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"可再生能源资产交易平台" 是不是一个伪命题?
2018-04-16 16:19:23   来源:新能源投融资圈   作者:于红波采编  点击:

一、现状

1.1 可再生能源电站交易、融资的市场需求

1.1.1基础资产(可再生能源电站)特点

风电与光伏电站等可再生能源电站资产,从投资角度看有资金沉淀大、收益理论上确定但实际上存在不确定性,存在诸多不可控风险(如法律合规性)等特点。根据国际经验,上述风险随着我国可再生能源电站规模逐步扩大,电站自身成本降低,收益提高(实现评价上网),风险(尤其是非技术风险)会逐步降低。电站收益率也将会实现稳步提升,会更受投资人追捧。

光伏资产特点:

1. 开发周期较风电偏短,发展时间不长,专业性较风电弱,存量资产存在问题(主要指非技术问题)较多。单体项目由于规模等原因融资额通常比风电小。

2. 由于行业早期需要消化上游过剩产能,资产持有方多为制造企业、EPC企业等。基于企业自身发展需要,2012年之后建成的项目需要逐步实现资本退出。

3. 目前主要的收购方为电力企业,如电力领域国企及某些上市公司,具备议价能力。电站交易过程缺乏透明度。

4. 电站交易活跃,统计数据滞后。由于光伏电站尚未实现完全平价上网,收购方需求相对不高。

风电资产特点:

1. 发展较光伏时间长,技术稳定,开发周期长,有一定专业性和技术门槛。

2. 单体规模通常较大,国有企业占据80%市场。

3. 由于风电目前已实现平价上网,且非技术风险逐步降低,收购方不少有收购意向。

1.1.2 电站交易市场需求及痛点

随着电力行业供给侧改革深入,我国已建成的可再生能电站规模逐渐增大。可再生能源电站转让、交易规模逐步扩大。目前可再生能源电站资产股权主要集中在包括“五大四小”的电力系统国企、央企;一些主营电力运营的上市公司;一些上游制造业上市公司;及一些电站EPC上市公司处。随着行业逐步发展,产业链分工整合逐步清晰,一些早期为消化产能持有电站的制造业企业、及一些为开拓业务持有所建电站的EPC企业开始逐步出售所持电站,回归主营业务。另一方面,由于前期投入巨大、补贴拖欠、限电等因素造成的现金流问题,使持有电站变成了民营企业的鸡肋或包袱。因此,目前的可再生能源电站交易市场是一个较明显的买方市场。由于交易双方信息不对称,且双方地位较为不对等,市场早期催生了一批小型中介,主要为电站寻找买方。收费模式一般是向卖方收取,中介费用收取基础为卖方净利润或单个电站交易对价。

电站出售方(卖方)痛点集中在持有期电站现金流无法满足预期,以及电站投资造成的大规模资金沉淀给企业造成的资金、现金流短缺;电站出售阶段收购方提出交易对价过低(造成亏损)、买方决策过程及速度、交易条件及方式、买方付款方式是否苛刻、需要卖方提供何种增信及质保措施等因素上。

对于电站收购方(买方)来说,国家能源局综合司2016年发布的《关于建立燃煤火电机组非水可再生能源发电配额考核制度有关要求的通知》中规定的考核办法:2020年各燃煤发电企业承担的可再生能源发电量配额与火电发电量比重应在15%以上。这一指标成为“五大四小”等发电集团收购可再生能源电站的一大动力。买方在收购电站及持有运营阶段的痛点通常集中在电站资产质量情况(发电量、收益率)、成本、设备、电站所处区域、资产现金流情况、资产合规性、出让方资信情况等。另一方面,买方也会关注宏观经济、行业周期性、企业自身资金成本、资产负债率要求等对其造成的影响。

由于电站交易市场还处在形成期,资产评估、定价、交易方式等尚不透明。交易模式一般由买方所主导。主要交易流程包括:前期(保密协议签署、项目资料收集、尽职调查、初步估值);中期(交易对价及付款方式确定、相关协议起草及签署);后期(质保条款、增信履约等)。由于市场属于买方市场,且卖方一般议价能力较弱,一个好的交易中介通常能为卖方(或双方)争取到较为合理的交易价格及交易条款,并能促使交易尽快达成。

综上所述,可再生能源电站交易市场存在的基本问题来源于电站资产(质量、合规性、补贴不到位、限电等)。在国外,可再生能源电站被定义为“收益略低,但稳定”,受养老基金、险资追捧。然而在国内,由于上述原因导致电站资产的收益较低且不稳定(收益或类似垃圾债),很难获得投资人信任,缺乏投资需求才会导致买方市场的形成。因此,电站交易中,收购方除看重电站资产本身外,一般还需要卖方提供一定增信措施(加重卖方负担)。交易市场存在的主要问题为买方市场、信息不对称、交易不透明等。

1.1.3电站融资市场需求及痛点

众所周知,可再生能源电站(尤其是光伏电站)融资难已成为一个突出的问题。电站融资市场的需求主要集中在电站卖方(包括已建成电站的再融资和新建项目的建设期融资)。以光伏电站为例,一家民营企业想要自行持有电站,没有任何杠杆的情况下会给企业造成大量资金沉淀。一般来说,企业都会选择一些金融杠杆(目前主要指债权融资中的信贷和融资租赁)。融资租赁是向可再生能源电站领域开放较早的金融机构。目前电站租赁已成为各大融资租赁公司的一项经常性业务。尽管理论上融资租赁相对银行信贷不那么看重融资方资信,但实际情况下融资方主体信用还是不可或缺的,融资主体的资信水平(或担保能力)依然是可再生能源电力融资的一大障碍(尤其是资金成本高的中小民营机构)。当可再生能源可以实现普遍平价上网(电费收益可以稳定支付租金)、技术更加成熟、非技术性成本降低到一定程度后,或许电站资产债权融资,尤其是融资租赁可以逐步脱离对主体的依赖。根据笔者工作经验,目前市场上这些光伏交易平台,甚至研究机构的数据量,也很难满足金融机构需求。

目前可再生能源电站领域做得比较好的几家租赁公司已经建立了自己的评估体系,其中针对电站质量本身的评估占绝大部分。可再生能源电站领域融资租赁的快速发展,为行业发展提供了很好的金融支撑。但站在金融机构的角度,可再生能源电站的现金流等方面依然存在待改进之处,如综合能源服务中的供热、CCHP等能源类基础设施,收费模式普遍是先付费。然而可再生能源电力,尤其是分布式光伏,还存在电费收不到的风险。因此越来越多的金融机构开始倾向现金流更佳的供热及综合能源服务领域(从目前已发行的资产证券化产品数量中也可看出一斑)。

1.2 当前市场已存在的电站交易、融资平台现状

(该部分略,有兴趣的私聊。)

1.2.1上述平台存在的普遍问题:

平台模式的侧重点可大致分为两类:

· 服务于金融机构、买方,侧重电站后评估

· 服务于电站交易,侧重撮合/中介服务

尽管以上平台都号称具备客观的评价评估体系和风险管理系统,对电站风险可以进行甄别、控制、防范。但缺乏数据支撑成为所有平台面临的难题。最近新成立的某平台理论上拥有相对全面的数据基础,但该平台是否可以全面掌握并自由运用这些数据,还需对平台运营做持续观察。

定位于服务买方及金融机构的平台运营难点在于保持客户粘性。随着我国可再生能源电力行业发展,培养了一批对电站上下游产业链都非常熟悉的金融机构及电站买方。如何持续了解客户需求,不断提供创新产品是这类平台面临的主要问题。

定位于服务电站交易中介的平台所面临主要困难来自于商业模式。首先,从各平台实际运营情况看,很难杜绝买卖双方抛弃平台私下达成交易的现象。如果平台无法以自身的专业服务带来客户粘性,则该商业模式是很难持续的。其次,卖方对平台融资效率的不满也是普遍现象。据不完全统计,单个电站通过平台成功获得融资的案例实际非常少,通过个人或小机构中介服务成功率往往高于平台。实操中单个项目交易平均耗时通常会远超卖方预期。如何通过标准化服务解决电站交易及融资效率的问题亟待解决。最后,缺乏数据使平台很难真正解决电站买方的痛点。多数平台号称可以通过大数据覆盖全国的大部分项目,为买家提供项目源(其前提条件是掌握了全国大部分电站分布、数量、数据等基础信息),然而真正能做到的就呵呵了。平台几乎唯一可以做的是电站评价、评估,现在这部分很多收购方自己也可以完成。平台作为中介机构无法承担电站售后服务,最终所有风险仍然由买方自行承担。电站买方的其余痛点更无法通过平台解决,如三去一降一补(去产能、去库存、去杠杆,降成本,补短板);供给侧结构性改革;煤价上涨造成的利润下滑等。此外,还有资金成本、融资渠道、资产负债率、净资产、现金流、电站运营的毛利率等诸多痛点,目前上述平台基本无法从资产运营角度或金融角度解决买方这些痛点。

平台这种商业模式也有自身的弊病,如需要大量资金支持;可能很长时间无法实现盈利(如京东)。一般来说,平台是经过长期积累自然形成的,没有大量用户、大量数据则无法形成平台。平台模式做的好的基本都是2C的,比较好的2B的平台是阿里巴巴、慧聪、中国制造网、中国供应商这种,说是2B,其实从行业角度看和2C没什么区别。电站交易作为一个非常细分的领域,其需求量、数据量本身可能就限制了平台的流动性。

二、如何解决目前我国可再生能源电站面临的交易及融资问题

笔者认为目前问题存在的原因主要来源于需求。

一方面,电站自身风险与收益的不匹配导致投资人屡屡被坑。降本(如实现平价上网)、增效(如补贴白条尽快解决,绿证早日跟上)。

另一方面,目前电站交易的都是股权,融资基本上都是债权。这种模式基本上还都属于重资产模式。

因此,如何结合未来售电公司对发电资产的需求,扩大电站资产的需求端,且如何将电站从重资产转变为轻资产,增加其流动性,降低融资主体或原始权益人的信用风险是解决目前问题的两个思路。而实现上述转变的方式,笔者目前想到的一是拓展电站资产证券化,二是开拓可再生能源电力领域的专业担保业务。

产生以上想法是基于目前风电已基本实现平价上网,且风电已发展多年,非技术性风险已逐步降低,现金流与收益率已被验证,目前已普遍被接受。光伏电站即将实现平价上网,未来存在设备降价空间,具备成本优势,但光伏非技术性风险多,收益和现金流存在较大不确定性。目前二级市场风电及光伏的资产证券化案例均已存在。

理论上国外养老金等大资金长期持有可再生能源电站是因为其收益稳定(尽管不高),一般被用来对冲风险。国内风电场及光伏电站理论IRR也确实可以超出同期银行储蓄及理财收益水平。若将电站设计为资产证券化产品,则相当于将目前的产业链进行了延伸。

原先的电站(下游)产业链:开发方→EPC→运营方(即投资人)。此种模式运营方仅获取电力生产利润,若有高杠杆则易受市场波动影响。此种投资局限在股权投资,融资渠道狭窄。

延长了的电站(下游)产业链:开发方→EPC→运营方(相当于券商资管)→投资人(财务投资者、债权人)。此种模式电站运营方(即融资者、融资主体、原始权益人)承担了资产管理角色,实现了轻资产运营,主要通过自身管理运营水平,获取电站的超额收益。相当于券商资管的电站运营方可以实现量化投资回报率,匹配长短期资金,为自己预留利润空间。

2.1 资产证券化(ABS)

资产证券化基本过程为将基础资产进行筛选组合,形成资产池;通过结构安排打包成ABS产品,向合格投资者发行。

通过对现有风电及光伏资产证券化案例分析,我们发现对基础资产现金流考量主要需要参考电站历年发电量(考量其历史记录完备性、波动性、增长性等),在现金流管理上需要考虑优先级、次级的匹配度与保障度(基础资产应对优先级形成一定本息覆盖,一般在1-1.5倍左右),并做好本金及预期收益预算表。

在对有案例经验的券商了解后发现,可再生能源电力资产证券化的难点如下:1. 由于目前国内电站现金流较低(尤其是光伏),导致资产证券化分层困难,产品设计者对如何估值,未来收益不好确定(补贴白条是否考虑进去);

2.由于现金流较低,导致只能做长期产品,在国内市场不好卖;

3.目前ABS产品很难脱离主体评级。

从现有电力行业收益权类产品看,多是国企或上市公司作为原始权益人。这些企业具有一定垄断地位,主体评级一般在AA以上。产品期限一般在3-5年,超过5年的产品一般会设置回售选择权(如深能南控电力上网收益权资产支持专项计划的增信措施,考虑到国家补贴存在不确定性,安排了赎回条款,在第3年末,若国家补贴出了问题,企业会赎回证券,保障投资者,融资方深能南控提供差额补足,母公司深能承担连带责任担保)。目前基础设施收益权类产品主要还是需要依靠外部增信,由母公司或关联企业提供差额补足或担保。

笔者认为面对目前已经形成的电力现货市场,电站资产证券化为未来售电公司(或虚拟电厂)在发电端资产配置上提供了更多思路。目前售电公司的电力交易主要集中在全国34个电力交易中心,以直接电力交易为主(含双边协商、集中挂牌竞价等交易品种)。以北京电力交易中心为例,目前该中心主要负责省间电力市场的建设及运营,开展市场化省间交易。此种模式属于大宗交易,主要通过价格错配实现套利。这种模式下交易电量非常巨大,而小规模售电公司采购门槛较高。在电力现货市场上,若可以通过大规模电站资产证券化为售电公司打造动态化电力采购,形成购电、电价指数,将为售电公司采购、套餐制定节省大量成本。随着储能电站成本逐渐下降,电力领域量化产品(如中长期电力交易、长期差价合约、期限对冲等产品)及衍生工具(包括电力指数、保险、期货等)将陆续被开发出来。

但此种模式存在产品设计上的制约。目前我国除供热等领域是特许经营权外,光伏和风电基本上属于非特许经营权,对应的资产证券化收费权属于类债权范畴,主要交易所是上交所或深交所。是否能突破这种收费权的债权属性,让售电公司可以通过购买电站收益权证券获得电站运营权(类股权),是前期需要探讨的法律问题。

笔者认为,未来电站资产证券化的发展方向为:弱化主体增信(是否可以尝试不同主体的电站打包入一个SPV);以及是否可以尝试资产组合。资产组合的目的是为了稳定总体收益率与现金流。借鉴二级市场上资产组合的思路,将不同收益率的电站进行排列组合,形成某个可预期的收益的产品,并对冲风险。此种资产组合在产品设计上具有挑战性,在产品分层、估值及确定未来收益上都需要专业机构参与。

因此,产品设计(法律层面)、了解电站风险及潜在收益、基础资产选取、产品分层、现金流预测等领域需要重点突破。

3.1 担保与增信

增信与担保在产业链上没有ABS带来的那么多的想象空间,只是解决了某个特殊问题。

随着可再生能源电站平价上网到来,以及分布式项目的蓬勃发展,电站端小规模、高收益、高质量、小民企业主的模式将会日益增多。随着分布式光伏、储能、CCHP等项目的发展,越来越多的私营企业有意愿自行持有运营电站。然而小规模民营企业往往面临融资难、融资贵的困境,这种情况下对一些基础资产质量高、但业主资信差的项目提供融资担保与增信,将会成为一个新的行业机会。

我国融资性担保公司业务分为如下几类:

(一)、融资性担保业务。如贷款担保、票据承兑担保、贸易和项目融资担保、信用证担保等担保业务。该类业务突出“融资性”主业特征,是管理层立法用意所在,是在银行和企业之间牵线搭桥,为缓解中小企业融资难问题,更多的体现担保公司社会价值;担保公司以其自身信用和80%以上注册资本,在银行体系内获得五到十倍的担保余额授信,从而为企业提供一定额度的增信,使企业获得贷款;担保公司按照一定费率收取担保费,担保费是担保公司的主要业务收入,收入的多少取决于担保余额多少;该项业务占用了公司的大部分核心资源,也体现了业务的风险性。

(二)、非融资性担保业务。如诉讼保全担保、投标担保、预付款担保、工程履约担保、尾付款如约偿付担保等履约担保业务。该类业务是融资性担保公司的延伸业务,业务特点是利用公司的调查和支付能力为非金融机构客户对象提供信用保证,以提高合同执行效力。该类业务为融资性担保公司兼营业务,不占用公司的核心资本资源。

(三)、咨询业务。与担保有关的融资咨询、财务顾问等中介服务。该项业务是为了充分发挥公司员工专业技术能力,拓宽公司对外业务面,同时也拉长公司价值链;但有了该项业务,公司有了变相借贷的出口和搭车收费的坦途,也为担保公司违规收入的入账开了一个后门。

(四)、投资业务。表述为以自有资金进行投资。该项业务是监管层允许融资性担保公司以不超过资本金20%的自有资金进行投资,但该项许可未对投资领域和操作流程作具体规定,给担保公司财务处理预留了可操作空间,从而也为担保公司业务风险的形成埋下了伏笔。

担保公司一般利用自身的专业及资源优势,在以下几个方面实现其价值:

(一)、贴近客户资源。担保公司通过对所辖市场的调查和研究,充分发掘市场需求信息,建立项目信息库,当客户有需求时,可第一时间向银行推荐可行项目,这样更有效的解决银企之间存在的信息不对称问题,大大提高客户融资效率;对于银行而言,也需要担保公司为其拓展、培育优质客户资源;

(二)、贴近客户需求。由于银行贷款流程较为繁琐,审批程序较多,无法满足客户对资金的短促性、即时性需求,而担保公司的经营方式灵活多变,能为企业提供解决方案,满足企业急用资金需求。

(三)、风险解决机制。银行项目出现风险后,处置抵押物往往周期长,诉讼成本高,变现性不佳。通过担保公司代偿方式,银行的贷款风险可以及时得到消除。而担保公司可以利用其资源优势,通过拍卖反担保物的和诉讼的方式全部或部分实现债权。

目前市场上尚无具备针对可再生能源电力融资做融资担保的担保公司,市场上也未找到专业担保公司为可再生能源电站做担保的案例。笔者曾了解过一些担保公司,他们一般不具备可再生能源领域专业知识,基于风控考虑不敢尝试相关业务。一些熟悉可再生能源的咨询、研究、及第三方检测认证机等构通过对自身专业知识及资源优势,完全可以配合专业担保机构针对可再生能源项目融资进行咨询及业务指导,充分发挥自身优势,促进产业发展。

三、总结

回到开头,笔者觉得一个好的电站交易平台,至少需要如下基础:

1. 大量标的电站数据及大量对标电站数据(分布、规模、发电量、现金流等);

2. 电站交易中介经验(包括定价、付款方式、条款拟定、增信方式选择等),这几乎注定是线下服务,如何线上进行,并可大量复制,笔者没想出来。

基于现实的骨感,笔者以为,着眼于未来的需求,从售电公司的应用场景考虑电站交易,或电量、电费收益权交易,或许是一个思路。目前一些基于区块链账本,服务于能源及资产证券化领域的应用已经积累了一定经验,是否可以沿着这条路继续前行,我们拭目以待。

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