粤港澳大湾区分布式光伏和氢能的发展与投融资现状、挑战和建议-WRI.pdf

工作论文 | 2022年7月 | 1 工作论文 粤港澳大湾区分布式光伏和氢能的发展 与投融资现状、挑战和建议 谢鹏程 彭澎 王子缘 龚娟 蒋小谦 戴先知 蔡仕荆 曾金凤 刘睿 DISTRIBUTED SOLAR ENERGY AND HYDROGEN DEVELOPMENT IN THE GUANGDONG-HONG KONG-MACAU GREATER BAY AREA 引用建议： 引用建议： 谢 鹏 程 、彭 澎 、王 子 缘 、龚 娟 、蒋 小 谦 、戴 先 知 、蔡 仕 荆 、曾 金 凤 、刘 睿 著 . 粤港澳大湾区分布式光伏和氢能的发 展 与投融资现状、 挑战和建议. 2022. 工作论文， 北京： 世界资源 研究所. h t t p s : / / doi. or g/ 1 0. 468 30 / w r iw p . 21.0 0 07 7cn. “工作论文” 包括初步的研究、 分析、 结果和意见。 “工作论 文 ”用 于 促 进 讨 论 ， 征求反馈， 对新事物的争论施加影响。 工作论文最终可能以其他形式进行发表， 内容可能会修改。 目录 执行摘要 . 1 Executive Summary . 2 背景 . 4 分布式光伏 . 4 氢能 . 9 附录 研究方法与案例 15 注释 . 17 参考文献 . 18 执行摘要 内容要点 ■ 粤港澳大湾区分布式光伏投融资面临融资租赁成本高周 期短、从银行获得融资困难、收益保障机制缺失等问 题。本报告从政策落地创新、商业模式创新、绿色金融 工具创新等几方面提出了建议。 ■ 粤港澳大湾区氢能产业投融资面临着不可长期依赖政府 补贴、产业链各环节成本较高导致投资风险较高、产业 链各环节投融资分布不均、市场投资主体单一且资金集 中于少数头部企业等问题。本报告提出两方面建议，一 是建立政府引导的投融资机制，促进投资规模化，资金 流向均衡化；二是构建多渠道融资环境。 背景 中国要实现“双碳”目标，可再生能源、氢能等新能源将发 挥重要作用。粤港澳大湾区建设作为重大国家战略，应发挥高质量 发展动力源和增长极作用，率先推动经济社会全面绿色转型。本报 告选取粤港澳大湾区分布式光伏和氢能开展研究，分布式光伏恰逢 2030年太阳能和风电装机12亿千瓦目标和“整县推进”等政策机 遇，氢能产业在燃料电池车应用的推动下也将迎来巨大发展，中国 氢能联盟预计2050年氢能在终端能源体系中占比将超过10%。 2 | 分布式光伏主要结论和建议 在国家和地方政策推动以及电力供应紧张的情况下，粤港澳大 湾区分布式光伏应用进入高速发展期，但“整县推进”进展较慢。 未来工商业分布式光伏的发展潜力最大，其中佛山、广州、东莞潜 力排名前三。分布式光伏项目的特点是规模大小可灵活调整，发电 用电并存，资金需求量小且需求分布零散，利益相关方众多导致不 确定因素较多及收益分配方式多样。投融资方面目前遇到的主要挑 战是从银行获得融资困难，融资租赁成本高周期短，以及收益保障 机制缺失。本报告建议： ■ 政策落地创新： 建议政府加强规划统筹，开展光伏安装资 源排查，完善光电建筑基础数据。统筹光伏安装资源， 以商业化运作的光伏开发公司为主体，通推动分布式光 伏发电应用示范区的商业化运作。屋顶所有者享有优先 开发权，如果无意开发，可转让或委托相关光伏开发公 司进行开发。将光伏应用纳入整体发展规划中，进一步 提升光伏在新区建设、旧城改造、绿色社区创建中的利 用比例。 ■ 商业模式创新： 由行业协会统筹建立由光伏开发公司、光 伏发电系统制造商、电网运营商、政府、金融及保险机构 等组成的利益共同体，通过合同能源管理等多种方式惠及 用电方和屋顶所有者。金融机构可以与地方政府或者国有 企业共同建立融资平台，以市场化方式运行，逐步摆脱主 要依赖贷款主体信用而非项目质量信用的情况。开展分布 式发电市场化交易试点建设，研究交易机制与价格，打破 单体建筑产用电不平衡的状态；探讨建筑体作为发、储、 用电力一体化的“虚拟电厂”参与电力市场的机制。考虑 “自发自用、余电上网”类型项目的电费收取创新模式， 如预存电费、与当地电网企业合作代为收取。 ■ 绿色工具创新： 推广光伏电站融资险或发电量损失险，鼓 励保险机构向符合高质量要求的投保光伏资产提供保费 优惠。金融机构可以推出年限、额度、利率更加符合粤 港澳大湾区特点的“光伏贷”产品。通过资产证券化以 低成本资金促进分布式光伏电站流动交易。 氢能主要结论和建议 粤港澳大湾区拥有制氢、储运、加氢站、氢燃料电池、氢 能汽车设计与生产等氢能全产业链。广东省燃料电池汽车示范 应用城市群于2021年底获批成为全国首批示范城市群，将进一 步带动氢能产业链的迅速发展。广东省积极发展风能等可再生 能源和核能，新能源资源禀赋突出，利好“绿氢” 1 发展。目前 粤港澳大湾区的氢能产业总体呈现积极发展态势，但是氢能供 应有待降本增效，终端应用场景潜力有待充分发掘。氢能产业 投融资面临的挑战包括：政府主导的补贴模式不可持续，产业 链各环节成本较高导致投资风险较高，产业链各环节投融资分 布不均，市场投资主体单一且资金集中于少数头部企业。本报 告提出两方面建议： ■ 建立政府引导的投融资机制 ， 促进投资规模化 ， 资金流向均 衡化： 建议政府部门应加快推动完善氢能产业“1+N”政 策体系，明确财政、税收等多方面政策的支持标准和时 限；完善投融资体制机制，建立健全投融资监督管理制 度，公开透明监督。建议地方政府应当适当放宽储氢瓶、 加氢站等标准。探索可再生能源发电制氢支持性电价政 策，完善可再生能源制氢市场化机制，健全覆盖储能的价 格机制，探索氢储能直接参与电力市场交易。建议政府相 应制定差别化利率等差别化政策，对资金需求迫切且风险 相对较高的地区和环节给予更多金融优惠政策，引导投资 人分散投资。建议政府积极鼓励、引导金融机构和企业成 立产业基金，从机构投资者、私人资本、国内大型企业等 方面拓宽风投来源，扩大风投总量。将氢气运输、氢能终 端利用纳入《绿色产业指导目录》和《绿色债券支持项目 目录》，并给予担保、贴息等政策扶持。 ■ 构建多渠道融资环境： 在融资额度方面，行业希望金融 机构针对可以产生持续现金流的资产考虑资产融资模 式— —金融机构结合项目资产价值或信用搭配资产的方 式，提供比信用评价体系更匹配项目需求的融资额度和 放款进度。在融资利率方面，金融机构可以提供优惠利 率，例如通过央行2021年 11月公布创设的“碳减排支持 工具”申请低成本资金。 EXECUTIVE SUMMARY Highlights ▪ The primary investment and financing challenges for distributed solar photovoltaic (PV) development in the Guangdong–Hong Kong–Macau Greater Bay Area (Greater Bay Area) are difficulties in securing fi - nancing from banks, long payback periods, and high financing costs from finance leasing, as well as the lack of a profit-guarantee mechanism. This working paper provides recommendations for policy designs, business models, and innovation of financial tools. ▪ The primary investment and financing challenges for the hydrogen industry in the Greater Bay Area are an overreliance on government subsidies and investment from state-owned enterprises as well as high costs and investment risks. This working paper recommends establishing a government-guided and diversified investment and financing mechanism. 粤港澳大湾区分布式光伏和氢能的发展与投融资现状 、 挑战和建议 工作论文 | 2022年7月 | 3 Background Achieving China’s “dual carbon goals,” to peak carbon dioxide emissions by 2030 and become carbon-neutral by 2060, will require new energy resources, including renewable energy and hydrogen. As a national strategic area, the Greater Bay Area should play a leading role in high-quality development and a green transition of the economy and society. The national commitment to increase the installed capacity of solar and wind power to 1.2 terawatts by 2030 has created numerous new opportunities to promote distributed clean energy. For example, the central government has recently introduced a new policy to promote distributed solar PV throughout designated counties. Increasing interest in hydrogen fuel cell vehicles presents a huge opportunity to promote hydrogen. According to the China Hydrogen Alliance, hydrogen is expected to constitute more than 10 percent of China’s total energy consumption by 2050. This working paper therefore focuses on the current status of distributed solar PV and hydrogen in the Greater Bay Area, as well as on investment and financing opportunities. Conclusions and recommendations for distributed solar PV Distributed solar PV is developing rapidly in the Greater Bay Area. Industrial and commercial rooftop solar PV in Foshan, Guangzhou, and Dongguan have the greatest potential. The advantages of distributed solar PV are that it is flexible in terms of scale, project owners can consume their self-generated power, and capital demand is relatively small and scattered. But complicated stakeholder arrangements create more uncertainty and complicated profit-sharing mechanisms. The primary challenges for distributed solar PV development include difficulties in securing financing from banks, long payback periods, and high financing costs from finance leasing, as well as the lack of a profit-guarantee mechanism. Considering these challenges, this working paper offers the following recommendations to scale up distributed solar PV development in the Greater Bay Area: ▪ In terms of policy design, this working paper rec - ommends that the government strengthen overall planning, investigate PV installation resources, and improve the basic data of buildings with existing PV projects as well as buildings with development potential. The government should also incorporate solar PV applications into the overall development plans of new towns, the renovation of old cities, and new green communities. ▪ In terms of business model, the government should drive the creation of a community of common inter - ests made up of commercial solar PV development companies, manufacturers, grid operators, gov - ernment, and finance and insurance organizations in order to help users and rooftop owners benefit from business models like energy performance contracting. Financial institutions can work with government and state-owned companies to jointly create financing and investment platforms that pro - vide rapid financing channels for projects in pilot regions. We also recommend market mechanisms such as distributed energy trading market pilots and innovative models of electricity fee collection, including prestored electricity bills. ▪ In terms of green financial tools and instruments, we recommend promoting financing insurance for PV power stations or loss insurance for power generation volume, and insurance fee discounts to PV investors who meet high standards for quality. Financial institutions can launch more PV loan products for the Greater Bay Area with flexible loan terms, loan amounts, and loan interest rates. We also recommend facilitating investments in distrib - uted PV power plants through asset securitization. Conclusions and recommendations for hydrogen The Greater Bay Area has a complete hydrogen supply chain, including production, storage and transportation, refueling stations, fuel cells, as well as hydrogen vehicle design and manufacturing. The city cluster in Guangdong Province led by Foshan has been designated by the central government as a national pilot zone for fuel cell vehicle promotion. The rapid development of renewable energy in Guangdong could allow the Greater Bay Area to produce large-scale green hydrogen. Despite all these positive signs, almost all hydrogen in the Greater Bay Area is produced from fossil fuels, the production of green hydrogen remaining marginal. Hydrogen should be produced using clean energy to support China’s decarbonization efforts. Meanwhile, it will be essential to reduce the cost, diversify the usages of hydrogen beyond fuel cell vehicles, and explore new business models. The key challenges the hydrogen industry faces are an overreliance on government 4 | subsidies and investment from state-owned enterprises (SOEs) as well as high costs and investment risks. This working paper recommends the following: ▪ To leverage government guidance, we recommend that the government accelerate establishment and improvements in the hydrogen “1+N” policy system, 1 and create a comprehensive investment monitoring and management system with standardized manage - ment practices and open, transparent supervisory structures. Local governments should revise stan - dards for hydrogen storage containers and hydrogen refueling stations and improve related market mech - anisms. In order to support the development of green hydrogen, local governments should also explore supportive pricing policies for renewable energies used in the production of hydrogen. There should also be sound coverage of pricing mechanisms for energy storage and exploration of direct participation of hydrogen storage in the electricity market. We also recommend that the government commit limited fiscal resources to supporting key generic technology, especially research and development and industrial - ization of key and core technologies. ▪ To establish a diversified financing environment, we recommend that the government develop differen - tiation policies like differentiated interest rates to provide more financial support for regions and links in the industry chain that are in urgent need of capi - tal and remain relatively high-risk. The government should encourage and guide financial institutions and corporations in establishing industry funds. To increase the volume of venture capital investment and cultivate a more diverse collection of market players, sources of venture capital should be expand - ed to include institutional investors, private capital, and large domestic companies. We also recommend that hydrogen transportation and end-user hydrogen facilities be incorporated into the Green Industry List and the List of Green Bond Support Projects, providing support through guarantees and finance discounts. For assets that can generate continuous cash flow, financial institutions can provide financing based on assets or credit in conjunction with assets to provide a financing amount and issuing schedule that better suits a project’s needs than a credit-eval - uation system. Financial institutions can provide interest-rate discounts through the Central Bank’s “Carbon-Reduction Support Tools.” 背景 中国要实现“双碳”目标，可再生能源、氢能等新能源将发 挥重要作用。2030年太阳能和风电装机需要达到12亿千瓦，相当 于在2020 年 5.34亿千瓦的基础上增长一倍以上，2060年非化石 燃料在一次能源消费中的占比要提高到80%以上。据相关机构预 测，2030年前新增的风光装机容量中光伏将占2/3， 2060年光伏 装机容量将达26亿千瓦 2 。氢能方面，中国氢能联盟预测，2030 年我国氢能产业产值将达1 万亿元，氢气需求量将达3700万吨； 2050年氢能在我国终端能源体系中占比将超过10%，产业链年产 值将达12 万亿元（中国氢能联盟，2019 ）。 粤港澳大湾区建设作为重大国家战略，应发挥高质量发展 动力源和增长极作用，率先推动经济社会全面绿色转型。当前， 分布式光伏恰逢“整县推进”政策等机遇；广东省拥有制氢、储 运、加氢站建设、氢燃料电池、氢能汽车设计与生产等氢能全产 业链，粤港澳大湾区也是全国氢能产业基础最好、发展最快的地 区之一。本报告在梳理粤港澳大湾区分布式光伏和氢能发展现状 和未来潜力的基础上，分析了投融资挑战，并提出了相关建议。 分布式光伏 现状 广东省分布式光伏应用进入高速发展期 近年来，在“2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿 千瓦以上”目的驱动下，广东省分布式光伏又进入了一轮快速增 长期。2020年和2021年新增分布式光伏装机容量分别为77万千 瓦和127万千瓦，是2019年新增装机容量的1.2倍和2 倍 3 ，如图 1 所示。2021年广东累计光伏装机容量1020.1万千瓦，全国排第15 位，其中分布式光伏累计装机容量511.9万千瓦，全国排第7 位。 广东省分布式光伏占总装机容量的3%，占可再生能源装机容量的 17%，占光伏装机容量的53%——高于全国平均水平（约1/3） 4 。 2021 年 ， 为 应 对 电 力 供 应紧张的局 面 ， 广东 省陆 续 出 台 分时 电 价 、 电 力 市 场 化 等 政 策， 如 峰 平 谷 电价 比 从 之前 的 1.65 ： 1 ： 0.5调整 为 1 .7 ： 1 ： 0.3 8 ， 峰段 电 价 上浮2 5% （广 东 省 发 展 改 革 委， 2 0 2 1b ）。价 格 驱 动 下 ， 电 力 用 户 转 而 选 择 安 装分 布 式 光 伏 设 备 缓 解成 本 压 力 。 广 州 、 深 圳 、 佛 山 、 肇 庆 等 城 市 也 纷 纷 出 台 支持 分 布 式 光 伏 装机和 发 电的 本 地 政 策 ， 联 合 调 整电力 供 需 关 系 。 各 地 上 网 电 价 补 贴 标 准 从 0 .1 ～ 0.3 元 / 千 瓦时 不等 ， 装 机容量补 贴为 20 0 ～ 30 0 元 /千 瓦 ，装 机 容 量 补贴上限 从 2 0 万元 到 30 0万 元 不 等（深 圳 市 发 展 改 革 委 ， 2 0 2 2；肇 庆高新 区 经 济 贸 易 和 科 技 局 ， 2021 ； 广 州 市 黄 埔 区 发 展 改革局 等 ， 2021 ； 佛山市顺 德 区 容 桂 街 道 办 事 处 ， 2021 ； 佛山市顺 德 区 大 良 街 道 办 事 处， 20 2 1 ） 。 在上 述 政 策 和市场 的推动 下 ， 20 2 2年一 季度 广 东 省新 增光 伏 装机容量中分布 式 光 伏占 比 达9 0% 。 5粤港澳大湾区分布式光伏和氢能的发展与投融资现状 、 挑战和建议 工作论文 | 2022年7月 | 5 工商业分布式光伏占比最高 ， 未来发展潜力也最大 分布式光伏项目的应用场景包括工业、公共建筑、商业、扶 贫、居民和种养殖等。广东省分布式光伏应用场景主要集中在工 商业屋顶，约占80.5% 6 ，并以珠三角地区最为集中。究其原因， 珠三角地区工商业集中，电价水平较高，加之广州、东莞、佛山 三地推行分布式光伏地方补贴政策，分布式光伏产业发展势头良 好。2021年广东省工商业分布式光伏新增装机容量为95.84万千 瓦，全国排名第四，仅次于浙江（180.3万千瓦）、江苏（142.8 万千瓦）、山东（103.8 万千瓦）（国家能源局，2022 ）。 广东省光伏安装理论潜力约为25.72亿千瓦 7 ，其中城市分布 式工商业潜力最大，其次是滩涂、种养殖、农光互补、农村宅基 地、交通运输业、建筑光伏一体化（BIPV）幕墙、污水处理厂 8 。 广东省光伏安装场所潜力分布如图2所示。 广东省工商业发达，中小企业数量众多，工商业白天用电价 格在全国排在前五位，用电部门在降低用电成本、节能减排方面 的需求非常旺盛，加之工商业光伏基本以自发自用为主，不受电 网限制，光伏发展前景可谓十分广阔。广东省燃煤基准上网电价 高达0.453元 / 千瓦时，位居全国前列 9 ，在实行平价上网 10 后，广东 省光伏项目具备极强的收益竞争力。 通过构建屋顶太阳能光伏资源识别系统，从省级、市级、区 级、街道、屋顶五个层面获取广东省面积为2000平方米及以上 屋顶的位置、数量、面积等信息，屋顶数量共105977个，总面积 来源：课题组整理广东省太阳能协会调研数据获得。 数据来源：课题组整理广东省太阳能协会调研数据获得。 图 2 | 广东省光伏安装场所潜力分布 滩涂， 24% 种养殖， 18% BIPV幕墙， 2% 交通运输业， 5% 农村 宅基地， 8% 农光 互补， 11% 城市分布式 工商业， 32% 2017 2019 2018 2020 2021 40 60 140 120 100 80 万千瓦 20 0 50 107 63 77 127 图 1 | 广东省分布式光伏新增装机容量6 | 65,309万平方米。经测算，潜在光伏总装机容量为4665 万千瓦， 年技术发电潜力约为6,728,003万千瓦时，总投资约为1754亿元。 若发电潜力全部实现，将解决全社会用电量的10%。从2021年底 广东省累计分布式光伏装机容量来看，已开发量约占全部潜力的 11%。粤港澳大湾区 9 个城市资源潜力排名依次为佛山、广州、东 莞、中山、深圳、江门、惠州、肇庆、珠海 11 ，如图3所示。 粤港澳大湾区不同地区区位优势明显 香港、澳门受限于地理位置和自然条件，发展光伏的潜力十 分有限，分布式光伏潜力更小，但其在金融领域的创新做法值得 借鉴。例如，2015年香港政府发布“上网电价”计划，允许户用 分布式光伏项目产电售电给电力企业。2020— 2021年香港发行了 绿色债券，用于支持建筑领域节能减排，其中一部分工程就包括 屋顶光伏，具体参见附录中的案例3 。此外，香港的企业还试点了 分布式光伏领域的区块链交易，增加了光伏资产的流动性。具体 参见附录中的案例4。 “整县推进” 进展较慢 2021年国家启动分布式光伏整县开发，要求试点县党政机关 建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于50%，学校、医院、 村委会等公共建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于40%， 工商业厂房屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于30%，农村居 民屋顶总面积可安装光伏发电比例不低于20%（国家能源局， 2021）。广东省获批32个试点地区，容量超过1100万千瓦，试点 地区数量排名全国第六。其中粤港澳大湾区城市包括14个试点地 区，占广东省试点地区总数的44% ，容量占50%左右。 通过对各试点项目的进展情况进行实地走访调研和电话访谈 可知，广东上报的试点地区中，能完全达到国家要求比例的几乎没 有，仅能达到单项要求，主要开发企业为央企、国企、省内电力能 源企业及光伏企业，目前处于资源摸排、示范项目开工建设阶段。 整体而言，广东省整县分布式光伏开发面临的挑战主要有以 下几点： 一是体制机制障碍。各地对光伏及其支架搭建是否需要建设 规划审批、是否对安装高度有限制，以及对房屋产权证明材料的 要求不一，有些地区要求不动产权证作为产权证明的唯一凭证， 因历史原因无法取得不动产权证的建筑物、临时建筑、村集体建 筑等不允许报装建设光伏，从而影响光伏开发进程。此外，监管 机制尚不健全。目前建筑光伏项目的安全按照“谁投资谁负责” 的原则，由项目业主负责。部分业主缺乏相关安全培训和安全意 识，部门和行业监管机制欠缺，导致项目并网验收后在运维过程 中仍然存在安全隐患。 二是备案及收益分配问题。租赁屋顶模式在实现成片建设方 面具有规模化、门槛低、易推广等特点，但目前居住建筑由于屋顶 产权分散，无法将多个屋顶合并为一个项目进行备案。同时，电网 企业要求居民光伏项目的售电收益必须进入居民个人账户，这意味 着投资企业无法以项目公司名义对居民光伏项目进行打包备案，增 加了与居民沟通协调的成本，造成收益无法确定等问题。 三是上网电价和结算方式问题。南网地区针对居民光伏上网 部分的结算电价是按脱硫标杆电价扣除13%税率结算，而国网地 区针对居民光伏上网部分的结算是按当地脱硫煤标杆电价结算， 这就导致广东在居民建筑安装光伏的收益低，且投资回收期更 长。在结算周期方面，国网地区基本均以月度结算，南网地区一 般按季度、半年度、年度与用户进行结算。这对企业租赁模式而 言，会增加企业的资金回笼时间，无形中增加企业成本。 数据来源：中国科学院广州能源研究所《广东省太阳能光伏潜力及规划实施报告》。 万千瓦 佛山 清远 深圳 揭阳 东莞 湛江 惠州 韶关 广州 珠海 江门 潮州 中山 汕头 肇庆 阳江 云浮 河源 茂名 梅州 汕尾 1000 1200 800 600 400 200 0 1,117 128 397 104 755 120 317 76 922 128 391 98 446 115 159 66 58 55 48 40 26 图 3 | 广东省各城市2000平方米及以上屋顶潜在光伏装机容量粤港澳大湾区分布式光伏和氢能的发展与投融资现状 、 挑战和建议 工作论文 | 2022年7月 | 7 图 4 | 典型分布式光伏发电各参与方以及收益模式 四是整体规划问题。光伏开发缺乏统一规划设计，光伏资 源、开发现状等基础数据缺乏统计渠道。“双碳”目标下，各地 的可再生能源开发利用计划还在摸索中，缺乏整体规划及分段实 施目标。除整县试点区域外，地市对于光伏开发的推进乏力，可