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全球核电融资“钱”景如何?
时间:2019-10-24 09:46:10

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纵观全球,核电发展需求总体呈增长态势。截至2019年9月25日,全球在运核电机组450台,装机容量为39970.6万千瓦,在建核电机组52台,装机容量5265.9万千瓦。根据IAEA等机构的预测数据,到2050年全球核电的装机还有一定的增长空间,届时核电装机规模有望比现在增长60%~146%。其中除了中国、印度、俄罗斯、英国等已有核电国家具备较大增长潜力外,沙特、孟加拉国、白俄罗斯、埃及、印度尼西亚、波兰、土耳其、约旦等国家都已经制定了完善的核电发展计划,泰国、摩洛哥、马来西亚、尼日利亚、以色列、智利、阿尔及利亚等国也在考虑发展核电。

国际进口核电技术的机组数量占全球在建机组总数近1/3的比重。全球在建的52台核电机组中,有17台为进口核电技术,白俄罗斯、孟加拉国、乌克兰、巴基斯坦、英国、芬兰、巴西、土耳其等国的在建核电全部为进口技术。俄罗斯、法国是位列全球的第一和第二大核电出口国,截至2019年初,俄罗斯已签约海外订单41台VVER型号机组。截至目前,我国已成功向阿尔及利亚、巴基斯坦、尼日利亚、叙利亚、伊朗、加纳和约旦等国累计出口了8台核电机组、6座研究堆和1台次临界装置,中核集团是唯一实现批量出口核电机组和核设施的企业。“华龙一号”海外首堆工程的顺利进展,增强了“一带一路”沿线国家对“华龙一号”的信心,将加速推进有关国家、企业与我国的核能合作。而融资模式成为影响核电发展的主要因素之一。

世界核电融资模式特点及走向

融资模式成为核电“走出去”的关键因素。从出口的核电堆型来看,绝大多数为三代压水堆技术,EPR、VVER、AP1000和“华龙一号”等核电堆型的经济性与安全性基本上处于同级水平。在影响核电出口的诸多因素中,融资模式上升为能否赢取目标国项目的重要筹码,核电出口企业不仅需要提供“交钥匙”服务,更要协助业主进行项目融资。中国能源安全研究所研究报告显示,核电的融资是各种融资中最复杂、风险最大且最有必要的。世界核电融资主要有政府拨款、企业负债融资、芬兰Mankala模式、供应商股权、法国Exeltium模式、出口信贷机构融资、民营资本融资等模式。当前,单一的融资模式已难以满足核能出口对金融支持的多样化需求与激烈的市场竞争。

俄罗斯、法国、韩国、美国、日本等主要竞争对手,以自主核电品牌为基础,配合优惠的贷款条件、灵活的合作模式参与竞争,为拓展国外核电市场、增强海外竞争力,主动进行融资策略调整。

俄罗斯通过向客户提供低于市场利率的优惠贷款,满足用户的融资需求。2014年,俄与匈牙利达成2台 AES-2006核电机组建造协议,俄利用国内各种保险基金,实行低利率融资,向匈牙利提供贷款100亿欧元(约135亿美元),约占成本的80%,匈牙利将从新机组投运6个月后分期21年偿还贷款,最初11年贷款利率小于4%,二期偿还利率为4.5%,三期、四期贷款利率4.9%。在印度库丹库拉姆3、4号项目中,俄方提供42亿美元出口信贷(利率为4%)。在越南宁顺核电项目中,计划提供80亿美元的国家贷款。与白俄罗斯签署的核电建造合同中,计划提供100亿美元贷款,约占核电站建设费用的90%。俄向孟加拉首期提供5亿美元贷款用于选址、项目开发、人才培训,另外再贷款15亿美元,贷款利率为3%~4.5%。

俄罗斯采用BOT、BOO模式拓展融资渠道,提升可持续融资能力。俄最早采用BOT模式成功向土耳其出口4台AES-2006型VVER-1200机组(Akkuyu1~4号核电项目)。在土耳其阿库尤核电项目中,4台AES-2006机组总投资200亿美元,全部由俄出资,这是世界上首个采用 BOO (建设-拥有-运营)模式的核电项目。俄在土耳其成立阿库尤项目公司,负责电厂建设、运营直至退役全过程。俄解决资金、建造运行、核燃料供应、乏燃料放射性废物处理、核电站安全和技术支持。在投资全都回收后,股权逐步向土耳其公司转让,项目公司保留51%以上。土耳其电力公司以固定价格12.35美分/千瓦时(约市场价1.6倍),收购前两台机组70%电量和后两台30%的电量,其余由项目公司在市场上销售。15年后,预计投资全部回收后,利润的20%交土耳其政府。

法国核电出口力推技术优势与资本的融合。法国电力公司(EDF)通过参股、收购等,获取国外核电厂址及建设运营权,进而推广自身技术,通过与日本三菱重工、伊藤忠商社,以及法国燃气苏伊士集团等合作,克服自身短板,形成了技术、装备、运营等优势。通过与中方企业合作,解决英国核电项目(HPC)的融资难题。

日本通过低息贷款和股权投资,积极扩张海外核电市场。日本对外向几乎所有有意建设核电的国家推销,并加强了政府在政治、外交上对核电出口的领导和支持。2010年,日本获得了在越南建设第2核电站两台机组的大单,还将通过日本国际合作银行为越南提供低息贷款。日本还加大在英国核电市场的渗透力度,购买英国NuGen公司60%的股份,计划在Moorside厂址建设3台AP1000机组。在铀资源领域,日本财团通过大量的合资企业和交换持股的方式,不断加强与全球铀矿生产企业之间的联系,很多项目都由多家企业联合开发,最终牢牢控制住铀矿开发的主导权。

韩国通过固定的超低融资利率,成为继美国、法国、俄罗斯、加拿大和中国后第6个出口核电站的国家。韩国电力公司(KEPCO)在国家支持下,推进国产化、标准化,形成自主 APR1400品牌,并改进设计推向中东、欧洲市场,与斗山重工、三星 C&T 公司组成联队出海。2009年底,韩国力压美国、法国等世界老牌核电出口国,韩国通过向阿联酋提供的融资利率低至百分之一点几,采用美元固定利率,成功与阿联酋签订价值200亿美元的核电站建设协议,若加上核电站后期运营、维护及为反应堆提供燃料等费用,协议总价值将高达400多亿美元。

我国核电“走出去”融资建议

我国核电“走出去”项目仍面临较大投融资压力。由于核电项目的前期投资需求大、建设周期长、科研成本高等特点,且我国开展核能国际合作及“走出去”的目标国家大多为新兴市场国家,资金问题是其核能发展决策面临的首要因素,在选择合作伙伴时,能否提供有效的融资方案是东道国的重要考量。得益于国家的大力支持,我国在出口项目融资上具备一定优势,但针对核电类项目这一特定领域,主要依靠中国进出口银行的商业贷款来源渠道相对单一,贷款规模难以满足核电“走出去”的需求,在出口融资体系、经验与条件等方面同世界传统核电大国还存在较大差距。

从上述分析可以看出,核电出口无论是俄罗斯等传统强国,还是韩国等新兴出口国家,均在拓展融资渠道、提升可持续融资能力、创新融资模式等方面下功夫,为我国解决核电“走出去”融资难、融资贵等问题提供了相应的借鉴与启示。

一是从政府层面推动出台专门针对核电项目的优惠融资政策。扩大两优贷款对核电项目的支持规模,提高信用放款额度,延长贷款期限,降低融资成本,在用好对外经济技术合作专项资金、海外投资基金等现有政策基础上,设立核电产业投资基金,重点支持核电出口。由人民银行或外汇储备给予核电“走出去”专项贷款、贴息等优惠政策,通过开发银行等金融机构转贷,为核电出口提供低成本融资,避免政府直接向国有企业提供资金支持可能造成的负面舆情。

二是提高融资竞争力,拓宽低成本融资来源。在境内外发行核电专项债券,用于支持核电走出去。加强国际金融合作,有效利用国际资本,研究探讨通过亚洲基础设施投资银行、金砖银行等中国发起或支持的多边金融机制开展核电项目融资的模式,鼓励国内金融保险机构与外国当地银行合作组建贷款银团、保险团队等。引入支持核电“走出去”的战略投资者(如中投公司、国新国际公司)或市场化投资者,支持企业在境外发行股票或债券募集资金,提供政府津贴,资助国内核电企业特别是中小装备企业参加国际核电项目招商、考察与展览等。

三是优化核电“走出去”融资协调机制。由国家能源局牵头,财政部、银监会及有关银行参加,加强协调力度,固化若干套核电“走出去”融资模式,如BOT、BOO、PPP模式。为提升我国企业融资能力,须逐步放开企业海外筹资、融资权。鼓励国内金融机构与国外金融机构合作,为我国核电装备企业提供贷款和各类风险担保。增强金融机构服务能力,加快海外设点,积极探讨提高银行外汇储备委托贷款的额度。

四是更加重视发挥对外投融资保险作用。鼓励保险公司创新进出口有关保险品种,根据最新国际投融资风险特点与趋势,适时调整承包范围,完善保险品种,扩大政策性保险覆盖面,使我国的出口信用保险政策能够满足核电出口项目的金融保险需求,适当降低保险费率,在保险费率、保险期限、担保金等方面对核电“走出去”给予一定优惠,适当放宽核电“走出去”项目所涉及的客户集中度等监管指标,实行差异化监管和考核标准。


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