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行业动态
242023-02

施工类央企以“名股实债”形式投资地方政府项目的分析及建议!

前期说明:1.本文所称“地方政府项目”,是指地方政府的基础设施及公用事业领域项目,若纯粹产业投资项目,则不在本文讨论范围之内。2.本文之所以以“施工类央企”为题,是基于当前中央直属的施工类企业参与地方政府项目投资为最普遍现象,但对其他企业也具有参考价值。施工类央企基于其自身投资风险偏好低的特点(原因见《施工类央企参与地方政府项目投资的特点分析》,本文不再赘述),通常在参与地方政府项目投资时,采用的是固定投资收益的形式。也就是说,从股权投资收益角度,央企通常与合作方(通常为由政府授权委托的地方国有企业)约定:央企持有的项目公司股权,在合作期满后,由合作方(或者指定的第三人)按照固定价格收购,从而实现央企从项目公司退出(此外,合作方也要同时保障项目公司获得约定的经营收入,这是另一个问题,本文不再讨论)。这种固定投资收益的模式实际上属于名股实债(国家有些文件也称“明股实债”,含义相同),即“名为股权投资、实为债权融资”。具体来说,表面上央企是以“投资人”的身份出现,但是央企并没有承担常规股东的投资风险,也不享受投资收益。项目公司的经营效益、利润等指标从本质上与央企并无直接关系。目前央企与地方国有企业合作开展的“投资人+EPC”等模式大都采用此种方式。这里我们必须要强调一下,市场上存在的名股实债主要有两种方式:(1)第一种名股实债,是投资人与项目公司的发起股东(或指定第三人)之间形成了名股实债,发起股东是债务支付义务人,本文即是阐述如此模式。在此种模式下,项目公司与投资人并没有债权债务关系。(2)第二种名股实债,是投资人与项目公司之间形成了名股实债,投资人向项目公司投入一笔资金并占有项目公司一定股权,项目公司有还款义务。在项目公司偿还本息后,投资人将股权再无偿转让给原股东。应该说前述两种名股实债本质目的都是为了给项目公司筹集资金,但是形成的法律关系有所区别。本文所涉项目中的名股实债是指前述第一种名股实债,对于第二种名股实债则不属于本文讨论范畴。对于第一种名股实债形式是否适合当前央企与地方国有企业之间的合作,我们将从合理性和合规性角度分别阐述。01 从合理性角度,符合各方的价值追求之所以近些年此种名股实债模式能够逐步被项目各方所认可,实际上是因为这种模式符合一定的商业逻辑:首先,从央企自身看,其参与投资的真实目的是带动施工主业的发展,因此,项目公司层面的股权回报高

242023-02

保障新能源发电送得出用得好

全国最大平价海上风电场建成投运,西藏最大光伏发电保供项目全容量并网,第一批大型风电光伏基地项目全部开工……国家能源局近期发布的数据显示,2022年风电光伏新增装机占全国新增装机的78%,新增风电光伏发电量占全国新增发电量的55%以上,风电光伏已成为我国新增装机和新增发电量的主体。与此同时,新能源利用水平也在稳步提升。据统计,风电利用率由2016年的82.4%,提高至2022年的96.8%;光伏发电利用率由2016年的90%,提高至2022年的98.3%。这充分体现了我国新能源发展速度快、利用水平高、产业竞争力强的良好发展态势。新能源发电数量和利用水平双提升,离不开电力系统“源、网、荷、储”各环节的共同发力。在电源侧,各地统筹推进新能源开发建设和配套调节能力建设,加大煤电机组灵活性改造力度;分布式光伏占比逐步提高,新增装机布局向东中部地区转移,助力光伏就近消纳。在电网侧,统筹推进新能源和电网送出工程建设,加大优化新能源跨省跨区输送运行方式,加快配电网的改造和升级。在负荷侧,充分挖掘需求侧响应能力,利用市场化方式引导电力用户主动错峰避峰,发挥虚拟电厂作用。在储能侧,加大抽水蓄能建设力度,推动新型储能快速发展等。供给和消纳双管齐下、整体谋划,持续增强了新能源供给能力,为新型电力系统建设提供了有力支撑。也要看到,风电和光伏发电“靠天吃饭”,具有随机性和波动性。新能源大规模高比例接入,给电力系统的调度运行带来较大挑战,还需要电网输配以及其他电源、储能的协同支撑、统筹推进。如何加快规划建设新能源供给消纳体系,实现高水平消纳利用,保障电力可靠稳定供应,是实现新能源高质量发展必须解决的问题。一方面,保障新能源发电送得出。当前,以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的风光大基地建设正加快推进,这有助于解决新能源能量密度较低、占地面积大的问题。但这些风光大基地多位于“三北”地区,而用电负荷主要位于中东部和南方地区。这就需要加快建设跨省跨区输电通道,以灵活调节电源为支撑,持续提高风光大基地外送规模和新能源消纳能力。另一方面,保障新能源发电用得好。这有赖于全面提升电力系统调节能力和灵活性,加大煤电机组灵活性改造、抽水蓄能和新型储能等建设的力度。目前新型储能和抽水蓄能的体量还比较小,与风电、光伏发电的大规模快速发展不相适应,形成有效支撑能力还需时间积累。发展过程中,要进一步完善调峰调频电源补偿机制、

242023-02

国家发展改革委等部门关于统筹节能降碳和回收利用 加快重点领域产品设备更新改造的指导意见

国家发展改革委等部门关于统筹节能降碳和回收利用 加快重点领域产品设备更新改造的指导意见发改环资﹝2023﹞178号各省、自治区、直辖市及计划单列市、新疆生产建设兵团发展改革委、工业和信息化主管部门、财政厅(局)、住房城乡建设厅(委、管委、局)、商务主管部门、国资委、市场监管局(厅、委)、能源局,中国人民银行上海总部,各分行、营业管理部、省会(首府)城市中心支行、副省级城市中心支行:产品设备广泛应用于生产生活各个领域,是保障经济社会发展的重要工具。统筹节能降碳和回收利用,加快重点领域产品设备更新改造,对加快构建新发展格局、畅通国内大循环、扩大有效投资和消费、积极稳妥推进碳达峰碳中和具有重要意义。为全面贯彻落实党的二十大精神,认真贯彻落实中央经济工作会议决策部署,加快节能降碳先进技术研发和推广应用,完善废旧产品设备回收利用体系,推进各类资源节约集约利用,在落实碳达峰碳中和目标任务过程中锻造新的产业竞争优势,提出如下意见。一、总体要求(一)指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻落实党的二十大精神,完整、准确、全面贯彻新发展理念,加快构建新发展格局,着力推动高质量发展,加快发展方式绿色转型,深入实施全面节约战略,扩大有效投资和消费,逐步分类推进重点领域产品设备更新改造,加快构建废弃物循环利用体系,推动废旧产品设备物尽其用,实现生产、使用、更新、淘汰、回收利用产业链循环,推动制造业高端化、智能化、绿色化发展,形成绿色低碳的生产方式和生活方式,为实现碳达峰碳中和目标提供有力支撑。(二)工作原则坚持聚焦重点、稳步推进。聚焦产销量大、应用范围广、能源消耗高、实施条件较好的产品设备,积极推动开展更新改造。尊重客观规律,把握工作节奏,坚守安全底线,及时总结工作成效和可行模式,逐步推广至其他领域。坚持合理定标、分类指导。结合产业发展阶段,对标国内外同类产品设备技术水平,合理划定能效水平,持续完善标准体系。坚持分类施策、一品一策,分领域制定实施指南,稳妥有序推进产品设备更新改造。坚持节约集约、畅通循环。破解难点堵点,创新组织方式和工作模式,统筹推进产品设备更新改造和回收利用,实现资源节约集约利用,助力产业链循环畅通。充分结合废旧产品设备价值特征,分类实施规范化回收利用,提升再生资源循环利用水平。坚持市场导向、综合施策。建立激励约束相结合的长效机制,发挥市场配置资源的

232023-02

四川省住建厅印发《2023年全省建筑管理工作要点》

四川省住房和城乡建设厅关于印发《2023年全省建筑管理工作要点》的通知川建建发〔2023〕28号各市(州)住房城乡建设行政主管部门:    现将《2023年全省建筑管理工作要点》印发给你们,请结合本地实际,认真组织实施。四川省住房和城乡建设厅2023年2月15日2023年全省建筑管理工作要点    2023年全省建筑管理工作总体思路是:以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,全面贯彻党的二十大以及省委十二届二次全会精神,认真落实全省住房和城乡建设工作会工作部署,坚持新发展理念,以建筑业转型发展为主线,深化建筑业供给侧结构性改革,持续优化发展环境,增强企业内生发展动能,推动建筑业工业化、数字化、绿色化转型升级,着力在服务新发展格局、推动高质量发展上取得新突破,建设建筑强省。    一、培育壮大建筑业企业。深入贯彻落实省政府办公厅《支持建筑业企业发展十条措施》,制定“建筑强企”培育工作方案,启动实施“建筑强企”培育行动,培育发展骨干企业,在资质升级、科技创新、资金筹措和市场竞争能力提升等方面予以支持,增强企业综合竞争力。开展全省建筑业发展质量评价,分析研判形势,及时解决建筑业改革发展中的新情况新问题,推动已出台政策落地见效。    二、提升装配式建筑发展质量。深入开展提升装配式建筑发展质量五年行动,抓实钢结构装配式住宅建设全国试点。持续推进标准化建设,完善装配式建筑标准体系,建立全省通用部品部件数据库,推广成熟部品部件应用,推进建筑产业园区建设,逐步提高装配式建筑集成化水平。建设装配式建筑监管服务平台,加强装配式建筑全过程质量安全监管。组织召开高装配率示范项目现场观摩会。全年新开工装配式建筑6200万平方米。    三、大力发展智能建造。印发《四川省建筑业数字化转型指导意见》,推进四川建筑产业互联网平台建设。支持企业加快智能建造技术研究,不断建立和完善智能建造技术体系、产品体系、服务体系。指导成都市推进落实全国智能建造试点,开展智能建造全省试点示范,形成可推广的智能建造发展模式和实施路径,加快推进智能建造在工程建造各环节的创新应用。加大智能建造技术人才培育,着力提高建筑工人智能建造技能。    四、深化招投标

232023-02

重磅!国办发布2023年1号文件:深入推进跨部门综合监管!将建筑工程质量等列为重点事项!

近日,国务院办公厅印发《关于深入推进跨部门综合监管的指导意见》(以下简称《指导意见》)。明确:2023年年底前,建立跨部门综合监管重点事项清单管理和动态更新机制,在部分领域开展跨部门综合监管试点,按事项建立健全跨部门综合监管制度,完善各司其职、各负其责、相互配合、齐抓共管的协同监管机制。到2025年,在更多领域、更大范围建立健全跨部门综合监管制度,进一步优化协同监管机制和方式,大幅提升发现问题和处置风险能力,推动市场竞争更加公平有序、市场活力充分释放。具体如下:国务院办公厅关于深入推进跨部门综合监管的指导意见国办发〔2023〕1号各省、自治区、直辖市人民政府,国务院各部委、各直属机构:深入推进跨部门综合监管,是加快转变政府职能、提高政府监管效能的重要举措。近年来,各地区各部门认真贯彻落实党中央、国务院决策部署,着力加强和创新监管,取得积极成效,但一些地区一些领域仍然存在监管责任不明确、协同机制不完善、风险防范能力不强以及重复检查、多头执法等问题。为进一步加强跨部门综合监管,维护公平有序的市场环境,切实降低市场主体制度性交易成本,推动高质量发展,经国务院同意,现提出如下意见。一、总体要求(一)指导思想。以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导,深入贯彻落实党的二十大精神,完整、准确、全面贯彻新发展理念,加快构建新发展格局,坚持统筹发展和安全,健全监管体制机制,完善监管制度框架,创新监管方式方法,对涉及多个部门、管理难度大、风险隐患突出的监管事项,建立健全跨部门综合监管制度,强化条块结合、区域联动,完善协同监管机制,提升监管的精准性和有效性,维护公平竞争的市场秩序,为加快建设全国统一大市场、推动高质量发展提供有力支撑。(二)基本原则。坚持系统观念、统筹推进。加强整体设计,一体推进监管体制机制建设,统筹各类监管资源,加快建立全方位、多层次、立体化监管体系,实现事前事中事后全链条全领域监管。坚持协同联动、务实高效。聚焦具体监管事项,逐项理清责任链条,明确责任分工,加强跨部门、跨区域、跨层级业务协同,切实增强监管合力,提高综合监管效能。坚持问题导向、突出重点。聚焦监管薄弱环节,加快完善风险隐患突出的重点领域、新兴领域跨部门综合监管制度,补齐监管短板、堵塞监管漏洞,切实把该管的管好、管到位。坚持创新驱动、数字赋能。创新监管理念和方法,结合跨部门综合监管事项风险特点,加强信息技

232023-02

光伏储能继续火爆,何种储能路线最香?

能市场盈利空间增速,甚至还要大于光伏新增装机。对于2022年,很多行业可能依然心有余悸。但至少对光伏及与之相伴的光伏储能产业来说,2022年的增速远超预期。据统计,2022年全年光伏新增装机87.41GW,同比增长60.3%,增速位列各大电源之首。而高工储能数据显示,2022年全球储能电池出货量将达到约125GWh,较上年度的48GWh同比大幅增长超160%。当然,储能电池不仅用于光伏储能,而光伏储能的形式也不仅限于电池。实际上,由于中国目前光伏配储比例及配储时长仍较低,储能的增速也将有着远高于光伏新增装机容量的潜力。据IHS和IEA统计,近十年全球累计光伏配储比例逐年上升,2021年光伏配储渗透率仅达到5.7%,仍然处于较低水平。分区域来看,目前仅有意大利和德国等少数欧洲地区渗透率超过10%;而中国、美国两大市场光伏配储比例均低于10%。对此,有机构就认为未来三年储能都将有着不止倍增的可能。据信达测算,我国2023年储能新增装机为13.97GW/26.85GWh,同比增长123.3%,2025年新增装机为353.73GW/109.64GWh,2021-2025年CAGR为119%。由于中美的光伏配储比例都比较低,储能领域的快速增长也不仅限于中国。据美国咨询机构WoodMac数据,2022上半年美国储能新增装机达5.01GWh,实现了超过200%的增长。不过,中国的储能市场规模也更为庞大,其未来增长变化对整个光伏储能产业链的影响也不会是“涟漪”,而是参天大浪。据统计,仅光伏领域,2022年共有18个省市完成了超155GW光伏指标分配,如若按大多数地区普遍实行10%/2小时比例去配置储能,将产生至少15.5GW/31GWh的储能需求。这还没有计算风电、电网等源网领域的储能需求。这样的规模下,储能电池业务甚至已经成为动力电池企业最为看重的”第二增长极“。据高工产业研究院(GGII)数据预测,2022年中国储能锂电池出货量达125GWh,2023年将达180GWh,2025年将达390GWh。其中2022年的出货量远超上述分析中31GWh的储能需求量,因为其中很大一部分储能电池出口海外市场。而各大机构也对2023年的光伏、储能市场极为看好。中邮证券《2023年度储能行业策略报告》就预测,2023年全球储能总需求达到188GWh,同比增长60%——中国增长94%,美国增长

232023-02

内蒙古批复5个“源网荷储”项目详情

2月21日,内蒙古太阳能行业协会发文表示,2022年9月,自治区能源局批复确定2022年5个源网荷储一体化示范项目,配建新能源350.5万千瓦,其中:光伏161万千瓦、风电189.5万千瓦、储能81.8万千瓦。      5个源网荷储一体化示范项目分别是:1.内蒙古(奈曼)经安有色金属材料有限公司源网荷储一体化项目,新增负荷37万千瓦,配建新能源规模40万千瓦。其中:风电25万千瓦、光伏15万千瓦、储能6万千瓦;2.内蒙古创源合金有限公司源网荷储一体化项目,新增负荷61万千瓦,配建新能源规模75万千瓦。其中风电54万千瓦,光伏21万千瓦,储能11.3万千瓦;3.内蒙古通辽开鲁生物医药开发区源网荷储一体化项目,新增负荷40万千瓦,配建新能源规模55万千瓦。其中风电40万千瓦,光伏15万千瓦、储能20万千瓦;4.包头市特变电工土默特右旗智慧低碳园区源网荷储一体化项目,新增负荷94万千瓦,配建新能源规模80万千瓦。其中光伏80万千瓦,储能17万千瓦;5.包头市东方日升硅业有限公司源网荷储一体化项目,新增负荷65万千瓦,配建新能源规模100.5万千瓦,其中风电70.5万千瓦,光伏30万千瓦,储能27.5万千瓦。       批复文件同时要求,1.电网企业要按照实施细则要求,合理安排项目接网时序,组织签订一体化调度协议。负荷未投产的,配建新能源不得办理并网手续;2.项目单位要严格履行主体责任,新能源与负荷要同步建设、同步投运,严禁负荷不开工,只建设新能源;负荷不足、调峰能力降低或停运时,须引进新的负荷、新建调峰能力,并满足一体化运行要求;3.项目单位应按照承诺,在一体化项目运行期间,因负荷或调峰能力不足造成弃风弃光,自行承担风险,无权向公用电网反送电;4.项目单位需明确电网供电的最大、最小、平均负荷及典型供电曲线,并在此基础上与电网企业协商校核接网方案。一体化项目与系统之间应形成较为稳定的受电电力,从公用电网受电电力峰谷差比例不高于负荷自然峰谷差比例。来源:内蒙古太阳能行业协会转自:清洁能源公众号

232023-02

风、光项目全部参与绿电交易!补贴项目溢价抵冲补贴但优先发放!

2月15日,国家发改委、财政部、国家能源局联合下发《关于享受中央政府补贴的绿电项目参与绿电交易有关事项的通知》,就进一步完善绿电交易机制和政策,稳妥推进享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电交易,更好实现绿色电力环境价值给出有关要求。根据文件:包括风电、光伏、生物质等可再生能源项目(含有补贴项目、平价上网项目)将全部参与绿色电力市场化交易!根据文件,享受国家可再生能源补贴的绿色电力,参与绿电交易时高于项目所执行的煤电基准电价的溢价收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有;发电企业放弃补贴的,参与绿电交易的全部收益归发电企业所有。由国家保障性收购的绿色电力可统一参加绿电交易或绿证交易。即电网保障收购并享受国家补贴的项目,由电网或承担可再生能源发展结算服务的机构统一参加绿电或绿证交易,交易方式包括双边、挂牌以及集中竟价等,溢价收益及对应的绿证交易收益等额冲抵国家可再生能源补贴或归国家所有。此外,不再由电网企业保障收购或选择参加电力市场化交易的绿色电力可直接参与绿电或绿证交易,对应的溢价收益则在核发可再生能源补贴时等额扣减,可委托电网或结算机构代其参加绿电或绿证交易。需要强调的是,绿电交易结算电量占上网电量比例超过50%且不低于本地区绿电结算电量平均水平的绿电项目,由电网企业审核后可优先兑付中央可再生能源补贴。享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与市场溢价收益专账管理、定向使用。由北京、广州结算公司单独记账、专户管理,本年度归集后由电网企业按程序报财政部门批准后,专项用于解决可再生能源补贴缺口。在具体职责划分方面,国家发展改革委、国家能源局负责完善绿电绿证交易管理制度体系,加强对各地区绿电绿证交易工作的跟踪指导。财政部做好可再生能源补贴资金管理有关工作。电网企业要切实履行在保障性收购、信息归集等方面的责任,为享受国家可再生能源补贴的绿电项目参与绿电市场交易创造条件。具体文件见下:转自:清洁能源公众号