地热发电项目风险分析及融资策略

一、研究背景

地热能作为一种稳定可靠的可再生能源,正在全球范围内逐渐成为替代传统化石燃料的重要选择。然而, 尽管地热发电具有不受气候影响、成本低廉和技术成熟等优势,但其开发过程面临的风险导致融资困难仍是行业发展的重大障碍。地热资源开发的最大挑战在于初期勘探和评估阶段,由于资源存在性和规模的高度不确定性,项目早期需要投入大量资金进行钻探和验证,这使得地热项目在早期阶段的风险显著高于其他可再生能源。金融机构和投资者对这些不确定性持谨慎态度,通常要求更高的风险溢价或完全回避参与,使得项目融资难以顺利进行。此外,地热项目开发周期长、技术复杂,资源退化风险也进一步增加了融资的挑战。

二、全球地热发电概况

地热能是地球自身不断产生的地热流热量,这种地热流热量的主要来源有两种,即地幔和地核向上对流和传导产生的原生热量以及放射性元素衰变产生的热量。地热能通常利用一个热水或蒸汽的储层提取, 而热水或蒸汽储层可以再回注,因此地热能的开发具备极强的可持续性。地热开发商业价值集中在适合发电的高温水热资源上(使用常规蒸汽或干蒸汽技术的发电需要超过200℃的温度;使用二元发电厂的温度在 150℃—200℃之间)。

(一)地热能具备以下独特优势

稳定可靠:和风能、太阳能等受季节变化和天气变化影响较大的可再生能源不同,地热能几乎不受气候变化的影响。通常情况下,地热发电厂一旦开始运行, 可在20—30年内7*24小时持续稳定输出。

成本低廉、价格稳定:虽然地热发电在项目建设阶段需要大量的初始投资,但一旦建成投产后,地热发电的成本依然低于化石能源甚至很多其他可再生能源。 因为不需要燃料成本,地热电能成本几乎不受国际油气价格和汇率波动影响,一旦建成投产,即可以稳定的价格持续生产电力。

技术成熟:经过多年的发展,地热发电技术在商业上已趋于成熟。由于地热资源种类多样、品质各异,地热发电的方式也呈现出多样化。现有的成熟地热发电技术主要包括干蒸汽发电、闪蒸式发电、双循环发电和全流发电技术。干蒸汽发电技术利用地下干蒸汽直接驱动涡轮机发电,是最早的一种地热发电方式。闪蒸式发电技术通过减压闪蒸将热水转化为蒸汽来驱动涡轮机,适用于中高温地热资源。双循环发电技术使用地热流体来加热另一种具有较低沸点的工质,利用其蒸汽驱动涡轮机,适用于低温地热资源。全流发电技术将地热流体中的所有成分,包括气体和液体,全部利用于发电过程,最大化能源利用效率。

节约外汇:地热能作为本土可再生能源,有助于减少能源进口,从而节约能源进口国的外汇,这对能源短缺但拥有地热能的国家而言十分重要。

(二)地热发电的全球市场

全球地热发电市场发展迅速,地热资源丰富的国家在地热发电领域取得了显著成就。优质的地热田常常位于活跃火山附近、构造板块边界附近。从地域分布上看,按照装机容量大小,世界上最大的地热田(装机容量)位于北美和中美洲、意大利和东南亚。

截至目前,全球地热发电装机容量已超过14.8吉瓦(GW),主要集中在美国、印度尼西亚、菲律宾、土耳其和新西兰等地。美国是全球最大的地热发电市场,装机容量超过4吉瓦,主要分布在加利福尼亚州和内华达州。但由于加利福尼亚州Geysers地热田的蒸汽产量逐渐下降,导致显著降额,实际净运营总量为2.7吉瓦。 印度尼西亚和菲律宾则是亚洲地热发电的重要市场, 分别拥有约2.4吉瓦和1.9吉瓦的装机容量,依靠丰富的地热资源和政府支持政策,这些国家的地热发电产业蓬勃发展。土耳其近年来在地热发电领域快速崛起,装机容量超过1.5吉瓦,主要得益于政府的积极政策和投资环境的改善。新西兰拥有约1.1吉瓦的地热发电装机容量,其地热资源主要分布在北岛地区,长期以来,新西兰在地热发电技术和管理方面积累了丰富的经验。

此外,肯尼亚和冰岛等国也在地热发电领域表现出色。肯尼亚在非洲地热发电市场中占据重要地位,装机容量接近1吉瓦,占全国发电总量近50%,成为东非地热发电的领军国家。冰岛则充分利用其丰富的地热资源,地热发电几乎满足了全国电力需求,成为全球地热发电的典范。

全球地热发电市场前景广阔,随着技术的不断进步和各国政府对可再生能源的重视,未来地热发电将继续保持增长势头,为全球能源结构的优化和环保目标的实现作出重要贡献。

三、地热发电项目的融资挑战

尽管地热发电具备种种优势,但依然有其不确定性带来的诸多风险,比如资源是否存在、储层大小和可交付性,以及资源退化等风险。这些不确定的风险源于地热能自身特点,开发地热能需要将地下约1 500—3 000 米深处的蒸汽和热水提取到地表,再将其中能量转化为电力。尽管地热发电的相关技术已经取得了显著的进步,从而使得地热开采的确定性有所提升,但高开发风险及其带来的早期开发资金筹集难题仍是地热发电项目的两大障碍。

 (一)存在性和规模

地热能项目的初始风险在于指定区域内是否存在具有可商业化的地热储层。深井钻探和测试可以帮助证明地热储层是否可商业化,这需要在可商业化未被确定前即投入大量资金。首先是寻找并评估特定区域内地热潜力的证据,以确认该区域是否存在有用的地热田、资源的规模、地热田类型以及潜在的生产区。其中钻探首批深井通常是风险最高的时期。

(二)储量规模与可交付性

然而对于融资来说,仅发现可商业化的地热资源尚不足够,在钻探和测试足够数量的深井以证明有足够的储量之前,金融机构通常不愿意提供项目融资。根据项目规模,往往需要至少两个或多个深井来证明该项目商业化价值和对其投资的可行性。此外,大多数地热储层在生产过程中会出现资源退化,其中储层热源冷却是最常见的资源退化问题之一。这也是金融机构需要考量的因素之一,通常情况下,项目方可以通过数据建模量化风险并估算其商业风险。

(三)制度距离

制度距离是指不同国家或地区在制度环境上的差异性或相似性。制度距离分为正式制度距离和非正式制度距离。正式制度距离包括不同国家之间在政局稳定性、政府效率、政策稳定性、法治成熟程度等方面的差异,表现为国家在制度框架、行政管理和法治环境方面的差异。地热发电项目在融资过程中需要充分评估东道国复杂的法律法规,如环境保护法、劳动法、公司法、合同法等。这些法律上的差异可能导致投资和融资过程中的审批延迟、合规风险增加,甚至出现法律纠纷,从而加大投资和融资风险。非正式制度距离主要指国家之间在文化、价值观、社会规范、行为习惯等方面的差异,表现为文化、习俗、宗教信仰、社会行为等方面的不同。文化上的不同可能导致企业在管理理念、员工关系处理、市场营销等方面的挑战。融资方和项目方所在国存在的制度距离越大,项目方获得资金的难度就越大,融资方的融资风险也越大。

基于地热发电项目在早期阶段诸多风险,地热项目在资金筹措和融资方面面临诸多挑战,使得地热项目的项目融资变得困难。首先,项目的前期成本非常高,与其他可再生能源项目不同的是,新建的地热发电项目需要大量投资来发现和证明地热资源。此外,还需要大量额外的投资用于开发蒸汽田。其次,安装成本高,由于地热井和电厂设施同步建设,地热发电站的安装成本从2010年的每千瓦(kw)2 620美元上升到 2020年的4 468美元,仅次于太阳能(2020年每千瓦 4 581美元)安装成本。第三,由于难以估计资源容量和商业化的可能性,项目实施早期阶段的确定性较低。第四,从地热资源识别到商业化运营,地热项目开发大约需要7年时间,而商用风电场只需要大约12个月,地热发电项目开发周期明显更长。

四、地热发电项目分阶段融资策略

上述挑战以及其他因素使得地热项目相比其他可再生能源技术对投资者的吸引力较低,融资也更为困难。在早期阶段,债务融资的机会非常少,常常依赖成本更高的股权资本。即便获得债务融资和股权融资,商业银行和股权投资人都期望更高的风险溢价,加上项目开发周期长,导致资金成本很高。在此阶段,大型公共金融机构扮演重要角色。国际性开发银行、国家性开发机构和其他捐助机构在促进地热项目投资方面发挥关键作用,特别是在发展中国家。例如世界银行全球地热开发计划(GGDP)、欧洲复兴开发银行(EBRD)地热能源计划(Pluto)。

地热发电项目融资具有独特的挑战,需要在不同阶段采取不同的融资策略。以下是对地热项目融资解决方案的深入分析,分为早期、中期和后期三个阶段, 并对每个阶段的特征和解决方案进行详细阐释。

(一) 早期阶段(从地表勘探到初始生产钻探) 

该阶段主要面临高风险和高成本的问题,最大挑战是地热资源的勘探风险。由于地热资源难以量化,投资风险很高,商业债务通常难以获得。此外,确认地热资源的存在和规模需要大量资金进行地表勘探和初始钻探。为了应对这些挑战,地热开发商可以采取多种解决方案。大型地热开发商可能会选择使用自有资金或资产负债表融资来覆盖早期勘探成本。一些大型上市公司可以通过首次公开募股(IPO)筹集资金,但这种情况并不常见。私人股本投资者可能愿意在高风险溢价下投资,但会提出严苛的投资条件。公共部门也可以通过直接资助、贷款担保或其他激励机制来支持地热项目的早期阶段。

(二)中期阶段(从资源确认到生产钻探结束)

该阶段需要进一步钻探和测试,以确认资源的商业可行性,同时证明地热资源的规模和产能。尽管资源风险有所降低,但仍需要大量资金进行生产钻探和基础设施建设,因此融资需求依然很高。为了解决这些问题,开发商可以采用多种解决方案。大型开发商可以获得建设期商业债务,并在某些情况下将其转换为长期债务,以完成钻探计划和电厂建设。政府可以通过提供贷款担保来降低投资者的风险。此外,国际金融机构, 如世界银行,也可以提供长期贷款,支持地热项目的中期开发。

(三)后期阶段(电厂及相关基础设施的建设)

该阶段主要涉及电厂和相关基础设施的建设。尽管此时项目风险相对较低,但资本支出仍然很高。融资的重点是确保项目的长期稳定性和可持续性。为了解决这些问题,开发商可以利用建设期债务融资或长期债务来筹集资金,以确保项目的顺利完成。此外,国际金融机构可以提供部分风险担保,以降低投资者的风险并促进融资。

地热项目的融资面临许多独特的挑战,但通过合理的融资策略和多样化的资金来源,可以克服这些挑战,实现地热资源的有效开发和利用。

五、促进地热发电项目融资成功的对策

(一)政府介入

政府成为地热开发者。一般分为两种方式,一是政府在项目所有阶段都进行控股,目前全球约3.5吉瓦的地热发电开发是基于此方式;二是政府仅仅在风险最高的地热资源确认、商业化评估和蒸汽田开发阶段控股项目。在墨西哥、新西兰、菲律宾和哥斯达黎加等国家,政府成为地热开发者十分常见,对地热发电项目成功开发可谓至关重要。

政府承担或分摊探索钻探成本。通常亦分为两种方式,其一是政府(如肯尼亚、土耳其)出资并主导钻探,在确认地热资源及其可商业化程度后,再由私人项目进行后续的开发和运营;其二是政府公共部门(如日本)联合私人企业分担钻探成本。

政府对早期项目进行财政激励。在墨西哥、印尼、 菲律宾、尼加拉瓜等国的地热项目早期,政府通过减免或豁免税收的方式对独一项目进行支持以减少项目早期开发风险。

(二) 验证资源

通过一些资源评估和监测措施的组合,可以大幅减低融资方和项目方的风险。通常可以设置的资源评估点和监测措施包括但不限于:在制定开发计划之前, 需要对地热场地进行充分的勘探;项目必须满足严格的盈利标准和偿债覆盖率要求;需要关注项目发起人的经验和技能(包括技术和管理);在签署合同和承诺资金之前,应对开发计划进行独立评估,以检查并调整任何可能被低估的风险;应审查开发和运营计划,以应对“最坏情况”情境;要求对环境、许可和其他监管问题做出快速而有效的反应;应设计和实施一个“里程碑” 计划,以明确场地开发目标和时间表;应用数据模型来追踪地热井的可交付性、资源质量和储层响应,并预测储层和地热井在不同操作和管理情境下的响应。

(三) 充分重视地热购买协议(PPA)的特殊性

尽管地热电力PPA与其他发电设施的PPA类似,甚至有着许多共同条款,然而,鉴于资源的特殊性,地热PPA有着许多特殊性,这些特殊性常常事关项目风险,在融资过程中尤其值得审视。首先,在关税方面,由于地热能是基载资源(Base Load Resource),购电方通常需要支付电厂的容量费用。其次,高勘探风险可能会造成开发商施工延误,然而开发商并无能力支付施工保证金或偿付延误罚款。第三,在运营和维护过程中,要充分评估储层退化可能带来的影响,因此需要制定充分和完备的细则以尽量降低储层退化带来的风险。此外,地热电厂在提取、再注入和处理地热资源时可能会提出自用电需求。第四,在交付性能标准方面,PPA应考虑要求卖方保证地热电厂达到特定的交付性能标准,比如要求卖方在输出低于最低水平时支付赔偿。

(四)降低制度距离影响

首先,充分开展尽职调查,了解融资方和项目方所在国的法律法规,包括公司法、合同法、税法、劳动法、 环境法等,确保投资和融资符合当地法律要求;全面审查项目方公司的财务报表、债务、资产质量和财务健康状况,确保财务透明度和准确性。其次,评估目标公司的企业文化、管理团队和运营模式,了解潜在的文化冲突和运营整合挑战。第三,建立和维护良好的政府关系,与彼此的政府部门建立良好的关系,争取政策支持和优惠措施,减少行政障碍。第四,聘请具备跨国融资实践经验的法律顾问、财税专家和技术顾问,利用他们全球化的实践经验和对本地法律、市场和文化的深刻理解,帮助顺利完成融资。通过以上措施,双方可以有效解决制度距离带来的融资障碍,确保融资过程的顺利进行,实现预期的目标和运营收益。

随着地热项目的推进,项目成本增加,项目公司对资源的了解加深,从而降低了风险。突破点在于资源得到确认时,只要每个开发步骤带来更多好消息,地热项目的可融资性就会逐步增加。

六、结束语

地热能作为一种稳定且环保的可再生能源,具有重要的发展潜力。然而,地热发电项目面临着高昂的初始投资、资源不确定性和融资困难等挑战。为克服这些问题,各国政府、金融机构和开发商正在探索创新融资方案,例如提供贷款担保、税收减免和设立专项基金, 以降低投资风险。

首先,政府可以制定支持政策,鼓励更多资本投入地热能开发,通过税收优惠和补贴等手段降低投资者的财务风险。其次,金融机构可以学习国际上成功的融资模式,优化资金配置,提高项目的融资效率。最后,地热项目的成功开发将为中国提供宝贵的经验,推动其他可再生能源项目的实施和发展,助力实现国家的绿色能源转型和环境保护目标。通过积极参与地热能开发,中国金融机构不仅能获得长远的经济回报,还能为国家的绿色能源转型作出贡献。

 摘自：倪嘉华