海外不成熟市场储能项目融资与建设方案综述

海外不成熟市场中储能项目的融资与建设方案摘要如下：面对海外市场的不成熟性，储能项目的融资和建设面临诸多挑战，针对这些问题，需要采取创新的融资策略，如政府补贴、公私合营模式等，同时优化建设方案，确保项目适应市场需求，通过深入研究市场需求、制定灵活的融资策略以及优化建设方案等措施，有助于推动储能项目在海外不成熟市场的成功实施。

在没有成熟的电力市场（即缺乏峰谷电价、辅助服务市场、容量市场等价格信号和收益机制）的情况下，开展储能业务面临的核心挑战是：如何为储能服务定价并建立可持续的商业模式。

“利用财政收入发行政府专项债，由开发银行来承购”是一个典型的利用政府信用和政策性金融工具来启动和支撑重大项目的方法。这是一个可行的解决方案，但需要一套完整、严谨的设计。

以下是如何系统性地开展这项业务的详细框架：

一、核心逻辑：为什么需要政府介入？

在没有电力市场的情况下，储能的价值（如削峰填谷、增强电网稳定性、延缓输配电网投资、促进新能源消纳）无法通过市场交易自然变现。因此，储能项目就变成了类似“公共基础设施”的项目，其产生的社会效益、安全效益远大于其直接经济效益。

这时，政府作为公共利益的代表，通过财政和政策性金融手段为其提供支持是合理的。其核心逻辑是：将储能未来的、分散的、难以货币化的公共效益，通过政府信用进行“贴现”，转化为当前可用的建设资金。

二、实施方案： step-by-step

第一步：明确储能的核心功能与受益主体（为“买单”提供依据）

首先要确定建设储能是为了解决什么问题，谁从中受益。这直接关系到后续的付费机制设计。

1. 电网侧储能：主要功能是调峰、调频、缓解阻塞、替代或延缓输变电站投资。受益主体是电网公司（获得了更灵活、更安全的电网）和全体电力用户（获得了更稳定、可能更廉价的电力）。

2. 发电侧配套储能（如风光配储）：主要功能是平滑出力、减少弃风弃光、满足并网要求。受益主体是发电企业（能够更多地上网售电）和电网（接收更友好的电力）。

3. 用户侧储能：主要功能是利用峰谷差价节约电费、作为备用电源。受益主体是用户自身。这种情况通常不需要政府大规模介入，除非是重要公共设施（如医院、数据中心）的备用电源。

本方案主要针对具有公共基础设施属性的电网侧和大型发电侧配套储能。

第二步：设计商业模式与收入来源（解决“钱从哪来”）

这是最关键的一环。专项债本身是借款，必须要有偿债来源。不能完全依赖财政收入，必须设计出基于行业的付费机制。

1. “准许成本+合理收益”纳入输配电价（最理想模式）

模式：政府核准将储能项目的投资和运营成本，像电网的其他资产一样，计入电网企业的输配电成本，并以此为基础调整输配电价。

偿债来源：最终由全体电力用户通过缴纳的电费来分摊。这实现了“谁受益，谁付费”的原则。

要求：需要与国家的各级价格主管部门密切沟通，达成共识。这是一种制度性突破。

2. 容量租赁/服务购买模式

模式：由政府牵头成立一个项目公司（SPV）来投资、建设和运营储能电站。然后，强制或协议性地将储能容量租赁给电网公司或发电企业。

偿债来源：电网公司或发电企业支付的租金/服务费。这笔费用最终也会通过其成本核算，部分传导至终端电价。

3. 财政补贴+运营补贴模式

模式：在项目建成后，政府根据其调峰调频的实际效果（如放电量、响应速度等）给予运营补贴。

偿债来源：部分来自财政收入（因此需要将其列入政府性基金预算），部分可从可再生能源发展基金等专项资金中列支。

最佳实践通常是上述模式的组合。 例如，大部分债务通过“纳入输配电价”来偿还，小部分通过运营补贴来弥补效率损失或提供激励。

第三步：设计融资方案（解决“钱怎么来”）

这就是您提到的“政府专项债 + 开发银行”模式。

1. 政府专项债（Government Special Bond）

角色：作为项目的 “资本金”或“启动资金” 。以中国现行政策为例，专项债可以作为重大项目的部分资本金（通常占比不超过50%），从而撬动更多社会资本或银行贷款。

发行：由省级财政部门代表政府发行。必须符合国家规定的专项债发行条件和程序，项目必须能产生稳定的公益性现金流收入（这就是为什么第二步的设计至关重要）。

用途：专项债资金必须专款专用，仅用于本项目。

2. 开发性金融（Development Bank，如区域开发银行）

角色：提供低息、长期的配套贷款，作为项目的主要债务资金。

承购（Underwriting）：您提到的“承购”更准确地说是指开发银行作为专项债的承销商之一，协助政府完成债券的发行。更重要的是，开发银行会在此基础上提供配套融资（Syndicated Loan）。

优势：开发银行的资金成本低、期限长（可达20-30年），非常匹配储能基础设施投资回报周期长的特点。

典型的资金结构可能是：

项目资本金（20%-30%）：其中一半来自政府专项债资金作为政府出资，另一半可引入一家电网企业或能源国企作为战略投资者出资。

项目债务（70%-80%）：由区域开发银行牵头银团提供长期贷款。

第四步：组织实施与风险管理

1. 成立项目实体（SPV）：建立一个独立核算的项目公司，负责项目的建设、运营和维护。

2. 严格的技术与经济论证：在选择技术路线（锂电、液流等）、规模、站址时，必须进行详细的模拟测算，确保其能有效解决预设的电网问题，并估算出未来的运营收入和成本。

3. 风险管理：

技术风险：通过选择成熟技术、要求供应商提供长期质保来规避。

运营风险：委托给专业的第三方能源管理公司进行运营维护。

现金流风险：通过政府背书的付费机制（如纳入电价）来最大程度地降低。

4. 退出机制：设计未来电力市场成熟后，该项目如何从政府主导的保底商业模式平稳过渡到参与市场竞争的模式。

总结与展望

方案是一个在现行体制下非常务实和创新的思路。它本质上是：

以政府的信用和组织能力为基础，以政策性金融为杠杆，将储能作为公共基础设施进行超前投资，并通过行业性收费机制（如输配电价或其他财政收入）创造现金流，最终实现项目的财务可持续和公共效益的最大化。

展望： 这种模式不仅可以解决当下的储能建设难题，更能为未来电力市场的建立打下坚实的物理基础并积累宝贵的运营数据。当市场规则建立起来后，这些已经建成的储能设施可以立即“解锁”，进入市场参与交易，获得更多元化的收益，届时政府的资金就可以安全退出。

这种方法要求政府与能源主管部门、电网公司、开发银行等多方高度协同，是一个复杂的系统工程，但无疑是推动新型电力系统建设的一条重要路径。