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扩大资金来源 提升光热项目的可融资性

2016-11-09 17:00:44 人浏览过
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据相关数据,过去5年,全球光热发电的总装机容量增加了两倍多,从2012年的2GW增长到2016年的超过5GW装机。截至目前,在运行的槽式电站装机容量达到4.2GW,塔式电站装机达640MW。

“槽式电站较大的在运行装机量提升了银行投资槽式项目的信心,使其比较容易获得银行有特殊政策支持的贷款。而对于塔式电站来说,要想获得同样有利的贷款合同则相对困难。因为目前在运行的塔式电站较少,银行对于塔式技术路线是否成熟还有担忧。”沙特国际水能和电力公司ACWA Power项目收购与融资执行董事ThierryTardy表示。

然而,随着塔式技术的发展,其发电效率显著提升,采用塔式技术的项目也越来越多。据统计,目前在建的塔式电站的装机容量为791MW,槽式电站装机容量则为891MW。相比槽式和塔式,菲涅尔式和碟式光热电站所占的份额就小了很多,全球总装机容量分别为170MW和1.22MW。

有理由相信,伴随更多塔式电站的投运,塔式技术在通过实际案例证明其自身之后,其获得融资的难度将进一步降低,甚至可能超过槽式项目。

融资环境趋好 光热投资信心不断增长

天达银行Investec电力与基础设施建设金融专家Trishana Chandika表示,由于光热技术的迅速发展,加上全球光热发电总装机容量的增加,投资方投资光热行业的信心在不断增长。

据悉,Investec就投资了位于南非的3个槽式项目。Investec作为联合开发商和股东参与了其中一个项目。同时,Investec作为主要投资人参与了总投资50亿南非兰特的50MW Bokpoort光热项目和总投资104亿南非兰特的100MW的llanga1项目。

另外,一些银行和资产管理集团投资了100MW的Kathu太阳能电站,同时为另一总投资为118亿南非兰特的光热项目提供债务融资。

Tardy表示,光热电站在早期的电力生产阶段表现出的良好运行状态,将有利于帮助开发商获得条件更好的融资合同条款。

据了解,投资方为应对投资风险,会要求一个大约长达三年的风险评估期。在这三年中,电站运行需符合产能提升的预期并完全达到EPC商承诺的性能标准。然而,随着更多光热电站的实际运营证明了光热发电技术的效率和可行性,这个三年的风险评估期会逐渐缩短。

“投资成本将最终取决于项目风险评估的结果。同经验丰富的开发商和承包商合作至关重要,他们会对成功开发的光热项目进行严密追踪,而这些项目都有一整套完整全面的EPC方案。同时,购电协议(PPA)也特别重要,投资方对于长期PPA的信心将支持债务人履行偿还债务的义务。”Chandika表示。

前世界银行中东及北非区域总监,独立的能源经济学家Jonathan Walters表示,PPA价格必须足够覆盖电站建设及运营成本,且在未来5年,10年,甚至15年内对购电商都具有足够吸引力。否则,购电商可能考虑更改PPA协议。项目开发商应尽可能降低融资成本。

竞争性招标拉低电价 同时利于融资

近年来,在众多光热电站中,ACWA Power位于摩洛哥的Noor系列电站已经从富有竞争力的贷款合同条款中受益。

摩洛哥太阳能管理机构(MASEN)已经为Noor系列的全部3个电站争取到来自包括世界银行清洁技术基金(CTF)在内的多个国际金融机构的长期贷款。

据CTF方面介绍,NoorII和NoorIII电站的建设成本预计为20亿美元,一个80:20负债比率的融资计划将为这两个项目进行融资。

世界银行,德国发展银行KfW,非洲发展银行,欧洲投资银行和法国发展银行AfDB也会为这些项目提供优惠贷款。项目贷款事宜由MASEN转交给项目开发商负责。

“Noor项目的PPA合同与融资结构为开发商创造了良好的贷款环境,这对于开发商来说是极其重要的。”Tardy表示。

以Noor项目为例,中东和北非地区MENA的光热发电项目拍卖性招标帮助推动了成本的下跌,更为重要的是,成本的下跌也让金融机构看到了光热项目的潜力,给予了其更充分的理由去支持光热项目。

“我们正看到的是MENA地区采用的光热项目竞争性招标/拍卖方式使得光热发电的电价进一步下跌,摩洛哥的光热发电招标已将度电成本拉低至15美分/kWh,这相对于西班牙27美分的电价已有大幅削减,摩洛哥用这一事实证明了其可持续性。”Walters说道。

“开发商们应始终关注能提供大规模低成本融资的全球绿色气候基金(GCF),特别是在2015年12月签订巴黎协定后,GCF对新能源项目的支持力度更大了。”Walters表示。

但截至目前,并没有光热电站或相关的输电工程通过GCF寻


找到资金。而来自世界银行CTF的低成本资金已经投向了摩洛哥和南非的光热项目,并帮助这些项目削减了几分钱的度电成本。

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