债率偏高,对于为项目借款提供财务担保态度日趋审慎。

除了大力发展项目融资,各方还需积极探索创新的融资方式,如项目发债、发债+银团贷款、股权投资融资等多种融资渠道的结合。

项目债券为机构投资者提供一个通过可交易证券参与基建项目投资的机会,并提供风险调整的回报。项目发债面临两方面的主要挑战:一是发债主体的信用评级普遍较低甚至缺乏;二是由于建设周期长,投资者接受度低,绿地项目期很难采用这种方式。或者企业可以考虑“公司债(建设期)+项目融资(建成后)”的方式,以减少长周期带来的风险。一些项目需要在短时间内筹集收购的资金或要在短期内开工,也可以利用过桥贷款与项目融资结合的方式。

资金竞争激烈的大环境下,企业是否能够快速筹资,具有较低的资产负债率以及低成本融资能力,成为关键竞争力优势。由于海外电力项目融资涉及方多且结构复杂,往往需要对融资、行业及目标投资国有一定经验的项目融资财务顾问参与,协助企业设计商务架构、制定财务模型、设计融资方案、搭建财务模型、开展融资谈判直至实现项目融资成功。

表1 2017年“一带一路”沿线国家能源动力行业贷款情况

 

数据来源:汤森路透

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