抢装潮下商业银行对海上风电项目营销的管理措施建议

【摘 要】海上风电项目投资主体以能源类发电集团为主，贷款经济资本占用低、安全性高，项目多位于县域，对MPA考核及贷款利息收入增值税税率优惠均有较大帮助，商业银行营销意愿强烈；但项目运营后上网电价与项目全容量并网时间高度相关，受制于设备、施工能力及并网条件的约束，已核准项目可否在2021年底前全容量并网、项目运营后可否执行0.85元/千瓦时的上网电价，存在一定的不确定性。在海上风电项目营销中充分兼顾盈利性与安全性，商业银行的管理措施至关重要。

【关键词】海上风电；抢装；上网电价；并网

一、我国海上风电发展概况

海上风电是可再生能源发展的重要领域，是促进能源结构调整的重要措施，是近年来全球风电发展的重要方向之一，也是我国战略性新兴产业的重要组成部分。

自2008年上海东大桥102MW海上风电场核准起，经过11年的发展，我国海上风电取得了瞩目成绩，2019年全国风电新增并网装机2574万千瓦，其中海上风电新增装机198万千瓦。2019年末全国风电累计装机2.1亿千瓦，其中海上风电累计装机593万千瓦，世界排名第三，提前完成“十三五”风电规划目标，我国在建海上风电（至少安装一台风机基础）370萬千瓦，全球第一。

二、海上风电抢装背景分析

我国海上风电上网电价经历了核准电价、标杆上网电价、指导价下竞价上网三个阶段。风电抢装是在补贴退坡的大环境下，为满足项目并网时间要求、锁定运营期上网电价，从而加速项目建设进度的行业行为。

2014年国家发改委下发《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确潮间带风电0.75元/千瓦时、近海风电0.85元/千瓦时的上网电价，同年国家能源局出台《全国海上风电开发建设方案（2014-2016）》。2016年国家发改委下发《关于调整光伏发电、陆上风电标杆上网电价的通知》，明确海上风电上网标杆电价为近海0.85元/千瓦时、潮间带0.75元/千瓦时。

2018年5月国家能源局下发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，要求从2019年起新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。竞价上网时代全面开启，沿海各省已纳入规划的海上风电项目加速核准，其中：广东2018年共核准31个项目，总装机18708MW；江苏2018年末核准24个项目，总装机6700MW；福建2018年核准5个项目，总装机1712MW。

2019年5月国家发改委下发《关于完善风电上网电价政策的通知》，关于海上风电，一是将标杆上网电价改为指导价；二是2019年新核准近海风电指导价0.8元/千瓦时，2020年0.75元/千瓦时，新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价不得高于上述指导价；三是对2018年底前已核准的海上风电项目，2021年底前全部机组完成并网的执行核准时上网电价，2022年及以后全部机组完成并网的执行并网年份指导价。

2018年项目核准集中，2019年后指导电价下调，为了锁定项目运营后上网电价，全力保障项目在2021年底前全容量并网是项目投资人的必然选择，海上风电进入全面抢装。

三、海上风电抢装面临的问题

近年来我国海上风电发展快速，产业链及电网配套相对滞后，单位投资成本未明显下降，项目盈利能力对补贴电价依赖度高。海上风电抢装过程中主要面临风机供应紧张、海上施工能力紧张、电网接入压力较大、补贴电价相对滞后的问题。

（一）风机设备供应

此轮风电抢装，风机设备需求集中爆发，上游材料、配件（芯材、齿轮箱、轴承等）涨价明显，风机叶片受制于芯材供应，出货滞后于风机主机。为保证风机供应，保障项目建设进度，抢风机现象凸显，风机款支付节点较此前变化较大，目前合同支付节点一般为：预付款10%、投料款30%、进度款/交货款40%、验收款10%、质保金10%，付款进度明显加快。

（二）海上施工能力

经过多年发展，我国海上施工装备及技术均取得了长足进步，目前拥有海上安装船30余艘，世界第一，但是，一方面部分船只建造较早，起重能力、起重高度、抗风浪能力及机动能力难以满足大机组、远离岸、复杂海况的施工要求；另一方面抢装潮下，建设期将相对集中于2020、2021年。海上风电项目单机机组较大，建设期集中，离岸距远，部分海域海底海况复杂，风机基础需要“嵌岩”，均对海上施工提出了更高要求。

（三）并网压力

2019年我国全口径发电设备容量20.1亿千瓦，同比增长5.8%，其中：并网风电2.1亿千瓦，同比增长14%，风电增速远高于平均数。风电与其它发电类型相比具有典型的随机性、间歇性，且海上项目总装机容量大，项目地多不在主要用电负荷区域，上网电量需跨地输送，以上均对电网的输电线路配套及负荷调节能力提出了很高要求。

（四）补贴电价滞后

自2012年3月《可再生能源电价附加补助资金管理暂行办法》实施以来至2020年1月，我国共公布7批可再生能源电价附加资金补助目录，海上风电项目于第4批开始纳入，第7批于2017年3月组织申报、2018年6月公布，第4-7批共纳入11个海上风电项目（不含潮间带），装机容量合计1382MW，第7批目录公布后未再组织申报，其后并网的项目暂未取得电价补贴。

2020年1月财政部、国家发改委及国家能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》及《可再生能源电价附加资金管理办法》，确定了补贴资金“以收定支”的原则，并对补贴顺序进行了明确：新增项目足额兑付补贴，存量项目由电网企业根据一定条件确定拨付顺序，光伏扶贫、自然人分布式、参与绿色电力证书交易、自愿转为平价项目等项目可优先兑付补助资金，其它存量项目由电网企业按照相同比例统一兑付。

补贴资金“以收定支”及海上风电存量项目拨付顺序相对靠后，可预计已核准在建的海上风电项目运营后补贴资金较难按年度足额取得，大概率按一定比例取得，剩余部分逐年递延。

四、商业银行管理措施建议

鉴于海上风电补贴退坡的实际及补贴资金大概率难以按年足额到位的预期，商业银行需在项目准入、贷款方案设计及贷后管理方面采取有效管理措施，按市场化原则积极支持绿色能源发展，追求效益性与安全性的平衡。

（一）项目准入

1、能源类发电集团投资项目积极准入，民营资本投资项目合理支持

海上风电项目投资大、技术要求高，投资主体基本为五大发电集团、中广核集团、三峡集团及部分省级能源企业，资金实力雄厚，资信状况良好，信用评级较高，信用风险相对可控；民营企业是我国基本经济制度的重要组成，对民营资本投资项目，商业银行应综合考虑、合理支持。

2、重点营销集团内部开发排序优先的项目

能源类发电集团对整个风电产业链研究深入、把握清晰，对已核准项目是否力保2021年底前全容量并网有合理安排，开发次序明确。商业银行应加大总部营销，掌握集团内部对已核准项目的开发排序安排。

（二）贷款方案设计

1、重点关注海域使用、电网接入审查意见、風机设备及施工合同签署情况

海域使用是海上施工的前提条件，电网公司出具的电网接入审查意见是项目建成后并网的保障，风机设备及施工能力是保障项目按照工程计划建设的重要支撑，商业银行在贷款方案中应将取得海域使用批复、电网公司出具的接入批复、风机设备及施工合同签署列为贷款发放条件，保证合作项目施工合法、并网可靠、建设进度确定。

2、合理评估项目贷款期限，尤其是合理设置贷款宽限期

在暂未取得补贴电价的情况下，仅取得燃煤发电基准上网电价现金流入，具有利润与现金流不匹配情况，商业银行项目评估过程中需综合考虑项目经营现金流情况，合理评估项目贷款期限，充分考虑补贴电价到位情况，将贷款宽限期设置为项目建设期加一定年限（一般不超2年），更加符合海上风电项目的实际现金流特点。

（三）贷后管理

1、上网电价压力测试

2019年5月国家发改委下发的《关于完善风电上网电价政策的通知》中，海上风电2019年、2020年度指导价分别为0.8元/千瓦时、0.75元/千瓦时，但尚未出台2021年及以后年份的指导价，可预计后续指导价将低于0.75元/千瓦时。商业银行应充分考虑已核准在建项目2021年底前无法全容量并网的可能性，贷款存续期内需进行电价压力测试，以便及时调整贷款方案，保障贷款安全。

2、改进项目经营情况监测方法

海上风电项目离岸较远，商业银行在贷后管理过程中很难现场检查，由于电力集控的专业性，即使赴陆上集控中心也很难独立掌握项目的实际运行情况。在贷后管理过程中，商业银行可通过项目电费收入账户的电费流水推算项目每月的售电量，从而直接掌握项目实际运行情况。

（江苏省农行，江苏 南京 210002）

作者简介：姜圣辉，男（1983—），汉族，农业银行江苏省分行，高级专员，研究方向：电力能源项目。