研究报告
清华大学国家金融研究院
（2019年第21期总第81期）2019年12月27日
“一带一路”国家可再生能源项目投融资模式、问题和建议
绿色金融发展研究中心
1 摘要 绿色发展是“一带一路”倡议的重要内涵之
一。
推进“一带一路”国家能源结构的低碳转型是绿色“一带一路”建设的一项核心内容，是改善“一带一路”国家生态环境、应对气候变化和支持全球可持续发展的关键所在。
相当数量的“一带一路”国家具备优异的光照辐射和风力资源条件，发展可再生能源的潜力巨大。
当前，中国企业在“一带一路”国家的可再生能源项目股权投资还处于非常早期的阶段，未来在更大规模上参与的潜力巨大。
本报告对中国企业在“一带一路”国家投资的可再生能源项目中的一些 1课题组总顾问为绿色金融发展研究中心主任、中国金融学会绿色金融专业委员会主任马骏博士，课题组负责人为绿色金融发展研究中心访问学者佟江桥。
课题组成员还包括绿色金融发展研究中心经济分析师刘嘉龙和邵丹青，创绿研究院执行主任白韫雯。
课题组感谢合作单位创绿研究院、中国金融学会绿色金融专业委员会，以及支持单位水电水利规划设计总院对本课题的大力支持。
1/92 代表性案例进行了分析，并从中总结了“一带一路”可再生能源项目的融资模式。
此外，报告也对比研究了一些国际企业、金融机构和多边组织参与的投融资项目案例。
根据课题组与投资企业以及提供融资的金融机构的访谈，目前中国企业在投资“一带一路”国家可再生能源项目时，在融资方面存在一些问题和困难，包括：国内资金的回笼滞后造成海外项目开发的资金能力不足；项目竞争加剧；投资国主权担保减少；金融机构对可再生能源的支持不足；融资成本高、融资期限短；纯项目融资难操作，公司融资债务负担重；国际商业金融机构、多边机构和项目所在国金融机构参与较少；项目缺少长期投资机构的参与等。
基于以上案例研究和分析，针对进一步拓宽中国企业参与“一带一路”可再生能源项目投资的融资渠道和降低融资成本的需求，课题组分别从中资投资主体、金融机构、政府和监管部门的角度提出了一系列建议。
2/92 ResearchReport TSINGHUAUNIVERSITYNATIONALINSTITUTEOFFINANCIALRESEARCH 2019-12-27edition InvestmentandFinancingModels,IssuesandSuggestionsforRenewableEnergyProjectsinBRICountries ResearchCenterforGreenFinanceDevelopment Abstract GreendevelopmentisoneoftheessentialprinciplesoftheBeltandRoadInitiative(BRI).Promotinglow-carbontransformationofBRIcountries’energystructuresisacoreelementofGreeningBRI,andthekeytoimprovingtheenvironmentofBRIcountries,dealingwithclimatechangeandsupportingglobalsustainabledevelopment.ManyBRIcountrieshaveexcellentsunlightandwindresources,presentinggreatpotentialfordevelopingrenewableenergy.Asofnow,itisstillatearlystageforChineseenterprises'outboundrenewableinvestmentinBRIcountries,suggestingabundantscalingupopportunities. ThisreportanalyzessomerepresentativecasesofrenewableenergyprojectsinBRIcountriesinvestedbyChineseenterprisesandsummarizestheirfinancingmodels.Thereportalsodoesparativestudyofafewrenewableenergyinvestmentand 3/92 financingcasesinvolvingpanies,financialinstitutionsandanizations.ordingtoourinterviewspaniesthatinvestedinBRIregionsandfinancialinstitutionsthatprovidedfunding,ChineseenterpriseshaveencounteredissuesandchallengesinraisingcapitalforBRIrenewableenergyinvestmentprojects.Theseissuesanddifficultiesinclude:1)inadequateequitycapitalforoverseasprojectdevelopmentduetodelaysinrecoupingdomesticinvestment;2)petitionsforwhichfinancingcostesmorecriticalinwinningtenders;3)lesssovereignguaranteesprovidedbyinvestedcountries;4)alackofstrongsupportfromfinancialinstitutions;5)highfinancingcostsandoftenshorttenureoffinancing;6)pureprojectfinancingcanbedifficulttocarryout,whilecorporatefinancingaddsdebtburdensoninvestmententerprises;7)littleparticipationbymercialanizations,multilateralinstitutionsandlocalfinancialinstitutionsofinvestedcountries;8)alackofparticipationbylong-termequityanddebtcapital.Basedonvariouscasestudiesandanalysis,ourresearchteamputsforwardmultipleproposalsforChineseinvestors,financialinstitutions,anizationsandregulatorsrespectively,soastofurtherexpandfinancingchannelsforChineseenterprisestoinvestinBRIrenewableenergyprojectsandreducefinancingcosts. 4/92 目录 摘要
......................785.3针对政府和监管部门的建议
一、“一带一路”可再生能源项目投资的发展前景2017年5月，中国环境保护部、外交部、发展改革委、商务部联 合发布了《关于推进绿色“一带一路”建设的指导意见》，系统阐述了建设绿色“一带一路”的重要意义。
2019年5月，习近平主席在第二届“一带一路”合作高峰论坛上的致辞中，八次强调推进绿色“一带一路”建设的意义、内容和方法。
2018年11月30日，中英绿色金融工作组第三次会议在伦敦举行，中国金融学会绿色金融专业委员会（以下简称绿金委）与“伦敦金融城绿色金融倡议”在会议期间共同发布了《“一带一路”绿色投资原则》（GIP），到目前为止，已有来自14个国家和地区的35个全球机构签署了这项原则。
中国生态环境部组织全球数十家机构发起了“一带一路”绿色发展国际联盟。
国际社会正在形成共同推进“一带一路”绿色化的共识。
推进“一带一路”国家能源结构的绿色化和低碳化转型是绿色“一带一路”建设的一项核心内容，也是改善“一带一路”国家生态环境、应对气候变化和支持全球可持续发展的关键举措。
基于优异的自然禀赋条件、严重的能源电力短缺、成本的快速下降和政策规划的支持，可再生能源在“一带一路”国家具有巨大的发展潜力，并于近年来快速发展。
面对一个具有广阔空间的市场，中国企业参与“一带一路”国家可再生能源项目的直接投资和开发具有多方面的优势。
1.1优异的自然禀赋条件顺应全世界能源低碳化的趋势，很多“一带一路”国家的能源战略 8/92 都纷纷转向发展低碳可再生能源。
相当数量的“一带一路”国家具备优异的光照辐射和风力资源条件，发展可再生能源的潜力巨大。
东南亚和中东地区的光照强度，中亚、东欧和南美地区的风力密度，相较已形成投资规模的中国和全球平均水平更具优势。
一些已运营的风电和光伏项目的年利用小时也大大高于中国项目的平均水平。
同时，“一带一路”国家可再生能源项目开发的优势还包括：有充足的项目建设土地资源，资源分布和负荷中心的地域匹配，由于煤炭油气资源不足导致传统化石能源价格较高等。
根据咨询机构伍德麦肯兹(WoodMackenzie)的分析，2018年印度太阳能光伏平准化发电成本(LCOE)已降至38美元/兆瓦时，较燃煤发电低14%。
图1-1：光伏和风电项目年利用小时对比 来源：《Renewables2019GlobalStatusReport》,作者编制 9/92 1.2严重的能源电力短缺目前“一带一路”国家人均电力装机水平低，很多国家还存在大量 的无电人口，而今后经济的发展潜力大，预计今后对能源电力的需求增速高于世界平均增长率。
能源电力的短缺为可再生能源的发展提供了充足的市场发展空间。
以越南为例，近年来越南的用电量维持在10%左右的年增长率，2018年总发装机容量48GW。
越南工贸部预测，2020年和2025年，其装机容量需分别达到60GW和97GW才能满足快速的电力增长需求，因而2021年越南就可能面对严重的电力短缺。
1.3成本的快速下降 近年来，随着光伏组件价格下跌和转换效率不断提高，光伏发电成本大为降低。
风电随着风力机组价格下调和单机功率提高，度电成本也逐年下降。
2018年2月，沙特阿拉伯Sakaka光伏项目中标价创出当时全球最低（0.025美元/度），其后全球最低价数次被打破。
2019年7月初，巴西拍卖211MW光伏项目创造出破记录的0.0175美元/度价格；8月葡萄牙的拍卖创造出新的世界最低价记录（0.016美元/度）。
可再生能源成本的迅速降低带来对补贴依赖的减少、现金流可预测性的改善以及可开发资源的大幅提高，也会吸引越来越多的投资者和金融机构参与“一带一路”国家项目开发和融资。
10/92 图1-2：光伏组件和陆上风机价格趋势（2008-2018） 来源：BNEF,BloombergFinanceL.P. 1.4发展的政策规划支持很多“一带一路”国家都根据在“巴黎协议”中对碳排放量控制的 承诺，制定了本国的中长期可再生能源发展规划。
许多“一带一路”沿线国家处于生态环境比较脆弱的地区，严重依赖传统化石能源，改变能源结构、增加可再生能源比重刻不容缓。
根据彭博新能源统计，近年来发展中国家可再生能源的投资不断增加，尤其是光伏领域的投资，然而，和已规划的十年后目标相比，现有的可再生能源投资还处在早期阶段。
11/92 图1-3：发展中国家可再生能源年度投资（不包括中国） 来源：BNEF,BloombergFinanceL.P. 以越南和巴基斯坦为例，越南政府计划将该国可再生能源装机容量的份额从2020年的9.9%增加到2030年的21%，；巴基斯坦计划在2025年前新增7GW的可再生能源装机，以减少该国对进口天然气和燃料的依赖。
另外，根据沙特阿拉伯新发布的可再生能源战略，2023年太阳能装机容量目标从原定的5.9GW提高到20GW，可再生能源总装机目标从原定的9.5GW上调至27.3GW。
2019年8月，清华大学金融与发展研究中心（清华CFD）联合VividEconomics与气候工作基金会（ClimateworksFoundation）发布了全球第一份关于“一带一路”国家绿色投资和碳排放路径的量化研究报告（见《支持“一带一路”低碳发展的绿色金融路线图》 /upload/default/20190902/58a1fd8b52d495f48a762e f52878e43d.pdf）。
报告预计
2016-2030年期间，“一带一路”国家在基础设施投资方面需要约12万亿美元的绿色投资，才能确保达到《巴黎 12/92 协定》的气候目标。
1.5中国企业参与投资的优势 虽然“一带一路”国家可再生能源发展前景广阔，但多数国家同时面临资金短缺的问题。
而中国企业传统的出口和工程项目竞争也日趋激烈，通过参与可再生能源项目的股权投资，可以获得工程承包和产品出口的市场机会，也能减少东道国发展可再生能源的资金压力。
近年来，中国可再生能源的大规模发展促进了产品质量及技术先进性的大幅提高，有赖于国内积累的丰富工程建设及运维经验，中国企业能够大大增强投资项目的风险控制，获得良好的回报率。
同时，通过项目投资，不仅能促进产品出口和赢得工程合同，也可获得长期的投资回报。
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二、中国企业投资“一带一路”可再生能源项目现状对比国内可再生能源发电项目的投资规模和“一带一路”国家的长 远发展潜力，中国企业在“一带一路”国家的可再生能源项目股权投资还处于非常早期的阶段，未来在更大规模上参与的潜力巨大。
从已有投资并开始运营的项目来看，中资金融机构是“一带一路”可再生能源项目的主要融资来源。
“一带一路”可再生能源项目的投资主体主要包括1）国有电力企业，2）工程承包建设企业，3）光伏风机设备制造商。
中国企业投资的绿地已运营风电项目主要位于南非、哈萨克斯坦、巴基斯坦、越南和巴尔干地区国家等，更多“一带一路”风电项目仍处于前期开发阶段。
光伏项目的海外投资相对比较分散，在拉美、东南亚、北非和中东都有分布。
除了绿地项目，中国企业还积极在欧洲、美洲和澳大利亚等发达国家收购和建设风电和光伏项目。
2.1投资历史和规模 中国企业开始参与“一带一路”可再生能源项目投资可以追溯到十数年前。
以风电为例，早在2008年和2011年，中国最大的风电开发商龙源电力就开始了在南非和加拿大风电项目投资的前期工作。
龙源电力在加拿大投资的德芙林风电项目是中国发电企业在海外投资运营的第一家风电场，于2014年正式投入商业运营。
2011年，光伏组件制造企业陆续开始海外投资，不过很多项目采用投资建成后再出售的模式，而非长期持有。
绿色和平与四川循环经济研究中心发布的《“一带一路”后中国企业风电、光伏海外股权投资趋势分析》报告指出，2014—2018 14/92 这5年中，中国企业以股权投资形式，在“一带一路”沿线64个国家总计投资了约1709MW的风电和光伏装机，其中光伏项目约1277MW。
目前中国企业拥有更多的在建和储备项目。
以金风科技为例，截至2019年6月30日，持有海外运营风电项目权益容量为283MW，同时在海外在建及待开发项目的权益容量合计则达到1,528MW。
然而，相比国内可再生能源发电项目的已投资规模（2018年底光伏和风电装机容量分别达到174GW和184GW）和“一带一路”国家的长远发展潜力，中国企业在“一带一路”国家的可再生能源项目股权投资还处于非常早期的阶段。
而且，与中国企业在“一带一路”国家投资的煤电项目规模2相比，可再生能源的投资规模也明显不足。
除了“一带一路”国家，中国企业如中广核和三峡集团还积极在欧洲、美洲和澳大利亚等发达国家收购和建设风电和光伏项目。
2.2投资主体和形式从投资主体来看，“一带一路”风电项目的投资主体主要包括1） 国有电力企业，如三峡国际、中广核国际、国投电力、龙源电力、中国电力、京能国际等；2）工程承包建设企业，如中国电建和中国能建；3）风机设备制造商如金风科技。
后两类投资主体通常采用长期持有和建成转让两种模式。
另外，中国的几家国有大型发电集团如国电、华能、国电投等，在国内投资了大量的风电项目，但他们目前在海外的投资规模与上述投资主体相比，并不具备明显的领先优势。
2绿色和平统计数据显示，到2023年，中国股权投资煤电项目的投产装机量预计将达到39.8GW。
15/92 光伏项目的投资主体目前主要是光伏组件制造企业，如晶科能源、阿特斯、天合光伏和正泰新能源等，相比而言国有电力企业参与不多。
投资形式包括长期持有和运营，即BOO、BOT、BOOT以及IPP模式。
也有很多组件制造企业和承包企业投资时已找好项目建成运营后的买家,或者在项目运营时根据资金情况和市场需求择机出售，投资的主要目的是带动产品出口销售而不是长期持有。
2.3地域分布中国企业在“一带一路”国家投资并运营的风电绿地项目主要位于 南非、哈萨克斯坦、巴基斯坦、越南和巴尔干地区的国家，更多的“一带一路”风电项目仍处于前期开发阶段。
中国最大的风电运营公司龙源电力在2019年中期报告中披露，将加大“一带一路”沿线国家项目开发力度，强化前期工作，力争使海外风电投资业务在波兰、乌克兰、越南、孟加拉、阿根廷、埃及等重点国别市场取得新突破（目前龙源海外只有南非和加拿大运营项目）。
除了绿地项目，中国企业也收购了大量的海外风电项目，主要包括三峡、中广核和国电投等集团对英国、德国、澳大利亚和南非海上/陆上风电项目/公司的收购（近期也开始进行绿地开发）。
光伏项目的海外投资相对比较分散，在拉美、东南亚、北非和中东都有分布。
中国的光伏产品在全球市场的占有率比风电设备更高，被更多的国家所认可。
近年来，随着光伏产品价格大幅下跌，在很多新的“一带一路”国家，光伏项目的开发得以加速。
埃及、摩洛哥，阿联酋、哈 16/92 萨克斯坦、阿根廷、墨西哥和巴西等国家都陆续有中国企业投资的光伏电站进入运营。
在本报告具体投资项目案例分析的章节（第四部分）中，课题组详细列出了不同类型和不同国别项目的投资分布。
2.4金融机构 从已有投资并开始运营的项目来看，中资金融机构是“一带一路”可再生能源项目的主要融资来源。
其中，政策性金融机构如国开行、进出口银行和中国出口信用保险公司承担了重要角色。
同时，四大行为主的国有商业银行也为很多项目提供了贷款。
以中国为主导的新兴多边开发金融机构如亚投行和丝路基金也开始逐渐参与。
部分外资银行也参与了“一带一路”可再生能源项目，比如法国外贸银行、法国巴黎银行、日本三井住友银行、渣打银行、汇丰银行和新加坡华侨银行等，其中一些是通过加入中资金融机构组织的银团贷款模式参与。
除了参与中国企业投资项目的融资外，中资金融机构也积极参与有中国公司作为EPC承包商或关键设备提供商的“一带一路”国家的可再生能源项目，比如：1）中国银行参与股本金搭桥贷款(EBL)及高级债银团的迪拜950MW光热光伏电站项目，由迪拜水电局DEWA、沙特水电公司以及丝路基金共同投资，上海电气为EPC承包商；2）中国银行牵头提供出口信贷融资支持的安能巴西553MW太阳能电站。
17/92 中国政策性金融机构国内商业银行 商业银行国外商业银行国内基金 基金国外基金 中国进出口银行国家开发银行 出口信用保险公司中国工商银行中国银行中国建设银行·中国农业银行······渣打银行汇丰银行花旗银行东道国当地银行······ 丝路基金中非产能合作基金中拉产能合作基金地方一带一路基金 ······淡马锡黑石基金麦格理基金加拿大/日本养老基金 ······ 国际多边金融机构 亚投行欧洲复兴开发银行 亚洲开发银行 ······ 图2-1：“一带一路”可再生能源投资项目涉及的金融机构 来源：作者编制 2.5投资风险2.5.1国别风险 包括经济风险和政治风险。
多数“一带一路”沿线国家的经济发展相对落后，金融市场稳定程度相对较低。
部分国家债务负担重，财政收入不足，造成主权信用评级低。
个别国家政治局面不稳定，存在战争、 18/92 动乱和政权更替的风险。
2.5.2政策风险 在平价上网完全到来之前，很多可再生能源项目还依赖政府的补贴，由此带来补贴机制变化造成的政策风险。
一些国家在制定新的项目电价过程时，对已批项目的电价也做出修改，带来投资回报的不确定性。
2.5.3市场风险 市场风险主要包括项目的电价和电量不确定性带来的风险。
相对传统的固定电价或固定补贴模式，一些国家逐渐开始让可再生能源项目进入电力市场参与市场竞价，造成电价的不确定性。
即使有购电协议的保证，购电公司在电价支付上也有可能拖期延付，甚至因为自身财务问题，造成购电协议不能履约。
2.5.4输配电能力不足风险 可再生能源项目的发展需要当地电网设施和传输能力的对应配套。
中国可再生能源发展中一个可以吸取的教训是要避免装机规模与输电能力增长脱节而导致严重的电网限电，产生大量的弃风弃光电量损失。
这一情况现在已开始在其他国家出现，如越南光伏电站项目为享受2019年6月30日前投产的9.35美分/度的并网优惠价格，上半年密集投入运行规模达4GW，致使部分输电线路严重过载。
2.5.5资源风险 风电的发电量依赖项目所在区域的天然风资源和实际来风情况， 19/92 光伏发电的发电量则取决于电站所在地区的光照强度。
虽然项目前期的资源勘测决定了项目的可行性，但风光资源的波动和其他气候因素的变化会造成实际发电量与预测发电量的不一致。
2.5.6外汇风险 “一带一路”国家的货币汇率通常波动频繁，一些货币近年来发生过大幅贬值情况。
同时，外汇储备不足可能导致政府无法实现汇兑承诺，导致外国投资者的利润难以回流。
2.5.7土地/环境风险 可再生能源项目虽然较传统能源项目更低碳环保，但也会面临来自各方面的生态环境挑战。
譬如项目建设对土地环境、生物多样性以及原居民的负面影响，如安置处理不当会带来项目延期甚至中止的风险。
如果没有充分沟通好环境影响的问题，，容易导致当地社区的不认同。
相比化石能源项目，光伏和风电项目占地面积较大，会带来前期土地征收和运营期使用中的不确定性。
20/92
三、“一带一路”可再生能源项目的主要融资模式由于国别、项目类型、风险分担机制、项目业主的不同，“一带
一 路”国家的可再生能源项目所选择和适用的融资模式也有所区别，一般可以分为三大类：公司融资、项目融资和混合式融资 3.1公司融资在这种模式下，由借款方的股东或第三方提供担保和资产抵押，金 融机构主要根据借款方和担保方的信用来为项目发放贷款，而非考虑项目本身的收益和资产。
贷款在发生违约时，金融机构对项目发起人有追索权。
在这种模式下，具体的贷款方式分为出口买方信贷、出口卖方信贷、两优贷款、银团贷款和发债融资等。
其中出口买方信贷的借款人是项目公司，但项目的投资人需承担担保责任。
金融机构可以是国内银行（包括政策性银行）、当地银行和国际银行。
通常境外银行按照“内保外贷”模式操作，即境内银行或法人为境内企业在境外注册的企业开立融资保函，境外银行凭借收到的保函给境外企业发放相应贷款，解决境外项目公司由于成立时间短或规模小而无法直接得到海外授信的困难。
公司融资模式下，项目贷款反映在投资人的资产负债表上，是一种“表内融资”。
中国公司通常为自身的海外项目股权投资，购买中信保的“海外投资（股权）保险”，承保股权部分的风险。
如果金融机构是中国的银行，通常也购买“海外投资（债权）保险”，承保贷款的本金和利息部分的还款风险，但海外投资险只保“政治风险”，即战争骚乱、政府征收、 21/92 汇兑限制和政府违约等风险。
政府违约风险是指项目所在国主权机构（如财政部、央行）和次主权机构（如电网公司等）不履约签署的购电协议和特许权协议的风险。
如果某融资项目由中国的工程承包商建设且由中资银行机构提供出口买方信贷，金融机构通常会要求项目业主购买中信保的“中长期出口信贷保险”，被保险人是融资银行。
“中长期出口信贷保险”承保范围同时包括“商业风险”和“政治风险”，承保债权部分的风险，标的是贷款本息。
中信保承保基本政治风险（赔比95%）、政府违约风险（赔比95%）和商业风险（赔比50~65%），其中商业风险主要指借款人因破产、结算或拖欠等原因未能按时还本付息的风险。
在后面的案例介绍中，中国电建在巴基斯坦投资的大沃风电项目就是工商银行贷款+中信保投保这种模式。
此外，除了向金融机构申请贷款外，中国公司还可以通过发行债券融资。
龙源电力在加拿大投资的德芙林风电项目就是在建设期利用母公司担保的短期贷款融资，投产后以18年期4.3%固定利率债券方式完成短期融资的置换。
此外，三峡、京能，金风也分别在香港为海外风电项目发行过债券。
公司融资模式下，金融机构在贷款偿还上对项目发起人具有追索权，从而对项目股权转让带来一定约束。
发起人的大股东通常会向融资方提供一定的担保义务，如果在担保期打算转让股权，融资银行往往要求股权的受让方具有同等资信并提供同等的财务担保。
22/92 3.2项目融资项目融资主要以为经营项目而成立的专门公司的名义借款，以项 目所属公司的资产作为还款担保，用项目运营产生的现金流作为还款来源并运用各种协议把不同节点的风险在业主、承包商、运维商等相关方之间实现了分担。
例如，利用EPC合同中承包商的赔偿金机制来规避项目完工建设方面的风险；凭借运维商提供发电量保证及功率曲线保证来降低项目运营期的相关风险。
相对公司融资，项目融资的债权人承担了较高的风险，因此资金成本往往高于公司融资。
但是，作为一种“表外融资”，项目融资可以在不增加投资人负债水平的情况下获得项目的资金来源。
项目融资又可分为无追索权和有限追索权两种类型。
无追索权是指贷款只依靠项目的未来收益和资产抵押作为还款保障，在贷款发生不能按时偿还时，贷款人对项目投资人无任何追索权。
有限追索权是指项目投资人或第三方担保人仅在有限时间或范围内承担一定赔偿责任，如项目在建设期未形成资产时，或在双方达成的部分贷款金额和追索条件之内。
项目融资一般适用于能够产生长期稳定的现金流的项目，包括风电、光伏等可再生能源项目。
相对公司融资，项目融资更多运用于经济发展水平较高、可再生能源机制较成熟的国家。
而在主权评级较低且可再生能源定价、购买和消纳缺乏稳定保障机制的“一带一路”国家，金融机构对项目的风险接受程度低，项目融资的应用并不普遍。
而且，项目融资涉及多方利益和风险分配，要求金融机构有详细的国别行业前 23/92 景判断和深入的项目风险理解，融资关闭时间也比公司融资长。
然而，随着可再生能源成本竞争力的不断提高和“一带一路”国家可再生能源发展规则的完善，项目融资模式应用的空间会越来越大。
根据法兰克福-联合国环境规划署中心的统计，全球范围内可再生能源开发采用项目融资模式的比例从2004年的16%上升到2015年的52%。
即使采用项目融资，中国的金融机构也通常会要求业主投保中信保的“海外投资（股权+债权）保险”，将保单的收益权转让给融资银行，同时将项目的相关资产和权益抵押给银行。
银行融资是否以中信保投保为前提，更取决于对国别和项目风险的判断。
图3-1：可再生能源项目“中资银行出口信贷+中信保”有限追索项目融资结构 来源：作者编制 24/92 3.3混合式融资“一带一路”国家的许多项目面临较高的政治和商业风险，信用评 级等级较低，难以实现完全的项目融资，故较多采用混合式融资方式。
混合式融资的定义分为两个层次。
第一个层次是国际上通用的“混合式融资”（blendedfinancing）,即针对项目特点采用不同融资模式的组合，通常表现为“开发性金融”和“商业性金融”的结合，如项目的贷款既包括多边机构提供的低息优惠贷款，又包括商业银行提供的公司或项目融资，也可能包括一定的捐赠。
后面的具体案例介绍中，很多可再生能源项目的融资属于多边机构和商业机构的联合融资，如阿特斯的巴西霹雳波光伏项目和阿根廷卡法亚特光伏项目。
还有一个层次是指不同阶段下公司融资和项目融资模式的混合和转换。
比如目前在中国企业海外可再生能源项目中采用的—“建设期承包商融资结合运营期项目融资或公司融资”的模式。
相对大型火电和水电项目，由于可再生能源项目投资金额小、建设期短，一些中国工程承包企业通常采用“延付款+应收款买断+特险保+当地银行保函”的模式，先通过国内金融机构提供建设期公司融资，在运营期再转换为项目融资或新担保方的公司融资模式。
承包企业通过投保中信保的特定合同保险，再利用银行提供的保单融资服务，实现工程应收账款贴现，从而在满足业主延付诉求的同时，也帮助承包企业实现了即期收款。
项目建成后，风险相对可控，担保可以解除，这些工程承包企业或新的股权买家再以资产抵押到银行寻求项目融资。
后面案 25/92 例介绍的中国电建作为EPC、泰国
B.GRIMM电力投资的越南油汀光伏项目就是采用这种模式。
这种融资方式适用于期限两年以内的融资需求。
中信保的特定合同保险承担出口商务合同项下因政治风险和商业风险导致的应收账款损失。
相较于采用传统的买方信贷融资的项目，特险产品绝大多数项目不需要其所在国家提供主权担保或者财政担保等复杂条件，仅凭业主自身状况和当地金融机构提供的保函即可进行承保。
相对较为复杂的项目融资方式，这种方式的优点是耗时短，更适合时间性要求高的可再生能源项目。
在传统项目融资模式下，从融资意向洽谈到融资关闭，通常耗时较长，容易错过项目补贴所设定的投产时间点。
图3-2：光伏电站“延付款+应收款买断+特险保+当地银行保函”融资结构 来源：作者编制 无论以上哪种融资方式，一般美元币种贷款利率的制定通常是参考伦敦银行同业拆放利率(Libor)，融资利率通常在六个月Libor的基础上加上一定基点作为年利率，幅度通常反映国别评级和项目具体风险判断。
如果采用本币贷款，则利率根据国别不同差异较大。
一些“一 26/92 带一路”国家债务的融资成本高达15%，比如中亚地区。
印度可再生能源项目卢比借款的利率平均在12%左右。
一些国家因为汇率波动大，即使采用低成本的美元融资，也还要考虑用于锁定汇率风险的货币互换的额外成本。
3.4可再生能源项目融资的偿还保证机制可再生能源发电项目（风电/光伏）的售电收入是偿还贷款本息的 根本保证，项目公司与购电方签署的购电协议（PPA）的结构直接影响到融资的模式和成本，尤其是购电协议里的定价机制和购电量的保证条款，以及发生争议时的解决机制。
购电协议里的电价往往早期采用根据预计投资成本和允许回报率设定的固定电价(“Feed-In-Tariff”)形式。
不过，随着成本的快速下降和投资商数量的增加，越来越多的国家通过招标方式确定项目的开发权和对应的电价水平。
另外，一些国家除了固定电价的购电协议，还有浮动的市场化售电收入和单独的可再生能源补贴机制，如绿证的出售。
这部分电量的价格、波动幅度、时限和支付方式等都是评估贷款偿还风险的考虑因素。
除了价格，通常在合同中还有关于基准发电量担保，当月如果因为不可控原因（如电网限电）造成发电量低于购电协议规定的保证时，电网将按照预先设定的基准发电量支付，保证企业发电收入不受影响，即所谓的“照付不议”条款（“TakeorPay”）。
与中国的可再生能源电价机制相比，很少国家的可再生能源项目电价采用类似的火电标杆电价+可再生能源电价补贴的模式。
补贴电价 27/92 部分的支付拖欠更是一个带有中国特色的问题。
在电量消纳上，一些国家也出现了因为电网结构薄弱、项目规模短时间内上得过快而带来的限电问题。
除了购电协议外，项目的开发、建设、运营及并网也需要一系列的文件支持。
在项目融资模式下，银行通常会要求项目公司把这些合同下的权益转让给贷款银行，作为其提供融资的一种担保性安排。
28/92
四、“一带一路”可再生能源绿地项目投融资案例和问题本章节从中国企业在“一带一路”国家投资的可再生能源项目中选 出了一些有代表性的案例做了介绍，覆盖了不同地区的国家、不同类型的投资主体和差异化的融资模式。
这些项目包括中国电建巴基斯坦大沃风电、中国电力哈萨克斯坦扎纳塔斯风电、中国电力越南平顺风电、国家电力投资集团黑山莫祖拉风电、龙源电力南非德阿风电、中兴能源巴基斯坦真纳光伏、金风科技阿根廷Helios风电、阿特斯巴西霹雳波光伏、阿特斯阿根廷卡法亚特光伏、晶科能源阿根廷圣胡安光伏和晶科能源阿布扎比Sweihan光伏。
同时，我们也罗列了一些国际企业参与的投资项目案例以与中国企业投资的项目做一对比。
这些项目包括ScatecSolar公司马来西亚Redsol光伏、
B.GRIMMPower公司越南油汀光伏、PrimeRoadAlternative公司柬埔寨磅清扬光伏、世界银行孟加拉可再生能源项目、ScatecSolar公司乌克兰Boguslav光伏、NBT/TotalEren公司联合体乌克兰Syvash风电、UnitedGreenEnergy公司哈萨克斯坦光伏、Enel公司墨西哥Villanueva光伏、胡胡伊能源与矿业公司阿根廷高查瑞太阳能光伏、LTWP联合体肯尼亚图尔卡纳湖风电和Neoen公司萨尔瓦多光伏。
通过对不同案例的分析，课题组针对中国企业“一带一路”可再生能源项目的投融资模式总结如下：
1．相比传统电力项目，中国在“一带一路”国家可再生能源项目 29/92 的投资主体更加多元化。
除了大型发电公司如中国电力、上海电力、三峡国际和龙源电力等，更多的项目开发由光伏风电设备商（如晶科能源、阿特斯、金风科技）和工程承包商（如中国电建）承担。
这些设备商和承包商所投资的项目，一部分长期持有，一部分会在运营一段时间后出售给新的买家。
2．中国企业投资项目的融资模式一般包括几种：1）中国政策性银行或商业银行有追索贷款+中信保承保(如巴基斯坦风电、巴基斯坦光伏、越南光伏、阿根廷光伏)；2)多边机构牵头当地或国际银行组建的无追索银团贷款（如哈萨克斯坦风电、哈萨克斯坦光伏、阿根廷光伏、乌克兰光伏、墨西哥光伏）；3）纯当地或国际商业银行组建的无追索银团贷款（如黑山风电、南非风电、巴西光伏、阿布达比光伏、马来西亚光伏）；4）建设期融资由承包商垫资，并由银行提供短期融资应收款保理，电站全部投入商业运行再寻求中长期融资（如越南光伏）。
3.与国际企业投资的“一带一路”国家可再生能源项目的案例对比，中国企业投资的项目较少采用与多边机构“混合融资”的方式。
国际案例中介绍的孟加拉可再生能源项目、乌克兰光伏和风电项目、哈萨克斯坦光伏项目、墨西哥光伏项目、肯尼亚风电项目和萨尔瓦多光伏项目都有不同的多边机构包括世界银行、国际金融公司、欧洲复兴开发银行、亚洲开发银行、非洲开发银行和泛美开发银行的参与。
中国投资案例介绍中唯一的“混合融资”模式是晶科能源阿根廷的光伏项目，中国银行和多边机构美洲开发银行集团的AB贷款模式。
在这种模式下，贷款由多边机构统一与借款人签署借款合同，参贷商业银行与多边机构C签 30/92 署协议，提供联合贷款，并享有多边机构贷款的优先偿债权和成员国对国际多边机构的税率优惠。
4.国际投资的项目较多采用无追索项目融资方式。
国际案例中介绍的马来西亚光伏项目、乌克兰光伏项目和墨西哥光伏项目都采用无追索的项目融资模式,主要源于投资国别重点的差异。
无追索项目融资模式一般适用于国家主权评级高、当地购电方实力较强的国家。
这些国家的项目购电协议条款完善、有东道国的主权担保，外资机构或多边机构较多参与融资。
中国企业较少参与这些主权评级相对较高、可再生能源市场机制比较完善的“一带一路”国家项目融资。
一些国家因为主权级别不高或者购电协议难以满足项目融资的要求，采用了有限追索的项目融资模式。
而且，中国的投资更多来自于中国的央企，资金借贷普遍倾向于中国金融机构常用的有担保的公司融资模式。
5．可再生能源有别于传统电力基建项目的融资特征。
后者因为体量大对国内资金诉求非常明显，相对而言，可再生能源项目建设周期短，但对时间节点要求度高，很多项目电价与投产时间紧密挂钩，因此项目可以采用建设期和运营期不同的融资模式。
建设期往往是股东贷款或者工程承包商提供短期融资，运营期再安排中长期公司融资或项目融资。
项目建成后风险下降，也具备更充足的条件和时间完成融资安排准备。
可再生能源项目近年不断变化融资渠道和游戏规则，不同国家适用不同模式，个别项目采用融资租赁模式，如案例介绍中的黑山风电项目。
6．一些项目引入了长期投资基金。
项目在建成或运营一段时间后， 31/92 股权出售给机构投资者包括保险机构和养老基金。
例如案例中列举的Enel墨西哥Villanueva光伏项目，项目投资方意大利能源公司Enel集团将80%股权出售给加拿大魁北克储蓄投资基金(CDPQ)和墨西哥的养老基金(CKDIM)。
根据我们与投资企业和提供融资的金融机构的访谈，目前中国企业投资“一带一路”国家可再生能源项目时，在融资方面主要存在以下一些问题和困难挑战，这些问题和困难制约了中资机构对“一带一路”国家可再生能源项目的投资潜力。
1.国内资金的回笼滞后造成海外项目开发的资金能力不足。
对民营企业来说，这个问题尤其严重。
2.项目竞争加剧。
项目融资成本的高低是决定投资商竞争报价能力和投资回报率的重要因素。
3.投资国主权担保减少。
没有东道国的主权担保意味着更高的投资风险和融资成本。
4.信用保险机构对可再生能源的支持不够。
很多国别贷款和出口信用保险额度分给了海外的火电项目。
5.融资成本高、融资期限短。
中资金融机构贷款利率缺乏优势，投保出口信用保险增加额外的融资成本。
融资以短期贷款为主，中长期贷款相对较少。
6.纯项目融资难操作。
企业需要为海外项目提供担保，对其后续融资能力制约很大。
32/92
7.项目缺少国际商业金融机构、多边机构和项目所在国金融机构的参与。
中资机构尚未充分利用国际机构的优惠贷款等条件。
8.项目缺少长期投资机构的参与：国际养老退休基金，主权基金、保险公司及其他长期投资机构的长线资金和中国投资的项目缺少对接。
33/92 表4-1：“一带一路”国家可再生能源项目投融资案例 34/92 35/92 来源：作者编制 36/92 4.1中资参与的项目案例4.1.1中国电建巴基斯坦大沃风电项目 该项目位于巴基斯坦南部城市卡拉奇以东约60公里的巴哈伯尔地区，是“中巴经济走廊建设计划”中14个优先发展项目之
一。
中国电建持有项目93.3%股权，装机容量49.5MW，总投资额约1.15亿美元。
项目于2015年3月开工建设，2017年4月投入商业运行，中国工商银行为项目提供出口买方信贷贷款支持，贷款本金为7882万美元，中信保为项目贷款本金和利息提供保险。
项目采用BOO模式,与巴基斯坦国家电网公司NTDC签署了20年购电协议，年利用小时2800，电价的确定原则是“成本+回报”的方式，预计资本金内部收益率为15%-17%。
4.1.2三峡集团巴基斯坦信德风电项目该项目位于距离巴基斯坦南部城市卡拉奇80公里的信德省。
项 目一期装机容量为49.5MW，总投资约1.3亿美元。
项目一期于2015年3月竣工，年发电量约1.4亿度。
2018年6月，二期项目99MW全面投产，总投资约2.3亿美元，年发电量约3亿度，采用BOO模式,运营期20年。
项目融资采用有限追索项目融资结构，由国家开发银行牵头组织银团贷款。
4.1.3中国电力哈萨克斯坦扎纳塔斯风电项目该项目位于哈萨克斯坦江布尔州的扎纳塔斯，中国电力持有项 目80%股权，装机容量100MW，总投资约1.6亿美元，于2019年 37/92 7月正式开工建设。
项目建设期股东贷款垫资，计划投产后置换成多边机构牵头的有限追索银团贷款，融资币种为美元和当地货币。
项目签署的购电协议保证15年固定电价、当地货币计价和支付、有通胀和汇率年度调整机制。
项目预计年利用小时3500，当地电网保证全额收购，能源部出具支持函保证。
4.1.4中国电建哈萨克斯坦谢列克风电项目 该项目位于哈萨克斯坦阿拉木图州的伊犁河河谷地带，装机容量60MW，于2019年6月正式启动项目建设。
该项目已被列入中哈产能合作重点项目清单，当地投资方为哈萨克斯坦最大国有能源开发公司——萨姆努克能源公司。
中国电建以股东贷款方式融资。
项目建成后，年生产2.3亿度电，等效发电小时数达3800小时以上。
4.1.5中国电力越南平顺风电项目 该项目位于越南东南部沿海平顺省绥丰县，中国电力持有项目80%股权，装机容量90MW，预计在2021年投产。
项目建设期计划由工程承包商提供短期融资，运营期考虑有担保的银行贷款或发债融资。
项目购电协议PPA时间20年，采用美元计价的固定电价，电价将随汇率变动作相应调整。
越南盾为电费支付货币，越南政府对电费收入兑换美元并能汇出越南境外提供承诺。
项目预计年利用小时2500-3000，越南国家电力集团(EVN)负责收购，但按实际上网电量结算，没有电网限电收入损失的补偿机制。
38/92 4.1.6国家电力投资集团黑山莫祖拉风电项目该项目位于欧洲巴尔干半岛的黑山共和国南部港口城市巴尔， 2019年4月投入试运营，装机容量46MW，总投资额9千万欧元，由中国国家电力投资集团所属上海电力股份有限公司与马耳他政府联合投资于。
德意志银行牵头的银团向中电投融和融资租赁有限公司在黑山设立的全资子公司提供了6950万欧元的银团贷款，用于购买风电设备等租赁资产，并作为出租人向上海电力在黑山成立的子公司出租。
4.1.7北方国际克罗地亚塞尼风电项目该项目位于克罗地亚中部亚得里亚海沿海塞尼市，项目装机容 量156兆瓦，总投资额约1.79亿欧元。
克罗地亚为欧盟成员国之
一，也是“一带一路”沿线中东欧十六国之
一。
塞尼风电项目是该国可再生能源市场改革后第一个不使用政府固定电价补贴的大型项目。
2017年11月，北方国际通过收购获得项目建设权和25年运营权。
项目于2018年11月开工，建成后预计年均发电3400小时，年发电量5.3亿度。
预测项目税后内部收益率为10.65%，税后投资回收期为9.43年。
4.1.8龙源电力南非德阿风电项目 该项目位于南非北开普省德阿镇，是中国在非洲第一个集投资、建设和营运为一体的风电项目。
龙源电力持有项目60%股权，另外由两家当地公司各持有20%股权。
项目分两期，装机容量分别为 39/92 100.5MW和144MW，总投资额约25亿元人民币。
2017年10月两期项目同时进入商业化运行。
项目采用无追索项目融资模式，全部贷款由当地商业银行Nedbank和当地政策性银行IDC组成银团提供。
项目签订20年固定电价售电协议，电网限电损失有补偿机制，当地政府/能源部提供担保。
2018年完成发电利用小时3120小时。
4.1.9中兴能源巴基斯坦真纳光伏项目 该项目位于巴基斯坦旁遮普省巴哈瓦尔布尔市真纳光伏产业园，总装机规模为900MW，分三期实施，总投资额约15亿美元。
中兴能源持有项目100%股权。
项目于2016年6月完成300MW一期工程及顺利并网，成为中巴经济走廊首个完成融资、首个建成并网发电的能源项目。
融资由中国进出口银行、国家开发银行牵头，联合江苏银行、渤海银行提供银团贷款，并投保中信保的“海外投资险”。
项目电价机制为预先电价(UpfrontTariff)，即国家电力监管局(NEPRA)公告PPA年限内的收购电价(Levelizedtariff)，提供巴基斯坦电力公司及光伏电站投资商作为参考，待项目的相关成本确定后提出电价申请并交由国家电力监管局(NEPRA)批准。
从2018年起，巴基斯坦的光伏项目改成以电价为基础的竞标机制(Tariff-basedAuction)。
项目年利用小时1300-1400，中兴能源与巴基斯坦国家电网公司NTDC签署了20年购电协议。
4.1.10金风科技阿根廷Helios风电项目 该项目群包括LomaBlanca1、2、3、6期及Miramar在内的共 40/92 计5个风电项目，总装机规模为355MW。
项目于2018年7月开工，计划2019年12月底全部完工，总投资额约8亿美元，金风科技持有项目100%股权。
项目获4.75亿美元国际银团贷款支持，由中国银行和西班牙桑坦德银行联合牵头包销，金风科技提供母公司担保并投保中信保。
金风科技通过上网电价竞标获得项目特许经营权，与电力收购方阿根廷全国电力批发市场管理公司(CAMMESA)签署购电协议。
项目全年风力发电利用小时数为4900小时。
4.1.11阿特斯巴西霹雳波光伏项目 该项目位于巴西米纳斯吉拉斯州，分为三期，总装机容量399MW，阿特斯阳光电力集团和法国电力集团分别持20%及80%的股权。
三期项目已分别于2017年11月、12月和2018年6月投入商业运营。
一期项目91.5MW，融资来源分为两部分：第一部分来自约合人民币4亿元的16年期基建债券，由泛美开发银行（IDB）和泛美投资公司（IDBInvest）共同担保。
第二部分来自巴西发展银行（BNDES）为期18年的约合人民币9.6亿元的项目融资。
二期项目115MW，获得了来自拉美地区最大的区域开发银行巴西东北银行（BNB）和东北宪法基金（NortheastConstitutionalFund）约合人民币6.64亿元的项目融资。
项目和巴西电力商业化商会（CCEE）签署了为期20年的电价与通胀挂钩的购电协议。
4.1.12阿特斯阿根廷卡法亚特光伏项目 该项目位于阿根廷萨尔塔省，装机容量100.1MW，于2019年 41/92 7月投入商业运营。
作为阿根廷政府2016年推出的可再生能源发展计划的一部分，卡法亚特电站通过招标签署为期20年的购电协议(PPA），价格为56.28美元/兆瓦时（美元计价，当地货币支付），电力收购方为阿根廷全国电力批发市场管理公司(CAMMESA)。
世界银行和阿根廷政府通过可再生能源信托基金为该项目购电协议提供担保。
三家银行共同提供了5000万美元的无追索权项目融资，包括拉丁美洲开发银行提供的3000万美元的15年期A类贷款，阿根廷投资外贸银行提供的1500万美元15年期平行贷款,和布宜诺斯艾利斯城市银行提供的500万美元的10年期平行贷款。
项目年发电利用小时在2100左右。
4.1.13晶科能源阿根廷圣胡安光伏项目 项目位于圣胡安省首府西北201公里处，装机容量为80MW，总投资额为1.04亿美元，于2019年5月投运。
项目资金来自多边机构，美洲开发银行集团和中国银行采用AB贷款模式，即按照同等利率提供联合贷款，享有多边机构贷款的优先偿债权和成员国对国际多边机构的税率优惠，属于无追索权项目融资模式，没有出口信贷保险机构的保险。
贷款期15年，利率在6%左右，币种美元。
项目与阿根廷全国电力批发市场管理公司(CAMMESA)签订了为期20年的与美元挂钩的固定电价购电协议。
项目年发电利用小时在2100左右。
42/92 4.1.14晶科能源阿布扎比Sweihan光伏项目该项目位于阿布扎比酋长国阿布扎比市向东约120公里的 Sweihan，晶科能源于2017年3月夺标，以0.0242美元/千瓦时创下当时全球最低电站投标价格。
项目的装机容量为1177MW，总投资额为8.612亿美元，晶科能源和日本丸红株式会社分别各持有20％的股权，阿布扎比国有电力公司持股60％。
项目产生的全部电力将通过购电协议（与美元挂钩）出售给阿联酋水电公司（EWEC），期限为25年。
该项目的贷款协议于2017年5月签署，贷款期限25年，无追索权，由八家商业银行组成银团，包括东京三菱UFJ银行有限公司，Norinchukin银行，以及三井住友银行等。
贷款利率每5年核定一次，头五年利率在1.5%以内，五年后可以按新市场利率重新安排融资，或者续贷但利率按约定机制上升。
项目于2019年7月全面投入运营。
4.2国际资本参与投资的项目案例4.2.1ScatecSolar马来西亚Redsol光伏项目 该项目装机容量为47MW，总投资约为4700万美元，由ScatecSolar与富马斯（马来西亚）私人有限公司联合投资。
ScatecSolar是一家总部位于挪威的全球独立光伏发电投资开发商，目前拥有1.5GW的运营和在建光伏电站，分布在阿根廷、巴西、捷克、埃及、洪都拉斯、约旦、马来西亚、莫桑比克、卢旺达、南非和乌克兰，并在非洲、亚洲和中东地区拥有5GW的前期项目储备。
富马斯（马 43/92 来西亚）是一家总部位于美国和马来西亚的资产管理和开发公司，专注于南亚和东南亚的可再生能源。
项目与马来西亚公用事业公司Tenaga签署了为期21年购电协议,年发电利用小时在1400左右，年收入约为600万美元。
2019年1月，ScatecSolar宣布完成融资，法国巴黎银行为项目提供无追索的项目融资，覆盖73%项目的总投资。
4.2.2B.GRIMMPower越南油汀光伏项目 该项目位于越南西南部高原的西宁省，总装机容量为420MW，由越南当地的春桥公司与泰国
B.GRIMM电力公司共同开发，中国电建协助业主完成融资。
项目是越南及整个东南亚片区装机规模最大的光伏电站，总投资额为137亿泰铢。
建设期融资采用中国电建延付应收账款买断模式，业主提供备用信用证担保，国内银行提供短期融资（中国电建应收款保理融资），中信保提供特定合同保险支持，承保2年期内的政治和商业风险。
2019年6月电站全部投入商业运行，电站建成后业主再寻求其他银行贷款融资渠道。
4.2.3PrimeRoadAlternative柬埔寨磅清扬光伏项目该项目位于柬埔寨磅清扬省，总装机容量为60MW，由泰国私 募股权基金PrimeRoadAlternative公司以3.877美分/KWh的最低价中标开发。
该项目由亚洲开发银行(ADB)提供支持，吸引了26家竞标者，创下了东南亚光伏项目的最低电价记录。
项目通过BOO形式开发，根据长期电力购买协议将电力出售给柬埔寨电力公司ElectriciteduCambodge(EDC)。
该项目是亚洲开发银行支持柬埔寨 44/92 磅清扬省国家100MW光伏园计划的一部分，除了亚开行提供764万美元的主权贷款，融资方还得到来自世行战略气候基金（StrategicClimateFund）的1100万美元贷款和300万美元捐赠，以及由韩国东亚与知识合作基金（RepublicofKoreae-AsiaandKnowledgePartnershipFund）提供的50万美元技术能力建设捐赠。
4.2.4世界银行孟加拉可再生能源项目2019年3月，世界银行宣布将向孟加拉国提供1.85亿美元用 于该国310MW的可再生能源项目开发，并鼓励私营部门参与，以帮助提高该国日益增长的电力需求。
该项目主要包括：50MW的Feni光伏电站、150MW的光伏电站和110MW的屋顶光伏项目。
在孟加拉芬尼Feni区建50MW光伏项目是世行资助的首批项目。
世行此次的信贷来自于贷款人国际开发协会（IDA）提供的优惠性融资，贷款期限30年，包括5年的宽限期，利率为1.25%，外加0.75%的服务费。
这1.85亿美元资金还包括来自世界银行气候投资基金（CIF）2638万美元贷款和战略气候基金（SCF）287万美元赠款。
该项目将由孟加拉国电力公司（EGCB）和孟加拉国基础设施发展有限公司（IDCOL）实施，除了世行的资金支持，项目计划从私营部门、商业银行和其他来源融资2.12亿美元。
4.2.5ScatecSolar乌克兰Boguslav光伏项目 该项目位于乌克兰切尔卡西地区，装机容量为55MW，年发电量预计为61GWh，总投资约为5400万欧元。
挪威光伏发电投资开 45/92 发商Scatecsolar是该项目的主要股权投资者。
欧洲复兴开发银行(EBRD)、北欧环境金融公司(NEFCO)和瑞典丰德银行已经签署了无追索权债务融资的信贷协议，覆盖70%的项目成本。
项目预计将在2020年上半年投入商业运营。
项目与乌克兰公用事业公司Energorynok签订购电协议，头十年享受固定的上网电价150欧元/兆瓦时，电价用当地货币支付，但每季度用欧元汇率调节。
4.2.6NBT/TotalEren乌克兰Syvash风电项目该项目位于乌克兰南部赫尔松地区，装机容量为250MW，总投 资3.8亿欧元,由法国可再生能源独立发电商TotalEren和挪威风电开发商NBT共同投资。
项目分两个阶段进行，建设工作在2019年夏季开始，完成后将成为该国最大的可再生能源项目。
项目一期133MW于2019年1月筹集了1.55亿欧元的A/B贷款，包括欧洲复兴开发银行（EBRD）提供的A类7500万欧元贷款，绿色增长基金(GGF)和荷兰发展金融公司(FMO)提供的7500万欧元和北欧环境金融公司(NEFCO)提供的500万欧元平行贷款。
2019年8月，法国经合投资公司（Proparco）、黑海贸易与开发银行及芬兰投资基金（Finfund）共同签署项目二期1.076亿欧元的融资协议。
该项目产生的电力将出售给乌克兰国有电力市场批发运营商Energorynok公司。
设计、采购和施工承包商是中国电力建设集团和德国恩德集团（Nordex）。
项目建成后，计划每年发电850GWh，相当于年利用小时3400。
46/92 4.2.7UnitedGreenEnergy哈萨克斯坦光伏项目该项目位于哈萨克斯坦南部，装机容量为50MW，年发电量预 计为73GWh。
该项目是亚洲开发银行（ADB）在中亚地区第一个用当地货币发放的太阳能项目长期融资，哈萨克斯坦经济依赖石油天然气的出口，货币汇率受油价的影响波动较大，使用当地货币融资可以有效地规避汇率风险。
项目由英国UnitedGreenEnergy公司和哈萨克斯坦主权财富基金BaiterekVentureFund组建的合资公司拜科努尔太阳能（BaikonurSolar）投资。
亚开行将向项目提供1150万美元贷款，这是亚开行在哈萨克斯坦首次对太阳能项目开展融资。
欧洲复兴开发银行（EBRD）和清洁技术基金分别为该项目额外提供了3000万美元和1040万美元的资金。
本项目与哈萨克斯坦电力和能源市场营运公司JSCKOREM签署了为期15年的购电协议。
4.2.8Enel墨西哥Villanueva光伏项目 该项目位于墨西哥西北部科阿韦拉州，装机容量为828MW，年发电量为170GWh，从2018年开始陆续进入发电，是目前拉丁美洲和加勒比海地区最大的光伏项目。
项目投资方为意大利能源公司Enel集团，总投资7.1亿美元，目前拥有项目的20%股权，其余80%股权已出售给加拿大魁北克储蓄投资基金(CDPQ)和墨西哥的养老基金(CKDIM)。
欧洲投资银行（EIB）提供了8700万美元（7500万欧元）贷款。
此外，墨西哥商业银行、凯克萨银行、法国外贸银行、三菱日联金融集团、美洲开发银行等也对项目提供了融资支持。
通 47/92 过拍卖，项目得到了15年平均电价为44.9美元/兆瓦时购电合同的支持，以及联邦电力委员会颁发的20年清洁能源证书。
4.2.9胡胡伊能源与矿业公司阿根廷高查瑞太阳能光伏项目 该项目位于阿根廷北部胡胡伊省的高查瑞地区，项目场址海拔超过4000米，日照资源极为丰富，是全球最适合发展光伏发电的地区之
一。
项目装机容量315MW，是拉美目前最大的光伏项目。
业主是阿根廷国有企业胡胡伊能源与矿业公司JujuyEnergiaYMineriaSociedadDelEstado（JEMSE）。
项目于2018年4月正式开工，2019年10月完工，上海电建-中国电建组成联合体EPC是总承包方。
项目合同总金额为3.9亿，其中85%来自中国进出口银行“两优贷款”，是阿根廷第一个落地的中国优惠贷款项目，胡胡伊省政府通过发行绿色债券为项目提供15%融资。
项目建设所在地光照年小时数大于2200，预计年发电量7.89亿千瓦。
4.2.10LTWP联合体肯尼亚图尔卡纳湖风电项目 该项目位于肯尼亚Loiyangalani地区，装机容量为310MW，年发电量为73GWh，总投资约7亿美元。
项目于2017年8月全部投产，是非洲开发的最大风力发电场，也将使肯尼亚成为继南非2100MW和埃塞俄比亚324MW之后非洲第三大风电装机国家。
项目由KP&PAfricaB.V和AldwychInternational及其他若干机构组成的联合体共同开发；债务融资由非洲开发银行牵头多家机构提供，包括欧洲投资银行、东非开发银行、丹麦出口信贷基金会、荷兰国 48/92 家开发银行、南非标准银行和欧非基础设施基金等；荷兰政府提供了1000万美元的捐赠；欧盟通过欧非基础设施基金提供了2500万美元的补贴贷款。
项目与肯尼亚电力公司（KPLC)签订了20年的购电协议，固定电价为75美元/兆瓦时。
4.2.11Neoen萨尔瓦多光伏项目 该项目位于萨尔瓦多中部的罗萨里奥市，装机容量101MW，是中美洲最大的光伏电站由法国可再生能源开发公司Neoen建造和运营。
项目总投资额达1.51亿美元，其中8800万美元来自泛美开发银行（IDB）贷款，3300万美元来自法国经合投资公司（Proparco）。
该项目预计每年将向国家电网提供170GWh电力，相当于年利用小时1700。
4.3“一带一路”可再生能源项目投融资遇到的一些问题 根据我们与投资企业和提供融资的金融机构的访谈，目前中国企业投资“一带一路”国家可再生能源项目时，在投融资方面主要存在以下一些问题和挑战： 国内资金的回笼滞后造成海外项目开发的资金能力不足。
无论是风电、光伏投资运营商还是设备制造和工程施工公司，目前都面临国内可再生能源补贴严重拖欠的问题，民营企业的资金链更是紧张。
随着国内项目贷款宽限期的结束，还本付息压力逐渐加大。
国内可再生能源投资项目资金回笼不畅，严重制约了这些公司在“一带一路”国家进行投资的能力。
与央企比较，民营企业在海外项目 49/92 投融资过程中更处于资金劣势地位。
项目竞争加剧。
近年来，越来越多的国家为可再生能源项目选 择投资人的方式，从原来的固定电价双边谈判形式逐渐转变为竞争招标方式，加大了项目竞争程度，造成电价水平迅速下降。
即使项目设备投资成本不断变低，一些项目的回报率水平也因为招标导致的过度竞争而不能达到预期。
同时，中国企业走出去的热情日益增高，在一些项目的投标上出现彼此竞争情况。
在一些经济发展水平较高的新兴市场，当地公司在可再生能源项目开发的竞争上具有明显的地缘优势。
除此之外，相当多的国际企业，尤其是欧洲传统的电力和能源公司近年来也纷纷加大能源转型的力度，并且得到国际金融机构的低利率融资支持。
基于可再生能源的成本结构，项目融资成本的高低是决定投资商竞争报价能力和投资回报率的重要因素。
投资国主权担保减少。
由于较高的债务水平，一些“一带一路”国家已经很难为电力项目包括可再生能源项目融资提供主权担保。
虽然可再生能源项目的资金需求较传统电力项目规模小，但在一些高风险国家，尤其是购电方实力较弱的国家，没有东道国的主权担保意味着更高的投资风险和融资成本。
信用保险机构对可再生能源的支持不够。
“一带一路”可再生能源项目尚处于发展初期，国内金融机构仍处于摸索阶段。
信息不对称造成融资一般都要抵押和担保，融资模式依然较多采用传统火电水电对外投资项目的“中资银行贷款+中信保保险”模式，未能体 50/92 现可再生能源项目投资规模小、建设期短的特征。
虽然可再生能源投资成本的大幅下降使政府补贴逐渐减少，但金融机构对项目风险和国别风险的判断还缺乏进一步的突破，而且很多国别贷款和出口信用保险额度分给了投资海外的火电项目。
在一些高风险确实需要为项目投保才能取得融资的国家，出口信用保险的覆盖面又不够充分，造成项目落地困难。
融资成本高、融资期限短。
在项目造价和发电效率不断突破瓶颈之后，融资成本成为可再生能源项目平价的关键因素。
相比欧美日资金融机构，中资银行的外币资金拆借成本较高，贷款利率缺乏优势。
贷款银行通常会要求借款人投保中信保出口信用保险，从而增加额外的融资成本。
即使有中信保承保的贷款使银行的实际风险敞口很低，贷款报价也并不十分优惠。
另外，国内企业融资以短期贷款为主，中长期贷款相对较少。
然而，中国企业的一些国际竞争对手利用其低成本和长贷款期的融资优势，在项目竞标时可以报出很低的价格。
例如，法国可再生能源电力公司Neoen披露的其公司2018年欧元债务的加权成本只有3.5%；另一家意大利可再生能源电力司Enel于2017年发行的10年期欧元债券的票面利率只有1.375%。
纯项目融资难操作，公司担保负担重。
按照现有的公司融资模式，中国企业大多需要为海外项目公司提供担保，这将占用大量担保资源，对其后续融资能力制约很大，尤其是没有大量银行授信额度的民企。
所以，即使项目融资模式下利率会较高，但其更有利于 51/92 降低投资企业的或有负债水平。
项目融资运用难有多重的原因。
一方面，可再生能源项目投标 和建设周期的时间点要求性高，很多项目的电价以某一时点是否开工或投产为条件，因此很难有充足的时间满足复杂的无追索项目融资所要求具备的全部条件及各项协议安排。
另一方面，很多国家因为公共负债水平上升和财政的压力，不愿意提供主权还款担保，通常只提供购电协议的履约担保。
然而由于项目所在国主权评级低、购电协议下市场消纳和价格政策框架不健全，金融机构较难接受无追索的项目融资模式。
国际商业金融机构、多边机构和项目所在国金融机构参与较少。
中国企业在“一带一路”国家的可再生能源项目，较少有国际商业金融机构和多边机构（MDA）的参与（具体案例会在下一章节介绍）。
相比而言，这些机构更认可自身对国别和项目的风险评判能力，项目融资模式运用更广泛，贷款也不需要额外的出口信贷机构保险，降低了总体融资成本。
如果只是依靠中国提供的开发性贷款，项目开发的可持续性将不足。
中资银行提供的商业性贷款成本又较高、期限也较短，也不太容易接受结构化的融资安排和还款方式。
由于缺乏合作经验，中资机构尚未充分利用国际机构和项目所在国金融机构的优惠贷款等条件。
项目缺少长期机构资金的参与。
成熟市场的可再生能源项目，投资方往往能在项目运营一段时间并取得稳定收益后，将股权或债 52/92 权出售给综合资金成本更低的国际养老退休基金、主权基金、保险基金及其他长期投资机构，以加快资金的回笼、增加流动性。
但是目前这些长线资金对“一带一路”国家的可再生能源项目更多处于观望阶段，特别是和中国企业投资的项目缺少对接。
53/92
五、促进投资和降低融资成本的建议 针对中国企业投资“一带一路”国家可再生能源项目的现状和所遇到的融资问题，我们提出如下建议，这其中既包括对相关政策制定者的建议，也包括对涉及的金融机构的建议，还包括对投资主体和第三方的建议。
我们希望，通过这些建议的实施，中国企业在“一带一路”国家的绿色投资能得到进一步推动，积极建设绿色“一带一路”，使“一带一路”成为开放、包容、多样的国际区域经济合作平台。
针对中资投资主体的建议：1)加强对项目的选择，做到“有所为而有所不为”；2)鼓励投资“一带一路”可再生能源项目通过股票市场上市融资；3)加强与国际长期资金合作；4)加强与多边机构的混合式融资合作；5)充分利用外资商业金融机构的融资和风控能力；6)拓展债券融资渠道。
针对金融机构的建议：1)中资金融机构应该强化对环境气候风险的分析和管理能力，减少对“一带一路”国家的煤电项目支持，腾出更多资源支持可再生能源项目的发展；2)将可再生能源项目列为建设绿色“一带一路”的重点支持行业，提供优惠的融资条件；3）建议中信保减少对煤电项目的承保，更加积极地支持中国企业和金融机构在“一带一路”国家的可再生能源项目投资；4)完善可再生能源项目的风险评估机制；5)鼓励中资金融机构加速在“一带一路”国家的布局，深入了解当地市场和政策环境，为开拓无追索项目融资和结构化融资创造条件。
54/92 针对政府和监管部门的建议：1)帮助“一带一路”国家开展可再生能源发展机制能力建设；2)为“一带一路”国家提供绿色金融能力建设服务；3)将中资金融机构对“一带一路”国家的绿色贷款纳入MPA等监管考核；4)研究设立专门支持“一带一路”绿色投资的基金；5)考虑由中国碳交易市场接纳中资机构投资的“一带一路”可再生能源项目的碳减排额度。
其他建议：1）建立包括发电企业、设备制造企业、设计和工程施工企业和金融机构的合作联盟，提高竞争力，创立风险共担机制。
2）完善PPP合同管理与监管所必需的制度基础和能力建设。
可再生能源项目很多采用PPP形式，融资银行面临着诸多风险。
因此，合理PPP机制关系着能否获得融资。
3）建立“一带一路”国家可再生能源政策和市场大数据平台。
4）扩大《“一带一路”绿色投资原则》（GIP）的签署机构范围，以GIP发起的“一带一路”绿色项目库为抓手，缓解项目与资金提供方之间信息不对称的矛盾。
5)加快突破人民币跨境使用在“一带一路”投资中的所面临的各种瓶颈。
5.1针对中资投资主体的建议5.1.1加强对项目的选择 “一带一路”国家的可再生能源投资机会很多，中国企业在积极开辟新市场的同时，要认识到不同国家的资源禀赋条件、经济发展水平和投资环境千差万异。
在推进“一带一路”可再生能源投资的大背景下，投资人首先要做到的是对国别、市场、项目的选择， 55/92 “有所为而有所不为”。
如果项目风险很大，即使采取各种政策支持和增信手段，金融机构也不可能过度承担风险而提供低成本的资金。
而且，可再生能源项目的财务可行性处于动态的变化过程中，控制好项目的开发和投资节奏，比单纯地在短期内追求规模更加重要。
经过多年的发展，中国的风电和光伏装机规模达到世界第
一，但很多项目的实际回报率却未达到预期，其中很多盲目投资带来的教训也适用于“一带一路”国家的项目开发。
我们以在“一带一路”国家光伏项目中投资活跃的欧洲ScatecSolar公司作为对比和参照。
ScatecSolar在其2019年中期报告中披露，其到2021年的新增装机目标为4.5GW（每年新增1.5GW）,平均项目内部收益率为13%。
对比中国上市的可再生能源公司如龙源电力、华能新能源、协鑫新能源，目前该公司股票交易价格对应6倍左右的市净率，远远高于中国新能源公司的估值水平。
较高的项目收益率和良好的现金流使市场对该公司的估值有相当大的溢价。
此外，ScatecSolar在可再生能源投资领域上的创新还可资借鉴。
根据ScatecSolar的估计，目前全球可替代的柴油发电市场规模在600GW。
这些柴油机组的发电成本在250-600美元/兆瓦时之间，随着光伏+储能电池成本的不断下降，替代柴油机组在经济上变得可行。
这些用户主要存在于离网的矿场、营地、无电地区和做为企业的备用发电设施。
目前该公司有300MW的储备光伏+储能项目储备，全部分布在非洲。
公司把此新兴业务称为“Release-EnergyasaService”，通过出租系统给客户使用来获得回报。
这种投资与传统的 56/92 公用事业型项目不同，类似于中国的分布式光伏项目，但针对的市场主要是使用昂贵柴油发电的离网用户，而且增加了储能装置。
5.1.2寻求上市融资投资“一带一路”可再生能源除了债务融资，也要充分发挥股 权融资的杠杆作用，为债务融资提供支持。
“一带一路”可再生能源项目的投资平台通过资本市场上市融资，可以降低集团负债率，促进项目的滚动开发。
建成的电站达到一定资产规模后，还可以探索发行ABS。
中国最大的风电企业龙源电力2009年上市融资的成功可资借鉴。
当年龙源以3GW的装机规模上市筹集150亿元人民币，创下了中国电力融资史上几个第
一，融资额超过了境外上市中国电力公司首次IPO的总额。
因此，凭借“一带一路”可再生能源项目发展的广阔前景，国内投资企业可以将现有资产和项目储备适时打包上市融资。
上市融资另一个好处是可以吸引提供长期资本的机构投资者，如养老保险和商业保险的股权投资基金，这些机构更容易投资已上市的股票，而不是单个项目层面的股权。
此外，上市还可以吸收充当先导的开发性金融资本，这些资本通过股本投资得以撬动更多的债务融资。
例如，2017年7月，亚行斥资6250万美元认购泰国电力公司
B.Grimm的首次公开募股，用于支持
B.Grimm提高可再生能源发电比例。
中国可再生能源公司最新上市融资的案例是信义能源于2019 57/92 年5月在香港上市。
该公司拥有的光伏电站装机容量为954MW，上市筹集的资金将从母公司信义光能收购540MW的光伏电站。
公司以每股招股价1.94港元（对应2019年预测市盈率11倍及1.2倍市账率）发行18.8亿股新股，筹资36亿港币；公司有意为股东提供稳定派息，承诺将可分派收入的90%~100%用于派息。
近年来，先后有数家投资“一带一路”国家可再生能源项目的公司通过上市方式融资，如印度的AZURE（2016）、法国的NEON（2018）和印度的SterlingWilsonSolar（2019），也有几家公司的上市计划因故推迟，如印度的ReNewPower等。
在表5-1中，我们对拥有“一带一路”国家可再生能源项目的主要上市公司的基本情况做了列示。
58/92 表5-1：参与“一带一路”国家可再生能源项目投资的上市公司 公司名称ScatecSolar 总部 交易所 奥斯陆（挪威） 奥斯陆证券交易所（OsloStockExchange） 股票代码市值（亿美元） SSO 15.91 业务领域太阳能 主要投资国家 南非埃及乌克兰马来西亚巴西洪都拉斯 装机规模（GW)1.9 Neoen 巴黎（法国）NYSEEuronextParis NEOEN EDPR 马德里（西班NYSEEuronextLisbon EDPR 牙）
B.GRIMMPOWERPUBLIC曼谷（泰国）泰国证券交易所（SET)COMPANYLIMITED BGRIM 21.6593.836.83 1）欧洲：法国、芬兰、葡 萄牙 太阳能 2）非洲：莫桑比克、赞比 风能 亚 2.8 储能 3）澳洲：澳大利亚 4）美洲：美国、阿根廷、 哥伦比亚、牙买加、萨尔 瓦多、墨西哥 1）欧洲：比利时、法国、 风能 希腊、意大利、波兰、葡 太阳能 萄牙、罗马尼亚、西班牙 27 水能 、英国 2）美洲：巴西、墨西哥、 加拿大、美国、哥伦比亚 天然气 泰国 热电联产
老挝 太阳能 越南 3.8 水能 柬埔寨 废热发电 AzurePowerGlobal新德里（印纽约证券交易所 AZRE 4.95 太阳能 印度 1.4 Limited 度） （NYSE） AdaniGreenEnergyLimited(AGEL) 古拉吉特邦（印度） 孟买证券交易所（BSE）541450 印度国家证券交易所（NSE) ADANIGREEN BrookfieldRenewablePartners 多伦多（加拿大） 纽约证券交易所（NYSE） 多伦多证券交易所（TSX) BEPBEP-UN ENEL 罗马（意大意大利证券交易所 ENEL 利） (BorsaItaliana) Engie CourbevoieNYSEEuronextParis ENGI （法国） 14.3674.18763.55390.38 太阳能风能 混合动力 印度澳大利亚美国 水电风能太阳能废热发电生物质能 北美哥伦比亚巴西欧洲印度中国 子公司ENELGreenPower： 水电风能太阳能地热能生物质能 欧洲和北非南美北美及中美洲撒哈拉以南非洲亚洲澳大利亚 电力天然气能源服务（其中新能源包括风能、太阳能、生物质能等） 北美拉美非洲亚洲法国比利时、荷兰、卢森堡 5.317.4 43 可再生能源：23.7 BCPGPublicCompany曼谷（泰国）泰国证券交易所(SET) BCPG Limited SPCGPublicCompany曼谷（泰国）泰国证券交易所(SET) SPCG Limited 11.696.33 太阳能风能 地热能 太阳能 泰国日本菲律宾印尼 泰国日本 0.5720.29 来源：上市公司披露，作者编制 59/92 5.1.3加强与国际长期投资基金的合作从全球范围看，拥有ESG投资理念的机构投资者近年来日趋增 多，投资ESG概念的可再生能源项目基金也陆续发起，现有基金的资产组合也在逐渐撤资化石能源行业，“一带一路”国家的可再生能源资产可以作为这部分资金的新投资方向。
增进与投资基金的合作，既包括加强与已有“一带一路”产业基金在项目发起阶段的联合股权投资，或者在运营阶段向基金转让项目股权和收益权以实现资金的更快回笼，也包括与国际资本联合发起更多的“一带一路”专业绿色投资基金。
可以考虑的基金机构包括长期限投资的寿险公司、社保基金、养老基金、国家主权基金、基础设施产业基金、商业银行所属基金、私募股权基金和捐赠慈善基金等。
加强与已有“一带一路”产业基金的联合股权投资。
中国陆续与非洲、东盟、拉美、欧洲、中东欧、阿拉伯国家等多个区域性金融组织成立了投融资专项基金，包括中国-东盟投资合作基金、中非发展基金、中非产能合作基金、中拉产能合作投资基金、国家丝路基金、地方性的丝路基金等。
产业投资人应该与这些基金合作、联合投资，这将有助于以更多的股本金撬动更大的投资规模。
据一些企业反映，部分基金对近年新发起的“一带一路”可再生能源投资项目缺少有经验的项目团队，投资审批过程漫长，有时还对项目收益率提出保底保证的要求。
因此，这是一个逐渐磨合的过程，需要彼此加强在项目尽调和市场理解方面的合作。
国内企业和金融机构 60/92 应该加强与上述基金在沿线国家可再生能源项目的对接，解决信息不对称的问题。
采用向基础设施基金、养老基金、保险、商业银行所属基金出售股权的方式，加快资金回笼。
运营期的风电光伏电站是长期投资主体可选的一类资产配置。
虽然对这种直接项目层面的投资其相对流动性较上市证券差一些，但在发达国家，把经过一定运营期的运作、能够证明提供稳定年收益率的风电光伏电站，作为一种资产类别出售给长期机构投资者的交易非常普遍。
例如汇丰银行英国退休金计划在2018年10月与可再生能源投资商GreencoatCapital达成的协议，向英国太阳能和风电场投资2.5亿英镑。
专栏5-1：国际基金机构收购亚洲可再生能源企业的案例 从全球货币政策环境来看，美国和欧洲将持续减息，目前的低利率甚至是负利率环境仍将延续相当长的时间，很多机构投资基金要求的回报率处于较低水平，有利于可再生能源项目在目前的“资产荒”背景下吸收机构投资的参与。
同时，拥有ESG投资理念的机构投资者近年来日趋增多，投资ESG概念的可再生能源项目基金也陆续发起，现有基金的资产组合也在逐渐撤资化石能源行业，“一带一路”国家的可再生能源资产可以作为这部分资金的新投资方向。
2019年三月，资产价值超过1万亿美元的全球最大主权财富基金——挪威政府全球养老基金（GPFG）宣布清仓所持油气股，这是继2018年7月爱尔兰主权财富基金战略投资基金 61/92 （ISIF）宣布全面撤出化石燃料行业后又一个剥离化石能源投资的主权基金。
下面我们列举了近两年来一些国际基金机构通过股权转让、资产交易方式投资、收购亚洲地区可再生能源公司以支持被收购公司进一步扩张的案例。
⚫2017年10月，纽约全球基础设施基金（GIP）以及包括加拿大公共养老基金（CPPIB）和中国投资有限责任公司(CIC)在内的投资方以37亿美元收购艾贵能源(EquisEnergy)。
总部位于新加坡的艾贵能源是亚太地区最大的再生能源独立发电业者，项目分布在在澳洲、日本、印度、印尼、菲律宾及泰国等地。
⚫2018年6月，新加坡政府投资公司GIC和阿布扎比投资管理局(ADIA)投资印度可再生能源公司Greenko1.55亿美元。
Greenko在2016年已从ADIA与GIC处融得2.3亿美元资金。
2019年3月，两家公司再次投资5.5亿美元作为对Greenko第三轮资本注入。
Greenko公司目前在印度共拥有超过4GW风能、太阳能和生物质项目。
⚫2019年4月，国际金融公司（IFC）和其所属的全球基础设施基金投资印度光伏企业HeroFutureEnergiesGlobal1.25亿美元。
这是国际金融公司对HeroFutureEnergy在2016年投资6250万美元的第二次投资，HeroFutureEnergy公 62/92 司开发太阳能和风力发电，装机容量超过1.2GW。
⚫2019年6月，总部位于北京的丝路基金收购沙特国际电力 水务公司ACWAPower旗下可再生能源公司ACWAPowerRenewableEnergy49%的股份。
ACWAPowerRenewableEnergy是2016年ACWAPower专门设立的一家独立负责清洁能源业务的公司，拥有ACWA在阿联酋、南非、约旦、埃及、摩洛哥的光热发电、光伏以及风电资产，总装机约为1668MW。
5.1.4探索与多边机构的混合式融资在巴黎协议的目标下，国际多边机构逐渐加大对可再生能源项 目融资的支持。
例如，东南亚国家联盟与亚洲开发银行等投资机构日前宣布，将对东南亚10个国家的可再生能源基础设施建设提供超过10亿美元，包括可持续交通、清洁能源以及水资源等。
除了优惠的直接贷款外，多边金融机构如世界银行还提供“部分风险担保”（PartialRiskGuarantee,PRG），在该保证下一家有资质的商业银行开具一张以项目公司为受益人的见索即付备付信用证，一旦PPA项下支付出现违约，IPP项目公司可立即从开证行获得补偿。
同时，项目东道国政府会对多边金融机构提供担保，多边金融机构提供反担保，安排国际一流商业银行开立备付信用证。
63/92 多边机构的政治影响力及其在新兴市场国家可再生能源政策建议中扮演的积极角色，可以帮助化解项目的风险。
由于多边机构参与为项目带来的增信，项目一般可以做到无追索项目融资，不用再投保中信保，降低综合融资成本。
已有的几个成功案例值得总结和推广，比如前面介绍的晶科能源投资的阿根廷光伏项目，就是采用商业银行与多边机构的AB贷款模式。
在此案例中，多边机构-美洲开发银行作为账面贷款人使商业银行机构-中国银行得以共享美洲开发银行的优先债权人地位，同时还享有一些税收优惠。
自“一带一路”倡议以来，虽然国际多边机构就推进“一带一路”建设展开对话并达成合作共识，但项目对接程度有待提高。
多边机构的融资既可以提供有竞争的利率和较长的贷款期限，又可以为项目增信。
中国的企业和金融机构应该在“一带一路”可再生能源项目投融资上加强与多边金融机构合作。
专栏5-2：多边机构参与“一带一路”可再生能源项目投资与公司投资的案例案例1：亚洲开发银行（ADB）对
B.GrimmPower的融资支持。
泰国的
B.GrimmPower公司正在扩大东南亚地区的可再生能源投资，除了泰国地区，还包括柬埔寨、印尼、老挝、缅甸、菲律宾和越南。
2017年7月，亚行斥资6250万美元认购
B.Grimm首次公开募股。
2018年2月，亚行宣布将为
B.Grimm电力公司提供2.35亿美元贷款，支持
B.Grimm提高可再生能源发电比例。
2018年12月，亚行投资1.55亿美元购买
B.Grimm发行的绿色债券。
64/92 案例2：亚洲开发银行对印尼114MW可再生能源项目的融资支持。
亚行分别在2017年12月和2018年5月宣布向印尼首个公用事业规模的光伏电站提供共计1.6亿美元的贷款，用于由VenaEnergy开发位于印度尼西亚东部的风电场和四座太阳能光伏电站。
在第一阶段，亚行通过其两个信托基金，即亚洲私人基础设施基金（LEAP）和加拿大亚洲私营部门气候基金II（CFPSII），在72MW风电项目中投资1.280亿美元。
第二阶段包括42MW光伏项目。
VenaEnergy是亚太地区规模最大的独立可再生能源公司，在澳大利亚、日本、印度、印度尼西亚、菲律宾、台湾和泰国等有11GW电站项目。
案例3：欧洲复兴开发银行和亚洲开发银行对哈萨克斯坦50MW光伏项目的融资支持。
该项目由英国UnitedGreen公司与当地主权财富基金Samruk-KazynaInvest联合投资，贷款提供方包括欧洲复兴开发银行提供3,000万美元、清洁技术基金(CTF)提供1,040万美元以及亚洲开发银行提供1,200万美元。
亚行和欧洲复兴开发银行将以哈萨克斯坦货币的形式提供贷款，清洁技术基金融资以美元和欧元的形式提供贷款。
案例4：亚洲基础设施投资银行(AIIB)和国际金融公司对埃及490MW光伏项目的融资支持。
亚投行将以债务融资的方式为该项目提供2.1亿美元资金。
相关项目还将从私人领域和多边金融机构（IFC）吸引到额外的借款方。
AIIB提供融资的项目包括9处50MW电站和2处20MW电站，所产电力将通过为期25年的购电协议出售给埃及电力输电公司(EETC)。
案例5：金砖国家新开发银行(NDB)转贷支持巴西和印度可再生能源项目。
通过当地金融机构的转贷，金砖国家新开发银行为巴西新增600MW可再生能源项 65/92 目发放3亿美元援助贷款，为印度新增500MW可再生能源项目发放2.5亿美元援助贷款。
各家多边机构对可再生能源的支持承诺和部分项目详见表5-
2。
66/92 表5-2：多边机构对可再生能源的支持承诺和部分项目 机构 时间 承诺或项目 2017年6月15日亚洲可持续能源战略 亚洲基础设施投资银行 两个主权担保类投资项目 （AIIB） 2017年9月5日11个太阳能项目 国家或区域亚洲中亚 内容 1）亚投行支持成员履行《巴黎协定》相关承诺，包括支持成员基于《巴黎协定》的“自主贡献”等能源投资计划；2）将在投资中优先关注风能、太阳能、水电等可再生能源项目，提高现有基础设施能源效率的项目，有助于改善输送网络等基础设施安全和可靠性的系统升级以及减少空气污染等领域。
塔吉克斯坦-乌兹别克斯坦联通公路项目，塔吉克斯坦努列克坝水力发电站项目，总投资近9000万美元。
埃及 以有限追索权项目融资为基础，提供2.1亿美元贷款 2019年7月 亚投行向L＆TInfrastructureFinance提供1亿美元债务融资 印度 1）L＆TInfrastructureFinance将利用债务融资向印度的风能和太阳能项目提供贷款；2）L＆TInfrastructureFinance是L＆TFinanceHoldingsLtd的子公司，是印度可再生能源领域的领先非银行金融公司。
亚洲开发银行（ADB）多家机构 金砖国家新开发银行（NDB） 世界银行 2018年2019年5月2017年4月2019年4月 2015年2019年3月 与气候资金相关的承诺 将对东南亚10个国家的可再生能源基础设施建设提供超过10亿美元的资金支持以及技术支持，包括可持续交通、清洁能源以及水资源等 与巴西国家社会经济发展银行签署首份针对巴西的贷款协议与南部非洲发展银行签署一项总额3亿美元的融资协议与南非国家电力公司（Eskom）签署1.8亿美元的主权担保贷款协议 承诺其28%的投资资金将用于应对气候变化 向孟加拉国提供1.85亿美元用于该国310兆瓦的可再生能源项目开发 亚洲 东盟各国巴西非洲南非 发展中国家 孟加拉国 2018年亚行与气候资金相关的承诺额有36亿美元，其目标是到2020年批准的年度气候融资达到60亿美元，其中40亿用于减排，20亿用于适应。
并从2019年到2030年累计达到800亿美金，且要求75%的项目支持应对气候变化。
亚开行：3亿美元东盟基础设施建设基金：7500万美元德国复兴信贷银行(KfW)：3.36亿美元欧洲投资银行(EIB)：1.68亿美元法国开发署(AFD)：1.68亿美元 该协议涉及的贷款总额为3亿美元，贷款期限为12年，将主要用于发展巴西的可再生能源项目 用于南部非洲发展银行指定的风能、太阳能、生物能等可再生能源项目 用于Eskom在未来15年建设可再生能源输配电项目 1）世行宣布将在2020年前投资160.1亿美元帮助非洲国家发展低碳能源产业，以适应气候变化；2）世行下属的国际金融公司（IFC）也计划到2020年将气候变化投资从目前的每年22亿美元增至35亿美元，以撬动每年130亿美元的私有资本支持气候变化项目。
1）世行的拨款主要通过孟加拉国基础设施发展有限公司（IDCOL）发放；2）此次的新资金主要将被用于屋顶光伏；3）世行此次的信贷来自于贷款人国际开发协会，后者提供优惠性融资，贷款期限30年，包括5年的宽限期，利率为1.25%，外加0.75%的服务费。
欧洲复兴开发银行（EBRD） 欧洲投资银行（EIB） 2018年2019年2018年2019年2019年2018年2018年 2019年9月 脱碳能源五年新战略计划可再生能源/能源效率私人投资土耳其的清洁能源发展逐步减少煤炭使用并以可再生能源替代煤炭最大私营太阳能项目融资光伏电站（30MW）融资可再生能源利用规模扩大 化石燃料撤资计划草案 乌克兰土耳其 波兰约旦蒙古哈萨克斯坦 不再为煤炭开采或燃煤发电提供资金，而将重点放在可再生能源上 向乌克兰国家进出口银行拨款4000万欧元，用于支持乌克兰可再生能源和能源效率领域的私人投资 将总计3.6亿元美元资助金中的1.015亿元担保给了土耳其阿克芬股份公司用以资助327MW可再生能源项目 计划积极支持波兰新可再生能源的开发，并为陆地和海上风力发电场提供联合融资；已资助了旨在绿色经济部门的67个项目，投资总额超8亿欧元 卡瓦尔能源公司目前拥有逾200兆瓦的运营项目。
欧洲复兴开发银行约旦科威特银行和阿拉伯约旦投资银行为项目提供3500万美元融资 欧洲复兴开发银行、Triodos投资管理和FMO荷兰开发银行将对蒙古首都乌兰巴托东南450公里左右的30MW光伏项目提供3070万美元的融资贷款 批准总额约3亿美元的贷款，用于在哈开发太阳能、风能、水电和沼气等可再生能源领域项目 1）计划旨在对EIB的能源贷款政策进行的重大改革，将能源融资转向储能和自由市场可再生能源；2）贷款变化是否会成为硬性政策将由之后的讨论决定。
法国开发银行（PROPARCO） 2018年6月 向土耳其贷款2500万欧元用于可再生能源项目 土耳其 1）向土耳其第四大私人银行YapiKredi提供2500万欧元的贷款；2）YapiKre
1 摘要 绿色发展是“一带一路”倡议的重要内涵之
一。
推进“一带一路”国家能源结构的低碳转型是绿色“一带一路”建设的一项核心内容，是改善“一带一路”国家生态环境、应对气候变化和支持全球可持续发展的关键所在。
相当数量的“一带一路”国家具备优异的光照辐射和风力资源条件，发展可再生能源的潜力巨大。
当前，中国企业在“一带一路”国家的可再生能源项目股权投资还处于非常早期的阶段，未来在更大规模上参与的潜力巨大。
本报告对中国企业在“一带一路”国家投资的可再生能源项目中的一些 1课题组总顾问为绿色金融发展研究中心主任、中国金融学会绿色金融专业委员会主任马骏博士，课题组负责人为绿色金融发展研究中心访问学者佟江桥。
课题组成员还包括绿色金融发展研究中心经济分析师刘嘉龙和邵丹青，创绿研究院执行主任白韫雯。
课题组感谢合作单位创绿研究院、中国金融学会绿色金融专业委员会，以及支持单位水电水利规划设计总院对本课题的大力支持。
1/92 代表性案例进行了分析，并从中总结了“一带一路”可再生能源项目的融资模式。
此外，报告也对比研究了一些国际企业、金融机构和多边组织参与的投融资项目案例。
根据课题组与投资企业以及提供融资的金融机构的访谈，目前中国企业在投资“一带一路”国家可再生能源项目时，在融资方面存在一些问题和困难，包括：国内资金的回笼滞后造成海外项目开发的资金能力不足；项目竞争加剧；投资国主权担保减少；金融机构对可再生能源的支持不足；融资成本高、融资期限短；纯项目融资难操作，公司融资债务负担重；国际商业金融机构、多边机构和项目所在国金融机构参与较少；项目缺少长期投资机构的参与等。
基于以上案例研究和分析，针对进一步拓宽中国企业参与“一带一路”可再生能源项目投资的融资渠道和降低融资成本的需求，课题组分别从中资投资主体、金融机构、政府和监管部门的角度提出了一系列建议。
2/92 ResearchReport TSINGHUAUNIVERSITYNATIONALINSTITUTEOFFINANCIALRESEARCH 2019-12-27edition InvestmentandFinancingModels,IssuesandSuggestionsforRenewableEnergyProjectsinBRICountries ResearchCenterforGreenFinanceDevelopment Abstract GreendevelopmentisoneoftheessentialprinciplesoftheBeltandRoadInitiative(BRI).Promotinglow-carbontransformationofBRIcountries’energystructuresisacoreelementofGreeningBRI,andthekeytoimprovingtheenvironmentofBRIcountries,dealingwithclimatechangeandsupportingglobalsustainabledevelopment.ManyBRIcountrieshaveexcellentsunlightandwindresources,presentinggreatpotentialfordevelopingrenewableenergy.Asofnow,itisstillatearlystageforChineseenterprises'outboundrenewableinvestmentinBRIcountries,suggestingabundantscalingupopportunities. ThisreportanalyzessomerepresentativecasesofrenewableenergyprojectsinBRIcountriesinvestedbyChineseenterprisesandsummarizestheirfinancingmodels.Thereportalsodoesparativestudyofafewrenewableenergyinvestmentand 3/92 financingcasesinvolvingpanies,financialinstitutionsandanizations.ordingtoourinterviewspaniesthatinvestedinBRIregionsandfinancialinstitutionsthatprovidedfunding,ChineseenterpriseshaveencounteredissuesandchallengesinraisingcapitalforBRIrenewableenergyinvestmentprojects.Theseissuesanddifficultiesinclude:1)inadequateequitycapitalforoverseasprojectdevelopmentduetodelaysinrecoupingdomesticinvestment;2)petitionsforwhichfinancingcostesmorecriticalinwinningtenders;3)lesssovereignguaranteesprovidedbyinvestedcountries;4)alackofstrongsupportfromfinancialinstitutions;5)highfinancingcostsandoftenshorttenureoffinancing;6)pureprojectfinancingcanbedifficulttocarryout,whilecorporatefinancingaddsdebtburdensoninvestmententerprises;7)littleparticipationbymercialanizations,multilateralinstitutionsandlocalfinancialinstitutionsofinvestedcountries;8)alackofparticipationbylong-termequityanddebtcapital.Basedonvariouscasestudiesandanalysis,ourresearchteamputsforwardmultipleproposalsforChineseinvestors,financialinstitutions,anizationsandregulatorsrespectively,soastofurtherexpandfinancingchannelsforChineseenterprisestoinvestinBRIrenewableenergyprojectsandreducefinancingcosts. 4/92 目录 摘要
.........................................................................................................................................................................................
1一、“一带一路”可再生能源项目投资的发展前景..................................................................................................
8 1.1优异的自然禀赋条件.................................................................................................................................................
81.2严重的能源电力短缺...............................................................................................................................................
101.3成本的快速下降........................................................................................................................................................
101.4发展的政策规划支持...............................................................................................................................................
111.5中国企业参与投资的优势......................................................................................................................................
13
二、中国企业投资“一带一路”可再生能源项目现状............................................................................................
........................................................................................................................................................
142.2投资主体和形式........................................................................................................................................................
152.3地域分布......................................................................................................................................................................
162.4金融机构......................................................................................................................................................................
172.5投资风险......................................................................................................................................................................
18 2.5.1国别风险..............................................................................................................................................................
182.5.2政策风险..............................................................................................................................................................
192.5.3市场风险..............................................................................................................................................................
192.5.4输配电能力不足风险.......................................................................................................................................
192.5.5资源风险..............................................................................................................................................................
192.5.6外汇风险..............................................................................................................................................................
202.5.7土地/环境风险...................................................................................................................................................
20三、“一带一路”可再生能源项目的主要融资模式................................................................................................
213.1公司融资......................................................................................................................................................................
213.2项目融资......................................................................................................................................................................
233.3混合式融资.................................................................................................................................................................
253.4可再生能源项目融资的偿还保证机制...............................................................................................................
27四、“一带一路”可再生能源绿地项目投融资案例和问题..................................................................................294.1中资参与的项目案例...............................................................................................................................................
374.1.1中国电建巴基斯坦大沃风电项目................................................................................................................
374.1.2三峡集团巴基斯坦信德风电项目................................................................................................................
37 5/92 4.1.3中国电力哈萨克斯坦扎纳塔斯风电项目..................................................................................................
374.1.4中国电建哈萨克斯坦谢列克风电项目.......................................................................................................
384.1.5中国电力越南平顺风电项目.........................................................................................................................
384.1.6国家电力投资集团黑山莫祖拉风电项目..................................................................................................
394.1.7北方国际克罗地亚塞尼风电项目................................................................................................................
394.1.8龙源电力南非德阿风电项目.........................................................................................................................
394.1.9中兴能源巴基斯坦真纳光伏项目................................................................................................................
404.1.10金风科技阿根廷Helios风电项目.............................................................................................................
404.1.11阿特斯巴西霹雳波光伏项目.......................................................................................................................
414.1.12阿特斯阿根廷卡法亚特光伏项目..............................................................................................................
414.1.13晶科能源阿根廷圣胡安光伏项目..............................................................................................................
424.1.14晶科能源阿布扎比Sweihan光伏项目....................................................................................................
434.2国际资本参与投资的项目案例.............................................................................................................................
434.2.1ScatecSolar马来西亚Redsol光伏项目....................................................................................................
434.2.2B.GRIMMPower越南油汀光伏项目............................................................................................................
444.2.3PrimeRoadAlternative柬埔寨磅清扬光伏项目.....................................................................................444.2.4世界银行孟加拉可再生能源项目................................................................................................................
454.2.5ScatecSolar乌克兰Boguslav光伏项目....................................................................................................
454.2.6NBT/TotalEren乌克兰Syvash风电项目...................................................................................................
464.2.7UnitedGreenEnergy哈萨克斯坦光伏项目..............................................................................................
474.2.8Enel墨西哥Villanueva光伏项目..................................................................................................................
474.2.9胡胡伊能源与矿业公司阿根廷高查瑞太阳能光伏项目.......................................................................484.2.10LTWP联合体肯尼亚图尔卡纳湖风电项目..............................................................................................
484.2.11Neoen萨尔瓦多光伏项目............................................................................................................................
494.3“一带一路”可再生能源项目投融资遇到的一些问题......................................................................................
49
五、促进投资和降低融资成本的建议............................................................................................................................
针对中资投资主体的建议......................................................................................................................................
555.1.1加强对项目的选择............................................................................................................................................
555.1.2寻求上市融资.....................................................................................................................................................
575.1.3加强与国际长期投资基金的合作................................................................................................................
605.1.4探索与多边机构的混合式融资.....................................................................................................................
635.1.5充分利用外资商业金融机构的融资和风控能力拓展融资渠道.........................................................68 6/92 5.1.6拓展债券融资渠道............................................................................................................................................
705.2针对金融机构的建议...............................................................................................................................................
72 5.2.1强化对环境气候风险的分析和预判，减少对海外煤电项目的融资支持，腾出资源支持可再生能源项目的发展.......................................................................................................................................................
725.2.2将可再生能源项目列为建设绿色“一带一路”的重点支持行业..........................................................735.2.3加强对可再生能源项目投资的政策性保险的支持................................................................................745.2.4区别可再生能源项目和常规水火电项目的风险认定............................................................................
765.2.5避免过分强调国别风险而忽视行业和项目风险的客观评估..............................................................765.2.6“一带一路”可再生能源项目的风险认定应该区别于中国的可再生能源项目................................775.2.7尝试开拓新的融资模式，尤其是无追索项目融资和结构化融资.....................................................785.2.8鼓励中资银行加速在“一带一路”国家的布局，深入了解当地市场和政策环境。......................785.3针对政府和监管部门的建议
.................................................................................................................................
795.3.1帮助“一带一路”国家开展可再生能源发展机制方面的能力建设......................................................795.3.2为“一带一路”国家提供绿色金融能力建设服务......................................................................................835.3.3将中资金融机构对“一带一路”国家的绿色贷款纳入MPA等监管考核..........................................845.3.4研究设立专门支持“一带一路”绿色投资的基金......................................................................................845.3.5考虑由中国碳交易市场接纳中资机构投资的“一带一路”可再生能源项目的碳减排额度........885.3.6其他建议..............................................................................................................................................................
88参考文献...................................................................................................................................................................................
91致谢............................................................................................................................................................................................
94 7/92一、“一带一路”可再生能源项目投资的发展前景2017年5月，中国环境保护部、外交部、发展改革委、商务部联 合发布了《关于推进绿色“一带一路”建设的指导意见》，系统阐述了建设绿色“一带一路”的重要意义。
2019年5月，习近平主席在第二届“一带一路”合作高峰论坛上的致辞中，八次强调推进绿色“一带一路”建设的意义、内容和方法。
2018年11月30日，中英绿色金融工作组第三次会议在伦敦举行，中国金融学会绿色金融专业委员会（以下简称绿金委）与“伦敦金融城绿色金融倡议”在会议期间共同发布了《“一带一路”绿色投资原则》（GIP），到目前为止，已有来自14个国家和地区的35个全球机构签署了这项原则。
中国生态环境部组织全球数十家机构发起了“一带一路”绿色发展国际联盟。
国际社会正在形成共同推进“一带一路”绿色化的共识。
推进“一带一路”国家能源结构的绿色化和低碳化转型是绿色“一带一路”建设的一项核心内容，也是改善“一带一路”国家生态环境、应对气候变化和支持全球可持续发展的关键举措。
基于优异的自然禀赋条件、严重的能源电力短缺、成本的快速下降和政策规划的支持，可再生能源在“一带一路”国家具有巨大的发展潜力，并于近年来快速发展。
面对一个具有广阔空间的市场，中国企业参与“一带一路”国家可再生能源项目的直接投资和开发具有多方面的优势。
1.1优异的自然禀赋条件顺应全世界能源低碳化的趋势，很多“一带一路”国家的能源战略 8/92 都纷纷转向发展低碳可再生能源。
相当数量的“一带一路”国家具备优异的光照辐射和风力资源条件，发展可再生能源的潜力巨大。
东南亚和中东地区的光照强度，中亚、东欧和南美地区的风力密度，相较已形成投资规模的中国和全球平均水平更具优势。
一些已运营的风电和光伏项目的年利用小时也大大高于中国项目的平均水平。
同时，“一带一路”国家可再生能源项目开发的优势还包括：有充足的项目建设土地资源，资源分布和负荷中心的地域匹配，由于煤炭油气资源不足导致传统化石能源价格较高等。
根据咨询机构伍德麦肯兹(WoodMackenzie)的分析，2018年印度太阳能光伏平准化发电成本(LCOE)已降至38美元/兆瓦时，较燃煤发电低14%。
图1-1：光伏和风电项目年利用小时对比 来源：《Renewables2019GlobalStatusReport》,作者编制 9/92 1.2严重的能源电力短缺目前“一带一路”国家人均电力装机水平低，很多国家还存在大量 的无电人口，而今后经济的发展潜力大，预计今后对能源电力的需求增速高于世界平均增长率。
能源电力的短缺为可再生能源的发展提供了充足的市场发展空间。
以越南为例，近年来越南的用电量维持在10%左右的年增长率，2018年总发装机容量48GW。
越南工贸部预测，2020年和2025年，其装机容量需分别达到60GW和97GW才能满足快速的电力增长需求，因而2021年越南就可能面对严重的电力短缺。
1.3成本的快速下降 近年来，随着光伏组件价格下跌和转换效率不断提高，光伏发电成本大为降低。
风电随着风力机组价格下调和单机功率提高，度电成本也逐年下降。
2018年2月，沙特阿拉伯Sakaka光伏项目中标价创出当时全球最低（0.025美元/度），其后全球最低价数次被打破。
2019年7月初，巴西拍卖211MW光伏项目创造出破记录的0.0175美元/度价格；8月葡萄牙的拍卖创造出新的世界最低价记录（0.016美元/度）。
可再生能源成本的迅速降低带来对补贴依赖的减少、现金流可预测性的改善以及可开发资源的大幅提高，也会吸引越来越多的投资者和金融机构参与“一带一路”国家项目开发和融资。
10/92 图1-2：光伏组件和陆上风机价格趋势（2008-2018） 来源：BNEF,BloombergFinanceL.P. 1.4发展的政策规划支持很多“一带一路”国家都根据在“巴黎协议”中对碳排放量控制的 承诺，制定了本国的中长期可再生能源发展规划。
许多“一带一路”沿线国家处于生态环境比较脆弱的地区，严重依赖传统化石能源，改变能源结构、增加可再生能源比重刻不容缓。
根据彭博新能源统计，近年来发展中国家可再生能源的投资不断增加，尤其是光伏领域的投资，然而，和已规划的十年后目标相比，现有的可再生能源投资还处在早期阶段。
11/92 图1-3：发展中国家可再生能源年度投资（不包括中国） 来源：BNEF,BloombergFinanceL.P. 以越南和巴基斯坦为例，越南政府计划将该国可再生能源装机容量的份额从2020年的9.9%增加到2030年的21%，；巴基斯坦计划在2025年前新增7GW的可再生能源装机，以减少该国对进口天然气和燃料的依赖。
另外，根据沙特阿拉伯新发布的可再生能源战略，2023年太阳能装机容量目标从原定的5.9GW提高到20GW，可再生能源总装机目标从原定的9.5GW上调至27.3GW。
2019年8月，清华大学金融与发展研究中心（清华CFD）联合VividEconomics与气候工作基金会（ClimateworksFoundation）发布了全球第一份关于“一带一路”国家绿色投资和碳排放路径的量化研究报告（见《支持“一带一路”低碳发展的绿色金融路线图》 /upload/default/20190902/58a1fd8b52d495f48a762e f52878e43d.pdf）。
报告预计
2016-2030年期间，“一带一路”国家在基础设施投资方面需要约12万亿美元的绿色投资，才能确保达到《巴黎 12/92 协定》的气候目标。
1.5中国企业参与投资的优势 虽然“一带一路”国家可再生能源发展前景广阔，但多数国家同时面临资金短缺的问题。
而中国企业传统的出口和工程项目竞争也日趋激烈，通过参与可再生能源项目的股权投资，可以获得工程承包和产品出口的市场机会，也能减少东道国发展可再生能源的资金压力。
近年来，中国可再生能源的大规模发展促进了产品质量及技术先进性的大幅提高，有赖于国内积累的丰富工程建设及运维经验，中国企业能够大大增强投资项目的风险控制，获得良好的回报率。
同时，通过项目投资，不仅能促进产品出口和赢得工程合同，也可获得长期的投资回报。
13/92
二、中国企业投资“一带一路”可再生能源项目现状对比国内可再生能源发电项目的投资规模和“一带一路”国家的长 远发展潜力，中国企业在“一带一路”国家的可再生能源项目股权投资还处于非常早期的阶段，未来在更大规模上参与的潜力巨大。
从已有投资并开始运营的项目来看，中资金融机构是“一带一路”可再生能源项目的主要融资来源。
“一带一路”可再生能源项目的投资主体主要包括1）国有电力企业，2）工程承包建设企业，3）光伏风机设备制造商。
中国企业投资的绿地已运营风电项目主要位于南非、哈萨克斯坦、巴基斯坦、越南和巴尔干地区国家等，更多“一带一路”风电项目仍处于前期开发阶段。
光伏项目的海外投资相对比较分散，在拉美、东南亚、北非和中东都有分布。
除了绿地项目，中国企业还积极在欧洲、美洲和澳大利亚等发达国家收购和建设风电和光伏项目。
2.1投资历史和规模 中国企业开始参与“一带一路”可再生能源项目投资可以追溯到十数年前。
以风电为例，早在2008年和2011年，中国最大的风电开发商龙源电力就开始了在南非和加拿大风电项目投资的前期工作。
龙源电力在加拿大投资的德芙林风电项目是中国发电企业在海外投资运营的第一家风电场，于2014年正式投入商业运营。
2011年，光伏组件制造企业陆续开始海外投资，不过很多项目采用投资建成后再出售的模式，而非长期持有。
绿色和平与四川循环经济研究中心发布的《“一带一路”后中国企业风电、光伏海外股权投资趋势分析》报告指出，2014—2018 14/92 这5年中，中国企业以股权投资形式，在“一带一路”沿线64个国家总计投资了约1709MW的风电和光伏装机，其中光伏项目约1277MW。
目前中国企业拥有更多的在建和储备项目。
以金风科技为例，截至2019年6月30日，持有海外运营风电项目权益容量为283MW，同时在海外在建及待开发项目的权益容量合计则达到1,528MW。
然而，相比国内可再生能源发电项目的已投资规模（2018年底光伏和风电装机容量分别达到174GW和184GW）和“一带一路”国家的长远发展潜力，中国企业在“一带一路”国家的可再生能源项目股权投资还处于非常早期的阶段。
而且，与中国企业在“一带一路”国家投资的煤电项目规模2相比，可再生能源的投资规模也明显不足。
除了“一带一路”国家，中国企业如中广核和三峡集团还积极在欧洲、美洲和澳大利亚等发达国家收购和建设风电和光伏项目。
2.2投资主体和形式从投资主体来看，“一带一路”风电项目的投资主体主要包括1） 国有电力企业，如三峡国际、中广核国际、国投电力、龙源电力、中国电力、京能国际等；2）工程承包建设企业，如中国电建和中国能建；3）风机设备制造商如金风科技。
后两类投资主体通常采用长期持有和建成转让两种模式。
另外，中国的几家国有大型发电集团如国电、华能、国电投等，在国内投资了大量的风电项目，但他们目前在海外的投资规模与上述投资主体相比，并不具备明显的领先优势。
2绿色和平统计数据显示，到2023年，中国股权投资煤电项目的投产装机量预计将达到39.8GW。
15/92 光伏项目的投资主体目前主要是光伏组件制造企业，如晶科能源、阿特斯、天合光伏和正泰新能源等，相比而言国有电力企业参与不多。
投资形式包括长期持有和运营，即BOO、BOT、BOOT以及IPP模式。
也有很多组件制造企业和承包企业投资时已找好项目建成运营后的买家,或者在项目运营时根据资金情况和市场需求择机出售，投资的主要目的是带动产品出口销售而不是长期持有。
2.3地域分布中国企业在“一带一路”国家投资并运营的风电绿地项目主要位于 南非、哈萨克斯坦、巴基斯坦、越南和巴尔干地区的国家，更多的“一带一路”风电项目仍处于前期开发阶段。
中国最大的风电运营公司龙源电力在2019年中期报告中披露，将加大“一带一路”沿线国家项目开发力度，强化前期工作，力争使海外风电投资业务在波兰、乌克兰、越南、孟加拉、阿根廷、埃及等重点国别市场取得新突破（目前龙源海外只有南非和加拿大运营项目）。
除了绿地项目，中国企业也收购了大量的海外风电项目，主要包括三峡、中广核和国电投等集团对英国、德国、澳大利亚和南非海上/陆上风电项目/公司的收购（近期也开始进行绿地开发）。
光伏项目的海外投资相对比较分散，在拉美、东南亚、北非和中东都有分布。
中国的光伏产品在全球市场的占有率比风电设备更高，被更多的国家所认可。
近年来，随着光伏产品价格大幅下跌，在很多新的“一带一路”国家，光伏项目的开发得以加速。
埃及、摩洛哥，阿联酋、哈 16/92 萨克斯坦、阿根廷、墨西哥和巴西等国家都陆续有中国企业投资的光伏电站进入运营。
在本报告具体投资项目案例分析的章节（第四部分）中，课题组详细列出了不同类型和不同国别项目的投资分布。
2.4金融机构 从已有投资并开始运营的项目来看，中资金融机构是“一带一路”可再生能源项目的主要融资来源。
其中，政策性金融机构如国开行、进出口银行和中国出口信用保险公司承担了重要角色。
同时，四大行为主的国有商业银行也为很多项目提供了贷款。
以中国为主导的新兴多边开发金融机构如亚投行和丝路基金也开始逐渐参与。
部分外资银行也参与了“一带一路”可再生能源项目，比如法国外贸银行、法国巴黎银行、日本三井住友银行、渣打银行、汇丰银行和新加坡华侨银行等，其中一些是通过加入中资金融机构组织的银团贷款模式参与。
除了参与中国企业投资项目的融资外，中资金融机构也积极参与有中国公司作为EPC承包商或关键设备提供商的“一带一路”国家的可再生能源项目，比如：1）中国银行参与股本金搭桥贷款(EBL)及高级债银团的迪拜950MW光热光伏电站项目，由迪拜水电局DEWA、沙特水电公司以及丝路基金共同投资，上海电气为EPC承包商；2）中国银行牵头提供出口信贷融资支持的安能巴西553MW太阳能电站。
17/92 中国政策性金融机构国内商业银行 商业银行国外商业银行国内基金 基金国外基金 中国进出口银行国家开发银行 出口信用保险公司中国工商银行中国银行中国建设银行·中国农业银行······渣打银行汇丰银行花旗银行东道国当地银行······ 丝路基金中非产能合作基金中拉产能合作基金地方一带一路基金 ······淡马锡黑石基金麦格理基金加拿大/日本养老基金 ······ 国际多边金融机构 亚投行欧洲复兴开发银行 亚洲开发银行 ······ 图2-1：“一带一路”可再生能源投资项目涉及的金融机构 来源：作者编制 2.5投资风险2.5.1国别风险 包括经济风险和政治风险。
多数“一带一路”沿线国家的经济发展相对落后，金融市场稳定程度相对较低。
部分国家债务负担重，财政收入不足，造成主权信用评级低。
个别国家政治局面不稳定，存在战争、 18/92 动乱和政权更替的风险。
2.5.2政策风险 在平价上网完全到来之前，很多可再生能源项目还依赖政府的补贴，由此带来补贴机制变化造成的政策风险。
一些国家在制定新的项目电价过程时，对已批项目的电价也做出修改，带来投资回报的不确定性。
2.5.3市场风险 市场风险主要包括项目的电价和电量不确定性带来的风险。
相对传统的固定电价或固定补贴模式，一些国家逐渐开始让可再生能源项目进入电力市场参与市场竞价，造成电价的不确定性。
即使有购电协议的保证，购电公司在电价支付上也有可能拖期延付，甚至因为自身财务问题，造成购电协议不能履约。
2.5.4输配电能力不足风险 可再生能源项目的发展需要当地电网设施和传输能力的对应配套。
中国可再生能源发展中一个可以吸取的教训是要避免装机规模与输电能力增长脱节而导致严重的电网限电，产生大量的弃风弃光电量损失。
这一情况现在已开始在其他国家出现，如越南光伏电站项目为享受2019年6月30日前投产的9.35美分/度的并网优惠价格，上半年密集投入运行规模达4GW，致使部分输电线路严重过载。
2.5.5资源风险 风电的发电量依赖项目所在区域的天然风资源和实际来风情况， 19/92 光伏发电的发电量则取决于电站所在地区的光照强度。
虽然项目前期的资源勘测决定了项目的可行性，但风光资源的波动和其他气候因素的变化会造成实际发电量与预测发电量的不一致。
2.5.6外汇风险 “一带一路”国家的货币汇率通常波动频繁，一些货币近年来发生过大幅贬值情况。
同时，外汇储备不足可能导致政府无法实现汇兑承诺，导致外国投资者的利润难以回流。
2.5.7土地/环境风险 可再生能源项目虽然较传统能源项目更低碳环保，但也会面临来自各方面的生态环境挑战。
譬如项目建设对土地环境、生物多样性以及原居民的负面影响，如安置处理不当会带来项目延期甚至中止的风险。
如果没有充分沟通好环境影响的问题，，容易导致当地社区的不认同。
相比化石能源项目，光伏和风电项目占地面积较大，会带来前期土地征收和运营期使用中的不确定性。
20/92
三、“一带一路”可再生能源项目的主要融资模式由于国别、项目类型、风险分担机制、项目业主的不同，“一带
一 路”国家的可再生能源项目所选择和适用的融资模式也有所区别，一般可以分为三大类：公司融资、项目融资和混合式融资 3.1公司融资在这种模式下，由借款方的股东或第三方提供担保和资产抵押，金 融机构主要根据借款方和担保方的信用来为项目发放贷款，而非考虑项目本身的收益和资产。
贷款在发生违约时，金融机构对项目发起人有追索权。
在这种模式下，具体的贷款方式分为出口买方信贷、出口卖方信贷、两优贷款、银团贷款和发债融资等。
其中出口买方信贷的借款人是项目公司，但项目的投资人需承担担保责任。
金融机构可以是国内银行（包括政策性银行）、当地银行和国际银行。
通常境外银行按照“内保外贷”模式操作，即境内银行或法人为境内企业在境外注册的企业开立融资保函，境外银行凭借收到的保函给境外企业发放相应贷款，解决境外项目公司由于成立时间短或规模小而无法直接得到海外授信的困难。
公司融资模式下，项目贷款反映在投资人的资产负债表上，是一种“表内融资”。
中国公司通常为自身的海外项目股权投资，购买中信保的“海外投资（股权）保险”，承保股权部分的风险。
如果金融机构是中国的银行，通常也购买“海外投资（债权）保险”，承保贷款的本金和利息部分的还款风险，但海外投资险只保“政治风险”，即战争骚乱、政府征收、 21/92 汇兑限制和政府违约等风险。
政府违约风险是指项目所在国主权机构（如财政部、央行）和次主权机构（如电网公司等）不履约签署的购电协议和特许权协议的风险。
如果某融资项目由中国的工程承包商建设且由中资银行机构提供出口买方信贷，金融机构通常会要求项目业主购买中信保的“中长期出口信贷保险”，被保险人是融资银行。
“中长期出口信贷保险”承保范围同时包括“商业风险”和“政治风险”，承保债权部分的风险，标的是贷款本息。
中信保承保基本政治风险（赔比95%）、政府违约风险（赔比95%）和商业风险（赔比50~65%），其中商业风险主要指借款人因破产、结算或拖欠等原因未能按时还本付息的风险。
在后面的案例介绍中，中国电建在巴基斯坦投资的大沃风电项目就是工商银行贷款+中信保投保这种模式。
此外，除了向金融机构申请贷款外，中国公司还可以通过发行债券融资。
龙源电力在加拿大投资的德芙林风电项目就是在建设期利用母公司担保的短期贷款融资，投产后以18年期4.3%固定利率债券方式完成短期融资的置换。
此外，三峡、京能，金风也分别在香港为海外风电项目发行过债券。
公司融资模式下，金融机构在贷款偿还上对项目发起人具有追索权，从而对项目股权转让带来一定约束。
发起人的大股东通常会向融资方提供一定的担保义务，如果在担保期打算转让股权，融资银行往往要求股权的受让方具有同等资信并提供同等的财务担保。
22/92 3.2项目融资项目融资主要以为经营项目而成立的专门公司的名义借款，以项 目所属公司的资产作为还款担保，用项目运营产生的现金流作为还款来源并运用各种协议把不同节点的风险在业主、承包商、运维商等相关方之间实现了分担。
例如，利用EPC合同中承包商的赔偿金机制来规避项目完工建设方面的风险；凭借运维商提供发电量保证及功率曲线保证来降低项目运营期的相关风险。
相对公司融资，项目融资的债权人承担了较高的风险，因此资金成本往往高于公司融资。
但是，作为一种“表外融资”，项目融资可以在不增加投资人负债水平的情况下获得项目的资金来源。
项目融资又可分为无追索权和有限追索权两种类型。
无追索权是指贷款只依靠项目的未来收益和资产抵押作为还款保障，在贷款发生不能按时偿还时，贷款人对项目投资人无任何追索权。
有限追索权是指项目投资人或第三方担保人仅在有限时间或范围内承担一定赔偿责任，如项目在建设期未形成资产时，或在双方达成的部分贷款金额和追索条件之内。
项目融资一般适用于能够产生长期稳定的现金流的项目，包括风电、光伏等可再生能源项目。
相对公司融资，项目融资更多运用于经济发展水平较高、可再生能源机制较成熟的国家。
而在主权评级较低且可再生能源定价、购买和消纳缺乏稳定保障机制的“一带一路”国家，金融机构对项目的风险接受程度低，项目融资的应用并不普遍。
而且，项目融资涉及多方利益和风险分配，要求金融机构有详细的国别行业前 23/92 景判断和深入的项目风险理解，融资关闭时间也比公司融资长。
然而，随着可再生能源成本竞争力的不断提高和“一带一路”国家可再生能源发展规则的完善，项目融资模式应用的空间会越来越大。
根据法兰克福-联合国环境规划署中心的统计，全球范围内可再生能源开发采用项目融资模式的比例从2004年的16%上升到2015年的52%。
即使采用项目融资，中国的金融机构也通常会要求业主投保中信保的“海外投资（股权+债权）保险”，将保单的收益权转让给融资银行，同时将项目的相关资产和权益抵押给银行。
银行融资是否以中信保投保为前提，更取决于对国别和项目风险的判断。
图3-1：可再生能源项目“中资银行出口信贷+中信保”有限追索项目融资结构 来源：作者编制 24/92 3.3混合式融资“一带一路”国家的许多项目面临较高的政治和商业风险，信用评 级等级较低，难以实现完全的项目融资，故较多采用混合式融资方式。
混合式融资的定义分为两个层次。
第一个层次是国际上通用的“混合式融资”（blendedfinancing）,即针对项目特点采用不同融资模式的组合，通常表现为“开发性金融”和“商业性金融”的结合，如项目的贷款既包括多边机构提供的低息优惠贷款，又包括商业银行提供的公司或项目融资，也可能包括一定的捐赠。
后面的具体案例介绍中，很多可再生能源项目的融资属于多边机构和商业机构的联合融资，如阿特斯的巴西霹雳波光伏项目和阿根廷卡法亚特光伏项目。
还有一个层次是指不同阶段下公司融资和项目融资模式的混合和转换。
比如目前在中国企业海外可再生能源项目中采用的—“建设期承包商融资结合运营期项目融资或公司融资”的模式。
相对大型火电和水电项目，由于可再生能源项目投资金额小、建设期短，一些中国工程承包企业通常采用“延付款+应收款买断+特险保+当地银行保函”的模式，先通过国内金融机构提供建设期公司融资，在运营期再转换为项目融资或新担保方的公司融资模式。
承包企业通过投保中信保的特定合同保险，再利用银行提供的保单融资服务，实现工程应收账款贴现，从而在满足业主延付诉求的同时，也帮助承包企业实现了即期收款。
项目建成后，风险相对可控，担保可以解除，这些工程承包企业或新的股权买家再以资产抵押到银行寻求项目融资。
后面案 25/92 例介绍的中国电建作为EPC、泰国
B.GRIMM电力投资的越南油汀光伏项目就是采用这种模式。
这种融资方式适用于期限两年以内的融资需求。
中信保的特定合同保险承担出口商务合同项下因政治风险和商业风险导致的应收账款损失。
相较于采用传统的买方信贷融资的项目，特险产品绝大多数项目不需要其所在国家提供主权担保或者财政担保等复杂条件，仅凭业主自身状况和当地金融机构提供的保函即可进行承保。
相对较为复杂的项目融资方式，这种方式的优点是耗时短，更适合时间性要求高的可再生能源项目。
在传统项目融资模式下，从融资意向洽谈到融资关闭，通常耗时较长，容易错过项目补贴所设定的投产时间点。
图3-2：光伏电站“延付款+应收款买断+特险保+当地银行保函”融资结构 来源：作者编制 无论以上哪种融资方式，一般美元币种贷款利率的制定通常是参考伦敦银行同业拆放利率(Libor)，融资利率通常在六个月Libor的基础上加上一定基点作为年利率，幅度通常反映国别评级和项目具体风险判断。
如果采用本币贷款，则利率根据国别不同差异较大。
一些“一 26/92 带一路”国家债务的融资成本高达15%，比如中亚地区。
印度可再生能源项目卢比借款的利率平均在12%左右。
一些国家因为汇率波动大，即使采用低成本的美元融资，也还要考虑用于锁定汇率风险的货币互换的额外成本。
3.4可再生能源项目融资的偿还保证机制可再生能源发电项目（风电/光伏）的售电收入是偿还贷款本息的 根本保证，项目公司与购电方签署的购电协议（PPA）的结构直接影响到融资的模式和成本，尤其是购电协议里的定价机制和购电量的保证条款，以及发生争议时的解决机制。
购电协议里的电价往往早期采用根据预计投资成本和允许回报率设定的固定电价(“Feed-In-Tariff”)形式。
不过，随着成本的快速下降和投资商数量的增加，越来越多的国家通过招标方式确定项目的开发权和对应的电价水平。
另外，一些国家除了固定电价的购电协议，还有浮动的市场化售电收入和单独的可再生能源补贴机制，如绿证的出售。
这部分电量的价格、波动幅度、时限和支付方式等都是评估贷款偿还风险的考虑因素。
除了价格，通常在合同中还有关于基准发电量担保，当月如果因为不可控原因（如电网限电）造成发电量低于购电协议规定的保证时，电网将按照预先设定的基准发电量支付，保证企业发电收入不受影响，即所谓的“照付不议”条款（“TakeorPay”）。
与中国的可再生能源电价机制相比，很少国家的可再生能源项目电价采用类似的火电标杆电价+可再生能源电价补贴的模式。
补贴电价 27/92 部分的支付拖欠更是一个带有中国特色的问题。
在电量消纳上，一些国家也出现了因为电网结构薄弱、项目规模短时间内上得过快而带来的限电问题。
除了购电协议外，项目的开发、建设、运营及并网也需要一系列的文件支持。
在项目融资模式下，银行通常会要求项目公司把这些合同下的权益转让给贷款银行，作为其提供融资的一种担保性安排。
28/92
四、“一带一路”可再生能源绿地项目投融资案例和问题本章节从中国企业在“一带一路”国家投资的可再生能源项目中选 出了一些有代表性的案例做了介绍，覆盖了不同地区的国家、不同类型的投资主体和差异化的融资模式。
这些项目包括中国电建巴基斯坦大沃风电、中国电力哈萨克斯坦扎纳塔斯风电、中国电力越南平顺风电、国家电力投资集团黑山莫祖拉风电、龙源电力南非德阿风电、中兴能源巴基斯坦真纳光伏、金风科技阿根廷Helios风电、阿特斯巴西霹雳波光伏、阿特斯阿根廷卡法亚特光伏、晶科能源阿根廷圣胡安光伏和晶科能源阿布扎比Sweihan光伏。
同时，我们也罗列了一些国际企业参与的投资项目案例以与中国企业投资的项目做一对比。
这些项目包括ScatecSolar公司马来西亚Redsol光伏、
B.GRIMMPower公司越南油汀光伏、PrimeRoadAlternative公司柬埔寨磅清扬光伏、世界银行孟加拉可再生能源项目、ScatecSolar公司乌克兰Boguslav光伏、NBT/TotalEren公司联合体乌克兰Syvash风电、UnitedGreenEnergy公司哈萨克斯坦光伏、Enel公司墨西哥Villanueva光伏、胡胡伊能源与矿业公司阿根廷高查瑞太阳能光伏、LTWP联合体肯尼亚图尔卡纳湖风电和Neoen公司萨尔瓦多光伏。
通过对不同案例的分析，课题组针对中国企业“一带一路”可再生能源项目的投融资模式总结如下：
1．相比传统电力项目，中国在“一带一路”国家可再生能源项目 29/92 的投资主体更加多元化。
除了大型发电公司如中国电力、上海电力、三峡国际和龙源电力等，更多的项目开发由光伏风电设备商（如晶科能源、阿特斯、金风科技）和工程承包商（如中国电建）承担。
这些设备商和承包商所投资的项目，一部分长期持有，一部分会在运营一段时间后出售给新的买家。
2．中国企业投资项目的融资模式一般包括几种：1）中国政策性银行或商业银行有追索贷款+中信保承保(如巴基斯坦风电、巴基斯坦光伏、越南光伏、阿根廷光伏)；2)多边机构牵头当地或国际银行组建的无追索银团贷款（如哈萨克斯坦风电、哈萨克斯坦光伏、阿根廷光伏、乌克兰光伏、墨西哥光伏）；3）纯当地或国际商业银行组建的无追索银团贷款（如黑山风电、南非风电、巴西光伏、阿布达比光伏、马来西亚光伏）；4）建设期融资由承包商垫资，并由银行提供短期融资应收款保理，电站全部投入商业运行再寻求中长期融资（如越南光伏）。
3.与国际企业投资的“一带一路”国家可再生能源项目的案例对比，中国企业投资的项目较少采用与多边机构“混合融资”的方式。
国际案例中介绍的孟加拉可再生能源项目、乌克兰光伏和风电项目、哈萨克斯坦光伏项目、墨西哥光伏项目、肯尼亚风电项目和萨尔瓦多光伏项目都有不同的多边机构包括世界银行、国际金融公司、欧洲复兴开发银行、亚洲开发银行、非洲开发银行和泛美开发银行的参与。
中国投资案例介绍中唯一的“混合融资”模式是晶科能源阿根廷的光伏项目，中国银行和多边机构美洲开发银行集团的AB贷款模式。
在这种模式下，贷款由多边机构统一与借款人签署借款合同，参贷商业银行与多边机构C签 30/92 署协议，提供联合贷款，并享有多边机构贷款的优先偿债权和成员国对国际多边机构的税率优惠。
4.国际投资的项目较多采用无追索项目融资方式。
国际案例中介绍的马来西亚光伏项目、乌克兰光伏项目和墨西哥光伏项目都采用无追索的项目融资模式,主要源于投资国别重点的差异。
无追索项目融资模式一般适用于国家主权评级高、当地购电方实力较强的国家。
这些国家的项目购电协议条款完善、有东道国的主权担保，外资机构或多边机构较多参与融资。
中国企业较少参与这些主权评级相对较高、可再生能源市场机制比较完善的“一带一路”国家项目融资。
一些国家因为主权级别不高或者购电协议难以满足项目融资的要求，采用了有限追索的项目融资模式。
而且，中国的投资更多来自于中国的央企，资金借贷普遍倾向于中国金融机构常用的有担保的公司融资模式。
5．可再生能源有别于传统电力基建项目的融资特征。
后者因为体量大对国内资金诉求非常明显，相对而言，可再生能源项目建设周期短，但对时间节点要求度高，很多项目电价与投产时间紧密挂钩，因此项目可以采用建设期和运营期不同的融资模式。
建设期往往是股东贷款或者工程承包商提供短期融资，运营期再安排中长期公司融资或项目融资。
项目建成后风险下降，也具备更充足的条件和时间完成融资安排准备。
可再生能源项目近年不断变化融资渠道和游戏规则，不同国家适用不同模式，个别项目采用融资租赁模式，如案例介绍中的黑山风电项目。
6．一些项目引入了长期投资基金。
项目在建成或运营一段时间后， 31/92 股权出售给机构投资者包括保险机构和养老基金。
例如案例中列举的Enel墨西哥Villanueva光伏项目，项目投资方意大利能源公司Enel集团将80%股权出售给加拿大魁北克储蓄投资基金(CDPQ)和墨西哥的养老基金(CKDIM)。
根据我们与投资企业和提供融资的金融机构的访谈，目前中国企业投资“一带一路”国家可再生能源项目时，在融资方面主要存在以下一些问题和困难挑战，这些问题和困难制约了中资机构对“一带一路”国家可再生能源项目的投资潜力。
1.国内资金的回笼滞后造成海外项目开发的资金能力不足。
对民营企业来说，这个问题尤其严重。
2.项目竞争加剧。
项目融资成本的高低是决定投资商竞争报价能力和投资回报率的重要因素。
3.投资国主权担保减少。
没有东道国的主权担保意味着更高的投资风险和融资成本。
4.信用保险机构对可再生能源的支持不够。
很多国别贷款和出口信用保险额度分给了海外的火电项目。
5.融资成本高、融资期限短。
中资金融机构贷款利率缺乏优势，投保出口信用保险增加额外的融资成本。
融资以短期贷款为主，中长期贷款相对较少。
6.纯项目融资难操作。
企业需要为海外项目提供担保，对其后续融资能力制约很大。
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7.项目缺少国际商业金融机构、多边机构和项目所在国金融机构的参与。
中资机构尚未充分利用国际机构的优惠贷款等条件。
8.项目缺少长期投资机构的参与：国际养老退休基金，主权基金、保险公司及其他长期投资机构的长线资金和中国投资的项目缺少对接。
33/92 表4-1：“一带一路”国家可再生能源项目投融资案例 34/92 35/92 来源：作者编制 36/92 4.1中资参与的项目案例4.1.1中国电建巴基斯坦大沃风电项目 该项目位于巴基斯坦南部城市卡拉奇以东约60公里的巴哈伯尔地区，是“中巴经济走廊建设计划”中14个优先发展项目之
一。
中国电建持有项目93.3%股权，装机容量49.5MW，总投资额约1.15亿美元。
项目于2015年3月开工建设，2017年4月投入商业运行，中国工商银行为项目提供出口买方信贷贷款支持，贷款本金为7882万美元，中信保为项目贷款本金和利息提供保险。
项目采用BOO模式,与巴基斯坦国家电网公司NTDC签署了20年购电协议，年利用小时2800，电价的确定原则是“成本+回报”的方式，预计资本金内部收益率为15%-17%。
4.1.2三峡集团巴基斯坦信德风电项目该项目位于距离巴基斯坦南部城市卡拉奇80公里的信德省。
项 目一期装机容量为49.5MW，总投资约1.3亿美元。
项目一期于2015年3月竣工，年发电量约1.4亿度。
2018年6月，二期项目99MW全面投产，总投资约2.3亿美元，年发电量约3亿度，采用BOO模式,运营期20年。
项目融资采用有限追索项目融资结构，由国家开发银行牵头组织银团贷款。
4.1.3中国电力哈萨克斯坦扎纳塔斯风电项目该项目位于哈萨克斯坦江布尔州的扎纳塔斯，中国电力持有项 目80%股权，装机容量100MW，总投资约1.6亿美元，于2019年 37/92 7月正式开工建设。
项目建设期股东贷款垫资，计划投产后置换成多边机构牵头的有限追索银团贷款，融资币种为美元和当地货币。
项目签署的购电协议保证15年固定电价、当地货币计价和支付、有通胀和汇率年度调整机制。
项目预计年利用小时3500，当地电网保证全额收购，能源部出具支持函保证。
4.1.4中国电建哈萨克斯坦谢列克风电项目 该项目位于哈萨克斯坦阿拉木图州的伊犁河河谷地带，装机容量60MW，于2019年6月正式启动项目建设。
该项目已被列入中哈产能合作重点项目清单，当地投资方为哈萨克斯坦最大国有能源开发公司——萨姆努克能源公司。
中国电建以股东贷款方式融资。
项目建成后，年生产2.3亿度电，等效发电小时数达3800小时以上。
4.1.5中国电力越南平顺风电项目 该项目位于越南东南部沿海平顺省绥丰县，中国电力持有项目80%股权，装机容量90MW，预计在2021年投产。
项目建设期计划由工程承包商提供短期融资，运营期考虑有担保的银行贷款或发债融资。
项目购电协议PPA时间20年，采用美元计价的固定电价，电价将随汇率变动作相应调整。
越南盾为电费支付货币，越南政府对电费收入兑换美元并能汇出越南境外提供承诺。
项目预计年利用小时2500-3000，越南国家电力集团(EVN)负责收购，但按实际上网电量结算，没有电网限电收入损失的补偿机制。
38/92 4.1.6国家电力投资集团黑山莫祖拉风电项目该项目位于欧洲巴尔干半岛的黑山共和国南部港口城市巴尔， 2019年4月投入试运营，装机容量46MW，总投资额9千万欧元，由中国国家电力投资集团所属上海电力股份有限公司与马耳他政府联合投资于。
德意志银行牵头的银团向中电投融和融资租赁有限公司在黑山设立的全资子公司提供了6950万欧元的银团贷款，用于购买风电设备等租赁资产，并作为出租人向上海电力在黑山成立的子公司出租。
4.1.7北方国际克罗地亚塞尼风电项目该项目位于克罗地亚中部亚得里亚海沿海塞尼市，项目装机容 量156兆瓦，总投资额约1.79亿欧元。
克罗地亚为欧盟成员国之
一，也是“一带一路”沿线中东欧十六国之
一。
塞尼风电项目是该国可再生能源市场改革后第一个不使用政府固定电价补贴的大型项目。
2017年11月，北方国际通过收购获得项目建设权和25年运营权。
项目于2018年11月开工，建成后预计年均发电3400小时，年发电量5.3亿度。
预测项目税后内部收益率为10.65%，税后投资回收期为9.43年。
4.1.8龙源电力南非德阿风电项目 该项目位于南非北开普省德阿镇，是中国在非洲第一个集投资、建设和营运为一体的风电项目。
龙源电力持有项目60%股权，另外由两家当地公司各持有20%股权。
项目分两期，装机容量分别为 39/92 100.5MW和144MW，总投资额约25亿元人民币。
2017年10月两期项目同时进入商业化运行。
项目采用无追索项目融资模式，全部贷款由当地商业银行Nedbank和当地政策性银行IDC组成银团提供。
项目签订20年固定电价售电协议，电网限电损失有补偿机制，当地政府/能源部提供担保。
2018年完成发电利用小时3120小时。
4.1.9中兴能源巴基斯坦真纳光伏项目 该项目位于巴基斯坦旁遮普省巴哈瓦尔布尔市真纳光伏产业园，总装机规模为900MW，分三期实施，总投资额约15亿美元。
中兴能源持有项目100%股权。
项目于2016年6月完成300MW一期工程及顺利并网，成为中巴经济走廊首个完成融资、首个建成并网发电的能源项目。
融资由中国进出口银行、国家开发银行牵头，联合江苏银行、渤海银行提供银团贷款，并投保中信保的“海外投资险”。
项目电价机制为预先电价(UpfrontTariff)，即国家电力监管局(NEPRA)公告PPA年限内的收购电价(Levelizedtariff)，提供巴基斯坦电力公司及光伏电站投资商作为参考，待项目的相关成本确定后提出电价申请并交由国家电力监管局(NEPRA)批准。
从2018年起，巴基斯坦的光伏项目改成以电价为基础的竞标机制(Tariff-basedAuction)。
项目年利用小时1300-1400，中兴能源与巴基斯坦国家电网公司NTDC签署了20年购电协议。
4.1.10金风科技阿根廷Helios风电项目 该项目群包括LomaBlanca1、2、3、6期及Miramar在内的共 40/92 计5个风电项目，总装机规模为355MW。
项目于2018年7月开工，计划2019年12月底全部完工，总投资额约8亿美元，金风科技持有项目100%股权。
项目获4.75亿美元国际银团贷款支持，由中国银行和西班牙桑坦德银行联合牵头包销，金风科技提供母公司担保并投保中信保。
金风科技通过上网电价竞标获得项目特许经营权，与电力收购方阿根廷全国电力批发市场管理公司(CAMMESA)签署购电协议。
项目全年风力发电利用小时数为4900小时。
4.1.11阿特斯巴西霹雳波光伏项目 该项目位于巴西米纳斯吉拉斯州，分为三期，总装机容量399MW，阿特斯阳光电力集团和法国电力集团分别持20%及80%的股权。
三期项目已分别于2017年11月、12月和2018年6月投入商业运营。
一期项目91.5MW，融资来源分为两部分：第一部分来自约合人民币4亿元的16年期基建债券，由泛美开发银行（IDB）和泛美投资公司（IDBInvest）共同担保。
第二部分来自巴西发展银行（BNDES）为期18年的约合人民币9.6亿元的项目融资。
二期项目115MW，获得了来自拉美地区最大的区域开发银行巴西东北银行（BNB）和东北宪法基金（NortheastConstitutionalFund）约合人民币6.64亿元的项目融资。
项目和巴西电力商业化商会（CCEE）签署了为期20年的电价与通胀挂钩的购电协议。
4.1.12阿特斯阿根廷卡法亚特光伏项目 该项目位于阿根廷萨尔塔省，装机容量100.1MW，于2019年 41/92 7月投入商业运营。
作为阿根廷政府2016年推出的可再生能源发展计划的一部分，卡法亚特电站通过招标签署为期20年的购电协议(PPA），价格为56.28美元/兆瓦时（美元计价，当地货币支付），电力收购方为阿根廷全国电力批发市场管理公司(CAMMESA)。
世界银行和阿根廷政府通过可再生能源信托基金为该项目购电协议提供担保。
三家银行共同提供了5000万美元的无追索权项目融资，包括拉丁美洲开发银行提供的3000万美元的15年期A类贷款，阿根廷投资外贸银行提供的1500万美元15年期平行贷款,和布宜诺斯艾利斯城市银行提供的500万美元的10年期平行贷款。
项目年发电利用小时在2100左右。
4.1.13晶科能源阿根廷圣胡安光伏项目 项目位于圣胡安省首府西北201公里处，装机容量为80MW，总投资额为1.04亿美元，于2019年5月投运。
项目资金来自多边机构，美洲开发银行集团和中国银行采用AB贷款模式，即按照同等利率提供联合贷款，享有多边机构贷款的优先偿债权和成员国对国际多边机构的税率优惠，属于无追索权项目融资模式，没有出口信贷保险机构的保险。
贷款期15年，利率在6%左右，币种美元。
项目与阿根廷全国电力批发市场管理公司(CAMMESA)签订了为期20年的与美元挂钩的固定电价购电协议。
项目年发电利用小时在2100左右。
42/92 4.1.14晶科能源阿布扎比Sweihan光伏项目该项目位于阿布扎比酋长国阿布扎比市向东约120公里的 Sweihan，晶科能源于2017年3月夺标，以0.0242美元/千瓦时创下当时全球最低电站投标价格。
项目的装机容量为1177MW，总投资额为8.612亿美元，晶科能源和日本丸红株式会社分别各持有20％的股权，阿布扎比国有电力公司持股60％。
项目产生的全部电力将通过购电协议（与美元挂钩）出售给阿联酋水电公司（EWEC），期限为25年。
该项目的贷款协议于2017年5月签署，贷款期限25年，无追索权，由八家商业银行组成银团，包括东京三菱UFJ银行有限公司，Norinchukin银行，以及三井住友银行等。
贷款利率每5年核定一次，头五年利率在1.5%以内，五年后可以按新市场利率重新安排融资，或者续贷但利率按约定机制上升。
项目于2019年7月全面投入运营。
4.2国际资本参与投资的项目案例4.2.1ScatecSolar马来西亚Redsol光伏项目 该项目装机容量为47MW，总投资约为4700万美元，由ScatecSolar与富马斯（马来西亚）私人有限公司联合投资。
ScatecSolar是一家总部位于挪威的全球独立光伏发电投资开发商，目前拥有1.5GW的运营和在建光伏电站，分布在阿根廷、巴西、捷克、埃及、洪都拉斯、约旦、马来西亚、莫桑比克、卢旺达、南非和乌克兰，并在非洲、亚洲和中东地区拥有5GW的前期项目储备。
富马斯（马 43/92 来西亚）是一家总部位于美国和马来西亚的资产管理和开发公司，专注于南亚和东南亚的可再生能源。
项目与马来西亚公用事业公司Tenaga签署了为期21年购电协议,年发电利用小时在1400左右，年收入约为600万美元。
2019年1月，ScatecSolar宣布完成融资，法国巴黎银行为项目提供无追索的项目融资，覆盖73%项目的总投资。
4.2.2B.GRIMMPower越南油汀光伏项目 该项目位于越南西南部高原的西宁省，总装机容量为420MW，由越南当地的春桥公司与泰国
B.GRIMM电力公司共同开发，中国电建协助业主完成融资。
项目是越南及整个东南亚片区装机规模最大的光伏电站，总投资额为137亿泰铢。
建设期融资采用中国电建延付应收账款买断模式，业主提供备用信用证担保，国内银行提供短期融资（中国电建应收款保理融资），中信保提供特定合同保险支持，承保2年期内的政治和商业风险。
2019年6月电站全部投入商业运行，电站建成后业主再寻求其他银行贷款融资渠道。
4.2.3PrimeRoadAlternative柬埔寨磅清扬光伏项目该项目位于柬埔寨磅清扬省，总装机容量为60MW，由泰国私 募股权基金PrimeRoadAlternative公司以3.877美分/KWh的最低价中标开发。
该项目由亚洲开发银行(ADB)提供支持，吸引了26家竞标者，创下了东南亚光伏项目的最低电价记录。
项目通过BOO形式开发，根据长期电力购买协议将电力出售给柬埔寨电力公司ElectriciteduCambodge(EDC)。
该项目是亚洲开发银行支持柬埔寨 44/92 磅清扬省国家100MW光伏园计划的一部分，除了亚开行提供764万美元的主权贷款，融资方还得到来自世行战略气候基金（StrategicClimateFund）的1100万美元贷款和300万美元捐赠，以及由韩国东亚与知识合作基金（RepublicofKoreae-AsiaandKnowledgePartnershipFund）提供的50万美元技术能力建设捐赠。
4.2.4世界银行孟加拉可再生能源项目2019年3月，世界银行宣布将向孟加拉国提供1.85亿美元用 于该国310MW的可再生能源项目开发，并鼓励私营部门参与，以帮助提高该国日益增长的电力需求。
该项目主要包括：50MW的Feni光伏电站、150MW的光伏电站和110MW的屋顶光伏项目。
在孟加拉芬尼Feni区建50MW光伏项目是世行资助的首批项目。
世行此次的信贷来自于贷款人国际开发协会（IDA）提供的优惠性融资，贷款期限30年，包括5年的宽限期，利率为1.25%，外加0.75%的服务费。
这1.85亿美元资金还包括来自世界银行气候投资基金（CIF）2638万美元贷款和战略气候基金（SCF）287万美元赠款。
该项目将由孟加拉国电力公司（EGCB）和孟加拉国基础设施发展有限公司（IDCOL）实施，除了世行的资金支持，项目计划从私营部门、商业银行和其他来源融资2.12亿美元。
4.2.5ScatecSolar乌克兰Boguslav光伏项目 该项目位于乌克兰切尔卡西地区，装机容量为55MW，年发电量预计为61GWh，总投资约为5400万欧元。
挪威光伏发电投资开 45/92 发商Scatecsolar是该项目的主要股权投资者。
欧洲复兴开发银行(EBRD)、北欧环境金融公司(NEFCO)和瑞典丰德银行已经签署了无追索权债务融资的信贷协议，覆盖70%的项目成本。
项目预计将在2020年上半年投入商业运营。
项目与乌克兰公用事业公司Energorynok签订购电协议，头十年享受固定的上网电价150欧元/兆瓦时，电价用当地货币支付，但每季度用欧元汇率调节。
4.2.6NBT/TotalEren乌克兰Syvash风电项目该项目位于乌克兰南部赫尔松地区，装机容量为250MW，总投 资3.8亿欧元,由法国可再生能源独立发电商TotalEren和挪威风电开发商NBT共同投资。
项目分两个阶段进行，建设工作在2019年夏季开始，完成后将成为该国最大的可再生能源项目。
项目一期133MW于2019年1月筹集了1.55亿欧元的A/B贷款，包括欧洲复兴开发银行（EBRD）提供的A类7500万欧元贷款，绿色增长基金(GGF)和荷兰发展金融公司(FMO)提供的7500万欧元和北欧环境金融公司(NEFCO)提供的500万欧元平行贷款。
2019年8月，法国经合投资公司（Proparco）、黑海贸易与开发银行及芬兰投资基金（Finfund）共同签署项目二期1.076亿欧元的融资协议。
该项目产生的电力将出售给乌克兰国有电力市场批发运营商Energorynok公司。
设计、采购和施工承包商是中国电力建设集团和德国恩德集团（Nordex）。
项目建成后，计划每年发电850GWh，相当于年利用小时3400。
46/92 4.2.7UnitedGreenEnergy哈萨克斯坦光伏项目该项目位于哈萨克斯坦南部，装机容量为50MW，年发电量预 计为73GWh。
该项目是亚洲开发银行（ADB）在中亚地区第一个用当地货币发放的太阳能项目长期融资，哈萨克斯坦经济依赖石油天然气的出口，货币汇率受油价的影响波动较大，使用当地货币融资可以有效地规避汇率风险。
项目由英国UnitedGreenEnergy公司和哈萨克斯坦主权财富基金BaiterekVentureFund组建的合资公司拜科努尔太阳能（BaikonurSolar）投资。
亚开行将向项目提供1150万美元贷款，这是亚开行在哈萨克斯坦首次对太阳能项目开展融资。
欧洲复兴开发银行（EBRD）和清洁技术基金分别为该项目额外提供了3000万美元和1040万美元的资金。
本项目与哈萨克斯坦电力和能源市场营运公司JSCKOREM签署了为期15年的购电协议。
4.2.8Enel墨西哥Villanueva光伏项目 该项目位于墨西哥西北部科阿韦拉州，装机容量为828MW，年发电量为170GWh，从2018年开始陆续进入发电，是目前拉丁美洲和加勒比海地区最大的光伏项目。
项目投资方为意大利能源公司Enel集团，总投资7.1亿美元，目前拥有项目的20%股权，其余80%股权已出售给加拿大魁北克储蓄投资基金(CDPQ)和墨西哥的养老基金(CKDIM)。
欧洲投资银行（EIB）提供了8700万美元（7500万欧元）贷款。
此外，墨西哥商业银行、凯克萨银行、法国外贸银行、三菱日联金融集团、美洲开发银行等也对项目提供了融资支持。
通 47/92 过拍卖，项目得到了15年平均电价为44.9美元/兆瓦时购电合同的支持，以及联邦电力委员会颁发的20年清洁能源证书。
4.2.9胡胡伊能源与矿业公司阿根廷高查瑞太阳能光伏项目 该项目位于阿根廷北部胡胡伊省的高查瑞地区，项目场址海拔超过4000米，日照资源极为丰富，是全球最适合发展光伏发电的地区之
一。
项目装机容量315MW，是拉美目前最大的光伏项目。
业主是阿根廷国有企业胡胡伊能源与矿业公司JujuyEnergiaYMineriaSociedadDelEstado（JEMSE）。
项目于2018年4月正式开工，2019年10月完工，上海电建-中国电建组成联合体EPC是总承包方。
项目合同总金额为3.9亿，其中85%来自中国进出口银行“两优贷款”，是阿根廷第一个落地的中国优惠贷款项目，胡胡伊省政府通过发行绿色债券为项目提供15%融资。
项目建设所在地光照年小时数大于2200，预计年发电量7.89亿千瓦。
4.2.10LTWP联合体肯尼亚图尔卡纳湖风电项目 该项目位于肯尼亚Loiyangalani地区，装机容量为310MW，年发电量为73GWh，总投资约7亿美元。
项目于2017年8月全部投产，是非洲开发的最大风力发电场，也将使肯尼亚成为继南非2100MW和埃塞俄比亚324MW之后非洲第三大风电装机国家。
项目由KP&PAfricaB.V和AldwychInternational及其他若干机构组成的联合体共同开发；债务融资由非洲开发银行牵头多家机构提供，包括欧洲投资银行、东非开发银行、丹麦出口信贷基金会、荷兰国 48/92 家开发银行、南非标准银行和欧非基础设施基金等；荷兰政府提供了1000万美元的捐赠；欧盟通过欧非基础设施基金提供了2500万美元的补贴贷款。
项目与肯尼亚电力公司（KPLC)签订了20年的购电协议，固定电价为75美元/兆瓦时。
4.2.11Neoen萨尔瓦多光伏项目 该项目位于萨尔瓦多中部的罗萨里奥市，装机容量101MW，是中美洲最大的光伏电站由法国可再生能源开发公司Neoen建造和运营。
项目总投资额达1.51亿美元，其中8800万美元来自泛美开发银行（IDB）贷款，3300万美元来自法国经合投资公司（Proparco）。
该项目预计每年将向国家电网提供170GWh电力，相当于年利用小时1700。
4.3“一带一路”可再生能源项目投融资遇到的一些问题 根据我们与投资企业和提供融资的金融机构的访谈，目前中国企业投资“一带一路”国家可再生能源项目时，在投融资方面主要存在以下一些问题和挑战： 国内资金的回笼滞后造成海外项目开发的资金能力不足。
无论是风电、光伏投资运营商还是设备制造和工程施工公司，目前都面临国内可再生能源补贴严重拖欠的问题，民营企业的资金链更是紧张。
随着国内项目贷款宽限期的结束，还本付息压力逐渐加大。
国内可再生能源投资项目资金回笼不畅，严重制约了这些公司在“一带一路”国家进行投资的能力。
与央企比较，民营企业在海外项目 49/92 投融资过程中更处于资金劣势地位。
项目竞争加剧。
近年来，越来越多的国家为可再生能源项目选 择投资人的方式，从原来的固定电价双边谈判形式逐渐转变为竞争招标方式，加大了项目竞争程度，造成电价水平迅速下降。
即使项目设备投资成本不断变低，一些项目的回报率水平也因为招标导致的过度竞争而不能达到预期。
同时，中国企业走出去的热情日益增高，在一些项目的投标上出现彼此竞争情况。
在一些经济发展水平较高的新兴市场，当地公司在可再生能源项目开发的竞争上具有明显的地缘优势。
除此之外，相当多的国际企业，尤其是欧洲传统的电力和能源公司近年来也纷纷加大能源转型的力度，并且得到国际金融机构的低利率融资支持。
基于可再生能源的成本结构，项目融资成本的高低是决定投资商竞争报价能力和投资回报率的重要因素。
投资国主权担保减少。
由于较高的债务水平，一些“一带一路”国家已经很难为电力项目包括可再生能源项目融资提供主权担保。
虽然可再生能源项目的资金需求较传统电力项目规模小，但在一些高风险国家，尤其是购电方实力较弱的国家，没有东道国的主权担保意味着更高的投资风险和融资成本。
信用保险机构对可再生能源的支持不够。
“一带一路”可再生能源项目尚处于发展初期，国内金融机构仍处于摸索阶段。
信息不对称造成融资一般都要抵押和担保，融资模式依然较多采用传统火电水电对外投资项目的“中资银行贷款+中信保保险”模式，未能体 50/92 现可再生能源项目投资规模小、建设期短的特征。
虽然可再生能源投资成本的大幅下降使政府补贴逐渐减少，但金融机构对项目风险和国别风险的判断还缺乏进一步的突破，而且很多国别贷款和出口信用保险额度分给了投资海外的火电项目。
在一些高风险确实需要为项目投保才能取得融资的国家，出口信用保险的覆盖面又不够充分，造成项目落地困难。
融资成本高、融资期限短。
在项目造价和发电效率不断突破瓶颈之后，融资成本成为可再生能源项目平价的关键因素。
相比欧美日资金融机构，中资银行的外币资金拆借成本较高，贷款利率缺乏优势。
贷款银行通常会要求借款人投保中信保出口信用保险，从而增加额外的融资成本。
即使有中信保承保的贷款使银行的实际风险敞口很低，贷款报价也并不十分优惠。
另外，国内企业融资以短期贷款为主，中长期贷款相对较少。
然而，中国企业的一些国际竞争对手利用其低成本和长贷款期的融资优势，在项目竞标时可以报出很低的价格。
例如，法国可再生能源电力公司Neoen披露的其公司2018年欧元债务的加权成本只有3.5%；另一家意大利可再生能源电力司Enel于2017年发行的10年期欧元债券的票面利率只有1.375%。
纯项目融资难操作，公司担保负担重。
按照现有的公司融资模式，中国企业大多需要为海外项目公司提供担保，这将占用大量担保资源，对其后续融资能力制约很大，尤其是没有大量银行授信额度的民企。
所以，即使项目融资模式下利率会较高，但其更有利于 51/92 降低投资企业的或有负债水平。
项目融资运用难有多重的原因。
一方面，可再生能源项目投标 和建设周期的时间点要求性高，很多项目的电价以某一时点是否开工或投产为条件，因此很难有充足的时间满足复杂的无追索项目融资所要求具备的全部条件及各项协议安排。
另一方面，很多国家因为公共负债水平上升和财政的压力，不愿意提供主权还款担保，通常只提供购电协议的履约担保。
然而由于项目所在国主权评级低、购电协议下市场消纳和价格政策框架不健全，金融机构较难接受无追索的项目融资模式。
国际商业金融机构、多边机构和项目所在国金融机构参与较少。
中国企业在“一带一路”国家的可再生能源项目，较少有国际商业金融机构和多边机构（MDA）的参与（具体案例会在下一章节介绍）。
相比而言，这些机构更认可自身对国别和项目的风险评判能力，项目融资模式运用更广泛，贷款也不需要额外的出口信贷机构保险，降低了总体融资成本。
如果只是依靠中国提供的开发性贷款，项目开发的可持续性将不足。
中资银行提供的商业性贷款成本又较高、期限也较短，也不太容易接受结构化的融资安排和还款方式。
由于缺乏合作经验，中资机构尚未充分利用国际机构和项目所在国金融机构的优惠贷款等条件。
项目缺少长期机构资金的参与。
成熟市场的可再生能源项目，投资方往往能在项目运营一段时间并取得稳定收益后，将股权或债 52/92 权出售给综合资金成本更低的国际养老退休基金、主权基金、保险基金及其他长期投资机构，以加快资金的回笼、增加流动性。
但是目前这些长线资金对“一带一路”国家的可再生能源项目更多处于观望阶段，特别是和中国企业投资的项目缺少对接。
53/92
五、促进投资和降低融资成本的建议 针对中国企业投资“一带一路”国家可再生能源项目的现状和所遇到的融资问题，我们提出如下建议，这其中既包括对相关政策制定者的建议，也包括对涉及的金融机构的建议，还包括对投资主体和第三方的建议。
我们希望，通过这些建议的实施，中国企业在“一带一路”国家的绿色投资能得到进一步推动，积极建设绿色“一带一路”，使“一带一路”成为开放、包容、多样的国际区域经济合作平台。
针对中资投资主体的建议：1)加强对项目的选择，做到“有所为而有所不为”；2)鼓励投资“一带一路”可再生能源项目通过股票市场上市融资；3)加强与国际长期资金合作；4)加强与多边机构的混合式融资合作；5)充分利用外资商业金融机构的融资和风控能力；6)拓展债券融资渠道。
针对金融机构的建议：1)中资金融机构应该强化对环境气候风险的分析和管理能力，减少对“一带一路”国家的煤电项目支持，腾出更多资源支持可再生能源项目的发展；2)将可再生能源项目列为建设绿色“一带一路”的重点支持行业，提供优惠的融资条件；3）建议中信保减少对煤电项目的承保，更加积极地支持中国企业和金融机构在“一带一路”国家的可再生能源项目投资；4)完善可再生能源项目的风险评估机制；5)鼓励中资金融机构加速在“一带一路”国家的布局，深入了解当地市场和政策环境，为开拓无追索项目融资和结构化融资创造条件。
54/92 针对政府和监管部门的建议：1)帮助“一带一路”国家开展可再生能源发展机制能力建设；2)为“一带一路”国家提供绿色金融能力建设服务；3)将中资金融机构对“一带一路”国家的绿色贷款纳入MPA等监管考核；4)研究设立专门支持“一带一路”绿色投资的基金；5)考虑由中国碳交易市场接纳中资机构投资的“一带一路”可再生能源项目的碳减排额度。
其他建议：1）建立包括发电企业、设备制造企业、设计和工程施工企业和金融机构的合作联盟，提高竞争力，创立风险共担机制。
2）完善PPP合同管理与监管所必需的制度基础和能力建设。
可再生能源项目很多采用PPP形式，融资银行面临着诸多风险。
因此，合理PPP机制关系着能否获得融资。
3）建立“一带一路”国家可再生能源政策和市场大数据平台。
4）扩大《“一带一路”绿色投资原则》（GIP）的签署机构范围，以GIP发起的“一带一路”绿色项目库为抓手，缓解项目与资金提供方之间信息不对称的矛盾。
5)加快突破人民币跨境使用在“一带一路”投资中的所面临的各种瓶颈。
5.1针对中资投资主体的建议5.1.1加强对项目的选择 “一带一路”国家的可再生能源投资机会很多，中国企业在积极开辟新市场的同时，要认识到不同国家的资源禀赋条件、经济发展水平和投资环境千差万异。
在推进“一带一路”可再生能源投资的大背景下，投资人首先要做到的是对国别、市场、项目的选择， 55/92 “有所为而有所不为”。
如果项目风险很大，即使采取各种政策支持和增信手段，金融机构也不可能过度承担风险而提供低成本的资金。
而且，可再生能源项目的财务可行性处于动态的变化过程中，控制好项目的开发和投资节奏，比单纯地在短期内追求规模更加重要。
经过多年的发展，中国的风电和光伏装机规模达到世界第
一，但很多项目的实际回报率却未达到预期，其中很多盲目投资带来的教训也适用于“一带一路”国家的项目开发。
我们以在“一带一路”国家光伏项目中投资活跃的欧洲ScatecSolar公司作为对比和参照。
ScatecSolar在其2019年中期报告中披露，其到2021年的新增装机目标为4.5GW（每年新增1.5GW）,平均项目内部收益率为13%。
对比中国上市的可再生能源公司如龙源电力、华能新能源、协鑫新能源，目前该公司股票交易价格对应6倍左右的市净率，远远高于中国新能源公司的估值水平。
较高的项目收益率和良好的现金流使市场对该公司的估值有相当大的溢价。
此外，ScatecSolar在可再生能源投资领域上的创新还可资借鉴。
根据ScatecSolar的估计，目前全球可替代的柴油发电市场规模在600GW。
这些柴油机组的发电成本在250-600美元/兆瓦时之间，随着光伏+储能电池成本的不断下降，替代柴油机组在经济上变得可行。
这些用户主要存在于离网的矿场、营地、无电地区和做为企业的备用发电设施。
目前该公司有300MW的储备光伏+储能项目储备，全部分布在非洲。
公司把此新兴业务称为“Release-EnergyasaService”，通过出租系统给客户使用来获得回报。
这种投资与传统的 56/92 公用事业型项目不同，类似于中国的分布式光伏项目，但针对的市场主要是使用昂贵柴油发电的离网用户，而且增加了储能装置。
5.1.2寻求上市融资投资“一带一路”可再生能源除了债务融资，也要充分发挥股 权融资的杠杆作用，为债务融资提供支持。
“一带一路”可再生能源项目的投资平台通过资本市场上市融资，可以降低集团负债率，促进项目的滚动开发。
建成的电站达到一定资产规模后，还可以探索发行ABS。
中国最大的风电企业龙源电力2009年上市融资的成功可资借鉴。
当年龙源以3GW的装机规模上市筹集150亿元人民币，创下了中国电力融资史上几个第
一，融资额超过了境外上市中国电力公司首次IPO的总额。
因此，凭借“一带一路”可再生能源项目发展的广阔前景，国内投资企业可以将现有资产和项目储备适时打包上市融资。
上市融资另一个好处是可以吸引提供长期资本的机构投资者，如养老保险和商业保险的股权投资基金，这些机构更容易投资已上市的股票，而不是单个项目层面的股权。
此外，上市还可以吸收充当先导的开发性金融资本，这些资本通过股本投资得以撬动更多的债务融资。
例如，2017年7月，亚行斥资6250万美元认购泰国电力公司
B.Grimm的首次公开募股，用于支持
B.Grimm提高可再生能源发电比例。
中国可再生能源公司最新上市融资的案例是信义能源于2019 57/92 年5月在香港上市。
该公司拥有的光伏电站装机容量为954MW，上市筹集的资金将从母公司信义光能收购540MW的光伏电站。
公司以每股招股价1.94港元（对应2019年预测市盈率11倍及1.2倍市账率）发行18.8亿股新股，筹资36亿港币；公司有意为股东提供稳定派息，承诺将可分派收入的90%~100%用于派息。
近年来，先后有数家投资“一带一路”国家可再生能源项目的公司通过上市方式融资，如印度的AZURE（2016）、法国的NEON（2018）和印度的SterlingWilsonSolar（2019），也有几家公司的上市计划因故推迟，如印度的ReNewPower等。
在表5-1中，我们对拥有“一带一路”国家可再生能源项目的主要上市公司的基本情况做了列示。
58/92 表5-1：参与“一带一路”国家可再生能源项目投资的上市公司 公司名称ScatecSolar 总部 交易所 奥斯陆（挪威） 奥斯陆证券交易所（OsloStockExchange） 股票代码市值（亿美元） SSO 15.91 业务领域太阳能 主要投资国家 南非埃及乌克兰马来西亚巴西洪都拉斯 装机规模（GW)1.9 Neoen 巴黎（法国）NYSEEuronextParis NEOEN EDPR 马德里（西班NYSEEuronextLisbon EDPR 牙）
B.GRIMMPOWERPUBLIC曼谷（泰国）泰国证券交易所（SET)COMPANYLIMITED BGRIM 21.6593.836.83 1）欧洲：法国、芬兰、葡 萄牙 太阳能 2）非洲：莫桑比克、赞比 风能 亚 2.8 储能 3）澳洲：澳大利亚 4）美洲：美国、阿根廷、 哥伦比亚、牙买加、萨尔 瓦多、墨西哥 1）欧洲：比利时、法国、 风能 希腊、意大利、波兰、葡 太阳能 萄牙、罗马尼亚、西班牙 27 水能 、英国 2）美洲：巴西、墨西哥、 加拿大、美国、哥伦比亚 天然气 泰国 热电联产
老挝 太阳能 越南 3.8 水能 柬埔寨 废热发电 AzurePowerGlobal新德里（印纽约证券交易所 AZRE 4.95 太阳能 印度 1.4 Limited 度） （NYSE） AdaniGreenEnergyLimited(AGEL) 古拉吉特邦（印度） 孟买证券交易所（BSE）541450 印度国家证券交易所（NSE) ADANIGREEN BrookfieldRenewablePartners 多伦多（加拿大） 纽约证券交易所（NYSE） 多伦多证券交易所（TSX) BEPBEP-UN ENEL 罗马（意大意大利证券交易所 ENEL 利） (BorsaItaliana) Engie CourbevoieNYSEEuronextParis ENGI （法国） 14.3674.18763.55390.38 太阳能风能 混合动力 印度澳大利亚美国 水电风能太阳能废热发电生物质能 北美哥伦比亚巴西欧洲印度中国 子公司ENELGreenPower： 水电风能太阳能地热能生物质能 欧洲和北非南美北美及中美洲撒哈拉以南非洲亚洲澳大利亚 电力天然气能源服务（其中新能源包括风能、太阳能、生物质能等） 北美拉美非洲亚洲法国比利时、荷兰、卢森堡 5.317.4 43 可再生能源：23.7 BCPGPublicCompany曼谷（泰国）泰国证券交易所(SET) BCPG Limited SPCGPublicCompany曼谷（泰国）泰国证券交易所(SET) SPCG Limited 11.696.33 太阳能风能 地热能 太阳能 泰国日本菲律宾印尼 泰国日本 0.5720.29 来源：上市公司披露，作者编制 59/92 5.1.3加强与国际长期投资基金的合作从全球范围看，拥有ESG投资理念的机构投资者近年来日趋增 多，投资ESG概念的可再生能源项目基金也陆续发起，现有基金的资产组合也在逐渐撤资化石能源行业，“一带一路”国家的可再生能源资产可以作为这部分资金的新投资方向。
增进与投资基金的合作，既包括加强与已有“一带一路”产业基金在项目发起阶段的联合股权投资，或者在运营阶段向基金转让项目股权和收益权以实现资金的更快回笼，也包括与国际资本联合发起更多的“一带一路”专业绿色投资基金。
可以考虑的基金机构包括长期限投资的寿险公司、社保基金、养老基金、国家主权基金、基础设施产业基金、商业银行所属基金、私募股权基金和捐赠慈善基金等。
加强与已有“一带一路”产业基金的联合股权投资。
中国陆续与非洲、东盟、拉美、欧洲、中东欧、阿拉伯国家等多个区域性金融组织成立了投融资专项基金，包括中国-东盟投资合作基金、中非发展基金、中非产能合作基金、中拉产能合作投资基金、国家丝路基金、地方性的丝路基金等。
产业投资人应该与这些基金合作、联合投资，这将有助于以更多的股本金撬动更大的投资规模。
据一些企业反映，部分基金对近年新发起的“一带一路”可再生能源投资项目缺少有经验的项目团队，投资审批过程漫长，有时还对项目收益率提出保底保证的要求。
因此，这是一个逐渐磨合的过程，需要彼此加强在项目尽调和市场理解方面的合作。
国内企业和金融机构 60/92 应该加强与上述基金在沿线国家可再生能源项目的对接，解决信息不对称的问题。
采用向基础设施基金、养老基金、保险、商业银行所属基金出售股权的方式，加快资金回笼。
运营期的风电光伏电站是长期投资主体可选的一类资产配置。
虽然对这种直接项目层面的投资其相对流动性较上市证券差一些，但在发达国家，把经过一定运营期的运作、能够证明提供稳定年收益率的风电光伏电站，作为一种资产类别出售给长期机构投资者的交易非常普遍。
例如汇丰银行英国退休金计划在2018年10月与可再生能源投资商GreencoatCapital达成的协议，向英国太阳能和风电场投资2.5亿英镑。
专栏5-1：国际基金机构收购亚洲可再生能源企业的案例 从全球货币政策环境来看，美国和欧洲将持续减息，目前的低利率甚至是负利率环境仍将延续相当长的时间，很多机构投资基金要求的回报率处于较低水平，有利于可再生能源项目在目前的“资产荒”背景下吸收机构投资的参与。
同时，拥有ESG投资理念的机构投资者近年来日趋增多，投资ESG概念的可再生能源项目基金也陆续发起，现有基金的资产组合也在逐渐撤资化石能源行业，“一带一路”国家的可再生能源资产可以作为这部分资金的新投资方向。
2019年三月，资产价值超过1万亿美元的全球最大主权财富基金——挪威政府全球养老基金（GPFG）宣布清仓所持油气股，这是继2018年7月爱尔兰主权财富基金战略投资基金 61/92 （ISIF）宣布全面撤出化石燃料行业后又一个剥离化石能源投资的主权基金。
下面我们列举了近两年来一些国际基金机构通过股权转让、资产交易方式投资、收购亚洲地区可再生能源公司以支持被收购公司进一步扩张的案例。
⚫2017年10月，纽约全球基础设施基金（GIP）以及包括加拿大公共养老基金（CPPIB）和中国投资有限责任公司(CIC)在内的投资方以37亿美元收购艾贵能源(EquisEnergy)。
总部位于新加坡的艾贵能源是亚太地区最大的再生能源独立发电业者，项目分布在在澳洲、日本、印度、印尼、菲律宾及泰国等地。
⚫2018年6月，新加坡政府投资公司GIC和阿布扎比投资管理局(ADIA)投资印度可再生能源公司Greenko1.55亿美元。
Greenko在2016年已从ADIA与GIC处融得2.3亿美元资金。
2019年3月，两家公司再次投资5.5亿美元作为对Greenko第三轮资本注入。
Greenko公司目前在印度共拥有超过4GW风能、太阳能和生物质项目。
⚫2019年4月，国际金融公司（IFC）和其所属的全球基础设施基金投资印度光伏企业HeroFutureEnergiesGlobal1.25亿美元。
这是国际金融公司对HeroFutureEnergy在2016年投资6250万美元的第二次投资，HeroFutureEnergy公 62/92 司开发太阳能和风力发电，装机容量超过1.2GW。
⚫2019年6月，总部位于北京的丝路基金收购沙特国际电力 水务公司ACWAPower旗下可再生能源公司ACWAPowerRenewableEnergy49%的股份。
ACWAPowerRenewableEnergy是2016年ACWAPower专门设立的一家独立负责清洁能源业务的公司，拥有ACWA在阿联酋、南非、约旦、埃及、摩洛哥的光热发电、光伏以及风电资产，总装机约为1668MW。
5.1.4探索与多边机构的混合式融资在巴黎协议的目标下，国际多边机构逐渐加大对可再生能源项 目融资的支持。
例如，东南亚国家联盟与亚洲开发银行等投资机构日前宣布，将对东南亚10个国家的可再生能源基础设施建设提供超过10亿美元，包括可持续交通、清洁能源以及水资源等。
除了优惠的直接贷款外，多边金融机构如世界银行还提供“部分风险担保”（PartialRiskGuarantee,PRG），在该保证下一家有资质的商业银行开具一张以项目公司为受益人的见索即付备付信用证，一旦PPA项下支付出现违约，IPP项目公司可立即从开证行获得补偿。
同时，项目东道国政府会对多边金融机构提供担保，多边金融机构提供反担保，安排国际一流商业银行开立备付信用证。
63/92 多边机构的政治影响力及其在新兴市场国家可再生能源政策建议中扮演的积极角色，可以帮助化解项目的风险。
由于多边机构参与为项目带来的增信，项目一般可以做到无追索项目融资，不用再投保中信保，降低综合融资成本。
已有的几个成功案例值得总结和推广，比如前面介绍的晶科能源投资的阿根廷光伏项目，就是采用商业银行与多边机构的AB贷款模式。
在此案例中，多边机构-美洲开发银行作为账面贷款人使商业银行机构-中国银行得以共享美洲开发银行的优先债权人地位，同时还享有一些税收优惠。
自“一带一路”倡议以来，虽然国际多边机构就推进“一带一路”建设展开对话并达成合作共识，但项目对接程度有待提高。
多边机构的融资既可以提供有竞争的利率和较长的贷款期限，又可以为项目增信。
中国的企业和金融机构应该在“一带一路”可再生能源项目投融资上加强与多边金融机构合作。
专栏5-2：多边机构参与“一带一路”可再生能源项目投资与公司投资的案例案例1：亚洲开发银行（ADB）对
B.GrimmPower的融资支持。
泰国的
B.GrimmPower公司正在扩大东南亚地区的可再生能源投资，除了泰国地区，还包括柬埔寨、印尼、老挝、缅甸、菲律宾和越南。
2017年7月，亚行斥资6250万美元认购
B.Grimm首次公开募股。
2018年2月，亚行宣布将为
B.Grimm电力公司提供2.35亿美元贷款，支持
B.Grimm提高可再生能源发电比例。
2018年12月，亚行投资1.55亿美元购买
B.Grimm发行的绿色债券。
64/92 案例2：亚洲开发银行对印尼114MW可再生能源项目的融资支持。
亚行分别在2017年12月和2018年5月宣布向印尼首个公用事业规模的光伏电站提供共计1.6亿美元的贷款，用于由VenaEnergy开发位于印度尼西亚东部的风电场和四座太阳能光伏电站。
在第一阶段，亚行通过其两个信托基金，即亚洲私人基础设施基金（LEAP）和加拿大亚洲私营部门气候基金II（CFPSII），在72MW风电项目中投资1.280亿美元。
第二阶段包括42MW光伏项目。
VenaEnergy是亚太地区规模最大的独立可再生能源公司，在澳大利亚、日本、印度、印度尼西亚、菲律宾、台湾和泰国等有11GW电站项目。
案例3：欧洲复兴开发银行和亚洲开发银行对哈萨克斯坦50MW光伏项目的融资支持。
该项目由英国UnitedGreen公司与当地主权财富基金Samruk-KazynaInvest联合投资，贷款提供方包括欧洲复兴开发银行提供3,000万美元、清洁技术基金(CTF)提供1,040万美元以及亚洲开发银行提供1,200万美元。
亚行和欧洲复兴开发银行将以哈萨克斯坦货币的形式提供贷款，清洁技术基金融资以美元和欧元的形式提供贷款。
案例4：亚洲基础设施投资银行(AIIB)和国际金融公司对埃及490MW光伏项目的融资支持。
亚投行将以债务融资的方式为该项目提供2.1亿美元资金。
相关项目还将从私人领域和多边金融机构（IFC）吸引到额外的借款方。
AIIB提供融资的项目包括9处50MW电站和2处20MW电站，所产电力将通过为期25年的购电协议出售给埃及电力输电公司(EETC)。
案例5：金砖国家新开发银行(NDB)转贷支持巴西和印度可再生能源项目。
通过当地金融机构的转贷，金砖国家新开发银行为巴西新增600MW可再生能源项 65/92 目发放3亿美元援助贷款，为印度新增500MW可再生能源项目发放2.5亿美元援助贷款。
各家多边机构对可再生能源的支持承诺和部分项目详见表5-
2。
66/92 表5-2：多边机构对可再生能源的支持承诺和部分项目 机构 时间 承诺或项目 2017年6月15日亚洲可持续能源战略 亚洲基础设施投资银行 两个主权担保类投资项目 （AIIB） 2017年9月5日11个太阳能项目 国家或区域亚洲中亚 内容 1）亚投行支持成员履行《巴黎协定》相关承诺，包括支持成员基于《巴黎协定》的“自主贡献”等能源投资计划；2）将在投资中优先关注风能、太阳能、水电等可再生能源项目，提高现有基础设施能源效率的项目，有助于改善输送网络等基础设施安全和可靠性的系统升级以及减少空气污染等领域。
塔吉克斯坦-乌兹别克斯坦联通公路项目，塔吉克斯坦努列克坝水力发电站项目，总投资近9000万美元。
埃及 以有限追索权项目融资为基础，提供2.1亿美元贷款 2019年7月 亚投行向L＆TInfrastructureFinance提供1亿美元债务融资 印度 1）L＆TInfrastructureFinance将利用债务融资向印度的风能和太阳能项目提供贷款；2）L＆TInfrastructureFinance是L＆TFinanceHoldingsLtd的子公司，是印度可再生能源领域的领先非银行金融公司。
亚洲开发银行（ADB）多家机构 金砖国家新开发银行（NDB） 世界银行 2018年2019年5月2017年4月2019年4月 2015年2019年3月 与气候资金相关的承诺 将对东南亚10个国家的可再生能源基础设施建设提供超过10亿美元的资金支持以及技术支持，包括可持续交通、清洁能源以及水资源等 与巴西国家社会经济发展银行签署首份针对巴西的贷款协议与南部非洲发展银行签署一项总额3亿美元的融资协议与南非国家电力公司（Eskom）签署1.8亿美元的主权担保贷款协议 承诺其28%的投资资金将用于应对气候变化 向孟加拉国提供1.85亿美元用于该国310兆瓦的可再生能源项目开发 亚洲 东盟各国巴西非洲南非 发展中国家 孟加拉国 2018年亚行与气候资金相关的承诺额有36亿美元，其目标是到2020年批准的年度气候融资达到60亿美元，其中40亿用于减排，20亿用于适应。
并从2019年到2030年累计达到800亿美金，且要求75%的项目支持应对气候变化。
亚开行：3亿美元东盟基础设施建设基金：7500万美元德国复兴信贷银行(KfW)：3.36亿美元欧洲投资银行(EIB)：1.68亿美元法国开发署(AFD)：1.68亿美元 该协议涉及的贷款总额为3亿美元，贷款期限为12年，将主要用于发展巴西的可再生能源项目 用于南部非洲发展银行指定的风能、太阳能、生物能等可再生能源项目 用于Eskom在未来15年建设可再生能源输配电项目 1）世行宣布将在2020年前投资160.1亿美元帮助非洲国家发展低碳能源产业，以适应气候变化；2）世行下属的国际金融公司（IFC）也计划到2020年将气候变化投资从目前的每年22亿美元增至35亿美元，以撬动每年130亿美元的私有资本支持气候变化项目。
1）世行的拨款主要通过孟加拉国基础设施发展有限公司（IDCOL）发放；2）此次的新资金主要将被用于屋顶光伏；3）世行此次的信贷来自于贷款人国际开发协会，后者提供优惠性融资，贷款期限30年，包括5年的宽限期，利率为1.25%，外加0.75%的服务费。
欧洲复兴开发银行（EBRD） 欧洲投资银行（EIB） 2018年2019年2018年2019年2019年2018年2018年 2019年9月 脱碳能源五年新战略计划可再生能源/能源效率私人投资土耳其的清洁能源发展逐步减少煤炭使用并以可再生能源替代煤炭最大私营太阳能项目融资光伏电站（30MW）融资可再生能源利用规模扩大 化石燃料撤资计划草案 乌克兰土耳其 波兰约旦蒙古哈萨克斯坦 不再为煤炭开采或燃煤发电提供资金，而将重点放在可再生能源上 向乌克兰国家进出口银行拨款4000万欧元，用于支持乌克兰可再生能源和能源效率领域的私人投资 将总计3.6亿元美元资助金中的1.015亿元担保给了土耳其阿克芬股份公司用以资助327MW可再生能源项目 计划积极支持波兰新可再生能源的开发，并为陆地和海上风力发电场提供联合融资；已资助了旨在绿色经济部门的67个项目，投资总额超8亿欧元 卡瓦尔能源公司目前拥有逾200兆瓦的运营项目。
欧洲复兴开发银行约旦科威特银行和阿拉伯约旦投资银行为项目提供3500万美元融资 欧洲复兴开发银行、Triodos投资管理和FMO荷兰开发银行将对蒙古首都乌兰巴托东南450公里左右的30MW光伏项目提供3070万美元的融资贷款 批准总额约3亿美元的贷款，用于在哈开发太阳能、风能、水电和沼气等可再生能源领域项目 1）计划旨在对EIB的能源贷款政策进行的重大改革，将能源融资转向储能和自由市场可再生能源；2）贷款变化是否会成为硬性政策将由之后的讨论决定。
法国开发银行（PROPARCO） 2018年6月 向土耳其贷款2500万欧元用于可再生能源项目 土耳其 1）向土耳其第四大私人银行YapiKredi提供2500万欧元的贷款；2）YapiKre
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