2021年9月，我国宣布将大力支持发展中国家能源绿色低碳发展，不再新建境外煤电项目。中国在海外能源投资上这一具有里程碑意义的声明，以及东道国的转型意愿，对于海外能源电力投资者来说，既是机遇也充满挑战。
南亚与东南亚地区煤电集中，不仅是未来全球电力需求增长最快的区域之一，一直以来也是中国企业境外投资的热点区域。
国际环保组织绿色和平11月2日发布报告《全球能源转型浪潮下，中国海外能源投资的风险与机遇》（以下简称《报告》）。
该《报告》以柬埔寨、越南和巴基斯坦三个中国海外能源投资的东道国为典型案例进行分析，针对各国的实际情况提出了电力规划相关的建议，为新形势下中国的海外能源电力投资者提供有益参考。
《报告》研究发现，南亚、东南亚国家由于技术、政策不完备电力系统存在较大问题，通常存在装机冗余和电力缺口共存的现象；而伴随政策转向、疫后全球转型共识等多重因素，中方投资者开展海外煤电项目的风险将持续增加。
据绿色和平“绿色基础设施海外投资”项目负责人张菁介绍：“截至2021年5月，中国在柬埔寨、巴基斯坦和越南三国累计共参与了51.6GW的煤电项目，其中有超过16.8GW项目还在推进中。在中国承诺不再新建境外煤电项目的大背景下，中方投资者需要对疫后东道国的用电需求、电力规划、政策变化、气候目标、全球行动等多种信号做更详尽的识别和综合评估，应更加谨慎地投资煤电等化石能源电力项目。”
大多面临装机冗余和电力缺口并行问题
巴基斯坦、孟加拉以及越南作为曾经最热门的煤电投资国别，人口基数大（接近五亿），且有大量存量项目投资来自中国。华能、电建、国机集团在巴基斯坦，通用、电建在孟加拉，华电、南网在越南都有较为知名的煤电投资。
《报告》根据受/不受疫情影响以及各国的电力规划，分情景预测了柬埔寨、越南和巴基斯坦2025年的装机冗余情况，发现柬埔寨和巴基斯坦都将出现不同程度的电力过剩情况。但由于技术条件限制，东道国受电网、电力装机质量等多方面影响，电力装机的实际出力情况较差，易出现理论上装机冗余，但实际仍存在电力缺口的现象。
情景一（经济增长不受疫情影响）、情景二（经济增长受疫情影响）柬埔寨电力需求变化对比
越南2020-2025年不同经济增速情景下的电力系统供需情况
以巴基斯坦为例，即使在疫后经济恢复速度相对较快的情景下，该国仍将在未来四个财年面临21.6%~23.1%的电力冗余。然而自2007年爆发电力系统循环债后，外加输配电损失高、回收率低、巨额容量电价、发电厂利用率低等问题，巴基斯坦一直面临严峻的电力短缺问题，这意味着仅靠新增煤电的惯性思维无法从根本上解决缺电现状
情境一（疫情前增速）、情境二（疫情后经济恢复速度快）、情境三（疫情后经济恢复速度慢）巴基斯坦电力需求情况对比
《报告》结合巴基斯坦未来的经济社会发展情况，对巴基斯坦电力市场前景进行了预测：一是电力需求将持续增长，二是老旧、低效火电项目将被加速淘汰，三是火电项目计划装机量减少，四是可再生能源目标难以完成。此外，通过梳理案例国家出台的电力规划，《报告》发现柬埔寨、越南和巴基斯坦均在国家电力规划中设立了较高的可再生能源目标，但执行情况距离目标实现还有很大差距。
煤电投资风险持续走高
在全球退煤浪潮下，加之社会、环境等多重制约因素，未来煤电项目被叫停或取消的风险正在持续增加。
以越南为例，越南是中国重要的煤电投资市场，但从政策、融资和法律方面看，越南未来退出煤电趋势明显。越来越多经验丰富的银行退出煤电融资队列，导致越南煤电可融资性越来越差。据梳理，目前中国在越南有3630兆瓦的煤电项目处于未核准或未开工状态。中国宣布不再新建境外煤电项目后，这些项目将面临较大的取消及搁浅风险。近年来，中国在南亚、东南亚地区的煤电项目多以金融支持和股权投资的形式参与，不谨慎的投资决策所将对提供贷款和融资的银行、提供海外投资保险和出口信用险的保险公司等中国参与方带来经济损失。南亚、东南亚多国采取两部制电价支付政策，煤电项目将加大东道国的负债压力。而未来假如东道国取消照付不议条款，一旦出现产能过剩，无法发电造成的损失将由项目投资方承担。在全球低碳转型的浪潮下，对煤电投资的金融限制日益严格，加之可再生能源的技术和成本优势日益凸显，煤电的未来发展将进一步受阻。煤电项目之外，受外部政策环境、自然资源等因素的影响，在巴基斯坦进行可再生能源项目投资也面临一些潜在的风险和挑战，如不可抗力因素、自然资源和环境因素、汇率和通货膨胀等。
建议尽快明确“不再新建境外煤电”的范围
“中国对于海外能源投资的新政策，释放了携手发展中国家共同推动能源转型的积极信号，未来中方投资者和金融机构应积极探索更灵活多样的可再生能源海外投资模式，助力东道国实现能源绿色低碳发展。”张菁表示。
据了解，中国参与海外电力项目投资的主要形式包括股权投资、金融支持、工程总承包（EPC）和设备出口等。每个煤电项目可能涉及一种或多种参与方式，而主导参与方式将决定中国企业和金融机构对该煤电项目是否具有决策权和长期经济收益。海外能源投资因国际市场的复杂性及潜在风险的多样性一直是业内热议的话题。过去五年，随着各国能源转型意向的增强、可再生能源技术的发展以及煤电项目投资风险的增加等因素，中国的海外煤电项目投资风险愈发严峻。对此，绿色和平建议，一是中国相关政府决策和管理部门应尽快明确“不再新建境外煤电”的范围，指导和督促企业在制定投资方案时，充分考虑煤电项目长期运营的潜在风险；二是银行和保险公司等金融机构应提升对海外电力项目长期运营市场的认识和风险评估能力，对东道国的电力发展需求、政府的规划变化和疫情对电力行业的影响进行科学分析，及时甄别高风险项目，同时开发更灵活的金融工具，加大对可再生能源和电力项目的支持，调整投资方向；三是未来中方投资者应对东道国能源电力供需现状以及未来规划有更全面深入的认识，除了明确中国停止建设境外煤电项目的政策方向，也应依托中国在可再生能源发展中的先进经验和技术，把握全球低碳转型趋势，助力发展中国家实现能源绿色低碳发展；四是对于存量煤电项目，投资者应尽快评估项目潜在的风险及转型的可能性，以避免更大的经济损失。此外，《报告》提醒投资企业，在海外新能源投资方面需要根据自身的风险偏好，选择不同的投资目的地，将电成本水平、建设运维风险、电价机制、双边关系、法律环境等风险控制在可承受的能力范围。
《报告》还建议金融机构加大对境外东道国绿证、碳税、碳补贴等各种政策工具的实务认可力度、抵质押处理研究、估值研究等。走出去的金融机构更多地参与东道国的能源规划、电网规划、消纳规划、招标规划，并为东道国优化此类规划提供早期资金支持，提升中国在支持发展中国家能源绿色低碳发展中的影响力。
能源行业2021年的冰火两重天
石油化工行业上市公司2021年赚得盆满钵满。
1月12日晚，中国石油披露业绩预告，预计公司2021年净利润增加710亿元到750亿元，同比增长374%到395%。公司主要油气产品销售实现量效齐增。
2020年，中国石油实现营收1.93万亿元，净利润为190.06亿元。由此计算，中国石油2021年预计将实现净利润900亿元至940亿元。
1月11日晚，华昌化工发布公告称，预计公司2021年实现归属于上市公司股东的净利润16亿元至17亿元，比上年同期增长776.08%至830.84%；扣除非经常性损益后的净利润15.5亿元至16.5亿元，比上年同期增长985.46%至1055.49%。
就公司2021年业绩表现，此前公司相关工作人员在接受记者采访时表示，“我们主要生产氮肥，氮肥这块价格的确涨了，但相比纯碱等化工类产品，涨幅并不算大。去年应该是我们历史中业绩最好的一年。”
1月10日晚，20多家上市公司发布业绩预告，盈利预增达到翻倍以上的公司有10家，化工类上市公司占据一半席位。其中，预增幅度最高的是“化工+新能源”概念股云天化，公司方面预计2021年净利润同比增长11.8倍以上。
草甘膦板块上市公司业绩表现也很突出。1月10日晚，草甘膦行业上市公司江山股份发布业绩预告，预计公司2021年度实现归属于上市公司股东的净利润为7.8亿元至8.65亿元，同比增长132.88%到158.26%。
对于业绩增长的原因，公司方面称主要是2021年化工、农药行业迎来景气周期，公司产品的市场需求保持旺盛，主营产品销售价格同比大幅上涨，盈利能力显著增强。
“草甘膦行业上市公司普遍业绩表现不错。类似‘草甘膦+有机硅’双重概念的上市公司业绩表现更好，下游制剂类企业相对略弱一些。”有化工行业从业人员在接受记者采访时透露。
中宇资讯分析师柳东远在接受记者采访时表示，“2021年化工市场在疫情、极端天气以及国内减碳、双控等因素共同发酵下，基于供需错配矛盾突出，化工原料产品价格呈现集体爆发式上涨，尤其前三季度以上游原料产品以及中游基础材料产品等为首的化工品，迎来了2008年金融危机以来多年不遇的‘涨价潮’，且此轮牛市周期一直延续至10月份。其中尤其以涉及新能源行业的原材料例如硅料、锂电材料等表现更为突出。”
火电企业成巨亏重灾区
相比净利大幅增长的化工和新能源行业，火电企业却成了亏损重灾区。其中，金山股份预计2021年年度归母净利润为-18亿元到-20.38亿元，与上年0.82亿元相比，将减少金额约为18.82亿元到21.20亿元；同时，预计2021年年度归属于上市公司股东扣除非经常性损益的净利润约为-18.2亿元到-20.58亿元，与上年同期亏损0.46亿元相比，将减少金额约为17.74亿元到20.12亿元。金山股份表示，受外部因素影响，本报告期公司煤价同比大幅度攀升，公司发电、供热成本出现倒挂。上海电力发布的公告显示，经财务部门初步测算，公司预计2021年年度实现归属于上市公司股东的净利润为-19.85亿元到-17.85亿元之间，与上年同期盈利8.89亿元相比，将减少26.74亿元到28.74亿元。对于亏损的原因，上海电力表示，2021年煤炭价格持续大幅上涨，煤价大幅攀升且达到历史高位，导致公司所属燃煤电厂普遍亏损。公司全年累计煤折标煤单价约1097元/吨（不含税），较去年同比增加442元/吨（不含税），同比增幅达67%，增加公司全年燃料成本约53亿元。此外，浙能电力也预计2021年净亏损7.6亿元至11.4亿元，上年同期净利润60.86亿元；由于煤炭价格大幅上涨，公司燃料成本大幅增加，归母净利润同比大幅下降。2021年火电企业巨亏并不意外。中电联统计与数据中心发布的《2021年三季度全国电力供需形势分析预测报告》显示，去年前三季度，我国电煤供应持续紧张，煤炭价格持续急剧上涨，煤电企业大面积亏损。
与火电亏损形成鲜明对比的是，跷跷板的另一端，煤炭企业在2021年赚得盆满钵满。根据数据，广汇能源、远兴能源、美锦能源预计2021年净利润最高预增278%、7316%、326%。其中，远兴能源就提到，煤炭板块对公司利润贡献较上年增长较大。对于火电亏损，易煤研究院研究员杨洁向《证券日报》记者表示，一方面，2021年国内外煤价大幅上涨，北方港5500K平仓价格年均价1045元/吨，同比增幅79.5%，严重超过往年火电企业平均盈亏成本640元/吨上下，进口煤的涨幅也达到了124%，导致火电厂发电越多亏损越多；另一方面，2021年国内水电整体偏枯，去年1月份到11月份水电发电量同比下降了2.2%，拖累清洁能源发电占比同比下降了0.2%，导致火电的发电需求提升，2021年1月份到11月份，火电发电量同比增长达到9.9%。在发电亏损的局面下，为了保障国内的用电，火电厂仍维持供电，造成火电厂亏损面、亏损度不断扩大。
但是，随着国家对煤价的调控，火电企业最惨的日子有望成为过去。
“火电行业2022年有业绩改善预期。”杨洁认为，从火电发电角度来看，国内煤炭产能的提升加大了供应的稳定性，“能源的饭碗必须端在自己的手里”意味着在当前清洁能源不能有效代替火电的情况下，火电的主体地位，煤炭的保供能力必须足以应对类似气候危机、国际能源危机的能力，因此预计煤炭产能的退出有限。煤炭供应的提升、长协定价机制的完善、以及价格法的多重保障下，煤价高位运行的持续性不足，并且今年要求电厂长协全覆盖，因此对于火电厂而言，无论是市场煤价格还是综合用煤成本较2021年都将有较大改善。从火电企业的综合运营来看，国内几大发电企业均加大了清洁能源方面的投资，也将有效改善整体效益。
By 齐琛冏、牟思南