金融机构支持内蒙古地区风电项目建设授信策略建议

金融机构支持内蒙古地区风电项目建设授信策略建议

张 杰

中国邮政储蓄银行内蒙古分行 内蒙古 呼和浩特 010010

摘要：“十一五”以来，我国以风光为主的新能源产业实现了从小到大、由弱到强的跨越式发展，风电、光伏、生物质装机规模已位居全球首位，风电成为国内仅次于火电和水电的第三大主力电源，电源结构得到不断优化，目前我国风电累计装机量已达到约2亿千瓦，但风电在一次能源消费中的占比还不高，未来我国风电装机还有大幅提升的空间，风电有望成为我国能源体系中的主力军和中流砥柱，更好地发挥保障国家能源安全的作用。内蒙古自治区风能资源丰富，全区风能资源储量为13.8亿千瓦，技术可开发量3.8亿千瓦，占全国50%以上，全区3级及以上风能资源所覆盖的面积超过自治区国土面积的一半，发展潜力巨大。风电属于相对成熟的新能源细分行业，符合国家产业政策支持方向，商业银行可择优重点支持行业龙头企业在内蒙古地区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，以提升银行绿色信贷规模和中长期贷款占比，实现授信业务的持续健康发展。

关键词：金融，风电，授信，政策，风险

引言

作为全国重要的能源和战略资源基地，内蒙古自治区在国家能源发展战略中的地位十分重要。2018年3月，习近平总书记在参加十三届全国人大一次会议内蒙古代表团审议时强调，要把现代能源经济这篇文章做好，紧跟世界能源技术革命新趋势，延长产业链条，提高能源资源综合利用效率。2017年以来，国家能源局先后核准了锡盟特高压通道配套风电基地、乌兰察布风电基地、上海庙通道配套新能源基地、扎鲁特通道配套风电基地等风电建设规划，项目建成后将大力提升特高压外送电力中清洁能源占比，为全国加大节能减排、提高生态环境建设作出积极贡献。因此通过加大新能源投资，内蒙古自治区将进一步优化能源布局和能源结构，提高能源绿色发展水平，为做好现代能源经济这篇文章奠定坚实基础。

一、行业概况

目前，我国已成为全球风力发电规模最大、增长最快的市场。风力发电已成为我国仅次于火电、水电的第三大发电类型，我国风电装机较为集中的区域主要有内蒙古、甘肃、河北、新疆、山东等风能资源丰富的北方省区，但随着并网与消纳等“下游因素”影响日益凸显，我国风电“版图”正在向并网条件较好的低风速地区“倾斜”。

近年来，国家继续鼓励清洁能源发展，我国电源结构得到不断优化。2019年，全国风电新增并网装机2574万千瓦，其中陆上风电新增装机2376万千瓦、海上风电新增装机198万千瓦，到2019年底，全国风电累计装机2.1亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.04亿千瓦、海上风电累计装机593万千瓦，风电装机占全部发电装机的10.4%。2019年风电发电量4057亿千瓦时，首次突破4000亿千瓦时，占全部发电量的5.5%。2019年全国弃风电量169亿千瓦时，同比减少108亿千瓦时，平均弃风率4%，同比下降3个百分点，弃风限电状况进一步得到缓解。

根据国家能源局发布的2019年风电产业发展情况，截至2019年底，内蒙古地区累计并网容量3007万千瓦，占全国的14.3%；累计上网电量666亿千瓦时，装机、并网均位于全国第一位。2019年全区风电平均年利用小时数2305小时，高出全国223个小时，弃风量为51.2亿千瓦时，弃风率为7.1%。2020年内蒙古将加快锡盟特高压输电通道配送700万千瓦风电、上海庙至山东特高压输电通道配送400万千瓦新能源项目、乌兰察布600万千瓦风电项目、扎鲁特—青州特高压输电通道配套400万千瓦外送风电基地等外送风电项目建设，由于内蒙古自治区风电累计并网容量已经超过国家《风电发展“十三五”规划》明确的全区2020年规划并网目标，因此跨省区平价上网风电基地将是2020年及未来内蒙古风电项目建设的重点。

推进风电平价上网，是国家能源战略的既定目标，按照国家政策，2020年将是风电补贴的最后一年，2021年风电将全面进入平价上网时代，自2017年起，国家能源局陆续组织开展多批次风电平价上网项目建设，近年来累计安排平价上网风电项目规模1121.7万千瓦，基本符合行业预期。

二、产业政策

一是完善产业发展政策。《风电发展“十三五”规划》（国能新能〔2016〕314号）指出，“十三五”期间，风电新增装机容量8000万千瓦以上，风电建设总投资将达到7000亿元以上，到2020年底，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，期中，内蒙古陆上风电并网装机容量达到2700万千瓦；风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%。

二是强化风电投资监测预警机制。2016年以来，国家能源局按年度发布风电投资监测预警信息，指导省级及以下地方政府能源主管部门和企业根据市场条件合理推进风电项目开发投资建设，为促进新能源消纳问题逐年好转创造了有利条件。

三是推进风电平价上网工作。2019年1月9日，国家发展改革委、国家能源局联合下发《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号），明确了推进风电、光伏发电无补贴平价上网的有关要求和支持政策措施，提出创新金融支持方式，国家开发银行、四大国有商业银行等金融机构应根据国家新能源发电发展规划和有关地区新能源发电平价上网实施方案，合理安排信贷资金规模，创新金融服务，开发适合项目特点的金融产品，积极支持新能源发电实现平价上网。

四是加强风电建设管理。2020年3月5日，国家能源局下发《关于2020年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2020〕17号），积极推进平价上网项目、有序推进需国家财政补贴项目、全面落实电力送出消纳条件、严格项目开发建设信息监测，保障了政策的延续性，有利于推进风电、光伏发电向平价上网的平稳过渡，实现行业的健康可持续发展。

二、行业风险

（一）政策风险

风电行业属于新能源行业，新能源的特性决定了风电生产不稳定，导致风电在政策支持、并网、消纳等方面受国家政策影响较大。2019年以来，国家密集出台政策，推动风电建设由补贴向竞价、平价上网过渡，相关政策变动将对企业生产经营产生一定的影响。

（二）生态环保风险

2020年6月19日，国家林业和草原局下发了《草原征占用审核审批管理规范》（林草规〔2020〕2号），严格控制草原转为其他用地，矿藏开采、工程建设和修建工程设施应当不占或者少占草原，原则上不得占用生态保护红线内的草原；除国务院批准同意的建设项目，国务院有关部门、省级人民政府及其有关部门批准同意的基础设施、公共事业、民生建设项目和国防、外交建设项目外，不得占用基本草原。7月29日，内蒙古能源局发布《关于进一步加强全区风电、光伏发电项目建设管理的通知》（内能新能字〔2020〕140号），通知提出，原则上重点在荒漠地区、边境沿线、采煤沉陷区、露天矿排土场等地布局风电、光伏电站，其他地区原则上不再布局新的风电、光伏发电项目。内蒙古地区的风电多建设在草原上，如项目征占用草地、环评、水土保持等手续未取得，项目将存在一定的合规风险。

（三）并网风险

风电具有能量密度低、带有随机性和间歇性、尚不能商业化储存的特性，同时受到地理分布、季节变化、昼夜交替的影响。能否实现全额并网发电取决于当地电网是否拥有足够输送容量、当地电力消纳能力等多种因素，跨区域送电缓解风电消纳问题待解决，“弃风限电”成为影响风电行业发展的主要矛盾之一。现阶段陆上风电项目的并网时间仍是重中之重，若截至目前，项目仍未开工甚或未完成施工方、设备供应商招投标工作，那么2020年底全部并网发电将存在极大不确定性。

（四）市场和消纳风险

内蒙古地区存在较重的弃风限电现象，近年来弃风率虽不断下降，但2019年弃风电量为51.2亿千瓦时，弃风率超出全国水平，受区域经济和输电限制因素影响，本地风电项目存在一定的消纳风险。近年来，内蒙古地区在建的风电项目多为能源基地外送项目，主要外送华北和华东地区消纳，其售电量受受电端经济和能源结构调整等导致的新能源用电需求量的影响较大。近年来，由于宏观经济增速放缓，全国各地用电需求出现不同程度的下降，受电端的电力供需矛盾亦有所缓解，且山东、江苏、河北等主要受电端本地的风电、光伏装机都已经超过1000万千瓦，省内可再生能源消纳任务也非常艰巨，外送风电项目亦存在一定的并网消纳风险。

（五）技术风险

风电产业还处于成长阶段，开发利用的成本仍然较高，风电单位造价降幅将放缓，加上资源分布不均、市场规模小、不能连续生产等特点，若风电价格较低，则成本回收期将大大延长，风电在现有市场条件还缺乏竞争力。

（六）质量风险

风电项目的经营状况较大程度上取决于风机的运行性能。当前我国风电装备制造企业普遍面临盈利困境，难以保障在产品质量提升和技术创新方面上的投资。近年来风机倒塌、风机叶片及主轴断裂、电机着火、齿轮箱损坏、控制失灵以及飞车等事故的发生，一定程度上显示了国内风电场的部分风机存在质量缺陷。考虑到风机的设计运营期限近20年，风机的质量风险将可能是未来风电行业稳健发展的隐患。

四、授信策略

建议风电行业为商业银行适度进入类行业，总体授信策略为“区别对待，突出重点，加强管理，防控风险”。风电属于相对成熟的新能源细分行业，符合国家产业政策支持方向，近年来风电装机容量增长迅速。可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；加强客户和项目现金流归集管理，切实管控好客户和项目的现金流，防止项目收益被挪用或用做其他投资而影响还本付息。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。

1.对于当前时点已开工建设并按计划进度推进且计划今年年底并网发电的有补贴陆上风电项目，需高度关注其建设进度、施工安排及并网时间，充分评估疫情对其建设进度的影响。

2.若截至当前时点仍未开工或甚至未完成施工方、风机等设备供应商招投标的有补贴陆上风电项目，预计2020年底全部并网发电的可能性极低。对于此类项目，建议比照平价上网项目进行测算，如满足银行偿债覆盖率准入要求，可择优支持大型央企及地方能源集团下属子公司、且抗风险能力较好的项目；如财务效益不满足准入要求，须落实控股股东或第三方担保等强增信措施，否则不再介入该类项目。

3.为规避完工风险，商业银行也可优先支持合规性手续齐备、已并网发电且运行情况良好的风电项目的固定资产支持贷款业务。

4.对于在《关于公布2019年第一批风电、光伏发电平价上网项目的通知》（发改办能源〔2019〕594号）、《关于公布2020年风电、光伏发电平价上网项目的通知》（发改办能源〔2020〕588号）中列示的平价上网的陆上风电项目，以及乌兰察布风电基、上海庙可再生能源基地、扎鲁特—青州特高压配套外送风电基地规划建设的平价上网风电项目，因其优先发电、全额保障性收购及20年固定电价不变优势，如满足银行授信政策及偿债覆盖率准入要求，可优先支持；通过参与2019年及2020年竞争性配置、以竞争性方式确定上网电价的陆上风电项目，因其享受可再生能源补贴的并网时间为2021年底，尚有一年半的建设时间，施工周期相对宽松、完工风险较低，对于此类项目，如满足银行授信政策及偿债覆盖率准入要求，可适度参与。

5.项目财务评价测算取值方面。设备利用小时数：如为带补贴项目，建议采用近三年所在区域或周边2-3个已投运风电项目均值及考虑弃风率后的等效满负荷设备利用小时数后较低值进行测算，如为已投运的项目，还需考虑项目平均利用水平，采取较低值进行测算；如为平价上网项目，可参照可研报告预测的设备利用小时数，在考虑项目所在区域近三年平均弃风率的基础上，折算设备利用小时数。上网电价：根据项目核准时间、开工时间及计划完工时间及所在风资源区合理确定项目的上网电价。其中，带补贴项目按照项目核准年限、计划投产时间及纳入财政补贴年度规模管理的年份，按项目所在风资源区合理确定项目上网电价；本地消纳的平价上网项目，按照蒙西/蒙东地区的燃煤标杆电价确定上网电价；外送平价上网项目，按照项目受电端的燃煤标杆电价减输配电价后的电价测算；采用竞争方式（以电价为主要竞争条件）配置资源和确定投资开发企业的风电项目，按照项目中标时的申报电价进行测算。

五、风险管理要求

（一）关注国家风电政策变化

跟踪我国电力体制改革进展，特别是实施可再生能源配额制等政策，分析对行业的潜在影响；密切关注风电行业规划、并网、电价等相关政策的变化，防范潜在风险；上网电价下降，将进一步降低风电项目的投资收益率、投资价值和偿债能力，应及时分析上网电价调整对风电运营企业偿债能力的影响。

（二）关注市场消纳风险

风电项目贷款期限较长，且融资主体主要为项目公司，综合偿债能力较弱。要前瞻性研判行业发展趋势，主动优化授信方案，强化第二还款来源，防范化解产能过剩风险。高度关注区域电网瓶颈对风电项目上网影响，必须将配套电网建设到位、区域电网调峰能力充足、项目确实具备上网条件、电量销售目标市场有保障等作为银行贷款进入的前提条件，有效防范信贷风险。关注区域经济发展水平、电力市场环境，评估对申请人偿债能力的影响。

（三）关注财政补贴问题

及时跟踪了解国家和地方对风电上网电价补贴标准、补贴流程及补贴到位情况及用途，防范潜在补贴不到位、补贴被挪用等风险。密切关注申请人该项目运营后纳入可再生能源补贴清单及补贴到位情况，若申请人出现因补贴到位不及时导致经营现金流紧张的情况，须与申请人沟通风险化解方案，必要时可增加股东阶段性担保等增信措施。

（四）关注项目建设进度及并网情况

受疫情、极端天气、征地、生态环保等因素影响，项目建设进度基本会推迟，尤其是2018年底前核准的陆上风电项目，需重点关注其施工安排、并网时间，充分评估其完工风险。现阶段在建风电项目的并网时间仍是重中之重，须高度关注项目建设进度、施工安排及并网时间，并设置有针对性的签约、放款条件以缓释完工及上网电价下调风险。密切关注项目送出工程建设进度，评估其送出风险，必要时增加相关股东担保等措施，确保我行信贷资金安全。

（五）关注项目建设资金到位情况

资本金和银行贷款到位情况，及时获取资本金到位凭证并交叉验证其真实有效性，如出现抽逃资本金、他行贷款资金不到位等现象，及时发起风险预警并采取有效措施

（六）关注项目实际运营情况

项目投运后，密切关注项目运营动态，关注其设备利用小时、上网电量、上网电价的落实情况，一旦设备利用小时数或上网电价突破额度使用持续条件，应及时发起预警，按要求采取相关措施。密切关注风机运行的稳定性及维护费用的波动水平，关注风机检修情况及剩余寿命，关注项目运营期有可能发生的事故，是否对申请人的偿债能力造成影响，及时做好风险防范措施。

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