想投资些好项目，不知道有没有风险低的新能源行业投资项目投资？

来源：蜘蛛抓取(WebSpider) 时间：2023-11-30 23:15 标签： 新能源行业投资
电力是经济发展的先行产业，各个国家低碳发展的进程规划中，电力行业都必须先于整个经济体实现低碳甚至脱碳发展。根据全球能源互联网的测算， 以 2060 年实现碳中和为目标，未来 40 年，我国能源活动的碳排放减排任务高达 87 亿吨，在总体减排任务中占比过半。为了达到这一减排目标，能源消费需要电能替代，而电能的生产需要大规模发展清洁能源，与清洁能源发展相配套，电力系统需要持续升级转型。总结来看，这些替代与转型将主要体现在以下几大方向： 1、持续提高清洁能源，尤其是非水可再生能源的发电占比。 2、提高电气化水平，包括交通领域的电气化，工业替代，电代煤等。 3、提高电能利用效率，包括电网持续升级提升电力传输效率，储能、分布式能源建设等。 4、进一步提升煤电利用效率降低碳排放。仅煤电内部比较来看，我国清洁煤电供应体系处于领先水平。在多轮改造升级下，国内大多数煤电厂的运行时间在 15 年以内，现役煤电机组的平均运行时间小于全球平均水平，因此尽管煤电面临转型退出压力，但是退出过程不可能一蹴而就，仍有必要继续加强煤电的清洁低碳发展。今天想和大家分享这个主题：储能投资需关注的细节主要从以下几方面来做探讨：1、中长期来看，在电力系统中建设储能项目已经势在必行。2、政策层面，支持新型储能发展的顶层设计已经推出。3、电价政策是储能实现市场化发展的关键。4、新型储能大规模发展的核心驱动仍然是探索出更加清晰的商业模式以及成本进一步下降。在现有装机结构和技术手段中，火电灵活性改造可以为电网提供一定灵活性。火电灵活性改造不仅可以改善电力系统的可靠性，火电厂进行一定的前期改造投入后也可以获取相应的收益。过去几年东北电网作为试点，在火电灵活性改造中取得了一定成效。2016 年东北电网正式启动两批火电灵活性改造，2017 年这些项目陆续投运，到了 2018 年初，辽宁、吉林、黑龙江的弃风率分 别从 15%、44%、36%下降到了 2.4%、8.1%、8.5%，风电消纳情况的改善与该区域电力辅助服务试点和火电灵活性改造紧密相关。1、中长期来看，在电力系统中建设储能项目已经势在必行。1）电力系统灵活性提升路线图开发现有火电机组的灵活性尽管能缓解部分灵活性问题，但一方面煤电机组本身的启停时间、爬坡速率都不具备优势，调节成本较高，能够提供的灵活性有限；同时煤电机组改造的经济性也难以保证。从调节能力来看，以锂电池为代表的新型储能系统，响应速度在毫秒级，具有上下调节能力，且适用场景非常广泛，极具应用 潜力。2）储能的主要类型储能按照不同方式有多种分类，应用最多的是机械类储能中的抽水蓄能与电化学储能中的锂电池储能，目前也将除抽水蓄能外的电储能技术归纳为新型储能。截至 2020 年我国已投运的储能项目累计装机规模 35.6GW，其中抽水蓄能占绝对主导地位，为 31.79GW。新型储能中的电化学储能规模位列第二，为 3269.2MW（即 3.3GW），在电化学储能技术中，又以锂离子电池的规模最大，累计规模为 2902.4MW（即 2.9GW）。3）主要储能类型对比2、政策层面，支持新型储能发展的顶层设计已经推出。国内新型储能过去几年的初步发展情况与政策波动高度相关。规模化的突破是从 2017 年开始的， 首先是在具有一定自发性的用户侧启动。2018 电网侧将储能投资纳入输配电价分摊，带动了电网侧储能项目爆发式增长，但 2019 年出台的《输配电定价成本监审办法》明确规定，储能建设成本不允许纳入输配电价，电网侧投资陷 入停滞。2020 年各地鼓励或明确要求新能源发电项目要按一定比例配套储能，从规模来看，这样的政策又刺激了电源侧储能的快速增长。虽然发展历史还比较短，但由于缺乏合理商业模式的支撑，新型储能的发展呈现出高波动且相对无序的状态。2021 年发改委发布了《加快推动新型储能发展的指导意见》，完善了新型储能发展的政策机制，给予了装机目标指引：到 2025 年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达 30GW 以上。1）国内电化学储能新增装机规模及增速截至 2020 年国内电化学储能的累计装机规模约 3.2GW，当年的装机规模首次突破了 GW 级大关。根据行业协会 CNESA 的预测，在“十四五”后期，即 2024 年和 2025 年，电化学储能行业将形成一轮高增长，保守场景和乐观场景下，累计装机规模将 分别达到 32.7GW 和 55.9GW 以配合风、光在 2025 年的装机目标。即使按照保守场景，“十四五”期间，国内电化学储能的规模都将呈现 10 倍的增长。3、电价政策是储能实现市场化发展的关键。近期发改委提出要进一步完善分时电价机制，合理拉大峰谷电价差并建立尖峰电价上浮机制；而在电网侧，电网建设储能的成本有可能纳入输配电价体系。电价涉及到储能项目的商业模式、投资回收期等关键指标，明确电价机制后，新型储能市场才有望实现比较清晰的市场化规模化的发展模式。4、新型储能大规模发展的核心驱动仍然是探索出更加清晰的商业模式以及成本进一步下降。储能的应用贯穿电力系统发、输、配、用各个环节，每个环节的盈利模式各有差异。由于国内新型储能的发展尚在起步阶段，结合下表可以看出，各环节的商业模式都还处于探索期。现行发电侧储能的模式是将建设成本引导向项目业主方，同时保证配套储能的电源优先并网，但配套储能的成本由项目业主承担，使得项目收益与成本难以匹配。用户侧储能具有小体量、分散式、自发性的投资特点，主要应用于削峰填谷或者配套分布式场景，成本分摊主要依赖赚取峰谷时段电价差额的利润，但开发相对缓慢且价格敏感度高。电网侧对储能的辅助服务需求很清晰，可通过独立或联合电源企业提供服务获取收益，通过区域发电企业按发电量和系数分摊计入供电成本，但电网侧储能作为独立主体的商业模式以及市场化定价和交易机制都还很大的细化空间，电网侧主体与其它应用场景的项目主体尚处于阶段性博弈阶段。产业链方面，以锂电池类型为例，储能系统主要由电池系统（Battery System, BS）、功率转换系统（Power Conversion System, PCS）、电池管理系统（Battery Management System, BMS）、监控系统组成。在目前的发展阶段，储能系统报价差异很大，主流的光伏配储能项目，系统报价水平大致 在 1.6-1.8 元/Wh，但也有低至 1 元/Wh 的价格出现。新型储能系统中，电池系统的占比超过 60%，是后续系统降本的主要来源。得益于国内动力锂电池 已经形成的良好基础，锂电池价格继续下降的趋势是非常明确的。此外，考虑储能的应用特性，以及钠离子电池在原材料成本上的优势，也有可能在技术成熟后实现储能场景的规模化应用。1）动力锂电池降价预期2）不同储能类型造价对比(100MW/4h 项目)3）储能用电池路线对比总结：中长期来看，随着渗透率的快速提升，以及我国现有的火电、水电装机灵活性有限的特点，在电力系统中建设储能项目已经势在必行。由于缺乏合理商业模式的支撑，新型储能的发展呈现出高波动且相对无序的状态。除规模指引外，电价政策是储能实现市场化发展的关键。在政策之外，新型储能大规模发展的核心驱动仍然是探索出更加清晰的商业模式以及成本进一步下降。如果想做储能方面的生意，需要关注以上这些细节。快车通道：碳资产管理，你了解多少？碳资产管理的本质是什么？绿电：新能源发电为何引发资本市场如此剧烈反应？从“限电”看双碳时代的趋势性机会不再新建境外煤电项目，对我们有什么影响？

新能源项目普遍存在项目技术要求高、单体项目投资金额大、理论收益率不高但稳定、投资回报周期偏长等特点。在项目前期投资规划和建设过程中，资金（现金流）往往是决定项目建设成果（包括技术水平、工艺标准、成本目标等等）的最重要因素。原因此处不做细致论述。
兵马未动粮草先行，因此专注做项目投资、建设和持有的企业应首先解决项目资金来源，再安心持有会“下金蛋的金鸡”进行持续经营。
近几年来，随着新能源项目的爆发式增长，融资渠道窄、放款难度大、资金成本贵的老问题在一定程度上有效解决，但是成效并不是很明显。今天我们就探讨一下这个话题。一、项目资金渠道
首先来看新能源项目的初始投入资金都有哪些渠道，按资金从内或外来说，可以简单分为：
1、内部资金：这部分能够拿出自有资金进行项目投资的企业多半是传统发电集团（如五大集团、四小豪门），也含部分现金流充裕的民营企业及外资企业。
2、外部资金渠道银行：这个渠道的主导者是那些资信良好、可从银行获得低利率资金和授信的优质企业，而愿意贷出资金的、政策存在一些灵活空间的银行是积极参与者；基金及信托：指那些通过向公众、特定人群及机构发行金融产品以募集资金，且通过高信用企业放出资金的金融机构；融资租赁：资金来源比较多，主要包括本身自有资金很丰富、具有稳健现金流收入、愿意投资新能源产业的金主企业，可以通过设立融资租赁公司参与到金融产业中；担保公司：按道理来说担保公司不属于渠道，它只是一种提供增信措施的中介机构，原始资金来源大部分还是来自于银行或者其他渠道。
3、企业过桥资金（也算是外部资金渠道的一种，但是周期一般比较短）供应链融资：通过引入有授信的大企业参与到新项目的建设链条中，可以在设备采购、工程施工中充分利用大企业的授信额度并付出一定资金成本的融资方式。企业间拆借资金：这个不用解释。
目前笔者接触到的新能源项目融资渠道主要就是这些，常规来看还是比较多的。但是，为什么新能源项目融资难、融资贵呢？又该如何化解呢？二、新能源项目的融资风险点及应对策略
从金融机构的一贯作风和风控措施来看，主要有以下几点风险：
1、资产质量、技术风险的评估缺乏统一标准。
新能源项目往往与电力相关，而我国的电力系统整体上又具有一定的自然垄断特性，故此专业性人员的配置及其素质就深刻影响了新能源项目的评估水平。
对于待建项目，尚可以通过优选品牌、固化标准等方式进行初步风险的排除，但是这些并不能100%的完全排除工程建设过程中的工艺风险。对于已建成项目，则只能相对被动的去接受已建成的成果。
因此，新能源项目拟投资阶段的调研、资产质量的评估是技术含量很高的专业工作，对于金融机构来说怎么确保技术风险可控是一个基础性问题。
建议：对设备及参建方进行透彻的调研和摸底，比如设备的原始质保、竣工图的审查、设计的评审意见等。有条件的企业可聘请专业的第三方评估单位进行检测和认证，通过其专业性的工作来进行风险排除（此种措施在海外市场的投融资活动中非常普遍，金融机构投资前会通过各种措施来确保电站Bankable）。
2、现金流的不稳定、不持续，源自政策的风险难以预计。
传统的具有新能源补贴的项目，其补贴资金来源于可再生能源基金，而当前可再生能源基金的缺口扩大已经超过1000亿元且发放延迟已经成为建成项目现金流枯竭的最主要原因。
随着6月11日第七批可再生能源补贴名录的公布，我们可以看到前7个批次的补贴申报时间大致在建成后1.5年（18个月），发放时间大致在建成后2.5年（30个月）。据了解，首笔发放的金额也只涵盖了2016年3月至2017年3月左右共1年的补贴金额。由此可见，在项目建成后的2-3年中，项目基本收入（一般为脱硫上网电费）需能够覆盖金融机构融资的利息支出及运营期费用。
随着国内经济环境的变化，可再生能源基金的上升空间已经不多，但是缺口却在不断扩大，因此后续政策的变化以及实际补贴资金的发放节奏放缓都是较大的风险。
建议：解决问题的最好办法就是消除问题，因此去补贴是新能源项目的重要节点目标。只有充分的控制系统建设成本，降低对补贴的依赖程度，才是项目避免政策性风险的唯一途径。
3、估值模型标准不统一。
新能源项目资产的计价、估值模型在不同企业各有不同，其中政策问题、设备损耗、运维支出、环境因素、相关干系人如出租厂房的业主企业经营情况等都可能对估值模型产生较大的影响。目前还普遍缺乏较为统一和相对公开的项目评价市场。因此在项目融资过程中出现金融机构估值低、达不到业主预期的现象非常普遍。另外专业中介机构如律师事务所、资产评估、技术评估、会计师事务所等费用支出也无形中增加了交易的成本，对于估值模型中收益率的测算也有一定影响。
建议：开诚布公的进行估值模型中参数的讨论，确定合理的参数代入计算，通过核算出的估值区间，再有针对性的设置风险上下限控制措施（如融资规模控制），尝试获得对项目估值的共同认可。
4、担保和征信措施的保障不到位。
国内新能源项目一般在建设过程及建成后购置了财产险，但是主要设备的保险、项目收益保险如发电量保险、第三方责任险等能够增信的措施并不是很发达，部分企业更是严格限制针对具体项目或公司提供对外担保，故除了保险以外其他的担保措施较为匮乏。对于金融机构来说，所有的风险都集中在新能源项目本身，而缺少其他外在的抓手和风险补偿措施，对于最终的融资也会产生较大的影响。
建议：购置基本的保险，确保最坏结果下风险可控。有条件的单位，通过引入再保险、反担保等措施，提升项目的整体信用，降低风险敞口。
总体来看，国内的新能源项目发展很快，对应的融资渠道也正在逐步打开，先行先试的改革者正在不断涌现。针对不同的融资渠道，还有很多细节的方案值得去发掘和考虑，毕竟各种金融机构的风险偏好差异性很大（比如银行偏保守，行业的融资租赁对行业理解更深故融资条件更加有针对性，各机构的资金募集成本高低不同），只有相互深入沟通、达成默契、互利共赢才是最好的路径。
相信产融结合、共同发展的道路将越来越开阔和长远！

我要回帖

更多关于 新能源行业投资 的文章

 

随机推荐