中国能源资讯网9月19日，国家能源局发布1-8月份全国电力工业统计数据。截至8月底，全国风电累计装机达到4.0亿千瓦，同比增长14.8%。1-8月份，风电电源工程完成投资1149亿元，同比增长38.7%；新增发电装机容量2892万千瓦，比上年同期增加1278万千瓦；全国风电设备累计平均利用1538小时，比上年同期增加79小时。
风电能源衍生出风电整机制造、零部件制造、风电场资源控制、风电场开发运营与服务等上中下游行业，在我国已经形成了完整的、具有国际竞争力的产业链。仅就设备制造而言，目前全球市场上约六成风电设备出自中国。我国已成为名副其实的全球风电制造产业大国，无论在设备生产还是技术革新方面均已经处于全球领先地位。
然而实际上，我国早期风电技术水平较低，设备性能和质量落后于国际先进水平，随着国内技术研发的不断加强和政策支持力度的加大，我国风电产业开始逐渐迎头赶上。如今世界第一，已经成为我国风电的亮眼标签。中国“风”又为何能后来居上呢？
传统风电改造升级
6月13日，国家能源局发布《风电场改造升级和退役管理办法》（以下简称《办法》），鼓励并网运行超过15年或单台机组容量小于1.5兆瓦的风电场开展改造升级，提高风电场资源利用效率和发电水平，推动风电产业技术进步和高质量发展。
我国风电2003年开始进入产业化发展阶段。早期投入运行的风电场在运行十多年之后，逐渐面临发电效率下降、维护成本增加等问题，风能资源的利用效率逐年降低。加上受制于早期的技术能力，风电机组原本就存在额定功率小、发电利用小时数低等先天问题，如果不能及时改造升级，就无法与当前风电行业发展目标相匹配，不利于能源绿色低碳转型的深入推进。此时，《办法》的出台，如同一场政策及时雨，不仅能够为传统风电的下一步发展解忧除困，而且为行业带来新的市场增量，创造了新的价值增长点。
根据《办法》，风电场改造升级是指“对场内风电机组、配套升压变电站、场内集电线路等设施进行更换或技术改造”，即俗称的“以大代小”，涉及对机组进行单机容量、性能等方面的替换或升级，以及对配套升压变电站、场内集电线路等设施进行更换或技术改造等。这一转型势必带来风电市场发展新机遇。陆上风电机组的设计使用寿命一般为20年，据此估算，2023年退役机组将达到980台，装机容量为54.6万千瓦；到2025年将达到1800多台，装机容量为125万千瓦；到2030年将超过3.4万台，装机容量约4500万千瓦。[1]
如果顺利实现换新，有望带来上亿千瓦装机市场需求。而我国目前风电的装机规模为4.0亿千瓦，相比之下，风电换新市场尤为可观，加上配套政策支持，风电设备制造及相关行业成为庞大的增量市场。
新型海上风电遍地开花
根据国家发展和改革委员会能源研究所发布的《中国风电发展路线图2050》报告显示：“我国水深5～50米海域，100米高度的海上风能资源开发量为5亿千瓦，总面积为 39.4万平方米。”海上风电作为风电发展的另一个热点，代表了风电行业发展的方向。
当前，全球海上风电行业发展迅速。根据世界风能协会（GWEC）装机预测，2022-2030年间全球将新增260GW的海上风电容量，到2030年全球累计海上风电并网容量将达到316GW。[2]
全球市场的迅速扩大促使国内风电企业纷纷出海。据风芒能源不完全统计，2022年我国风电企业海外签约风电项目约15GW，分布在沙特、菲律宾等地区。2023年，欧洲海上风电开发权招标持续火热，我国风电龙头企业密集中标欧洲海上风电项目，如大金重工连续斩获两个欧洲大订单、明阳智能拿下菲律宾最大海上风电订单、中天科技斩获丹麦海缆订单等，预热整个风电设备市场。
同时，自2022年国内海上风电开始实现平价后，国内项目发展迅速。我国海上风电装机容量持续增长，成为我国推进能源转型的重要抓手。辽宁、山东、广东、广西、江苏、浙江、海南等沿海省份均明确了“十四五”期间的海上风电装机规划。根据2023年5月自然资源部的数据，我国在建和新开工海上风电项目已有18GW。5月20日，广东省发改委印发《广东省2023年海上风电项目竞争配置工作方案》，推进23GW海上风电项目竞配项目，海上风电开发正式迈入国管海域。6月13日，福建省发改委发布《福建省2023年海上风电市场化竞争配置公告》，启动2GW项目竞配。2023年下半年我国各省海上风电招标、开工有望集中释放。
其中，深远海海上风电的推进展现出风电未来发展的广阔前景。据统计，截至2022年底，我国海上风电累计装机容量超30GW，已招标待建和待招标项目容量超70GW，基本集中在近海领域，近海海上风电资源获得了较为充分的利用。由于近海海上风电电场资源有限，积极开发深远海海上风电成为当前海上风电的发展趋势。目前，我国国内深远海海上风电开发正在稳步推进中。根据风芒能源的报道，全国深远海海上风电规划共布局41个海上风电集群，预计总容量290GW，接近近海开发规模的三倍。与之相对应，风机企业纷纷提升相关设备制造能力，海上风机、塔筒制造等海工产能迅速提升。
2023年海上风电项目的大量入市进一步加速了相关产业链发展。比如，广东初步形成的海上风电产业链体系已实现海上风电装备制造、专业服务、施工安装、运营维护一体化，可通过调节西电东送丰枯比，完成西南水电与广东海上风电协同消纳的电量及容量效益。作为全球风电制造产业大国，我国海上风电供应链布局充分，成本具有优势，在全球海上风电供应链中的比重预计将进一步提升。
密集政策保驾护航
近期，我国密集出台了风电相关政策，显示出我国坚定不移走生态优先、绿色发展之路的内驱心和行动力。
2023年6月1日，为落实党中央、国务院关于自然资源资产产权制度改革及要素市场化配置改革的决策部署，规范海域立体开发活动用海管理，自然资源部发布了《自然资源部办公厅关于推进海域立体设权工作的通知（征求意见稿）》，提出在不影响国防安全、海上交通安全、工程安全及防灾减灾等前提下，鼓励对海上光伏、海上风电等用海进行立体设权。紧接着，6月14日，自然资源部发布《关于进一步做好用地用海要素保障的通知》，旨在严守资源资产安全底线的前提下，整合此前出台的政策措施，进一步做好自然资源要素保障服务政策措施。未来风电开发活动用海管理进一步规范化，法治建设的完善将助力海上风电资源的深入开发。
6月28日，财政部下发《2023年可再生能源电价附加补助地方资金预算的通知》。根据地方资金预算汇总表，风电已下达20.45亿元，本次下达29亿元，总计49.45亿元。同时，山东、广州、浙江三省出台了新的省级补贴政策，鼓励并引导海上风电市场平稳发展。这些举措有助于推动解决可再生能源发电补贴资金缺口，缓解风电等新能源开发企业的财务压力，在减少行业发展后顾之忧的同时保障国内电力供应。
7月7日，国家能源局修订并发布《陆上风力发电建设工程质量监督检查大纲》，用于装机容量50MW及以上陆上风力发电建设工程的监督检查，其他陆上风力发电建设工程可参照执行。该政策旨在加强电力建设工程质量监督管理，保证建设工程质量，有助于引导行业的健康、有序发展。
金融支持不可或缺
2020年12月，习近平总书记提出到2030年我国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。
目前，风电已成为国内继火电、水电之后的第三大电力来源。风电符合我国能源清洁低碳发展趋势，未来规划和在建项目的规模较大。据专家估算，对比我国目前的风电装机量，若实现该装机目标，风电总装机容量还有至少4.72亿千瓦的目标缺口，这需要广泛的社会资本参与。仅以海上风电为例，结合目前我国沿海各省的项目进度，以阶段的投资开发成本1.2万元/KW测算，预计未来3年我国海上风电建设融资需求超过3000亿元。
目前，风电项目多采用银行贷款的方式进行融资，但由于银行贷款融资门槛相对较高，且不能完全满足风电产业庞大的融资需求。随着市场的发展，产业资金缺口势必会继续扩大。相比之下，很多风电项目具有设备投资占比高、未来收益稳定的特点，与融资租赁的业务模式天然地存在一定的契合。
同时，融资租赁业务模式的还款方式、融资期限相对灵活，可以更好地满足产业客户的多样化需求。
不过，融资租赁若要大力推进支持风电业务，就需要妥善认识相关风险，创新完善交易结构，才能达到双赢。
以海上风电为例，海上风电项目一直有造价高、周期长的特点，尤其是目前逐渐要从近海项目转向深远海项目，海洋环境恶劣，不确定风险增多，导致安装成本进一步提升，同时也会加剧设备折旧和故障，增加维修保养成本。
无疑，这些成本和费用压缩了利润空间，降低了投资收益，提高了投资风险。并且，由于海上风电实现平价上网，国家补贴逐步退出，更是降低了项目利润。研究表明，近两年龙头央企对海上风电项目的预期收益率下降明显，基本上以5%的收益率为基准。[5] 融资租赁公司若要大规模投入收益率较低的项目，势必会对公司资产收益率造成一定影响。
此外，风电行业具有较强的政策性和周期性，存在周期波动风险。以整机和零部件制造企业为例，设备生产的原材料价格易受外部因素影响而产生波动，产成品销售易受下游客户投资节奏影响而产生库存积压，多种因素都可能造成企业经营不稳定，进而给融资租赁公司等债权人带来风险。
对于融资租赁公司来说，如何平衡项目风险和收益是实践操作中的核心问题。例如，针对建设期风险，引入相应的保险或保函从而进行风险兜底；资金端通过发行绿色债券等方式获取更低成本、长期限的资金进行匹配。只有在政策的鼓励下，持续进行研究创新，完善交易结构，为项目量身定制更适合的方案，融资租赁才能更好地为客户提供服务与支持，助力风电行业释放巨大潜力。
