英国海上风电市场项目融资模式创新实践

随着全球越来越重视发展可再生能源，海上风电以资源广阔、产业链条长、经济效益高等优势，成为各国争相发展的可再生能源。目前，我国不少优质项目仍然面临融资难、融资贵问题，而英国作为全球最大的海上风电市场，在投融资模式上进行了卓有成效的创新。本文在概述英国海上风电市场发展的基础上，提出了相关建议。

来源：微信公众号“当代金融家”ID：bankershr

在全球海上风电市场中，英国起步较早，其成熟的海上油气行业积累了众多海上风电发展所需的专业技术、设备和人员。英国拥有丰富优良的海风资源、高度开放的电力市场、长期稳定的能源政策，以及成熟发达的金融市场，有力推动了海风电力市场的发展和成熟。英国目前已是全球最大的海上风电市场，拥有全球最大的海上风电场和最先进的海风发电技术，而且在投融资模式上进行了卓有成效的创新。

海上风电单机容量大，适宜大规模开发，且靠近电力负荷中心便于电网消纳，因此也是中国可再生能源发展的重要方向。国家能源局预测“十三五”期间中国将超过德国成为全球第二大海上风电市场，并有望在“十四五”期间超过英国成为全球最大海上风电市场（2019年末运营装机总量达9.7GW，占全球运营装机总量的35.6%）。本文分析了英国海上风电项目的融资实践，以期对国内金融机构的海上风电融资业务起到借鉴作用。

英国海上风电场项目成本分析

一个典型的海上风电场由五个主要部分组成：风机、风机间海底电缆、离岸变电站、外输海底电缆以及在岸变电站。由于海上风场结构较复杂，加上海上施工受海床地质条件和天气影响较大，相对其他可再生能源项目，海上风场的建设难度较高、建设风险要大得多。

海上风电场的生命周期包括开发准备 （1〜3年）、申请获取规划许可 （1〜2年）、设备和服务采购（1〜2年）、融资（1〜2年）、项目建设（1〜2年）、项目运行（设计寿命25〜45年）、停运拆除（1年）。根据英国《能源法案（2004年）》，英国工商业、能源和产业战略部（BEIS）规定海上风电场在运行期结束后要被安全拆卸，以重新恢复海域环境。因此，项目股东需要提前准备电站拆卸计划和相应的资金安排。

英国海上风电相较其他发电技术正变得越来越有竞争性。如图1所示，海风电场的执行电价（strike price）逐年降低，预计在2022年左右会低于燃气发电的平准化度电成本（the levelized cost of electricity，LCOE），甚至在2023年左右接近市场批发电价（wholesale price），所需的政府补贴将大幅降低，使得海风发电平价上网成为可能。实际上，Strike Price要高于LCOE，因为Strike Price的计算基于15年运行，LCOE则基于海风电场整个运行寿命周期，通常按20〜25年计。因此，海上风电平价上网可能会更早实现。

英国海上风电成本快速降低的因素是多方面的，主要包括政府补贴方式的有效改善、海风发电技术的快速进步、海上风电产业链的不断成熟以及融资成本的持续降低等。英国在2017年摒弃了可再生能源义务（renewable obligation，RO）模式，改用差价合同（Contract for Difference，CfD）模式提供政府可再生能源补贴。这主要是因为RO模式的竞争传导性不够，而CfD模式为政府提供了Strike Price这一个重要抓手，通过市场手段不断降低Strike Price的价格倒逼海风发电整体经济性的提升。

高效风机技术的快速升级是海风发电成本降低最重要的因素。其单机容量由2000年的2MW快速增大到目前主流的8M〜9MW，同时13M〜15MW的海上风机也处于积极研发阶段。大风机不仅有效降低了单位MW的Capex，并且发电效率更高。此外，整体风场的集成控制系统的进步也提高了海风发电的稳定性。

在政府补贴政策扶持下，英国海风市场迅猛发展产生了规模效应，带动了海风行业本土化程度的快速提高。以London Array和East Angelia风场为例，两个风场竣工时间相差4年，项目建设中由英国本土完成的部分则从10%增加到了50%。海风电场建设本土化的提升不仅有效降低了建设和运营成本，而且增加了英国本土就业机会，创造了良好的社会经济效益。鉴于海上风电长生的良好经济效益，英国政府与英国海上风电行业于2019年3月联手建立了一个政企联盟（the Sector Deal），致力于将英国海风产业培育成全球最领先的可再生能源基地。该联盟的目标涉及提升海风产业链的各个方面，其中包括海风电场建设的英国本土化程度将于2030年提升到60%，并实现对外出口5倍增长至260亿英镑。

海上风电是资本密集型项目，融资成本对项目成本影响很大。英国可再生能源咨询公司BVG Associates研究发现，当融资成本（以WACC表示）由10%降至5%，项目LCOE下降将超过30%，且LCOE中的WACC占比将从1/2降至1/3。随着海上风电产业逐渐成熟，技术风险不断降低，资本市场对这一类资产的信心越来越高，无论是股权融资成本还是债权融资成本都在明显降低，近期公开的项目融资数据显示，其WACC已处于5%〜6%的水平。

英国海上风电项目融资结构特点

英国海上风电市场的繁荣离不开金融的支持。随着越来越多的金融机构开始重视海上风电项目，竞争的加剧直接导致了融资成本的下降。融资资金来源也由最初依靠大能源企业的自有资金和部分政府补贴，逐渐变成主要依靠项目融资模式进行开发。

项目融资特指一种融资结构，在此结构中信贷资金的唯一保障（security）是项目本身。这意味着项目公司的股东并不提供任何担保，若发生贷款逾期未偿，债权人有权取得项目的所有权，代替原有股东运行或变卖项目获得资金收回本息。

典型的英国海风发电项目融资的借款主体是项目公司（ProjectCo SPV），如图2中的Wind Farm SPV所示。通常为了股权转让的便利，项目股东会设立一个控股法人主体HoldCo控制项目公司SPV。ProjectCo也是与海上风电项目建设运营的各相关方签订合同的法人主体。英国海上风电项目装机规模大、融资金额高，因此大多通过组建银团的方式募集资金。资金方主要是银行，但近年来基建基金和保险资金也开始进入。

随着英国海上风电项目规模越来越大，对融资成本控制要求越来越高，项目融资的结构和涉及的品种也更为复杂。图3列出了英国海上风项目的典型融资结构，包括股权融资和项目贷款。

股权资金注入项目公司的时间点可以是贷款到位前（upfront）、与贷款成比例同时注入（pro rata）甚至在某些情况下可在贷款到位之后注入，项目股东也可采用资本金过桥贷款（Equity Bridge Loan）延迟自有资金的注入。由于海风电场的建设是模块化的，在整个风场全部完工前，前期已安装联网的风机能够发电产生电费收入，称作完工前营收（pre-completion revenue，PCR）。在英国市场上，债权人一般接受基于P90风力假设而计算的PCR作为资本金，这点与中国市场不同。

视资金来源，项目贷款可分商业银行提供的贷款、出口增信机构（ECA）提供的贷款或是多边金融机构（如欧洲投资银行）提供的贷款。视资金用途，融资结构中贷款会分成不同的档（tranche）。例如，英国海风电场的海上输电设施一般由风电开发商先建设后转让，因此会将用于建设发电设施的贷款和用于建设海上输电设施（OFTO）的贷款分开，分别进行融资。后者一般采用高杠杆率，还款来源是转让海上输电设施时中标的OFTO运营商支付的转让费。又如，海上风电项目涉及大量退税，因此可以相应设立一档低息的VAT贷款，用于支付项目建设过程中的增值税。

此外，不同的贷款品种，如定期贷款（term loan facility）和循环贷款（revolving facility），通常会搭配起来使用。定期贷款主要用于支持设备采购和工程建设，循环贷款则满足建设工程涉及的交易支付需求。海风项目融资结构中也会包含备用贷款（standby facility），在成本超标或是施工延迟的时候提供额外的资金。

除了用于项目建设的贷款，融资结构中还会配置其它类型的贷款，通常包括流动资金贷款、信用证和偿债储备贷款（debt service reserve facility, DSRF）。

英国海风项目其他融资模式

英国早期的小型海风电场通常由资金雄厚的能源公司使用自有资金或从银行获得的普通公司信贷资金进行开发建设。政府会对合格的项目提供补助资金，以激励海风发电技术的发展和产业的成长。随着金融市场对海上风电资产的认知不断深入，融资模式也逐渐变得多元化。根据英国致同会计师事务所（Grant Thorton）2018年发布的研究报告，英国海风发电以项目融资和无/有限追索权融资为主，其次是企业融资，再者是资本市场和债券融资。

债券融资以及资本市场融资通常用于海风发电项目的再融资。当海风项目竣工后进入稳定运营期，建设风险不再存在，项目风险大大降低，融资成本往往也随之降低。项目股东通常会选择再融资用以偿还之前的高息负债。由于债券流动性远高于贷款，其融资成本通常也较低，因此海风项目的再融资通常通过在债券市场发行项目债券进行。除了标准化债券，private placement等资本市场工具也常被用于海风项目的再融资。

英国海风融资模式对我国的启示

目前，我国的可再生能源项目融资很大程度上仍依赖于项目股东的强担保，实际上没有脱离资产负债表融资模式，导致不少优质项目仍然面临融资难、 融资贵的问题。对比英国海风发电融资模式，笔者提出以下三点建议。

一是完善项目的结构性风险缓释和转移机制。英国的海风发电项目充分考虑到了项目建设和运营期间的主要风险，在建设和运营合同中设置了liquidate damages、performance bond、直接协议等结构性风险缓释或转移机制，保障了投资者的资金安全。为确保这些机制的有效实施，往往需要第三方保险公司和购电方的参与和配合。目前，国内银行与其他金融机构对这方面还不够了解和重视。同时，除了涉及海外业务的大型国企和民营企业，很多工程公司也没有形成规范的建设施工保险操作。海上风电行业的主管部门和行业协会需要共同努力，加快推进项目施工的规范化和标准化。

二是强化项目的定量融资分析。英国的海风发电项目融资会为金融机构提供一份项目现金流金融模型，并基于模型计算各档贷款的额度、各储备账户的额度、风险缓释机制的比例等，进行敏感度分析，测试项目融资结构是否稳健。该模型会定期（通常每年）更新，反映项目建设和运营的实际情况，所有关于项目的临时变动都会及时体现在模型当中，并提供给金融机构。而国内的很多金融机构在尽调海风项目时，往往忽略了模型的重要性，定量分析不够深入，主要依靠项目股东能否提供强担保衡量项目的风险是否可控。此外，国内海风项目的业主通常是央企和大型国企，很多情况下业主不愿意提供或是定期更新模型，给金融机构准确评估项目风险带来困难。

三是提高融资模式的多元性。一方面，政府背景的资金应继续发挥“定锚”作用，有效降低项目的融资风险，激发更多的金融机构参与海风项目的投资。受资管新规影响，政府产业基金的支持渠道较之前有所收窄，如何有效、可持续地支持新能源项目需要各方更为广泛地探讨。英国的绿色投资银行模式或许可提供有益的参考。另外，国家应明确政策性银行和商业银行参与海风发电项目的界限，避免政策性资金排挤市场资金的现象。另一方面，国内目前海上风电融资和再融资仍局限于银行贷款市场，资本市场尚未发挥作用，应成为未来扩充融资渠道的重要方向。

（作者为中央财经大学国际绿色金融研究院特聘研究员）