【摘 要】海上風電項目投資主體以能源類發(fā)電集團為主，貸款經濟資本占用低、安全性高，項目多位于縣域，對MPA考核及貸款利息收入增值稅稅率優(yōu)惠均有較大幫助，商業(yè)銀行營銷意愿強烈；但項目運營后上網電價與項目全容量并網時間高度相關，受制于設備、施工能力及并網條件的約束，已核準項目可否在2021年底前全容量并網、項目運營后可否執(zhí)行0.85元/千瓦時的上網電價，存在一定的不確定性。在海上風電項目營銷中充分兼顧盈利性與安全性，商業(yè)銀行的管理措施至關重要。

【關鍵詞】海上風電；搶裝；上網電價；并網

一、我國海上風電發(fā)展概況

海上風電是可再生能源發(fā)展的重要領域，是促進能源結構調整的重要措施，是近年來全球風電發(fā)展的重要方向之一，也是我國戰(zhàn)略性新興產業(yè)的重要組成部分。

自2008年上海東大橋102MW海上風電場核準起，經過11年的發(fā)展，我國海上風電取得了矚目成績，2019年全國風電新增并網裝機2574萬千瓦，其中海上風電新增裝機198萬千瓦。2019年末全國風電累計裝機2.1億千瓦，其中海上風電累計裝機593萬千瓦，世界排名第三，提前完成“十三五”風電規(guī)劃目標，我國在建海上風電（至少安裝一臺風機基礎）370萬千瓦，全球第一。

二、海上風電搶裝背景分析

我國海上風電上網電價經歷了核準電價、標桿上網電價、指導價下競價上網三個階段。風電搶裝是在補貼退坡的大環(huán)境下，為滿足項目并網時間要求、鎖定運營期上網電價，從而加速項目建設進度的行業(yè)行為。

2014年國家發(fā)改委下發(fā)《關于海上風電上網電價政策的通知》，明確潮間帶風電0.75元/千瓦時、近海風電0.85元/千瓦時的上網電價，同年國家能源局出臺《全國海上風電開發(fā)建設方案（2014-2016）》。2016年國家發(fā)改委下發(fā)《關于調整光伏發(fā)電、陸上風電標桿上網電價的通知》，明確海上風電上網標桿電價為近海0.85元/千瓦時、潮間帶0.75元/千瓦時。

2018年5月國家能源局下發(fā)《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》，要求從2019年起新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。競價上網時代全面開啟，沿海各省已納入規(guī)劃的海上風電項目加速核準，其中：廣東2018年共核準31個項目，總裝機18708MW；江蘇2018年末核準24個項目，總裝機6700MW；福建2018年核準5個項目，總裝機1712MW。

2019年5月國家發(fā)改委下發(fā)《關于完善風電上網電價政策的通知》，關于海上風電，一是將標桿上網電價改為指導價；二是2019年新核準近海風電指導價0.8元/千瓦時，2020年0.75元/千瓦時，新核準近海風電項目通過競爭方式確定的上網電價不得高于上述指導價；三是對2018年底前已核準的海上風電項目，2021年底前全部機組完成并網的執(zhí)行核準時上網電價，2022年及以后全部機組完成并網的執(zhí)行并網年份指導價。

2018年項目核準集中，2019年后指導電價下調，為了鎖定項目運營后上網電價，全力保障項目在2021年底前全容量并網是項目投資人的必然選擇，海上風電進入全面搶裝。

三、海上風電搶裝面臨的問題

近年來我國海上風電發(fā)展快速，產業(yè)鏈及電網配套相對滯后，單位投資成本未明顯下降，項目盈利能力對補貼電價依賴度高。海上風電搶裝過程中主要面臨風機供應緊張、海上施工能力緊張、電網接入壓力較大、補貼電價相對滯后的問題。

（一）風機設備供應

此輪風電搶裝，風機設備需求集中爆發(fā)，上游材料、配件（芯材、齒輪箱、軸承等）漲價明顯，風機葉片受制于芯材供應，出貨滯后于風機主機。為保證風機供應，保障項目建設進度，搶風機現象凸顯，風機款支付節(jié)點較此前變化較大，目前合同支付節(jié)點一般為：預付款10%、投料款30%、進度款/交貨款40%、驗收款10%、質保金10%，付款進度明顯加快。

（二）海上施工能力

經過多年發(fā)展，我國海上施工裝備及技術均取得了長足進步，目前擁有海上安裝船30余艘，世界第一，但是，一方面部分船只建造較早，起重能力、起重高度、抗風浪能力及機動能力難以滿足大機組、遠離岸、復雜海況的施工要求；另一方面搶裝潮下，建設期將相對集中于2020、2021年。海上風電項目單機機組較大，建設期集中，離岸距遠，部分海域海底海況復雜，風機基礎需要“嵌巖”，均對海上施工提出了更高要求。

（三）并網壓力

2019年我國全口徑發(fā)電設備容量20.1億千瓦，同比增長5.8%，其中：并網風電2.1億千瓦，同比增長14%，風電增速遠高于平均數。風電與其它發(fā)電類型相比具有典型的隨機性、間歇性，且海上項目總裝機容量大，項目地多不在主要用電負荷區(qū)域，上網電量需跨地輸送，以上均對電網的輸電線路配套及負荷調節(jié)能力提出了很高要求。

（四）補貼電價滯后

自2012年3月《可再生能源電價附加補助資金管理暫行辦法》實施以來至2020年1月，我國共公布7批可再生能源電價附加資金補助目錄，海上風電項目于第4批開始納入，第7批于2017年3月組織申報、2018年6月公布，第4-7批共納入11個海上風電項目（不含潮間帶），裝機容量合計1382MW，第7批目錄公布后未再組織申報，其后并網的項目暫未取得電價補貼。

2020年1月財政部、國家發(fā)改委及國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于促進非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》及《可再生能源電價附加資金管理辦法》，確定了補貼資金“以收定支”的原則，并對補貼順序進行了明確：新增項目足額兌付補貼，存量項目由電網企業(yè)根據一定條件確定撥付順序，光伏扶貧、自然人分布式、參與綠色電力證書交易、自愿轉為平價項目等項目可優(yōu)先兌付補助資金，其它存量項目由電網企業(yè)按照相同比例統(tǒng)一兌付。

補貼資金“以收定支”及海上風電存量項目撥付順序相對靠后，可預計已核準在建的海上風電項目運營后補貼資金較難按年度足額取得，大概率按一定比例取得，剩余部分逐年遞延。

四、商業(yè)銀行管理措施建議

鑒于海上風電補貼退坡的實際及補貼資金大概率難以按年足額到位的預期，商業(yè)銀行需在項目準入、貸款方案設計及貸后管理方面采取有效管理措施，按市場化原則積極支持綠色能源發(fā)展，追求效益性與安全性的平衡。

（一）項目準入

1、能源類發(fā)電集團投資項目積極準入，民營資本投資項目合理支持

海上風電項目投資大、技術要求高，投資主體基本為五大發(fā)電集團、中廣核集團、三峽集團及部分省級能源企業(yè)，資金實力雄厚，資信狀況良好，信用評級較高，信用風險相對可控；民營企業(yè)是我國基本經濟制度的重要組成，對民營資本投資項目，商業(yè)銀行應綜合考慮、合理支持。

2、重點營銷集團內部開發(fā)排序優(yōu)先的項目

能源類發(fā)電集團對整個風電產業(yè)鏈研究深入、把握清晰，對已核準項目是否力保2021年底前全容量并網有合理安排，開發(fā)次序明確。商業(yè)銀行應加大總部營銷，掌握集團內部對已核準項目的開發(fā)排序安排。

（二）貸款方案設計

1、重點關注海域使用、電網接入審查意見、風機設備及施工合同簽署情況

海域使用是海上施工的前提條件，電網公司出具的電網接入審查意見是項目建成后并網的保障，風機設備及施工能力是保障項目按照工程計劃建設的重要支撐，商業(yè)銀行在貸款方案中應將取得海域使用批復、電網公司出具的接入批復、風機設備及施工合同簽署列為貸款發(fā)放條件，保證合作項目施工合法、并網可靠、建設進度確定。

2、合理評估項目貸款期限，尤其是合理設置貸款寬限期

在暫未取得補貼電價的情況下，僅取得燃煤發(fā)電基準上網電價現金流入，具有利潤與現金流不匹配情況，商業(yè)銀行項目評估過程中需綜合考慮項目經營現金流情況，合理評估項目貸款期限，充分考慮補貼電價到位情況，將貸款寬限期設置為項目建設期加一定年限（一般不超2年），更加符合海上風電項目的實際現金流特點。

（三）貸后管理

1、上網電價壓力測試

2019年5月國家發(fā)改委下發(fā)的《關于完善風電上網電價政策的通知》中，海上風電2019年、2020年度指導價分別為0.8元/千瓦時、0.75元/千瓦時，但尚未出臺2021年及以后年份的指導價，可預計后續(xù)指導價將低于0.75元/千瓦時。商業(yè)銀行應充分考慮已核準在建項目2021年底前無法全容量并網的可能性，貸款存續(xù)期內需進行電價壓力測試，以便及時調整貸款方案，保障貸款安全。

2、改進項目經營情況監(jiān)測方法

海上風電項目離岸較遠，商業(yè)銀行在貸后管理過程中很難現場檢查，由于電力集控的專業(yè)性，即使赴陸上集控中心也很難獨立掌握項目的實際運行情況。在貸后管理過程中，商業(yè)銀行可通過項目電費收入賬戶的電費流水推算項目每月的售電量，從而直接掌握項目實際運行情況。

（江蘇省農行，江蘇 南京 210002）

作者簡介：姜圣輝，男（1983—），漢族，農業(yè)銀行江蘇省分行，高級專員，研究方向：電力能源項目。