核心提示：风能具有蕴藏量大、可再生、分布广、无污染等特性，风力发电是当前技术最成熟、适用范围最广的可再生能源产业，近十年来在全球范围内得到迅猛发展，装机容量年均增速达30%。
风能具有蕴藏量大、可再生、分布广、无污染等特性，风力发电是当前技术最成熟、适用范围最广的可再生能源产业，近十年来在全球范围内得到迅猛发展，装机容量年均增速达30%。风能资源丰富、开发潜力巨大，从改善能源结构、应对气候变化、促进经济社会发展等角度出发，通过颁布《可再生能源法》及出台一系列产业政策推动风电行业发展，取得了显著成果。自2005年起，风电总装机连续5年实现翻番;2010年，全年风电新增装机达1600万千瓦，累计装机容量达到4183万千瓦，首次超过美国，跃居世界第一;2012年，全年风电新增装机1405万千瓦，累计装机容量达到7641万千瓦，超越核电成为继煤电、水电之后的第三大电源。然而，在风电行业经历多年的爆发式增长后，盲目投资、无序建设所引发的问题也日渐显现。就电源类项目而言，风电机组法并网的现象不断加剧，全国范围内限电弃风达到了前所未有的规模。据统计，2012年风电限电规模达到200亿千瓦时，“弃风”比例超过12%，风电企业由限电弃风造成的损失达50亿元以上。在此格局下，《可再生能源发展十二五规划》对风电产业政策的指导方针由“促发展”转变为“重调整”，一方面以行政指令的形式督促各相关方加快落实风电并网和消纳工作，另一方面加强了电源类项目的准入管理。2011年颁布的《风电开发建设管理暂行办法》提出对风电项目建设实行了年度开发计划管理的要求。在政策引导及市场作用下，2012年风电行业增长速度显著减缓，当年新增装机容量较上年降低20%，8年来首次出现增幅下降。随着调控加强、投资放缓，风电行业已进入了产业调整期。
风电行业长远发展前景仍然看好，现阶段的产业调整尽管在一定程度上减缓了行业扩张速度，但有利于择优汰劣，扭转粗放式增长的格局。从银行的角度而言，无需因噎废食、全面停止风电信贷投放;通过系统的评审和甄别，仍然能够筛选出品质优良的风电项目，在有效防控风险的同时取得稳健的投资回报。
(一)资金投入集中在建设期，以风机设备投资为主
风电项目建设期投资规模较大，主要成本包括风机设备费用和风场辅助设施费用两部分。目前全国各地区风电项目的单位千瓦投资在7000—10000元范围内，其中风机设备投资占比约达70%—80%。近年来随着国产风机技术的逐步成熟及同业竞争的日渐加剧，风机设备价格持续下降，其在风电项目总投资中的占比也不断降低。除设备投资外的辅助设施成本在各项目之间差异较大，主要受地质条件、施工难度、征地补偿、接入电网距离等因素的影响。
(二)建设周期较短，建成后运营成本低、成本结构相对简单
风电项目工程技术十分成熟，其建设流程已模式化，故建设周期较短，全项目建设周期通常为1—2年。项目投运后，生产成本主要包括固定资产初始投入折旧、人工成本、维护。
检修费用等，组成结构较为简单，在不考虑融资相关财务费用的前提下，运营成本与营业收入相比规模较小。此外由于在生产过程中无原材料、燃料等的消耗，风电项目的运营成本较稳定，受外部市场波动的影响较小。
(三)在确保上网电量的前提下，项目运营收入较为稳定根据《可再生能源法》规定，符合要求的风电项目产能由电网全额收购。2009年，发改委在《关于完善风力发电上网电价政策的通知》中明确了四类资源区的标杆上网电价，为风电项目的运营收入水平提供了稳固保障。在确保接入电网的前提下，销售电价已固定，项目运营收入仅取决于年等效利用小时数，其影响因素相对较少且最主要的变量即风场资源禀赋已锁定，故项目运营收入也较为稳定。
信贷评审过程中应关注如下要点：
(一)投资方的实力、资质和运营管理水平
风电项目的规划、设计、建设和运营是一项长周期的综合性系统工程，对投资主体的实力、资质和运营管理水平都有着较高的要求。目前风电行业的第一大投资主体是以五大电力集团为代表的央企，其依托雄厚的资金实力、丰富的行政资源及精良的专业技术队伍圈占了绝大多数的风电行业资源;其次是全国各地的省属、市属能源公司或投资公司，主要依靠当地的扶持在有限的区域范围内谋求发展;由于风能资源招标的行政垄断特征，民营企业在该领域处于极度边缘化的地位，完全无法与国有企业竞争，通常以参股的形式参与投资。
就银行的角度而言，对投资主体的识别和评估是融资信用结构设计及贷款定价的基础。央企往往有着较为审慎的内部投资评估程序，依托其垄断性市场地位遴选并获取优质项目的能力较强，其系统内专业的设计机构和工程承包机构为项目建设提供全方位服务和支持，在设备采购等方面也具备较强的议价能力，而其自身雄厚的资金实力和对市场信誉的高度关注更能够为信贷合同项下的还本付息提供可靠支持;地方国企和民营企业在专业素质和资源掌控能力上均逊于央企，银行除按照常规流程对其财务状况和资信情况进行考查外，还应重点了解其是否具有在风电领域投资的经验，以及是否具备足以主持项目全流程建设和运营管理的专业团队。对实力、资质相对较弱的投资主体，应通过强化对贷款担保的要求、提高贷款利率等方式降低或补偿银行承担的额外风险。
(二)建设项目相关行政许可的完备程度
相较于其他产业项目而言，风电项目对价格保护政策的依赖性更强，各项审批合规并取得能源局核准是项目保证电量上网并享受标杆电价的前提条件。在产业调整的背景下，行政审批趋于谨慎、流程耗时加长，往往对项目的规划和建设进度形成制约，因而部分地区出现了业主“先斩后奏”、“未批先上”的违规操作，无形中增加了项目遭受行政处罚乃至被强制停工的风险，而上网电量、电价无法实现则将对项目运营期的偿债能力造成致命影响，对此银行应予以高度重视。在信贷评审中，需重点审查如下行政许可事项的完备程度：
除部分常规性审批事项外，上述行政审批中应重点关注：
1、“十二五”风电项目核准计划：如前所述，项目进入该清单是享受标杆电价和电网全额收购的先决条件，因此该审批需要在信贷评审中优先予以确认。
2、农用地转建设用地和土地征收批复：尽管风电项目对建设用地的需求量较小，但在实践中用地征迁频频成为延缓项目建设进度的瓶颈环节。该批复是项目合法取得建设用地的核心要件，应作为信贷投放的先决条件。
3、接入电网审查意见：对项目发电量入网这一关键事项予以确认。
(三)风能资源禀赋的优劣状况
风能资源禀赋直接决定了项目的发电能力，科学的风场选址是摊薄运维成本、提高项目盈利能力的先决条件。风能资源强度分布存在明显的地区差异，受各地的地形地貌、影响的天气系统和气候背景等因素影响，可利用风能资源主要分布在三北(西北、东北和华北)地区、东南沿海一带以及内陆低风区的局部特殊地形地带，而上述地区也是风电项目投资较为集中的区域。除风能强度外，风能资源属性也是风能资源优劣的考察指标。研究表明，即便在年平均风速持平的地区，风资源特性也存在差异，从而影响到风电场选址设计、机组选型以及建成后的产能效益。
根据实践经验，就典型的50兆瓦以下风电项目而言，在实现全额电量上网的前提下，风电机组年等效利用小时数达到2000小时以上时风场才能实现盈亏平衡，达到2500小时以上时具备较好的开发价值，超过3000小时则为优秀风电场。银行在进行信贷评审时，除参考项目可研预测数据外，还应对照项目所在地周边已投运类似项目的实际运营情况，对未来发电量进行合理预测。
(四)风机设备选择对投资成本与实际运营的影响
风电项目的成本支出集中于建设期，其中风机设备成本所占比例达70%—80%，对项目经济效益的影响十分显著。目前使用外资品牌机组的风电项目单位千瓦投资约为8000—9000元，而使用国产机组则可将单位千瓦投资降低至7000元左右，成本优势十分显著。然而，单纯的低成本并不能保证风电项目的效益最大化，还需关注风机设备的运营稳定性和技术可靠性。因此，在风机设备的选择上应根据风场所在地的实际工况挑选与生产环境最适配、性价比最高的机组，而不应以价格作为唯一评判标准。
(五)电力市场供需情况和电网的消纳能力
产能并网是风电项目将资源禀赋转化为经济效益的决定性环节。就当前情况看，项目取得接入电网的行政许可并不意味着电能销售已得到万全保障。尽管《可再生能源法》明确规定符合要求的风电项目所产电量由电网全额收购，但过去几年内部分地区大规模的风电项目投资建设使发电能力超越了本地市场的消化能力和电网的承载能力，“限电弃风”现象已成为风电行业无法回避的客观事实。对单个项目而言，不论其资源禀赋如何出众，一旦出现限电弃风，其现金流收入必然低于预期水平，对依靠稳定现金流维持的贷款还本付息将造成致命影响。近年来限电弃风最为严重的地区如内蒙、甘肃等恰恰属于风能资源最为丰富的地区，信贷评审中应对这一行业趋势予以关注。电力市场供需状况和电网建设状况均不属于项目投资方和银行能够控制的范畴，就银行角度而言，信贷审查的关键是依托既有数据和信息对项目所在地的电力市场和电网情况进行合理分析和评估，进而判断投资方预测的项目等效利用小时数是否能够实现。
(一)对项目进行审慎评估，确保合法合规、经济可行、宁缺毋滥、择优扶持
在评审工作中，银行应注重做好项目甄别，按照第三章所述原则，选择股东实力雄厚、资源禀赋优、上网能力有保障、市场竞争力强的风电项目给予支持。应根据项目质量确定合理的负债水平，对不确定性较大的项目应争取更高的资本金比率。偿债覆盖率下限通常不应低于110%，基于审慎原则，对不确定性较大的项目应适当提高下限，并基于该偿债覆盖率合理确定贷款期限和还本计划，保障项目还款现金流的可持续性。在行业产能过剩的大背景下，原则上新增风电信贷应向城镇密集、用电需求大、电网系统发达的东部沿海省份予以倾斜。若条件许可，对存量风电贷款项目应建立信息库，跟踪记录年等效利用小时数等关键指标，为后续同类项目的评估提供可比标杆。
(二)加强信用结构建设，基于项目实际情况合理设计担保和抵质押等信用结构安排
对风电项目惯常使用的项目融资模式而言，信用结构设计尤为重要。项目建设期所面临的主要风险为完工风险，可通过股东提供的完工担保予以防范;对于投资主体实力雄厚、资信良好的项目而言，可适当放宽担保要求，采用安慰函、股东支持函等风险缓释措施进行替代。项目进入运营期后，核心信用结构通常采用电费收费权质押，其他可选担保措施包括资产抵押、股权质押、账户质押等，并辅以资金归集及账户监管措施。对于下辖多个风电项目的企业而言，还可考虑使用已建项目的电费收费权为在建项目提供质押担保，或由母公司统一建立收费权池，通过统筹调配盘活存量担保资源，实现滚动发展。
(三)积极推行资产证券化，对进入运营期的成熟项目打包出表，避免长期资本占用
风电项目投资回收期长，运营期现金流稳定，且一般都有较强的母公司信誉作为支撑，收益率相对可靠，适合进行资产证券化操作。在存量风电项目进入运营期后，银行可将同类型项目所形成的长期信贷资产打包，转化为资产支持证券出售给投资者，通过资产出表转移信用风险，降低资本充足率压力，并取得额外的收益。此外，银行还可通过资产证券化加强资金使用效率、增强信贷投放能力，为行业提供更为长效、可持续的融资支持。
(四)密切关注产业政策动向，及时采取必要措施，预知、防范和化解风险
风力发电成本高于传统能源发电成本，若按照市场一般电价水平，风电项目无法与传统电源项目竞争，故其盈利在很大程度上依赖于政策支持下的保护性定价。产业政策则是行业发展的风向标，银行应重点关注包括上网电价、并网保障等在内的风电相关产业政策变化情况，及时调整授信政策和信贷投放规模，对可能受到政策变化影响的存量贷款项目采用追加担保措施、强化股东支持等手段，有效防范和化解潜在风险。
