（一）风电投融资状况分析

　　1. 风电投资回落，区域分化突出

　　中电联《2016-2017年度全国电力供需形势分析预测报告》数据显示：2016年我国风电投资完成额896亿元，同比下降25%，是风电在2013年以来持续高速增长后首次出现负增长。虽然全国风电投资减少，但各区域间投资出现分化，西部和东北地区投资明显下降，分别同比下降50%和47%；而东部和中部地区投资增长显著，同比分别增长35%和13%。风电投资总量减少、布局调整，反映出企业投资逐步回归理性，国家促进风电向重效益发展的思路得到响应，东中部地区投资占比的提高将促进我国风电区域布局进一步优化。

　　根据国家能源局《关于发布2017年度风电投资监测预警结果的通知》，2017年，内蒙古、黑龙江、吉林、宁夏、甘肃、新疆（含兵团）等6省区被列为风电开发建设红色预警区域。上述6省区将不得核准建设新的风电项目，电网企业不得受理风电项目的新增并网申请（含在建、已核准和纳入规划的项目），派出机构不再对新建风电项目发放新的发电业务许可。除了红色预警外，通知还要求预警结果为绿色的地区要把握好风电项目建设的节奏，在落实消纳市场等建设条件的基础上自主确定年度建设规模和项目清单。同时，将有序推动京津冀周边、金沙江河谷和雅砻江河谷风光水互补等风电基地规划建设工作。

　　2. 融资渠道不畅，外部融资以银行贷款为主

　　与煤、天然气等化石能源发电项目相比，风电投资成本高，初始投资规模大，融资周期长，使得风电融资渠道不畅。第一，融资量大。目前风电投资一般在7000—8000元/千瓦，是火电的2倍。一个5万千瓦的风电项目约需资金3.5亿元以上，而150万千瓦的风电项目资金需求超过100亿；第二，初始融资规模大。风电项目建设周期短，一般一年左右建成投产，在建设期内几乎需投入90%左右的资金，融资准备期短；第三，融资周期长。风电项目贷款周期较长，从经济性的角度要求贷款期为12年左右。

　　目前风电项目融资以自筹和银行贷款为主，股票融资、债券融资和部分风险资本为辅，由于资本投入大，回报率低，外部融资渠道还是以银行贷款为主。而商业银行的信贷范围有限，对企业借贷的要求较高，大部分风电企业达不到银行的要求，所以目前商业银行也主要以大中型国有企业为对象提供贷款。

　　（二）光伏投融资状况分析

　　1. 光伏投资规模增长，电站投资成本逐渐降低

　　随着光伏装机容量大幅增长，2016年我国光伏产业投资规模随之提升，如果按照光伏电站7.5元/瓦的投资成本计算，则2016年我国仅光伏电站投资就已达到约2300亿元。由于光伏组件成本占电站总投资的一半以上，而晶硅组件属半导体行业，半导体行业存在摩尔定律，因此，随着光伏组件的不断贬值，光伏电站投资成本也在逐渐下降。2013年建成的光伏电站成本约9元/瓦，而2015年光伏电站成本已降至7.6元/瓦。

　　2. 商业银行信贷支持不足，其他融资方式共同发展

　　光伏产业投资大、风险高，除国开行等政策性银行对光伏产业提供较大支持力度外，目前商业银行对光伏产业信贷门槛依然很高，光伏企业从商业银行贷款阻碍很大。与此同时，上市首发、增发、债券、融资租赁、信托、基金、资产证券化等其他融资方式成为光伏项目的重要资金来源。例如：SOLARZOOM光伏太阳能网联合上海证券推出了光伏电站资产证券化，江西晶科能源发行1.29亿美元债券，联合光伏发行2.5亿美元债券。

　　（三）核电投融资状况分析

　　1. 核电总投资下降，电源投资比重小幅回升

　　2016年，我国核电累计完成投资额506亿元，同比下降10.5%，降幅较上年同期扩大15.65个百分点。但电源投资比重结束三年下降走势，实现小幅回升。2013年，受政策影响核电占电源总投资比重降至16.38%；2014年，该比重继续回落至14.45%；2015年，核电投资比重进一步降至13.69%，下降趋势明显，截至2016年底，核电投资占电源投资比重小幅回升至14.76%。根据能源局发布的《2017年能源工作指导意见》，2017年将积极推进具备条件的核电项目建设，按程序组织核准开工，有序启动后续沿海核电项目核准和建设准备，促进核电行业发展。预计2017年末，核电投资规模将有所提升，投资额达到530亿元，同比提升约5%。

　　2. 银行信贷是核电融资的主要渠道

　　2016年以来，受沿海核电重启、核电“走出去”战略影响，银行对核电的信贷支持力度持续增强。“十三五”我国将迎来核电建设高峰，核电海外布局加快，核电闭式循环及乏燃料后处理产业化进程提速，核电融资需求将达到新高点，银行信贷支持也将持续加强，与此同时，核电投融资主体多元化进程也将加快。