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中巴能源項目進入快車道 胡布燃煤電站年底完成融資

過去不到兩周的時間里，中國電力國際有限公司(下稱“中電國際”)與巴基斯坦胡布公司共同投資建設的胡布燃煤電站的兩大主要合同分別簽署，並計劃在今年年底融資關閉，這也意味著該工程屆時可以正式開工建設。

中電胡布超臨界燃煤電站項目是“一帶一路”及“中巴經濟走廊”框架下優先實施和積極推進的重要能源項目，位於巴基斯坦最大城市卡拉奇以西55公里的俾路支省胡布地區，裝機容量2×66萬千瓦。這也是中電國際在巴基斯坦投資的首個燃煤電站項目。

中電國際副總經理黃雲濤告訴《第一財經日報》記者，團隊將全力爭取今年6月完成所有影響融資關閉的商務合同，計劃在今年年底實現融資關閉。

中電胡布超臨界燃煤電站由中電國際和巴基斯坦胡布電力公司聯合投資，中方持股74%，巴方持股26%，總承包方為中國電力工程顧問集團西北院和中國能源建設集團天津電建的聯合體。整個項目融資由國家開發銀行牽頭的中國銀團提供，銀團還包括中國進出口銀行和中國工商銀行。目前沒有巴基斯坦當地或國際金融機構參與。

兩大合同落實

5月31日，胡布燃煤電站EPC(工程總承包)主體建設合同簽署，6月7日，中電國際與中國港灣工程有限責任公司(下稱“中國港灣”)在北京正式簽署巴基斯坦胡布燃煤電廠碼頭項目EPC合同。

巴基斯坦胡布燃煤電廠碼頭項目投資方和業主為中電國際，碼頭項目承建方為中國港灣。碼頭項目是電廠的重要配套設施，碼頭項目建成後將滿足每年440萬噸煤的裝卸量，成為整個巴基斯坦能源供應鏈中的重要一環。

黃雲濤介紹，電站主體建設和碼頭建設這兩個是比較大的合同。這兩個項目同步投產才能達到項目共同發電的目標。

2015年，國家主席習近平訪問巴基斯坦期間，親自見證了胡布燃煤電站項目股東協議的簽署，該項目是當時簽署的中巴51項合作協議之一。當時，胡布燃煤電站項目被列為中巴經濟走廊規劃的中長期項目。

黃雲濤表示，和其他三個當時就屬於早期收獲項目的燃煤電站相比，胡布燃煤電站起步較晚，但合作非常高效，經過一年多的時間能達到現在開工的條件，非常不易。目前看來，根據項目進展，胡布燃煤電站很可能成為中巴經濟走廊的早期收獲項目。

“九層之臺,起於壘土。”黃雲濤以此回顧中電胡布項目開發過程。2014年底，中電國際和胡布公司雙方明確合作意向,在人民大會堂簽署諒解合作備忘錄。2015年4月，在習總書記訪巴期間，股東方簽署合資合同/股東協議。當年6月底，項目獲得巴政府頒發的意向函。當年11月，中電胡布發電有限公司正式成立並開展碼頭EPC招標工作。

2016年2月，項目啟動評標。2016年4月，項目獲得巴政府支持函、電廠環評報告無異議函、俾路支省政府對土地轉讓的無異議函。5月，完成電廠總承包簽約工作。

對於燃煤碼頭項目，2015年7月至8月，中電國際EPC團隊與業主工程師完成了可研編制及審查。11月份，開展招標工作。2016年2月至5月在卡拉奇、北京與中國港灣進行了多輪集中談判。臨近簽約這幾天，工作組每天在北京都工作到深夜。直到簽約前一天晚上，所有合同條款才全部落實，具備簽約條件。

抱團出海、借船出海

下一步，黃雲濤介紹，中電胡布合資公司仍要盡快完成購電合同、供煤協議等商務合同談判，完成土地轉讓等開工前準備工作。同時，持續推進融資工作，適時啟動有條件開工，滿足中巴政府對本項目的工期要求。

胡布燃煤電站所在的俾路支省位於巴基斯坦的西南部，面積占巴國土面積的43.6%，卻只生活著全國5%的人口，是巴基斯坦四省中經濟最落後的省份。中國公司援助建設、目前由中國公司運營開發的瓜達爾港同樣位於俾路支省。

黃雲濤表示，俾路支省非常積極地推進胡布燃煤電站項目，在土地和環評上給予了大量支持。此前，燃煤電站的環保和可持續性一直在業外頗有爭議並備受關註。

對此，黃雲濤對《第一財經日報》記者表示，燃煤的確有一定汙染，但中巴經濟走廊的能源項目基本由中國設計制造和建設，采用中國標準，而中國執行的排放標準是全世界最嚴格的。正在進行的超低排放改造將達到西方發達國家燃氣發電機組的排放標準。“現在技術上已經沒有問題。”黃雲濤說。

黃雲濤介紹，中電國際在胡布燃煤電站項目上的投入與標準均高於巴基斯坦當前的環保要求，按照中國標準設計建設和管理，不會把環保問題帶給其他國家。

“央企的社會責任不僅體現在國內，同樣會在中巴經濟走廊上得到充分體現。”黃雲濤強調。

中國港灣深耕巴基斯坦近30年，2000年初承建了瓜達爾港，在巴基斯坦水工市場占據絕對份額，還是世界領先的海事工程企業，在“一帶一路”沿線承建了一大批重要港口及其他基礎設施項目。

中國港灣總經理唐橋梁表示：“中國港灣與中電國際此次合作將有利於實現優勢互補，成為大型央企攜手‘走出去’的典範。”

為滿足兩國政府對中巴經濟走廊“優先實施”項目的工期要求，中國港灣在項目初期同意為合資公司進行有條件墊資開工，黃雲濤在發言中特別對中交集團(中國港灣隸屬於中交集團)的支持表示感謝，同時承諾，股東方一定會全力以赴推動融資早日關閉，確保合同順利執行。

黃雲濤表示：“中電國際與中國港灣將以此次簽約為起點，抱團出海、借船出海，共同探索海外項目合作機制，為國家‘一帶一路’建設作貢獻。”

嘉寓股份簽21億元光伏電站施工合同 占去年營收100%

嘉寓股份9月7日公告，公司簽訂光伏電站系統集成、施工的重大合同，合同金額21億元，占2015年公司營業收入100%。

公告稱，公司與潤峰電力簽訂了《光伏電站系統集成、施工合作框架協議》，合同金額為 21 億元人民幣，占 2015 年度公司營業收入的 100.10%，合同履行期限為 2016 年至 2017 年，合同的如期實施將對公司 2016 年度及 2017 年度的業績產生重大影響。

潤峰電力主要從事太陽能光伏電池、組件和光伏發電工程及光伏應用產品的研發、制造、銷售和服務。公司在全球布局構建大型光伏發電系統，成立了 26 個光伏電站商務開發團隊開拓國內外市場。

嘉寓股份作為潤峰電力光伏電站建設的戰略夥伴，負責潤峰電力 2016 年-2017 年承接光伏電站的施工建設工程。 包括，2016 年建設 200MW 光伏發電工程，工程總價約 6 億元;2017 年建設 500MW 光伏發電工程，工程總價約 15 億元。

民企布局“一帶一路”光伏電站 更多央企已經進入

作為一家專業從事太陽能技術的民營上市公司，中國興業太陽能技術控股有限公司(00750.HK正在“一帶一路”國家尋找更多的市場。

“我們有技術和經驗的積累，走出去的條件完全具備。”9月9日，興業太陽能董事局主席劉紅維接受第一財經記者采訪時說，“‘一帶一路’我們早已經做了規劃。”

9日當天，興業太陽能在珠海舉辦了首次“產業+資本”合作研討會，並與太平洋島國湯加簽約了一個微電網合作項目。這標誌著該公司在海外又一重要項目落地。微電網，是指由分布式電源、儲能裝置等組成的小型發配電系統。

“我們已經跟華為在喀麥隆做了項目。”劉紅維對記者說，“在湯加做，只是我們在海外的第二個項目。”

官方資料顯示，興業太陽能是專業從事太陽能技術、建築節能技術及相關功能性新材料研發制造的高新技術企業集團。自2009年在香港上市以來，該公司已先後建成廣東珠海研發出口基地、湖南湘潭生產制造基地及甘肅武威光伏發電與裝備制造基地。

記者在上述研討會上獲悉，目前，興業太陽能已累計完成建設2GW光伏電站項目，遍及全國各地及海外。

“我們已經對(海外)市場進行了一些摸索，多年的摸爬滾打，有了很多經驗。”談及海外市場布局時，劉紅維向第一財經記者表示，“通過不斷的積累經驗和在海外市場擴展的影響，我們預測下半年還有更大的項目，就在‘一帶一路’。”

擅長BIPV工程、太陽能EPC業務的興業太陽能早已經涉足太陽能光伏電站建設。2015年8月21日，該公司與蘇州協鑫新能源投資有限公司和中民新能投資有限公司簽署了項目合作協議，約定協同開發、建設相關光伏電站項目。而這將為其開拓海外光伏電站市場提供經驗。

過去幾年，企業紮堆制造、產能過剩，一直是阻礙中國太陽能光伏業發展的主要原因，因為那時它們生產的產品主要出口海外。2011年，國內光伏企業從開始遭受重創，為避免遭受歐美市場高額的反傾銷稅和反補貼稅，一些傳統的光伏企業紛紛進入下遊光伏電站領域，建設太陽能發電廠，期待從 “建材商”變成“開發商”。

與此同時，隨著國內光伏下遊應用市場的逐步打開，有優勢的企業也開始開始把目光投向了光伏電站。甚至，連做地產出身的恒大也曾在2014年宣布斥資900億元殺進光伏電站。

劉紅維對記者說，“太陽能發電是解決局部人用電的最好方案，成本最低，建設最快。”興業太陽能今後跟央企的合作將會成為為常態化。“他們比我們走出去要早，我們願意跟他們學習。”他說。

種種跡象表明，中國光伏企業已將市場重心逐漸轉移至新興市場。印度、非洲等新興市場光伏產品需求逐年增加，“一帶一路”地區光伏市場需求也逐漸釋放，未來幾年海外光伏市場也將成為國內光伏企業重點爭奪的領域。

公開資料顯示，2015年，中國發布的《“一帶一路”中國企業路線圖》顯示，截至2014年年底，已有80多家央企已在“一帶一路”沿線國家設立分支機構。路線圖顯示，在電力領域，央企在境外建設的電站也涵蓋了太陽能。

調峰需求日增 抽蓄電站進入建設高峰期

《電力發展“十三五”規劃》(下稱《規劃》)於本月初正式發布。此次《規劃》中，將“加強電力系統的調峰能力建設，全面提升系統的靈活性”作為“十三五”的重點任務之一。

抽蓄電站未完成“十二五”水電規劃

《規劃》顯示，“十三五”期間，加強系統調峰能力建設，提升系統靈活性，從負荷側、電源側、電網側多措並舉，充分挖掘現有系統調峰能力，加大調峰電源規劃建設力度，優化電力調度運行，大力提高電力需求側響應能力。“十三五”期間，抽水蓄能電站裝機新增約1700萬千瓦，達到4000萬千瓦左右。

據國家能源局提供的數據顯示，截至2015年底，全國抽蓄電站總裝機約為2300萬千瓦，與水電"十二五"規劃的3000萬千瓦目標相比，完成率僅為77%，而且"十二五"期間抽蓄新開工規模為2090萬千瓦，僅為規劃目標的52%。

截至目前，全國已投產28座抽蓄電站，分布在17個省市，總裝機2402.3萬千瓦；在建17座抽蓄電站，總裝機2140萬千瓦；正在籌建32座抽蓄電站，總裝機4061萬千瓦。

抽水蓄能電站效用未充分發揮

據了解，抽蓄電站是把電網負荷低谷時多余的電能轉化為水的勢能儲存起來，在負荷高峰時將水的勢能轉化為電能，實現電能的有效存儲，並將電能在時間上重新分配，有效調節了電力系統生產、供應、使用之間的動態平衡。抽蓄電站具有機組啟停迅速、工況轉變靈活，可以實現頂峰填谷、調頻調相、緊急事故備用等特點，被喻為電網的"調節器""穩壓器"和"蓄電池"。

隨著調峰需求日益增加，我國抽蓄電站進入建設高峰。

江蘇溧陽抽水蓄能電站首臺機組日前完成調試工作，即將投產。這是江蘇省規模最大的抽水蓄能電站，核準概算總投資76.35億元，建成後年發峰荷電量20.07億千瓦時。

今年8月，我國西北地區首個抽蓄電站——陜西鎮安抽蓄電站正式開工建設，新疆阜康、福建廈門抽蓄電站也相繼獲得核準。

與此同時，我國抽水蓄能電站依然存在效用未充分發揮的問題。以華北華東區域為例，去年5月，國家能源局發布《華北華東區域抽水蓄能電站運營情況監管報告》，顯示電站建設滯後、調度規則缺失、電價機制不合理、投資主體單一等問題是抽水蓄能電站發展的主要制約因素。

例如，內蒙古呼和浩特抽蓄電站於2006年8月26日獲得項目核準，設計工期51個月。由於資金不到位，項目於2007年11月停工，直至2009年11月項目才恢複建設。目前僅有2臺機組並網試運，建成時間落後4年，項目建設成本由49.34億元增加至56.43億元。

對此，《報告》建議，完善規劃、實施政策後評估，引導抽蓄電站健康發展。建議在規劃、核準新建抽蓄電站時，引入效果評價機制，並對現有抽蓄電站實際利用效果進行綜合評估;統籌協調電網與抽蓄電站配套建設，減少網絡約束;落實投資主體責任，強化電網、電站批複剛性約束，對長期不落實、整改不到位的企業實施項目進行限批。

此外，部分電站還存在窩電問題。

例如，山西西龍池電站所在的晉北地區由於風電快速增長、網源發展不協調，存在窩電問題，4臺機組中有2臺在高峰時段不能全啟頂峰發電，低谷時段不能全啟抽水蓄能，難以充分發揮作用。

《報告》認為，抽蓄電站與其他類型機組在調峰、事故備用的調用先後順序上沒有明確規定，對抽蓄電站的調用合理性難以進行精確評價。此外，抽蓄電站的水庫運用也有待進一步優化，警戒水位的設定需要更加科學地統籌調峰與備用間關系，以充分挖掘抽蓄電站的調峰能力。

抽蓄電站的電價測算方法同樣值得關註。

此前，國家能源局專門頒布來相關電價政策，明確在形成競爭性電力市場以前，對抽水蓄能電站實行兩部制電價。其中，容量電價彌補固定成本及準許收益，並按無風險收益率(長期國債利率)加1-3個百分點的風險收益率確定收益，電量電價彌補抽發電損耗等變動成本;逐步對新投產抽水蓄能電站實行標桿容量電價;電站容量電價和損耗納入當地省級電網運行費用統一核算，並作為銷售電價調整因素統籌考慮。

南都電源：聯合建行設立電源儲能電站基金 首期規模50億

南都電源1月9日晚間公告，擬聯合建設銀行浙江分行發起設立南都電源儲能電站基金，重點用於南都電源在儲能領域電站項目的建設和運營。該基金首期規模暫定50億元，南都電源及建設銀行浙江省分行營業部出資比例分別為20%、80%。

公告顯示，建行浙江分行作為優先級有限合夥人（LP）出資額不超過 80%，南都電源作為劣後級有限合夥人（LP）出資額不超過 20%，資金來源為自有資金；乙方和甲方分別指定建銀城投（上海）環保股權投資管理有限公司及浙江梵域投資管理有限公司，共同作為擬設基金的普通合夥人和基金管理人，實行基金的雙 GP 管理；根據基金分期投資情況，乙方優先級 LP 出資與甲方劣後級 LP 出資同步到位。基金的存續期限不超過 10 年。

南都電源表示，本次成立的電站基金作為投資方，投資於公司的儲能電站建設，可滿足公司未來二至三年儲能電站的建設需求，有助於加速公司儲能電站商用項目的市場拓展、規模擴張和落地，推動公司商用儲能電站迅速發展，並將對公司未來幾年儲能業務的業績產生積極影響。

中國將開發一種海洋新電站 廣東浙江福建等地資源豐富

國家能源局最新公布的《關於發布海水抽水蓄能電站資源普查成果的通知》(下稱《通知》)稱，近期，國家能源局組織有關方面開展了海水抽水蓄能電站資源普查，基本摸清了國內海水抽水蓄能電站資源情況。普查結果顯示，廣東、浙江、福建3省海水抽水蓄能資源最為豐富。

海水抽水蓄能電站是抽水蓄能電站的一種新型式，相關研究具有前瞻性。由於海洋的特殊性，建設海水抽水蓄能電站也存在著機組制造難度大和環境影響等問題，還需要進行深入研究。

根據《通知》，本次普查範圍涵蓋除港澳臺外所有沿海省份，主要集中在東部沿海5省(遼寧、山東、江蘇、浙江、福建)和南部沿海3省(廣東、廣西、海南)的近海及所屬島嶼區域。其余河北、天津、上海3省(市)沿海地勢平坦，不具備建設海水抽水蓄能電站基本地形條件。

根據站點地形地貌、成庫條件、距高比、水頭、區域地質和環境影響等方面的要求，本次共普查出海水抽水蓄能資源站點238個(其中近海站點174個，島嶼站點64個)，總裝機容量為4208.3萬千瓦(其中近海為3744.6萬千瓦，島嶼為463.7萬千瓦)。

從地域分布看，廣東、浙江、福建3省海水抽水蓄能資源最為豐富，分別有57個、71個、56個資源站點，資源總量分別為1146萬千瓦、917.6萬千瓦和1057.1萬千瓦，分別占資源總量的27.2%、21.8%、25.1%。

而遼寧、山東、海南3省資源站點分別有10個、17個、19個，資源量分別為122.9萬千瓦、234.6萬千瓦、562萬千瓦，分別占資源總量的2.9%、5.6%和13.4%;江蘇、廣西資源站點相對較少。

根據《通知》，在上述資源普查站點基礎上，考慮地形條件、工程布置、節約淡水資源等多方面因素，進一步篩選出建設條件相對較好的8個典型站點，分布在浙江、福建、廣東3省，作為下一步研究重點。

相比陸地淡水抽水蓄能電站，海水抽水蓄能電站具有一些特殊的優點，如利用大海作為下水庫，具有不需建設下水庫、水量充沛、水位變幅小有利於水泵水輪機的穩定運行等有利條件。

此外，對於一些常規抽水蓄能電站建設條件較差的沿海地區，海水抽水蓄能電站可能會體現出一定的競爭力。

“發展海水抽水蓄能，主要是為了解決一些海島的用電需要。” 中國水力發電工程學會副秘書長張博庭在接受第一財經記者采訪時說。

張博庭曾參與國家有關的海水抽水蓄能調研活動，他說，由於海洋的特殊性，建設海水抽水蓄能電站也存在著機組制造難度大和環境影響等問題，還需要進行深入研究。

根據公開資料，到目前為止，日本、埃及、印尼等國家已有建設海水抽水蓄能電站的案例，國內尚無此方面的實踐。

張博庭向記者表示，要建設海水抽水蓄能電站，需要解決包括資源普查、技術攻關、設備研發等一系列關鍵問題。

第一財經記者註意到，國家能源局此前公布的《水電發展“十三五”規劃》在談及抽水蓄能的重點任務時專門指出，研究試點海水抽水蓄能，加強關鍵技術研究，推動建設海水抽水蓄能電站示範項目，填補國內該項工程空白，掌握規劃、設計、施工、運行、材料、環保、裝備制造等整套技術，提升海島多能互補、綜合集成能源利用模式。

已核準光伏電站仍執行原政策，沖擊小於預期

經中國光伏行業協會再次向行業相關主管部門了解，已取得2017年普通地面光伏電站指標的項目，在今年6月30號前並網的，仍執行2017年標桿電價。“也就是說，普通地面光伏電站，仍執行‘6•30’政策。各企業可以聯系各項目所在地電網公司核實，也可向中國光伏行業協會秘書處反映情況。”協會有關人士說。

國家發改委、財政部、國家能源局上周五聯合發布的《關於2018年光伏發電有關事項的通知》，提出暫不安排2018年普通光伏電站建設規模，並自發文之日起對新投運的光伏電站標桿上網電價每千瓦時統一降低0.05元，I類、II類、III類資源區標桿上網電價分別調整為每千瓦時0.5元、0.6元、0.7元（含稅）。自發文之日起，新投運的、采用“自發自用、余電上網”模式的分布式光伏發電項目，全電量度電補貼標準降低0.05元，即補貼標準調整為每千瓦時0.32元（含稅）。

《通知》對光伏行業的基本面有重要影響，很多業內人士以為所有在建光伏電站都將執行下調後的上網電價。目前看來，光伏行業協會的信息顯示這一擔心可以化解，對行業的沖擊小於預期。

《通知》出臺背景主要是光伏裝機增速發展高於規劃以及補貼缺口繼續放大，國家財政補貼壓力進一步放大。《通知》對2018年光伏新增裝機規模明顯限制，短期會直接導致光伏板塊的景氣下滑，板塊內個股或將出現不同程度的回調。長期來看，光伏平價上網將提前到來，價格壓力將倒逼企業加速技術升級。當光伏行業從補貼驅動跨入市場驅動，其對傳統能源的替代預計將加速，替代空間將打開。建議持續關註具備成本優勢的龍頭企業：隆基股份（601012.SH）和通威股份（600438.SH）等。