风电行业研究及授信策略建议

风电行业研究及授信策略建议

一、行业概述

（一）行业产业链

风力发电行业产业链条较为简单，行业上游为风电装备制造企业和工程施工企业，主要提供风电装备、风电场和配套设施施工、机组安装以及后续维护服务等，经风电企业发电后大部分销往地方国网，省内地方国网优先新能源上网，如需调控优先调整火电站发电小时数，因此风电项目并网发电后均可实现全部上网销售

我省风机企业方面，黑龙江齐齐哈尔市风电叶片制造园区项目于2021年4月开工。作为黑龙江省风电产业的补链项目，项目达产后，将与本地风机产业相匹配，提升风电机组核心竞争力。

（二）行业整体运行情况

截至2020年底，全国发电装机容量220058万千瓦，比上年末增长9.5%。其中，火电装机容量124517万千瓦，增长4.7%；水电装机容量37016万千瓦，增长3.4%；核电装机容量4989万千瓦，增长2.4%；并网风电装机容量28153万千瓦，增长34.6%；并网太阳能发电装机容量25343万千瓦，增长24.1%。

截止2020年底，全国十大风电装机省份分别是：内蒙古3786万千瓦、新疆2361万千瓦、河北2274万千瓦、山西1974万千瓦、山东1795万千瓦、江苏1547万千瓦、河南1518万千瓦、宁夏1377万千瓦、甘肃1373万千瓦、辽宁981万千瓦。黑龙江省风电装机616万千瓦。

2020年，黑龙江省全社会用电量全年始终保持正增长，用电量迈上千亿台阶，达到1014.4亿千瓦时，同比增长1.89%。2020年黑龙江省新增风电装机75万千瓦，比上年增长12.2%，能源供应结构进一步优化。全年实现风电发电量137.2亿千瓦时，同比增长6.79%，相对减少煤炭消耗110万吨。参与市场化交易电量61.35亿千瓦时，同比增长65.37%。通过科学调度，促进清洁能源超调控目标发电，风电利用率达到99.64%，消纳水平居全国前列。

发电小时数方面，黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区为风能Ⅲ类资源区，其他地区为风能IV类资源区，风力资源全国领先，2018年以前黑龙江存在“窝电窝风”问题，2019年，东北风电迎来彻底解禁破冰的拐点。国家能源局投资预警监测结果公布：吉林省直接从红色变绿；黑龙江由橙变绿；辽宁继续保持绿色，这就意味着东北地区“摘红”解禁，风电开发完全放行。黑龙江省属于第Ⅲ、IV类资源区，享受全国较高上网电价，2018年以前核准建设的IV类资源区陆上风电场上网电价为0.61元/kWh。2020年上半年，全国风电平均利用小时数1123小时，其中黑龙江为1120小时，弃风限电问题基本解决，主要原因除了黑龙江的优质风电资源外，电力消费持续稳定增长，2020年全社会用电量全年始终保持正增长，达到1014.4亿千瓦时，同比增长1.89%，为历史最高。

（三）行业财务效益分析

通常陆上风电场的平均建设成本约7000-9000元/千瓦。风电场的前期建设成本包括前期勘测设计、土地使用、基础设施建设、风力发电机组设备成本、风电机组吊装调试、电气安装、风电入网建设等。陆上风电场风力机组成本约占总成本的70%～80%，目前风力发电企业的资产负债率基本处在70%以上的高位。随技术进步、产业链不断完善，风电项目造价呈逐步降低趋势。项目投产后，项目发电收入的主要受到上网电价和项目发电小时数的影响。

营业成本中，由于风电项目较高的初始固定资产投资，无论陆上还是海上风电项目一般均按照20年进行折旧，折旧成本为营业成本的主要部分。运维成本则约占总成本的10%～20%。

经济效益方面，2018年后投产的陆上风电项目在IV类资源区时，投资成本约在7000-9000元/千瓦左右，项目投资回收期一般在7-10年之间，上网电价的盈亏平衡点在0.4-0.45元左右，总体经济效益良好。

二、产业政策分析

（一）最新政策

受项目总投较大、单位发电成本较高影响，风电项目目前暂无稳定自主盈利能力，投资运营对国家补贴的上网电价依赖性较高。2019年5月，发改委官方网站发布《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》。通知明确：陆上风电上网电价，2019年I～IV类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；

2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。同时规定，对于2018年底之前核准的陆上风电项目，2020年底前仍未完成并网的，国家不再补贴；2019年1月1日至2020年底前核准的陆上风电项目，2021年底前仍未完成并网的，国家不再补贴。自2021年1月1日开始，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，国家不再补贴。对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。

2020年10月，国家财政部、国家发改委、国家能源局三部委联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》有关事项的补充通知。该通知详细规定了风电、光伏、生物质发电项目全生命周期的合理利用小时数和补贴年限，项目发电量超过补贴电量的部分不再享受财政补贴。其中风力发电补贴年限为20年，风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时，年均分别为2400小时、2200小时、2000小时和1800小时。在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。

20年的补贴期是计算全生命周期合理利用小时数的理论最高年限。总补贴额和20年期限两者当中，先到为止。对于存量项目，如果历史上实际发电小时数高于通知公布的年均合理小时数，则补贴达峰年限将不到20年，可能提前3-5年；如果项目发电小时数低于合理利用小时数，最多补贴20年。电站容量超装也是行业内较为普遍的现象，此次通知明确超装容量所发电量无法获得补贴。补贴发放环节则根据项目每年实际发电量来计算补贴，即“早领完，早退出”。

地方政策方面，2021年3月，黑龙江省发改委发布《关于规划可再生能源基地和优选开发建设方案的通知》，全省“十四五”时期启动哈尔滨、绥化综合能源基地,齐齐哈尔、大庆可再生能源综合应用示范基地，东部高比例可再生能源外送基地(均为暂定名称)规划建设，各基地按照千万千瓦级别规划，其中综合能源基地、可再生能源综合应用示范基地规划由哈尔滨、绥化、齐齐哈尔、大庆市分别编制，东部高比例可再生能源外送基地规划由牡丹江、佳木斯、鸡西、双鸭山、七台河、鹤岗市会同龙煤集团联合编制，规划编制应结合国家“碳达峰”、“碳中和”发展战略和2030年非化石能源占能源消费25%的目标要求，提出本地区非化石能源消费比重和可再生能源电力消纳权重目标。规划期为2021年至2030年。

（二）新政策影响

通知规定的合理利用小时数对一类、二类、三类风区存量陆上风电项目补贴额度影响较小，以黑龙江为例，由于近年来弃风影响，黑龙江年平均利用小数几乎与通知中规定的小时数持平或略低。受影响较大的反而是中东南部低风速地区不限电、且利用小时数较高的四类风区的风电项目。根据国家能源局统计数据，四类风区大部分省份风电设备利用小时数基本高于1800小时，甚至部分省份高于2000小时。

（三）技术环境分析

风机主要技术路线包括双馈式机组和永磁直驱式风机，相较于双馈式电机，永磁直驱风机更能适应低风速，且能耗较少、后续维护成本低。

项目工期方面，陆上风电场地平整及安装较为简单，项目从开工到投产通常不超过1年，海上风电安装较为复杂，基础施工难度较大，如大唐、三峡的海上风电项目工期均在3年。

三、行业发展前景预测

黑龙江省是我国风能资源最丰富的五个省区之一，是东北地区风资源评价指标最好的省份，我省风能资源集中在东部山地和西部平原两大密集区，总储量为6.3亿千瓦，技术可开发量5.0亿千瓦，潜在装机容量7326万千瓦，总体看行业发展空间较大。

黑龙江省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要指出：优先发展新能源和可再生能源。以消纳为导向，结合省内外电力市场，提升可再生能源电力比重，构建多种能源形态灵活转换、智能协同的新能源和可再生能源供应体系，到2025年可再生能源装机达到3000万千瓦，占总装机比例50%以上。有序推进风光资源利用，建设哈尔滨、绥化综合能源基地和齐齐哈尔、大庆可再生能源综合应用示范区，在佳木斯、牡丹江、鸡西、双鸭山、七台河、鹤岗等城市建设以电力外送为主的可再生能源基地，因地制宜发展分布式能源。

四、目标客户分析

（一）重点客户群体

现阶段行业暂不具备市场化运营条件，行业内民营企业较少，仍以政策性国企为主。我行重点目标客户群体为五大：中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司，全国性大型国有电力集团，四小：国投电力、国华电力、华润电力、中广核，以及省级大型地方能源集团，择优适度支持行业龙头企业投资建设的年利用小时较高、电网接入和消纳条件较好的大型风电项目。

2020年底，黑龙江省发展和改革委员会陆续进行17个平价风电项目核准工作，其中7个项目披露了建设规模，分别是齐齐哈尔市克山风电平价上网项目（50MW）；望奎妙香山风电平价上网项目（100MMW）；佳木斯桦南公心集风电平价上网项目（100MW）；三峡新能源黑龙江富裕友谊风电平价上网项目（50MW）；大庆市经开区能源互联网试点风电平价上网项目（250MW）；大庆市经开区能源互联网试点风电平价上网项目（50MW）；齐齐哈尔梅里斯风电平价上网项目（50MW）。

其中，佳木斯桦南公心集风电平价上网项目是由龙源电力设立了项目公司，黑龙江富裕友谊风电平价上网项目由三峡新能源设立了项目公司，望奎妙香山风电平价上网项目由国能科环集团设立了项目公司，兰西辰能风电评价上网项目由黑龙江新产投集团设立了项目公司，大庆市经开区能源互联网试点风电平价上网项目由华能设立了项目公司，黑河孙吴风电平价上网项目由大唐新能源设立了项目公司。

（二）重点产品方案

主要以项目融资为主，优先采用银团贷款模式，同时可对已成熟投产项目及项目所属集团予以少量流动性授信，如保函、贸融、票据业务，支持风电项目日常维护运营开支。

五、行业授信策略建议

风电行业为适度进入类行业，总体授信策略为“区别对待，突出重点，加强管理，防控风险”。建议在科学、客观、合理测算项目偿债覆盖率的前提下，择优适度支持全国性电力集团及省级大型能源集团等行业龙头企业投资建设的年利用小时较高、电网接入和消纳条件较好的大型风电项目；授信产品以项目融资为主，择优支持优质存量项目的电费保理等融资模式，积极开展贸易融资产品、结售汇等中间业务。

担保方式方面，建设期内积极争取股东担保；营运期至少采取电费收费权质押，或在不弱于同业的前提下适当放宽担保条件；自营贷款项目电费收费资金必须全部或按我行承贷份额归集我行（大型央企内部管理制度要求必须进行财务归集的除外）。