風能咨詢機構MAKE近日發(fā)布了《2016年中國風電市場展望報告》，報告對影響2016年至2025年中國風電發(fā)展趨勢的驅(qū)動和阻礙因素進行了分析。據(jù)MAKE預計，2016年至2025年中國新增吊裝容量254.5吉瓦、并網(wǎng)容量263吉瓦?！笆濉逼陂g平均每年新增吊裝容量25.4吉瓦、并網(wǎng)容量25.5吉瓦。
今后十年仍保持強勁增長
中國新增并網(wǎng)容量將于2016年到2025年期間達到驚人的263吉瓦，占全球新增并網(wǎng)容量的43%。隨著風電利好政策的發(fā)布以及電網(wǎng)投資的推進，新增并網(wǎng)容量將在2016年以后穩(wěn)中有進，并于2018年超過當年新增吊裝容量。
預計未來十年中國將保持年均新增吊裝容量25.5吉瓦，并在2025年達到累計吊裝容量393.7吉瓦。受到2014到2015年搶裝的影響，2016年新增吊裝容量將同比下降8%。在2016年和2018年第二次電價下調(diào)全面貫徹實施以后，2019年至2021年的新增吊裝容量相比2016年至2018年吊裝量有一定下降。
短期內(nèi)市場重心南移
第一輪電價下調(diào)于2016年1月1日起全面實施，一、二、三類風區(qū)的平均風電項目收益率急劇下降，而未受新電價影響的部分四類風區(qū)擁有了更大的吸引力。不僅如此，近期出臺的風電建設方案也強調(diào)了加快中國低風速地區(qū)風電發(fā)展的重要性。因此，2016年和2017年的新增裝機將會向四類風區(qū)轉移，且四類風區(qū)的新增裝機占比將會從往年的25%-35%增至近50%。
考慮到第二次電價下調(diào)涉及所有風區(qū)，而多數(shù)四類風區(qū)地區(qū)的風資源有限，平均項目收益率因此將跌至5%以下，從而失去投資吸引力。而三北地區(qū)的棄風限電現(xiàn)象在經(jīng)過了三年的市場調(diào)整以及電網(wǎng)建設投資后將有所緩解，發(fā)展重心或?qū)⒅匦禄氐饺钡貐^(qū)。
2020年前海上風電市場發(fā)展緩慢
由于缺乏海上風電開發(fā)經(jīng)驗、相對陸上風電開發(fā)的高成本和風險，中國海上風電發(fā)展依舊緩慢。MAKE預計2020年10吉瓦的累積并網(wǎng)目標對于國內(nèi)行業(yè)來說仍為艱巨目標。
目前海上風電項目的資本性支出(CAPEX)是陸上風電項目的兩倍以上。中國風機制造商試圖通過將高成本的零部件本土化來降低成本，但海上風機的質(zhì)量和可靠性對于開發(fā)商降低開發(fā)風險至關重要，尤其是在海上風場運維成本遠遠高于陸上的情況下。考慮到可靠性低的風機給項目收益率帶來的風險更大，開發(fā)商對海上風電機組的價格敏感度遠低于陸上風電。與此同時，風機吊裝、基礎施工和安裝和海底電纜敷設也占據(jù)海上風電項目資本性支出的很大一部分。因此，有限的海上風電開發(fā)技術和開發(fā)經(jīng)驗或成制約中國海上風電增長的最大障礙之一。
完成最低保障性收購小時數(shù)有難度
“十二五”時期，電力消費增長持續(xù)走低，2015年的電力消費增長率僅為0.5%,同比降低了3.3個百分點。與此同時，發(fā)電裝機規(guī)模保持較快增長。各類電源競爭激烈，裝機容量過剩。
火電項目相對風電和其他能源項目仍保持較高的平均利用小時數(shù)，火電項目的盈利能力因此遠強于風電項目。不僅如此，考慮到電網(wǎng)公司將會支付所有的電價，火電在現(xiàn)金流方面更有優(yōu)勢。而由于可再生能源補貼的嚴重滯后，風電企業(yè)的現(xiàn)金流受到了嚴重影響。
高速的火電增長嚴重制約了風電發(fā)展。有限的電網(wǎng)容量和地方政府對火電的偏向性支持導致可再生能源面對一個發(fā)電空間非常有限且停滯的電力消費市場。
三北地區(qū)受到嚴重棄風限電影響的省份(例如內(nèi)蒙古、新疆、甘肅、吉林和黑龍江)由于嚴重的電源過剩，在短期內(nèi)或?qū)o法完成最低保障性收購小時數(shù)的目標。風電利用小時數(shù)超過最低保障數(shù)的風電項目或被限電，從而彌補無法達到目標的風電項目。即使在強勁的可再生能源政策支持的推動下，政策的執(zhí)行能否到位有待觀察。電源之間的博弈和利益沖突仍將持續(xù)。
新能源金融服務亟待創(chuàng)新
當前我國新能源產(chǎn)業(yè)的金融服務較為滯后，集中體現(xiàn)為融資方式較少、融資成本偏高和融資審批趨嚴。作為產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關鍵一環(huán)，金融機構亟需聚焦產(chǎn)業(yè)需求，創(chuàng)新金融供給，服務新能源產(chǎn)業(yè)新發(fā)展。
金融支持是新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關鍵一環(huán)。由于我國新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨的諸多風險因素，導致與之配套的金融服務較為滯后，極大制約了新能源產(chǎn)業(yè)的持續(xù)健康發(fā)展。
首先，融資方式較少。從融資渠道來看，新能源項目資金主要來源于企業(yè)自有資金和國內(nèi)貸款。2013年，自有資金和國內(nèi)貸款在風電、太陽能、核電項目融資結構中的比例分別達到96.11%、94.77%和95.57%。由于新能源企業(yè)上市門檻較高以及我國債券市場發(fā)展相對滯后，直接融資僅占資金來源的10%左右。而多數(shù)風險投資機構對新能源項目的投資尚處于探索階段，投資規(guī)模較小。從融資工具來看，國內(nèi)金融結構匹配新能源產(chǎn)業(yè)的融資產(chǎn)品體系較不完善，新型抵押擔保、信托、可轉債、互聯(lián)網(wǎng)融資等創(chuàng)新融資工具應用較少。
其次，融資成本偏高。相對于歐美發(fā)達國家來說，國內(nèi)新能源項目的融資成本普遍偏高。據(jù)統(tǒng)計，我國光伏企業(yè)的平均融資成本在8%左右，部分企業(yè)高達10%，而境外融資成本僅有3%-5%左右。
最后，融資審批趨嚴。國內(nèi)金融機構普遍收緊對新能源企業(yè)的信貸融資，對新能源項目的貸款審批流程較為嚴格復雜，要求更多的風險抵押。以風電和光伏裝備制造環(huán)節(jié)為例，國內(nèi)金融機構對其貸款權限都已收回到總行，基本上采取限制態(tài)勢。
“十三五”期間，綠色經(jīng)濟將成為新常態(tài)下新的戰(zhàn)略選擇，預計我國新能源產(chǎn)業(yè)將步入新一輪發(fā)展機遇期。新能源業(yè)務將成為金融機構業(yè)務發(fā)展的“新藍海”和轉型升級的“助推器”，為其帶來長期穩(wěn)定的業(yè)務收入來源和新的利潤增長點。從這個意義上來說，金融機構亟需聚焦產(chǎn)業(yè)需求，創(chuàng)新金融供給，服務新能源產(chǎn)業(yè)新發(fā)展。
首先，針對新能源企業(yè)的融資難問題，著力拓寬融資通道，創(chuàng)造良好融資環(huán)境。從間接融資的角度來看，一是依托商業(yè)銀行在金融服務、資金融通、網(wǎng)點渠道等方面的優(yōu)勢，大力發(fā)展綠色金融和科技金融，合理把握信貸投放的總量和結構;二是完善銀行、擔保、租賃、保險、信托等機構的合作機制，拓寬新能源產(chǎn)業(yè)的多元化融資渠道。從直接融資的角度來看，加快多層次資本市場建設，積極發(fā)展直接金融機制和創(chuàng)新直接金融產(chǎn)品，大力支持符合條件的新能源企業(yè)發(fā)行上市，提高直接融資占比。
其次，立足新能源企業(yè)多元化、專屬化的服務需求，著力創(chuàng)新業(yè)務模式，提供全面高效服務。一是根據(jù)新能源項目投資周期較長、收益回報較慢、資金成本承受能力不高的特點，積極開發(fā)收費權質(zhì)押、特許經(jīng)營權質(zhì)押、未來收益權質(zhì)押等多種擔保方式，建立健全以投貸聯(lián)動為核心的金融服務;二是針對新能源企業(yè)不同發(fā)展階段和產(chǎn)業(yè)鏈各個環(huán)節(jié)的服務需求，打造差異化產(chǎn)品體系。提供理財、現(xiàn)金管理、財務顧問等“融資+融智”、“商行+投行”的差異化服務，圍繞行業(yè)龍頭企業(yè)完善供給鏈金融服務。
再次，根據(jù)新能源企業(yè)快捷化、便利化的現(xiàn)實需求，著力整合業(yè)務渠道，不斷提高服務質(zhì)量和水平。一是借助互聯(lián)網(wǎng)、云計算、大數(shù)據(jù)等新興技術手段，推動網(wǎng)上銀行、手機銀行等新型渠道發(fā)展，提升金融供給的配置效率和服務水平;二是搭建入口多樣化的獲客平臺，優(yōu)化業(yè)務審批流程，縮短融資鏈條，提高信貸投放效率，確保企業(yè)需求得到快速有效滿足。
最后，依據(jù)新能源企業(yè)的企業(yè)信譽、償債能力和經(jīng)營狀況，著力提高風險定價水平，切實降低企業(yè)融資成本。一是運用大數(shù)據(jù)對新能源企業(yè)進行分類識別和層級細分，提高風險定價水平，根據(jù)企業(yè)信譽和償債能力實施精細化、差異化定價;二是探索匹配源產(chǎn)業(yè)的風險控制模型和手段，完善貸后、投后管理的手段，有效規(guī)避風險隱患。
