海上风电开发风险及应对措施

近年来，中国海上风电行业发展取得了快速的发展。高速发展的同时我们更要警惕政策、建设、经济性以及运行维护等存在于整个海上风电行业的各类风险。深入分析海上风电项目的风险，采取有效的管理措施，才能实现海上风电产业的可持续发展。

政策风险

海上风电成本较高，国外都从价格和税收上支持风电发展。在价格政策上，主要有两种做法:一种是德国、西班牙、丹麦的固定电价法，主要是根据风能资源状况、风机容量、利率和收益水平等因素制订风电上网价格，对超过火电上网价格部分的成本由电网进行分摊。另一种是美国的补贴法，目前每千瓦时风电补贴是1. 5美分。

在税收政策上，风电属于可再生能源，不产生二氧化碳排放，欧洲不少国家实行碳税政策变相为风电提供税收支持；还有一些国家实行所得税减免、加速折旧政策来支持风电发展。目前，我国海上风电存在的主要政策风险有以下几种:

电价风险

国家发改委2019年5月25日发布了《关于完善风电上网电价政策的通知》，于2019年7月1日正式执行。主要内容如下：

2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新增近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的价格；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。

我国海上风电上网电价（元/kWh）变化情况

根据国家和上海市开展风电竞争配置有关要求，针对拟于今年启动的奉贤海上风电项目，上海市制订了《奉贤海上风电项目竞争配置工作方案》，在电价水平上推陈出新，未采用传统的“八毛三”规则，而是以参与竞争方最低价为基准，基准40分，高于基准0.1元/kWh以内的，每偏差0.01元/kWh扣0.2分，高于0.1元/kWh以上的，每偏差0.01元/kWh扣0.3分。

可以看到，以上海为代表的海上风电行业电价竞争新规则，对资产规模和业绩等要求相对较低，允许联合体参加竞争，将会吸引一批资产规模有限的民营企业。综合而言，我国海上风力发电产业的电价风险为中等风险。

补贴风险

新能源产业补贴资金主要来源于可再生能源发展基金（包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加），以及绿色电力证书交易（变相市场化补贴）。其中，可再生能源电价附加是主要资金来源，其征收标准已从2006年的0.2分/千瓦时提高到现行的1.9分/千瓦时，差不多增长了10倍，但是可再生能源基金征收难度较大，新能源补贴资金严重不足。同时，随着风电、光伏发电项目的快速建设，补贴资金需求也快速增加，近年来可再生能源发展基金一直入不敷出，可再生能源补贴缺口不断扩大。

我国可再生能源补贴的供给与需求

（图片来源：彭博新能源财经）

财政部于2019年6月19日公布了866亿元的可再生能源电价附加收入安排的支出预算。财政部先后共发布了7批补贴目录，最新的第七批目录公布于2018年6月，只有目录上的项目能够获得补贴。目前已经并网、但尚未进入财政部补贴目录的风电、光伏和生物质发电项目总规模达176GW。

若不算新的2019年补贴支出预算，根据彭博新能源财经预计，到2019年底，累计资金缺口将增至1270亿元。新增预算资金只能满足待偿付补贴的68％。

如果只考虑列入目录的项目，补贴资金有望在3年内能实现盈余。然而，如果将在目录之外的项目也考虑在内，补贴缺口在今年年底将升至2280亿元。到2035年，所有项目累计补助资金缺口将会扩大至1.4万亿元，随后逐渐减小。

风电和光伏的平价发展将使得2020年后的补贴需求基本为零。假设针对海上风电的补贴在此之后再延续5年，可再生能源的整体补贴需求将在2044年结束，预计可再生能源补贴基金有望在2045年扭亏为盈。

补贴下调甚至取消将是未来必然趋势

2017年10月16日，能源局表示政府的目标是在 2020-2022年风电先于光伏发展实现不依赖补贴发展，逐步摆脱风电补贴。在退出风电补贴政策方面，基本的思路是分类型、分领域、分区域逐步退出。率先使部分资源优越的陆地风电摆脱对补贴的依赖，集中式陆地风电将是先退出补贴的领域，其次才会涉及到海上风电以及分散式风电。海上风电的电价补贴政策风险为中等风险。

限电风险

中国海上风电资源多集中在东南部沿海地区，靠近人口稠密、对用电需求量巨大的大中型城市、电网结构较强、又缺乏常规能源，发展海上风电场将有效实现这部分电力的短距离消费，并在一定程度上减轻风电行业西多东紧的现象。因此海上风电受限电影响较小，风险等级为较低风险。

靠近经济发达地区、距离电力负荷中心近是海上风电的一大天然优势

政府规划风险

由于陆地上经济可开发的风资源越来越少，全球风电场建设已出现从陆地向近海发展的趋势。与陆地风电相比，海上风电风能资源的能量效益比陆地风电场高20%~40%，还具有不占地、风速高、沙尘少、电量大、运行稳定以及粉尘零排放等优势，同时能够减少机组的磨损，延长风力发电机组的使用寿命，适合大规模开发。

各地政府通过企业投资建厂换取海上风电资源，带动地方经济的发展，解决当地人员的就业，大量设备厂投资对当地投资、就业、税收形成带动，地方政府批准海上风电资源的积极性提高。此部分风险等级为低风险。

针对以上可能存在的政策规划风险，应对措施如下：风电项目政策变化风险难以转移，因此建设海上风电场必须深入研究关于国家海上风电产业的相关政策，合理科学运用国家的扶植政策，熟悉和掌握经营环境、利率及汇率等的变化动态，最大限度减少失误，降低风险。

建设风险

海上风电近几年在国内开始发展，在工程建设上普遍面临以下问题：风电机组设备、配套设备不成熟；海上环境恶劣、条件艰苦；技术复杂、工程难度高；海上风电建设期涉及勘察设计、风电机组基础、风电机组运输、风电机组安装、海缆敷设等，整个过程工序复杂交错，工期较长。上文提到，由于风电指导价的下调，近年来迎来海上风电项目的抢装潮，在当前风电产业链不完善不成熟的情况下，抢装设备强装施工势必导致一定程度的建设质量隐患。这里从四个方面的风险展开阐述：一是自然灾害风险；二是设备风险；三是勘察设计风险；四是安装建设风险。

自然灾害风险

海上风电场大部分工程都是离岸施工，工作场地远离陆地，受海洋环境影响较大。在建设过程中，自然灾害风险是其不可避免的影响因素。

在建设期间容易受台风、风暴潮、涌浪、团雾、海冰等自然灾害的影响，可作业时间偏短。夏季东部沿海区域台风、阵风、强雷电比较频繁，台风通常伴随着风暴潮和暴雨，破坏力极大，属于不可抗力，突发性、随机性强，台风形成、路径和登陆点难于准确预测。此部分风险等级为一般可控，属于中等风险。

自然灾害的不可抗力

应对措施

• 充分收集海上目标风电场的自然条件资料，包括风、浪、流、潮汐、气温、降雨、雾等的历年统计资料和实测资料；根据统计和实测资料，分析影响施工的自然条件因素；通过分析统计影响施工作业的时间制定合理的施工窗口期。

• 可以预测未来10天每小时的风速。时刻关注天气变化情况，对于可能出现的极端天气提前做好应对措施。

设备风险

海上风电运行环境恶劣，通达性差，风电机组质量对项目收益的影响尤为突出。风机机型的选择非常关键，成熟可靠的风电机组不仅发电量、可利用率更有保障，其运行、维护的成本都要大大降低。从国外海上风电场的发展现状看，欧洲新近安装的海上风电机组中80%单机超过4MW，风电机组大型化是今后近海风电发展的必然趋势。

近几年，我国风电设备制造技术不断完善和发展。但是由于全球风电机组朝着大型化趋势发展，导致风电产业的技术要求以及工作原理更具多样性和复杂性，缺乏完善的设备认证体系，设备应用存在安全隐患。此部分风险为高风险。

应对措施

• 一般海上风电项目对设备和选址具有较高的要求，在选择设备时，选择质量可靠、技术成熟、有批量运行业绩的适合机型，其型和厂家必须要有第三方认证机构技术认证，从而确保风电设备的质量。

• 当选址在浙江、广东、福建等易受台风影响的沿海区域时，风机应采用抗台风机型。

• 设备生产时聘请专业的监造团队，保证设备的出厂质量。

勘察设计风险

海上风电场设计涵盖了岩土、水文、波浪、风机荷载等多个学科，且设计链长、包含的项目繁多。尤其是土壤参数对基础设计的敏感性很大，国内传统使用钻孔的方法进行地质勘查，通过实验室多种试验得出土壤的参数，存在不确定性，对风机基础设计影响较大。此部分风险为较低风险。

应对措施

• 在可行性研究和设计阶段，需对项目建设条件进行深入细致、长期的调查、勘测、分析和方案比较。

• 详细勘察时对每个机位采用较先进的海上孔压静力触探试验(CPTU)技术，提高土壤参数的准确性，保证风机基础设计安全的同时，使基础设计达到最优化。

• 同时采用第三方认证单位对设计进行认证，保证设计的合理性。

安装建设风险

海上风电场的建设涵盖了风电机组基础施工、风电机组安装、海底电缆敷设以及海上升压站或陆上升压站施工等，参建单位较多，工艺复杂，监管困难，某些施工工艺会在后期某个时间点或者在某种诱因下集中爆发。

例如，电缆头的制作工艺、质量不过关，后期可能会造成缆头过热、放电，甚至导致爆炸、起火；基础及塔筒连接件焊接标准或工艺有问题，可能会导致钢结构在盐雾腐蚀和大风大浪的影响下出现疲劳断裂的现象，此部分风险为低风险。

应对措施

• 钢结构的制造，制定工艺流程、严格执行设计要求。

• 管桩沉桩，制定专项方案，采取合适的设备。

• 风机的组装和安装，执行风机厂家技术要求，使用熟练的施工人员。

• 海缆施工，做好对已有电缆的保护工作，在航道内施工时，需向主管机关申请交通管制。

• 海上升压站运输，做好运输前的计算、制造准备工作。

收益风险

与陆上风电相比，海上风电风能资源的能量效益比陆地风电场高20%~40%。海上风电利用小时数超陆上风电，发电量优势显著。陆上风电年均利用小时数为2200左右，海上风电根据资源条件不同，利用小时数一般也不同，但是平均利用小时数可以达到3000小时以上。相较于陆上风电，目前我国海上风电单机容量以2.5-5MW为主，高于陆上风电以2MW类型为主的单机容量。随着技术水平提高，单机规模持续扩大，更强更稳的风力以及更高的利用小时数，海上风电的发电优势将更加显著。

但是与陆上风电相比，海上风电投资成本更高，为适应海上恶劣的环境，海上风电机组必须采取气密、干燥、换热和防腐等各项技术措施，且机组的单机容量较大，需配备安装维修的专用设施(登机平台、起吊机等)，这些都增加了海上风电机组的成本。

相关资料显示，我国陆上风电工程造价为7000~8000元/千瓦左右，而海上风电工程造价为16000~20000元/千瓦。工程建设和维护成本占据了海上风电开发中的大部分投资。海上风电开发前期对上网电量、投资预算管理、资金筹措、债务偿还等相关风险因素分析至关重要。

上网电量

上网电量是影响风电场经济效益的重要因素，由于电能不可储存，因此风电场和电网公司的购售电合同至关重要。

应对措施

• 与整机厂商协商，使其担保5年的发电量。

• 利用建设完成的电网接入系统(捷新变)。