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如何在城市区域能源管理项目中找到第一桶金?

2018-11-1 11:08 来源: 交能网 |作者: 陈夏

摘要:本文重点介绍了这些现有的公用事业,其项目层面的投资情况,以及分析“集体公共化”在已占领部分市场的城市(地区能源市场的15-50%份额)和开拓新城市(0-15%的市场份额)的区别。同时,本文也会对“集体公共化”的商业化案例进行介绍。


在区域能源系统的各种所有权模式中,“集体公共化”的商业模式是全球最普遍的。在这种商业模式中,地方当局或公共事业部门,对系统拥有完全的所有权,使其能够对该项目拥有全面的控制权,以此实现更长远的社会性目标;例如通过条例管制实现总体排放降低,以实现环境优化目的,公共部门可以通过基于其经济回报评估这些潜在的项目来实现目标。

“集体公共化”项目通常由当地主管部门的子公司(如预先存在的或新建的公共事业部门)开发,或由地方当局的一个部门开发,他们使用当局的政府资产提供资金支持。在地区能源供应发展中起到重要的作用,并且公用事业单位的核心业务在实践中产生相应的差异:在奥斯陆和卑尔根,废物焚化炉是公有的,但与区域能源公司分开,在温哥华,废水公用事业单位作为单独个体与区能源公司分开。如果这些系统在未来将会进行私有化改革,这种主体之间的分离就显得尤为重要。“集体公共化”项目在城市的整合和翻新中都很常见,它们的存在反映了城市对供热程度控制的期望。

本文重点介绍了这些现有的公用事业,其项目层面的投资情况,以及分析“集体公共化”在已占领部分市场的城市(地区能源市场的15-50%份额)和开拓新城市(0-15%的市场份额)的区别。同时,本文也会对“集体公共化”的商业化案例进行介绍。

风险与治理

在“集体公共化”的商业模式中,该城市承担了与投资相关的大部分风险。在处于扩张阶段或新城市中,如果项目内部收益率低,一般在2-6%的范围内,地方当局的内部部门可以接手开发和运营该项目,以降低管理成本。一体化的城市通过公用事业单位进行项目开发,将低回报率项目分布在其他具有较高内部收益率的项目中。

通过创建“特殊载体”(SPV)或附属公司(例如新的公共设施)来开发或扩张新城市中具有较高内部收益率的项目,以减轻地方当局的行政负担,而治理一般由地方当局组建的董事会承担。转移到子公司可以提供额外的收益,包括在项目失败时减少城市的财务负债情况,提高决策的灵活性和速度,并提供更高的透明度与更大的商业运作空间。地方当局可以将项目的技术设计和施工(或运营)进行外包,以减少与运输成本和项目周期有关的风险。

在一些城市,如卑尔根(挪威),多个邻近城市拥有提供区域供热的公用事业单位。这反映了区域能源通过能源互联产生供应多个城市的能力。

因为一个城市通常对区域能源的目标需求群体具有高度掌控能力,所以能源需求的风险通常较低。地方当局可以通过针对特定客户群体(例如住宅消费者)制定额外标准费用条款,以发展公用事业方法,从而允许更公平的收费(而不是基于网络中的建筑物位置上的连接费)。同时也能鼓励供能系统的扩展:因为管网成本由所有用户平均承担,更多的管网连接将降低系统总体成本。

收益率较低的城市能源项目往往需要通过政府推动,与其他项目竞争项目资金。在区域能源系统为城市的战略目标做出贡献的情况下,例如减少碳排放,提高系统韧性或供能安全性,或提供可负担得起的热量供应等,项目往往利用城市的现金储备或基于政府资产进行推动。

具有较高收益率的公共项目作为“特殊载体”可能能够承担一些商业或混合债务,从而减轻地方当局的一些风险负担。另外,项目可能会完全或部分由社会资本推动,其利率与商业债务的利率,以及与私营部门的权益投资回报率相似。在这样的财务结构下,一个项目可以体现区域能源系统的商业可行性,同时也可以在地方当局的全面参与下产生收益。

控制

由于对区域能源项目拥有完全的控制权和所有权,因此地方政府或公共事业部门可以获得全部利润,然后可以对项目进行再投资(例如降低能源价格)或为其他项目提供资金。项目建成后,成本和收入稳定之后,项目的资产价值将高于投资水平。这为地方当局提供了多种选择:

继续运营该项目,该项目允许地方当局保留对能源价格的控制权,并将返还的利润用于其他项目。

如果该项目最初是作为SPV或子公司设立的,那么该项目将倾向于出售给私营部门或企业。其中,资产可以进行合并或拆分,项目的控制权可以过渡给私营部门。这样的举措可以为地方当局腾出资金用于其他项目,成为类似“循环基金”。允许私人参与者部分拥有该项目(即成为公私合作伙伴关系)也可以带来更高的回报,因为私人参与者带来市场化经验,有助于公司扩张。2011年,华沙售出85%的公共区域供热公用事业部门,为基础网络升级提供资金。

如果该项目最初不是作为SPV设立的,那么地方当局可以设立一家股份有限公司,然后将资产所有权转让给该公司,然后该公司可以全部或部分出售给私营机构。

为保持中立性,所成立的公司股份可以转移到社会组织机构。或者,公司可以成立为一家非营利性担保有限公司,由非持股成员构成。

案例1:温哥华

温哥华市创建并全面拥有SouthEast False Creek能源公用事业公司(SEFCNEU),该公司开发,拥有并运营基于各种可再生能源的区域供热网络。该管网目前捕获与NEU能源中心共处的迁移扩建污水泵站的废热;然而,它的设计目的是接受来自未来废热和可再生能源新连接的热能。

该市选择发展区域供热系统有几个原因。

1、由于2010年冬季奥运会的准备时间匆忙,这意味着没有足够的时间来获得私人设施并获得私人系统的必要批准。

2、该市还希望通过开发示范项目展示新的供暖模式并证明其商业可行性。

3、此外,该市能够获得大量赠款和低成本融资。

在首次可行性研究的五年之后,该系统于2010年全面投入运营。温哥华市控制着初始系统负荷的17%(占初始建筑面积的25%),并且作为区域发展计划的一部分,它能够实施服务区联合条例,以确保连接其余负载。据估计,该地区供暖楼面面积的90%是住宅(服务约16,000人),此外还有商业和机构设施。由于该网络是公有的,因此连接成本和能源价格是透明的,使城市能够向建筑物所有者提供关税成本比较和节约证据(例如,不需要建造和维护锅炉或现场系统)。这套系统鼓励厂商之间的关系网拓展,包括私人开发商,他们通常对兴建高风险供暖系统和热能生产的控制感兴趣。

2010年该项目的总成本为3200万加元(合计约3,100万美元),成本通过公用事业客户费率得到全面覆盖。该公用事业公司100%的资金来源于温哥华市通过强大的信贷渠道筹集的债务;然而,该项目债务利率的结构由60%的债务和40%的股权融资。这样做是为了向私营机构展示商业可行性,同时也赋予城市灵活性与未来的独立性,从而不会对客户关税产生任何影响。60:40的比率基于不列颠哥伦比亚省私人公用事业公司受监管资本结构。

该市筹集的债务包括:来自城市内部基金- 资本融资基金的5%利息1750万加元(1700万美元);加拿大政府的联邦基金以低利率贷款1020万加元(990万美元);以及加拿大城市联合会绿色城市基金1.7%的500万加元(490万美元)贷款。自SEFC区域供热网络作为示范项目开发以来,该市又有一个私营开发的区域供热网络(RiverDistrict Energy)。两个传统蒸汽热系统的所有者也正在制定将这些天然气转换为可再生能源的计划。

案例2:伦敦

在伦敦伊斯灵顿自治区进行了一系列热量测绘活动后,当地市议会优先发展了一个“综合集群”供热项目,其中包括五个拥有的现有公共供热系统的住宅区,以及休闲中心,包括一个游泳池。由此产生的区域供热网络使用1.9兆瓦的热电联产工厂供暖,并配有热储存设备,除两个休闲中心外,还为850套公寓供暖。目前,正在开发的第二阶段将利用城市拥有的地铁线路和私人拥有的电力交换站的余热。

伊斯灵顿理事会考虑将该项目与现有的附近热网联系起来,但该网络对其供热收取较高的过网费,理事会将无法实现其供暖目标。所以,理事会在内部开发了这个项目,因为能够减少大量的成本(减少了55%),但它将该网络的设计,建造和运行(超过10年)提交给外部承包商。

该项目的第一阶段由理事会在一项可自由支配的预算内以现金全额出资,因为认为该项目的任何债务都可能在可承受的供暖目标之外提高供热费用。第一阶段还从伦敦开发署(现已解散)和住房和社区机构拨款420万英镑(670万美元)中受益。第二阶段由理事会以现金(270万英镑或430万美元)以及欧盟项目赠款(100万英镑或160万美元)以现金出资。这些赠款对于以相对较低的价格完成供暖目标和项目开发至关重要。

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