“未来五年，中国在海外参与的煤电项目将以股权投资为主要的参与方式。2019-2023年，预计将有39.8吉瓦已建成、在建或规划中的股权投资煤电项目陆续投入运营，另有24.1吉瓦工程总承包项目将投入运行。”绿色和平气候与能源项目主任王衍接受中国工业报记者采访时表示。
王衍同时提醒，股权投资海外煤电项目将给中国企业和金融机构带来长期经济收益，同时也伴随着长期风险。建议中国企业、投资者和相关政策制定者应更客观科学地评估东道国的煤电投资环境，合理规划和布局海外能源项目。
股权投资首超工程总承包
来自绿色和平的统计显示，过去十年，中国企业主要以工程总承包形式参与海外煤电项目。但未来五年，股权投资或将成为中国海外煤电投资的主要形式。这也意味着在海外煤电市场，中国企业将拥有更大的决策权和收益。
自二十世纪九十年代初起，中国企业“走出去”的步伐逐渐加快，特别是由国有企业主导、并拥有技术优势的煤电行业。借助股权投资、金融支持、工程总承包和设备出口等形式，中国企业积极参与海外煤电项目建设，经历了从项目援助，到工程总承包，再到项目“一体化”建设的发展进程。
2009-2013年，中国企业以工程总承包或工程总承包带资金的形式参与建成的海外煤电项目装机量逐年增长，2013年达到11.2吉瓦的峰值后，2014年起开始呈现波动下降趋势。尽管如此，中国企业在海外煤电项目中的角色整体仍以承包方和建设方为主。
而从2012年开始，中国开始以股权投资形式参与到海外煤电项目中。数据显示，2013 年之前，中国企业以股权投资形式建成的海外煤电项目仅为0.4吉瓦。而2014-2018年，中国企业以股权投资形式建成的海外煤电项目累计装机量达到10.4吉瓦，是前五年的26倍。与此同时，中国股权投资煤电项目的装机量也在逐步超过工程承包。从2012年股权投资和工程总承包1:96的大比例差距，到 2018年中国企业以股权投资形式建成的项目装机量首次超过工程总承包项目，达到3.5吉瓦，中国海外煤电投资的角色正逐步由工程总承包方向股权投资方转变。
报告预测，未来五年中国企业以股权投资形式参与建成、在建和规划的海外煤电项目预计将达到39.8吉瓦，工程总承包项目将达到24.1吉瓦。未来，股权投资的煤电项目装机量将超过工程总承包，成为中国海外煤电投资的主要形式。
“相比工程总承包、设备出口等形式，股权投资要求企业最开始就要参与到项目中，与东道国各个政府部门打交道，拿到相应文件。与此同时，在国内拿到发改委、商务部等主管部门审批的文件后，股权投资方还要寻找承包商、设备出口商等合作伙伴。待项目投产运营后，中方企业亦不能退出，涉足的时间线更长，参与度往往更加深入。”王衍说。
她同时强调，“股权投资比例的增加也意味着中国企业在海外煤电项目中更有投资决策的主导权。不过，中国企业作为业主的项目引起的社会问题和环境问题，也将直接影响中国企业海外投资的形象，甚至是中国的国际形象。”
公开数据显示，以华能集团、华电集团、中国能建、中国电建、中设集团、哈电集团为代表的能源央企，已在海外市场参与了大量的煤电项目，构成了目前中国海外煤电项目的投资主体。
中国海外煤电项目的资金，流去了哪里？
来自绿色和平的统计显示，2009-2018年中国企业以股权投资形式参与建成的10.8吉瓦海外煤电项目中，近94%位于南亚和东南亚国家，装机量超过10吉瓦。而大部分中国企业选择南亚和东南亚国家作为股权投资市场，一方面得益于南亚和东南亚地区旺盛的电力需求和相对丰富的煤炭资源，另一方面由于该区域是中国海外煤电项目建设最早的落脚点之一，企业对当地的投资环境更为熟悉，且投资经验更加丰富。
值得一提的是，未来五年除东南亚和南亚地区外，俄罗斯、土耳其、阿联酋等欧洲和西亚国家将成为中国煤电股权投资的新兴市场。
1800亿“蓝海”风险亟待重视
受政策变动、环境气候约束等影响，由中国企业参与的海外煤电项目可能面临被终止或被叫停的风险。
2019年6月，由中国央企参与的非洲的拉姆燃煤电厂因为靠近自然保护区、环境影响评价不够科学严谨、欠缺公众参与而被中止；4月，塞尔维亚Kostolac B3燃煤电厂和希腊Meliti-II燃煤电厂因高碳排而在当地面临较大质疑，可能导致工期延误或项目取消。前者由中国企业提供了融资和EPC建设，后者有中国央企参与了项目股权投资。
据悉，中国企业参与股权投资的煤电项目主要集中在南亚和东南亚的欠发达国家，如孟加拉、巴基斯坦、印度尼西亚和越南等。受经济发展水平、政策规划能力和自然环境等多重因素影响，中国企业在当地参与高污染高碳排的煤电投资正在面临能源规划和电力政策变化、能源转型、环境、气候变化和电力市场产能过剩等多重风险。
投资东道国的能源发展规划和电力政策往往存在不稳定性，这在很大程度上导致了煤电项目的搁置、延期、甚至取消，给投资者带来了潜在的损失，以印尼为例。
印尼国家电力公司电力供应规划（RUPTL）由印尼国家电力公司PLN制定且每年更新。在2017-2026的十年规划中，该公司预计印尼电力需求年均增速为8.3%。基于此增速，PLN对国家各电源装机需求和发展进行规划，计划到2025年印尼全国电力装机量达到125吉瓦，项目开发的计划也相应开展。然而，2017年印度尼西亚全国的实际电力需求增速仅为3.6%，远远低于预测水平。最终，在2018-2027 的十年规划中，PLN将预计电力需求增速下调至6.9%，同时取消或推迟了约22吉瓦的规划项目。
除警惕东道国能源规划和电力政策存在变化的风险外，能源转型的风险亦不容忽视。在印尼，光伏和 风电等可再生能源技术的进步使其发电成本迅速下降；在巴基斯坦，风电和光伏的度电发电成本甚至明显低于燃煤发电，并仍具备下降空间；在印度，光伏产业正蓬勃发展；在德国、英国等欧洲国家，可再生能源替代化石燃料正成为大势所趋。全球能源转型的大趋势下，越来越多的国家对可再生能源的需求正逐渐加大，而燃煤电厂的经济性和竞争力却在持续下降。
与此同时，高污染、高碳排的煤电行业也将会给投资东道国带来环境污染风险，尤其在环境敏感脆弱和环境管理制度相对薄弱的东南亚和南亚国家。来自气候变化和电力市场产能过剩的风险也正日益显现。
“燃煤电厂的投资风险日趋显著，中国作为全球燃煤电厂的主要投资和融资方，亟需完善和落实风险识别和控制方案，充分评估海外煤电项目的长期风险，更稳健地参与海外煤电项目投资。”山西财经大学经济学院教师康旭华提醒。
据绿色和平测算，2009-2023年中国以股权投资形式建成或拟建成的50.6吉瓦海外煤电项目，总投资额将超过1800亿元人民币，千亿“蓝海”市场已然开启。然而，随着中国企业参与海外煤电项目的程度加深，一旦忽视上述风险不仅将影响参与项目建设和运营的中方企业，还会波及参与股权投资的企业、提供贷款和融资的银行、以及提供海外投资保险和出口信用险的保险公司等多个中方参与主体，压缩项目投资回报和延误贷款偿还。
“中国相关政府决策和管理部门应建立各个主要投资目标国的电力投资建设风险预警体系，同时利用公共资金和政策预警体系调控对于海外高风险的新建煤电项目的支持；股权投资企业应建立和完善对项目长期风险的评估体系，逐步提升对全球能源转型、气候变化等长期风险的意识和控制能力；银行和保险公司等金融机构应提升自身对海外煤电项目长期运营市场的认识和风险评估能力，甄别高风险项目，并严控对高风险项目的融资或担保；东道国政府应提高自身能源发展规划能力，提升本国能源政策的合理性和稳定性。”针对如何规避海外煤电投资项目风险，报告如是建议。
“对于煤电、风电、光伏领域而言，股权投资都是一个比较新兴的参与方式，三种能源类型都适用。应看到，股权投资意味着项目的回报与风险直接影响中方，我们希望中国的政府、企业、银行等，能从风险预防的角度去严控一些高风险的煤电项目，更希望看到相关部门的政策，能够更多向支持可再生能源‘出海’倾斜。这是我们发布这份报告的目的。”王衍坦言。
