深度 | 英国海上风电项目开发与市场投资参考

英国海上风电项目开发与市场投资参考——《英国海上风电市场投资指南》摘编

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”  ID：nyqbyj  作者：王雪辰/摘编）

国电力市场拥有成熟的监管制度，能够提升效率并促进竞争，加上市场高度开放透明，是海外投资者最青睐的投资目的地之一。而英国电力市场正处于分布化、低碳化和数字化转型阶段，海上风电在能源结构中发挥的作用愈加重要。在全球海上风电市场中，英国发展相对较为成熟，且具备海岸线长、风速高、部分海床深度较浅等优异的资源条件，适合建设大规模海上风电场。目前，海上风电在英国的发电总量中占14.7%，增长显著。这将为英国和国际参与者带来巨大的投资和增长机遇。

本文摘编由德勤英国、德勤中国能源、资源及工业行业，中国可再生能源学会风能专委会以及中广核的专家团队联合编纂的《英国海上风电市场投资指南》，解析英国电力市场情况，解读英国海上风电政策，梳理项目开发主要阶段，加深中国企业对英国海上风电市场环境的理解，为有志于进入英国海上风电市场的国内企业或人士提供有价值的参考。

一、英国电力市场概览

1.市场结构

英国电力市场目前处于全面开放状态，为全球许多着手进行市场改革的国家树立了标杆。

图1 当前英国电力市场的层次结构

注：图片来源《英国海上风电市场投资指南》，如无特殊标注，下同

英国政府机构重组后于2016年7月成立了商业、能源和工业战略部（BEIS）制定并实施能源政策，主要负责保障安全、清洁且价格合理的能源供应。而天然气和电力市场办公室（Ofgem）负责管控和监督企业开展能源相关活动，保护消费者利益。这两者负责监管行业内的发电（竞争）、输电（接受政府的价格调控）、配电（接受政府的价格调控）、供电（竞争）公司。

英国发电领域竞争激烈，EDF Energy、RWE、nPower、SSE、Scottish Power等众多发电商积极参与竞争。

英国国家电网的系统运营商为英国国家电网公司。英国陆上输电运营商由三大机构占据，分别为英国国家电网公司持有在英格兰和威尔士输电的许可证，苏格兰水力输电公司负责苏格兰北部的输电工作，苏格兰输电公司负责苏格兰南部的输电工作。

在英国海上输电方面，英国电力市场与法国、爱尔兰、比利时和荷兰等几个国家实现了有效的电力互联。目前还有许多新的电力互联项目正处于建设和开发中，以满足英国未来日益增长的电力需求。将电力从海上风电场输送到陆上主电网是输电的另一领域。输电运营商被称之为海上输电运营商（Offshore Transmission Owner, OFTO），私人资本活跃于这一领域，通过竞标获得相关指定项目。输电资产的建设由海上风电场的开发商承担，通过由Ofgem组织的竞标转移给OFTO，根据可用性付费模式获得收入，表现优异则可获得额外奖励。

配电领域，目前英国电力市场共有14家持有许可证的配电网络运营商，每家负责一个特定区域。14家配电网网络运营商分属六个公司。这些领域之间不存在竞争，因此政府对配电网络运营商的收入进行管制和调控。天然气和电力市场办公室的“收入=激励+创新+产出”（RIIO）的价格监管模式使得配电网络运营商收入上限受到限制。

尽管英国发电和供电领域竞争水平较高，但行业内规模较大的企业数量却不多，主要为“六大公司”：EDF、Centrica、E.ON、Scottish Power、RWE nPower和SSE（nPower和SSE正在合并）。“六大公司”属于垂直一体化模式，但由于“欧洲第三能源包”（Third Energy Package）的拆分要求，必须将运营发电和供电业务在独立的法律实体下运营。

供电领域竞争激烈，众多企业积极参与此领域竞争。英国主要的供电商隶属于EDF、SSE、RWE、E.ON和 Centrica等大型电力企业。

2.市场现状

与全球许多其他市场相似，英国电力市场目前正在实施变革，正处于向清洁能源转型的过渡时期。

英国的发电量和装机容量在过去十年中经历了重大转变，风能和太阳能装机容量实现大幅度提升。到2017年左右，煤炭发电量急剧减少，可再生能源不断增多。低碳能源是英国日益增长的电力来源，占发电量的45%（进口前）。核能发电相对稳定，目前约占英国发电量的20%。根据英国政府预测，可再生能源将在英国发电领域持续发挥越来越重要的作用。英国装机容量水平也在过去十年中处于相对稳定状态。但可再生能源发电容量实现高速增长，光伏和风能发电也占据着越来越重要的地位。

3.电力交易

在英国，电力可通过签订双边合约或在电力交易所进行交易，电力买卖的时间范围从当日内到几年后不等。电力进出口还可通过电力互联项目实现。

随着金融危机后经济逐步复苏，电力需求不断上升，导致英国当前电价相对较高。当前电价由批发成本（33.52%）、网络成本（25.46%）、环保和社会责任成本（17.45%）、运营成本（17.15%）、其他直接成本（1.26%）、供应商税前利润（0.4%）、增值税（4.76%）等多个部分构成，且在不断变化。

二、英国海上风电市场基本情况

1.市场概览

英国海岸线悠长，风速稳定，部分海床深度较浅，非常适合建立海上风电场。目前，英国海岸线上正在规划或已建成世界上规模最大的风电场和风力发电机组。目前，英国海上风电容量为7.9吉瓦，已有32.2吉瓦海上风电容量获得名义授权。截至目前，英国已经完成了五次（三轮）用海权的授予（Round1、Round2、Round3 、苏格兰近海以及Round1+2的扩建），第四轮已于今年9月启动，拍卖的风电装机容量潜力总计7吉瓦。为了进一步推动和支持英国海上风电市场的发展，BEIS于3月7日发布了《海上风电产业协议》，是英国现代“产业战略”的一部分。该产业协议旨在助推英国实现2030年达到30吉瓦海上风电容量的目标，确保英国继续保持全球海上风电行业的领衔地位，改善英国行业供应链情况。

英国发电领域绝大多数发电商的控股公司或最终控制人均为海外公司，尤其是海上风电领域。目前，英国海上风电市场上的主要企业包括Ørsted、Vattenfall、Innogy、SSE和Scottish Power等电力公司以及基础设施基金和养老基金等金融投资机构。值得注意的是，除了这些活跃于英国电力市场的主要企业外，日本和中国等远东地区国家对英国电力市场的关注度也在日益上升。

2.项目相关方及生命周期

在英国，海上风电场可运行25～45年，项目周期中存在几个不同阶段。风电场投入运行之前，首先要展开海床租赁、规划许可、发电许可和差价合约竞拍等流程，并且必须遵循严格的程序，其程序和市场机制的复杂程度可能会为新进入企业带来一定挑战。

图2 英国海上风电项目周期

根据法律规定，整个项目生命周期中，多个不同方面的众多利益相关方必须参与英国海上风电市场。

以第三轮海风开发为例，开发流程经历了两个层面、四个阶段。第一个层面是以国家为主导的全国战略规划层面，由英国能源及气候变化署（于2016年7月合并为BEIS的一部分）和英国皇家地产公司（TCE）协同作业；第二个层面是以海风开发商主导的项目开发层面。整个过程中涉及不同的团体和组织机构，其角色和职责在不同阶段内进行界定。

图3 英国海上风电市场参与方

三、项目开发关键流程

本部分重点讨论风电场投入运行前的四大步骤，即海床租赁（海床使用权）、规划许可与发电许可、差价合约、海上输电资产转让。

1.海床租赁

在英国实行的君主立宪体制下，在任的君主（The Crown）拥有距海岸线12海里的领海和约英国一半的海滩。这里的君主既非女王个人，亦非政府。君主将名下的海床等其他资产委托第三方的独立机构来运营和管理。TCE负责英格兰、威尔士和北爱尔兰周边海域的海床；Crown Estate Scotland（CES）负责苏格兰周边海域的海床。两家机构的职责都包括对海床的使用进行统筹规划及监管，同时在授予海床租约前必须评估对拟开发项目对该海域的环境影响，鼓励海风市场各利益关联方参与整个流程，协同其他各地政府机构及部门推进海风及相关产业链的发展。其每年管理资产的盈余收入都上缴财政部，支持国家财政建设。

因此，海床租赁是进入英国海上风电市场的第一步。以此轮招标为例，共有公布地域和技术要求等招标参数、行业咨询、投标阶段、规划层面的栖息地法规评估、合约谈判等流程。

（1）招标参数

TCE公布地域和技术要求等招标参数。第四轮流程要求有效区域水深60米，每个项目必须在300～1500兆瓦之间，任一竞标区域不得超过总容量的50%，项目可以跨越同一竞标地区内的多个区域，项目至少有75%的部分在开放区域的外边界内等。

（2）行业咨询

在招标开始前，TCE将开展行业咨询，组织相关投标人活动，获取行业和主要利益相关方的反馈，以确保招标过程能够满足未来的能源需求以及科技和融资标准。这一阶段通常需要3～6个月时间。

（3）投标阶段

第一步是资格预审问卷。TCE主要评估投标人财务和技术两个方面。其中，投标人可以作为单一法律实体投标，亦可组成团体投标。TCE最终将与单一法律实体签署租赁协议，竞标团体中任一成员都将被认为是该法律实体的股东。同一投标团体下的法律实体可以参加不同区域的投标团体，但不可在同一投标区域中加入两个或多个投标实体。TCE鼓励新的参与者加入第四轮竞标，并制定了一些增加灵活性的规定。比如，团体投标中，一个财务状况较好的成员可以在其它单个成员未能达标的情况下，确保投标团体整体达标；陆上风电场开发商也可以与非风电类的海上基础设施开发商合作，以满足技术标准。

第二步是招标邀请。这是前瞻性评估，将从项目性质与选址（以合规为标准）、财务和技术能力（合格/不合格）、商业评估（以投标提交的期权费（Option Fee）排名）三个方面评估投标人上交的项目建议书。只有在满足前两个评估标准之后，才会进入商业评估阶段。

图4 招标邀请阶段

（4）规划层面栖息地法规评估（HRA）

成功的投标人将进入规划层面的栖息地法规评估（HRA）阶段。投标人需要提供关于提议项目的信息以辅助评估过程（如涡轮机型号、海上平台、海上电缆夹层、着陆位置和安装方法），可能需要12个月。

（5）达成租赁意向

一旦HRA结果合格，成功投标人即可以与TCE进入合约谈判阶段，并达成租赁意向，签署租赁意向协议（Af L）。租赁意向协议最长为十年，并给予开发商展开调查和安装设备的窗口时间。期间，开发商需要获取所有的规划许可并获得发电许可，参与差价合约竞拍并完成融资关闭。获得相关许可后，开发商可行使期权，签署正式租赁协议（Form of Lease），正式进入海床租赁期，TCE将就其海床开始收取租金。TCE建议第四轮的租赁期限在前几轮的50年上进行延长，为60年。

此外，开发商通常会选择自己建立离岸相关的电力网络，包括离岸及岸上变电站、离岸及岸上电力输送系统。但因为发电方不能拥有或经营电网，开发商需要在正式运营前将离岸输电系统通过竞标的方式转移给OFTO，以此获取通常为25年的并网使用权。输电系统的建设和租赁需要和发电场的开发和建设同步进行，历时约五年左右。

2.规划许可与发电许可

开发许可证需经政府规划主管部门，或地方政府机构的审批同意。同时，开发商还需要获取发电许可证。此许可由英国天然气与电力市场办公室颁发。

（1）规划许可/开发许可

获得规划许可是展开任何施工项目的前提，对海上风电场的开发也不例外。在海风开发项目的规划许可上，虽然英国全国遵循统一的国家规划政策框架，但是不同海域的海风开发项目按照一定的划分原则分由国家或各地方主权机构来进行审核批准。尤其是对于装机容量在100兆瓦之上的海风项目，均属国家重要基础设施的规划范畴，由国家规划监察部门来统一审核，项目最终的开发决策权直接由英国国务大臣来执行。装机容量超过100兆瓦的海上风电场属于国家战略性基础设施项目（National Strategic Infrastructure Project），需要向英国规划督察署申请规划许可，规划督察署为管理机构，最终决定权在能源国务大臣。

图5 现行的规划许可审批构架

审批制度下有预申请、接受申请、预审核、审核、建议和决议、决议后（任何有关当事人或其他人均可在6个月时间内对这一决定提出合法质疑）六个阶段。

（2）发电许可

天然气和电力市场办公室采用以风险程度划分级别的申请流程。所有申请人均从第一级开始申请，并提交所需信息和文件。进入第二级的申请人将根据天然气和电力市场办公室的要求提交额外的信息和文件。进入第三级的申请人需准备身份证明文件原件并参加天然气和电力市场办公室组织的面谈会。

此外，依拟开发项目的复杂程度，可能还会涉及到其他相关的许可证，涵盖海陆环境、人文交通等方面的执照。此阶段所需的申请和审批时间跨度依项目复杂程度参差不齐，大概在五年左右。

从开发企业的角度，在拟开发海域中寻找个体风电场的“最优定位”，并寻求开发项目开工前的规划许可是海风开发商获得最终海床租赁合约的必要条件。这两个目标的实现相辅相成，均需建立在大量的勘测、调研和评估工作的基础之上。这些工作涵盖范围广泛，至少需要历时3年才能完成。

3.差价合约竞拍

英国为实现其在2008年气候变化法案中承诺的减排目标（到2050年减少1990年排放量80%）以及遵循欧盟可再生能源指令的脱碳目标（到2020年再生能源占最终能源消耗的15％），从政策面提供了可再生能源产业各类的补贴。差价合约（CfD）于2014年推出，替代了之前的可再生能源责任认证协议（ROC），意在供给分配方面引入竞争，通过为低碳发电商提供长期的稳定电价而降低投资者的资金成本，以实现保障最终消费者较低的电力成本，从而支持可再生能源电力的大规模利用。

发电商依旧需要通过售电获得营收，售电量不受差价合约的影响。但是，如果市场价低于差价合约的执行价，发电商将获得差价补偿。该笔费用的计算和支付由低碳合约公司（Low Carbon Contract Company，简称LCCC，差价合约订约方）负责执行。反之，若市场价高于执行价，发电商则必须返还差价，该部分资金将最终返还至消费者。差价合约有效期为15年，仅对单位交易价格提供保护而不保障交易量。

在取得并网许可后，开发商如能在限定的时间内满足规定的条件，即可申请CfD的竞价补贴。通过竞标，中标的低碳电力发电商与BEIS拥有的低碳合同公司（LCCC）签署15年的固定电价合同。整个流程历时约两至三年。

申请人参与差价合约竞拍需经历预申请活动、申请、资格认证、审核、申诉、估值、密封投标、分配、通知等9个步骤。

图6 分配流程总览

资料图来源：英国国家电网

在申请估值阶段，英国国家电网电力系统运营机构作为执行机构，将比较合格申请人在交付期间每年总价值、各公共基金的适用预算以及任何最低或最高限制，以确定是否需要进行竞争性分配流程。执行机构采用估值公式计算每个申请者的预算影响，密封投标将采用同样公式。

2018年11月20日，英国商业、能源和工业战略部国务大臣宣布了第三轮差价合约分配的预算草案。第三轮分配的项目交付年为2023年至2024年，以及2024年至2025年。该轮分配的总容量最高为6吉瓦，需要获得国家援助批准。目前，海上风电是第三轮分配中具备资格的技术中最高执行价格最低的。

4.转让海上输电资产

英国目前所有海上输电资产都由海上发电商在“发电商-建设”的模式（Generator Build）下建设，即开发商负责初期工作、采购和输电资产的建设，OFTO负责输电资产的运营、维护和设施关闭。另有“海上输电运营商-建设”的模式（OFTO Build），但目前为止尚未实施。

图7 英国海上发电市场关键各方及商业结构

欲成为OFTO的申请人，需经过竞争流程。OFTO将拥有发电场海上连接点到陆上输电运营商连接点之间的输电资产，包括电缆和相关连接设备。中标人将获得海上输电运营商许可证，并获得25年（前几轮中标为20年）的收入来源，在此期间没有自动定期价格审核。国家电网输电公司（National Grid Electricity Transmission，NGET）作为国家电力系统运营商（NETSO）将向OFTO付费。若风电场停止运营，国家电网输电公司仍有义务向OFTO付费。

OFTO若投资额外输电容量（如有需求）且额外投资不超过初始资本成本的20%，则可获得额外营收。OFTO的营收将与零售价格指数（RPI）挂钩。在营收期的第21年，OFTO应按要求划拨出价值相当其全年基础营收50%的资金保证。该款项将用于支付可用性激励政策下可能发生的任何罚款。

开发商将为每个项目单独制定转让协议。资产成功转移后可收取一次性的转让费用，金额将由Ofgem通过对开发商的历史和持续开发成本的审核及评估来确认。Ofgem将在建造和海上输电运营商招标流程中进行成本评估，确定最终转让价值。

OFTO的回报机制以可用性为基础，并为突出业绩提供奖励。由于回报相对稳定，OFTO资产的投资人通常为机构投资者，例如基础设施基金等。

由于英国电力市场具备开放透明的特质，吸引了包括投资基金和公共事业机构在内的海外投资者。中国企业也可以借鉴英国海上风电开发的丰富经验与政策营养，加速我国海上风电的规模化发展，使之成为推动我国能源转型、助力地方经济结构转型升级的强大引擎。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年10月11日第38期