《2016年中国风电市场展望报告》：年均新增吊装容量达25.4吉瓦
2016-07-08 09:35 [风能] 来源于：中国能源报 作者：中国能源报
导读：编者按：风能咨询机构MAKE近日发布了《2016年中国风电市场展望报告》，报告对影响2016年至2025年中国风电发展趋势的驱动和阻碍因素进行了分析。据MAKE预计，2016年至2025年中国新增吊装容量254.5吉瓦、并网容量263吉瓦。十三五期间平均每年新增吊装容量25.4
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编者按：风能咨询机构MAKE近日发布了《2016年中国风电市场展望报告》，报告对影响2016年至2025年中国风电发展趋势的驱动和阻碍因素进行了分析。据MAKE预计，2016年至2025年中国新增吊装容量254.5吉瓦、并网容量263吉瓦。“十三五”期间平均每年新增吊装容量25.4吉瓦、并网容量25.5吉瓦。
今后十年仍保持强劲增长
中国新增并网容量将于2016年到2025年期间达到惊人的263吉瓦，占全球新增并网容量的43%。随着风电利好政策的发布以及电网投资的推进，新增并网容量将在2016年以后稳中有进，并于2018年超过当年新增吊装容量。
预计未来十年中国将保持年均新增吊装容量25.5吉瓦，并在2025年达到累计吊装容量393.7吉瓦。受到2014到2015年抢装的影响，2016年新增吊装容量将同比下降8%。在2016年和2018年第二次电价下调全面贯彻实施以后，2019年至2021年的新增吊装容量相比2016年至2018年吊装量有一定下降。
短期内市场重心南移
第一轮电价下调于2016年1月1日起全面实施，一、二、三类风区的平均风电项目收益率急剧下降，而未受新电价影响的部分四类风区拥有了更大的吸引力。不仅如此，近期出台的风电建设方案也强调了加快中国低风速地区风电发展的重要性。因此，2016年和2017年的新增装机将会向四类风区转移，且四类风区的新增装机占比将会从往年的25%-35%增至近50%。
考虑到第二次电价下调涉及所有风区，而多数四类风区地区的风资源有限，平均项目收益率因此将跌至5%以下，从而失去投资吸引力。而三北地区的弃风限电现象在经过了三年的市场调整以及电网建设投资后将有所缓解，发展重心或将重新回到三北地区。
2020年前海上风电市场发展缓慢
由于缺乏海上风电开发经验、相对陆上风电开发的高成本和风险，中国海上风电发展依旧缓慢。MAKE预计2020年10吉瓦的累积并网目标对于国内行业来说仍为艰巨目标。
目前海上风电项目的资本性支出(CAPEX)是陆上风电项目的两倍以上。中国风机制造商试图通过将高成本的零部件本土化来降低成本，但海上风机的质量和可靠性对于开发商降低开发风险至关重要，尤其是在海上风场运维成本远远高于陆上的情况下。考虑到可靠性低的风机给项目收益率带来的风险更大，开发商对海上风电机组的价格敏感度远低于陆上风电。与此同时，风机吊装、基础施工和安装和海底电缆敷设也占据海上风电项目资本性支出的很大一部分。因此，有限的海上风电开发技术和开发经验或成制约中国海上风电增长的最大障碍之一。
完成最低保障性收购小时数有难度
“十二五”时期，电力消费增长持续走低，2015年的电力消费增长率仅为0.5%,同比降低了3.3个百分点。与此同时，发电装机规模保持较快增长。各类电源竞争激烈，装机容量过剩。
火电项目相对风电和其他能源项目仍保持较高的平均利用小时数，火电项目的盈利能力因此远强于风电项目。不仅如此，考虑到电网公司将会支付所有的电价，火电在现金流方面更有优势。而由于可再生能源补贴的严重滞后，风电企业的现金流受到了严重影响。
高速的火电增长严重制约了风电发展。有限的电网容量和地方政府对火电的偏向性支持导致可再生能源面对一个发电空间非常有限且停滞的电力消费市场。
三北地区受到严重弃风限电影响的省份(例如内蒙古、新疆、甘肃、吉林和黑龙江)由于严重的电源过剩，在短期内或将无法完成最低保障性收购小时数的目标。风电利用小时数超过最低保障数的风电项目或被限电，从而弥补无法达到目标的风电项目。即使在强劲的可再生能源政策支持的推动下，政策的执行能否到位有待观察。电源之间的博弈和利益冲突仍将持续。
新能源金融服务亟待创新
当前我国新能源产业的金融服务较为滞后，集中体现为融资方式较少、融资成本偏高和融资审批趋严。作为产业发展的关键一环，金融机构亟需聚焦产业需求，创新金融供给，服务新能源产业新发展。
金融支持是新能源产业发展的关键一环。由于我国新能源产业发展面临的诸多风险因素，导致与之配套的金融服务较为滞后，极大制约了新能源产业的持续健康发展。
首先，融资方式较少。从融资渠道来看，新能源项目资金主要来源于企业自有资金和国内贷款。2013年，自有资金和国内贷款在风电、太阳能、核电项目融资结构中的比例分别达到96.11%、94.77%和95.57%。由于新能源企业上市门槛较高以及我国债券市场发展相对滞后，直接融资仅占资金来源的10%左右。而多数风险投资机构对新能源项目的投资尚处于探索阶段，投资规模较小。从融资工具来看，国内金融结构匹配新能源产业的融资产品体系较不完善，新型抵押担保、信托、可转债、互联网融资等创新融资工具应用较少。
其次，融资成本偏高。相对于欧美发达国家来说，国内新能源项目的融资成本普遍偏高。据统计，我国光伏企业的平均融资成本在8%左右，部分企业高达10%，而境外融资成本仅有3%-5%左右。
最后，融资审批趋严。国内金融机构普遍收紧对新能源企业的信贷融资，对新能源项目的贷款审批流程较为严格复杂，要求更多的风险抵押。以风电和光伏装备制造环节为例，国内金融机构对其贷款权限都已收回到总行，基本上采取限制态势。
“十三五”期间，绿色经济将成为新常态下新的战略选择，预计我国新能源产业将步入新一轮发展机遇期。新能源业务将成为金融机构业务发展的“新蓝海”和转型升级的“助推器”，为其带来长期稳定的业务收入来源和新的利润增长点。从这个意义上来说，金融机构亟需聚焦产业需求，创新金融供给，服务新能源产业新发展。
首先，针对新能源企业的融资难问题，着力拓宽融资通道，创造良好融资环境。从间接融资的角度来看，一是依托商业银行在金融服务、资金融通、网点渠道等方面的优势，大力发展绿色金融和科技金融，合理把握信贷投放的总量和结构;二是完善银行、担保、租赁、保险、信托等机构的合作机制，拓宽新能源产业的多元化融资渠道。从直接融资的角度来看，加快多层次资本市场建设，积极发展直接金融机制和创新直接金融产品，大力支持符合条件的新能源企业发行上市，提高直接融资占比。
其次，立足新能源企业多元化、专属化的服务需求，着力创新业务模式，提供全面高效服务。一是根据新能源项目投资周期较长、收益回报较慢、资金成本承受能力不高的特点，积极开发收费权质押、特许经营权质押、未来收益权质押等多种担保方式，建立健全以投贷联动为核心的金融服务;二是针对新能源企业不同发展阶段和产业链各个环节的服务需求，打造差异化产品体系。提供理财、现金管理、财务顾问等“融资+融智”、“商行+投行”的差异化服务，围绕行业龙头企业完善供给链金融服务。
再次，根据新能源企业快捷化、便利化的现实需求，着力整合业务渠道，不断提高服务质量和水平。一是借助互联网、云计算、大数据等新兴技术手段，推动网上银行、手机银行等新型渠道发展，提升金融供给的配置效率和服务水平;二是搭建入口多样化的获客平台，优化业务审批流程，缩短融资链条，提高信贷投放效率，确保企业需求得到快速有效满足。
最后，依据新能源企业的企业信誉、偿债能力和经营状况，着力提高风险定价水平，切实降低企业融资成本。一是运用大数据对新能源企业进行分类识别和层级细分，提高风险定价水平，根据企业信誉和偿债能力实施精细化、差异化定价;二是探索匹配源产业的风险控制模型和手段，完善贷后、投后管理的手段，有效规避风险隐患。
（编辑：韩语） |
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