数字储能网讯：我国在共建“一带一路”国家的能源项目投资占比超40%，已成为国际合作的关键领域。凭借成熟的绿色能源解决方案与基础设施建设能力，我国持续推进项目落地，为东道国在提升电力供应、推动能源转型和促进经济发展方面作出了切实贡献。然而，随着全球经济与规则格局的不断演变，在金融环境收紧与地缘因素交织的背景下，中资海外项目面临回款困难、风险显现等问题，能源电力海外运营也受到项目所在国经济与社会困境的影响，挑战日益突出。
能源电力投资不仅关乎我国海外资产安全，更通过外汇储备等渠道与国家经济安全和战略资源安全紧密相连。习近平总书记在第四次“一带一路”建设工作座谈会上明确指出，要推动共建“一带一路”高质量发展，必须妥善应对各类风险挑战。因此，有效识别海外能源电力投资风险、制定可行的应对策略，探索一条高质量合作实践路径，不仅关系到中国海外能源项目的稳健运行，也牵动着东道国的能源发展进程与双边合作大局，是当前能源国际合作中一项重大而紧迫的任务。
我国企业海外能源电力投资现状
自2005年以来，我国企业海外能源电力投资超过4500亿美元，约占海外投资总体规模的1/3。主要经历起步探索（2008年以前）、持续增长（2009～2019年）、规模收窄（2020年及以后）三个阶段（见图1）。
中国企业海外电力投资主要呈现以下三方面特征（见图2）。
一是投资区域以亚洲为主，兼顾拉美地区与欧洲。海外能源电力投资中亚洲占比最高（31%），拉美地区与欧洲分别占22%和19%，非洲（7%）与澳洲（8%）占比较小。二是投资类型以电源类投资为主导，电网类为辅。电源类投资占比达80%，其中水电项目占电源投资的80%；电网类投资占比为12%；用电侧投资多伴随产业配套电源建设，规模仅占3%。
三是投资主体以央企为核心，民企与地方国企共同参与。央企投资能力突出，单体项目规模大，投资占比达70%；上市公司和地方国企参与海外投资程度也较高，占比分别为14%和13%。
我国企业海外能源电力投资面临的主要挑战
投资收益遇挑战。中国企业在海外能源业务领域已由传统的施工承包模式升级为投资、建设、运营一体化模式，形成覆盖勘测规划、设备供应、施工建设等环节的完整产业链。这一模式不仅有助于项目快速落地、及时支持当地市场建设，也使得企业与项目所在国的社会经济联系更为紧密。
然而，在“美元潮汐收割效应”等因素影响下，许多项目所在国因经济体量有限、抗风险能力较弱，其自身的发展风险容易传导至项目投资收益上。尤其是在我国电力投资占比较高的国家，此类风险传导更为显著。例如，自2019年以来，老挝仅按合同约定电费的20%～40%向中国企业支付费用，给相关企业带来巨大的经营压力；而自2016年起，巴基斯坦对中巴经济走廊内电力项目的支付比例平均维持在80%左右。
尽管在中巴经济走廊能源工作组机制的整体调控下，电费回收率得到一定保障，企业能够维持基本运营，但利润回收仍受到明显影响。
合作空间受挤压。一方面，全球贸易保护主义抬头，贸易壁垒在新能源领域尤为明显，发达国家以反倾销等方式限制中国新能源产品出口。另一方面，发展中国家由于新能源技术门槛和开发成本降低，通过重谈电价、限制外资控股等壁垒限制了其市场准入。
风险防范难兑付。我国海外风险防范体系主要依赖于中国出口信用保险公司和东道国政府担保，具有类主权特性。在这一机制下，中国出口信用保险公司难以严格依据商业规则向所在国主张风险补偿，容易导致风险事件发生后，最终的处置责任转移至国家层面承担。
破解思路
面对当前复杂多变的国际政治经济形势，需要我国企业和相关行业主管部门一起携手合作，重视能源电力投资的内在规律，确保我国企业在项目所在国的投资能够有长期、稳定、可靠的收益。习近平总书记在中央政治局第十二次集体学习时提出的“构建能源绿色低碳转型共赢新模式”的要求，恰是破解当前问题、顺应历史大势的理论基础，可以指导我们更好地开展能源国际合作，这一指导思想包含对三个内在规律的思考。
关注能源发展与经济发展的平衡关系
能源是经济发展的基石，而经济发展也为能源建设提供保障。能源投资建设不足会制约经济增长动力，但若投资过剩则可能拖累经济。电力只有通过终端产品消费或直接创造外汇收入才能实现其价值。因此，能源规划在不同经济发展阶段应各有侧重：在能源发展的初、中期，应以经济承受能力为依据来确定电力增长规模；待经济发展具备一定余力后，再逐步推进能源普惠。
以老挝为例，全球用电人口覆盖率从80%提升至90%平均耗时约16年，年均增速约为0.76%。而老挝仅用7年便实现这一目标，年均增速高达4.28%，远高于越南的1.22%和泰国的0.99%。然而，过早推进无电地区电力建设，反而对老挝经济造成了严重拖累（见图3）。
“共赢新模式”要求我国与项目所在国都能获得共同、长期且可持续的收益与回报。因此，能源投资的规模与节奏必须与所在国的经济发展阶段相匹配，遵循经济发展规律，不能仅依据资源禀赋单一评估投资项目，同时还应警惕所在国可能出现的、脱离发展阶段实际需求的能源投资行为。
注重电力生产与外汇平衡的交互影响
外资BOT电力项目需实现电力生产的外汇平衡，即所发电力应以外送为主、直接创造外汇，或用于支撑外向型企业生产出口以间接创汇。如果项目产出电力主要在项目所在国本地消纳，而该国自身缺乏以电力为基础的工业生产能力，则实质上相当于从国外进口电力，可能导致该国贸易逆差扩大、本国货币贬值等不利后果。以老挝为例，其货币对美元汇率快速贬值的阶段，正好与外资密集投资老挝电力项目的时间段高度吻合。
要实现“共赢”，我国需与项目所在国共同谋划，客观评估电力项目建设对该国国际收支的影响——是带来外汇净收入，还是形成净支出。在此基础上判断该国的外汇偿付能力。对于可能导致外汇净支出的项目，应慎重决策；如确需推进，则需为其配套引进出口导向型的能耗密集型产业，以帮助所在国实现外汇平衡。
注意新建项目与已有项目的动态关系
一国电力消纳能力的上限取决于其最大负荷水平，而能源建设的总量则受限于该国的外汇支付能力。一旦突破这两重上限，新建项目的收益风险便会显著上升，并对已建成项目的收益形成动态挤压。以老挝为例，2016年中资企业投建的电站占老挝国内供电装机的23.1%；到2017年，这一比例迅速攀升至41.8%，并持续增至2022年的49.7%。随后在2018年，老挝开始出现电费拖欠现象，此前一直盈利良好的中资项目也因此陷入严重亏损。
要实现“共赢”，必须明确我国与项目所在国之间的主客关系，并协同对方做好市场规模总量控制和消纳能力评估。在决策新建项目时，应全面考虑中方在该国已有项目的规模占比，妥善平衡既有项目的收益与新建项目可能带来的影响。
应对措施建议
重视能源与经济的交互影响，做好电力投资风险系统研判
企业层面，需要做好投资前的尽职调查，特别应关注项目消纳、汇率波动、同类项目市场占比等要素。
产业层面，需寻求能源与经济平衡，防范超前投资风险。既要发挥能源基础设施建设对当地经济发展的带动作用，也要重视当地经济对于大规模能源外资涌入的承载力，防范因过度集中投资而引发的电费偿付危机。
金融层面，应重视所在国外汇支付能力，做好风险系统研判与前置管理。大规模外资BOT项目投建会给小型经济体带来极大的电费支付压力，拉高其外币债务规模。应将东道国外汇匹配度纳入考虑范畴，进行动态评估与及时预警，防范东道国外汇支付能力不足的风险。
政策层面，要进一步发挥能源行业主管部门和技术机构的决策支撑作用，充分利用好既有合作平台的联络对接与统筹协调作用，加强前期战略研究与专业评估、中期监测预警、后评估等专业管理，同时针对不同国别构建提出“一国一策”的能源项目投资规模与开发时序上限规划和监测体系，以此指导单一国别能源投资的总量控制、合理布局、优化结构等，为构建良性、可持续、互利互惠的能源国际合作生态提供坚实保障。
拓展投融资渠道，优化股权与资金结构
构建多元投融资支持体系，破解融资难、融资贵问题。一是要考虑引入当地投资主体和金融机构等合作资源以优化投融资结构，分散投资风险，将所在国项目从“纯粹的外资项目”转变为“利益共享的合资项目”，既降低了单一资金来源风险，又降低了政治和偿付风险，还可获得当地社区、居民的支持；二是探索与项目收益挂钩的灵活融资模式，增强在电费偿付困难时期的财务韧性；三是积极利用绿色信贷、可持续发展挂钩贷款等工具降低融资成本。
深化“能源+”产业链合作和价值链回收
一是对于绿电资源禀赋优势突出的国家，应充分挖掘其现有能源资源的创汇潜力，发挥中国在电力生产与市场运作方面的能力，支持资源国扩大对周边市场的电力出口。遵循市场规律，推动电力由低电价区间向高电价区间合理流动，提升合作项目的质量与效益。
二是积极探索“能源+”合作模式，保障能源投资的价值链回收。一方面，通过产业协作适度转移适配所在国条件的产业链环节，帮助其增强外资吸纳能力，提升电力行业对本国经济的贡献。另一方面，借鉴国内“能源+”综合开发经验，推动电力与东道国农业、林业、矿业、出口加工等产业融合发展，培育新的经济增长点，实现投资价值链的良性回收。以柬埔寨为例，可充分整合当地农业资源，实施“种植园+生物质电厂”一体化运营，既为柬埔寨电网提供稳定的基荷电力，又为农业生产提供所需的电力和热能，从而助推农业发展与经济综合增长。（本文由中国水力发电工程学会国际河流水电开发生态环境研究工作委员会参与完成，文中作者单位按出版规范标注）
