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編者按：海上風電開發(fā)風險分別是政策風險、電價風險、補貼風險、限電風險、政府規(guī)劃風險、建設風險、自然災害風險等，海上風電的開發(fā)涉及元素較多、關系復雜，但海上風電市場隱藏著巨大的潛力使得海上風電運行風險將會被最大程度的控制。

近年來，中國海上風電行業(yè)發(fā)展取得了快速的發(fā)展。高速發(fā)展的同時我們更要警惕政策、建設、經濟性以及運行維護等存在于整個海上風電行業(yè)的各類風險。深入分析海上風電項目的風險，采取有效的管理措施，才能實現(xiàn)海上風電產業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。

政策風險

海上風電成本較高，國外都從價格和稅收上支持風電發(fā)展。在價格政策上，主要有兩種做法:一種是德國、西班牙、丹麥的固定電價法，主要是根據(jù)風能資源狀況、風機容量、利率和收益水平等因素制訂風電上網(wǎng)價格，對超過火電上網(wǎng)價格部分的成本由電網(wǎng)進行分攤。另一種是美國的補貼法，目前每千瓦時風電補貼是1. 5美分。

在稅收政策上，風電屬于可再生能源，不產生二氧化碳排放，歐洲不少國家實行碳稅政策變相為風電提供稅收支持;還有一些國家實行所得稅減免、加速折舊政策來支持風電發(fā)展。目前，我國海上風電存在的主要政策風險有以下幾種:

電價風險

國家發(fā)改委2019年5月25日發(fā)布了《關于完善風電上網(wǎng)電價政策的通知》，于2019年7月1日正式執(zhí)行。主要內容如下：

2019年符合規(guī)劃、納入財政補貼年度規(guī)模管理的新增近海風電指導價調整為每千瓦時0.8元，2020年調整為每千瓦時0.75元。對2018年底前已核準的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行核準時的價格;2022年及以后全部機組完成并網(wǎng)的，執(zhí)行并網(wǎng)年份的指導價。新核準潮間帶風電項目通過競爭方式確定的上網(wǎng)電價，不得高于項目所在資源區(qū)陸上風電指導價。


我國海上風電上網(wǎng)電價(元/kWh)變化情況

根據(jù)國家和上海市開展風電競爭配置有關要求，針對擬于今年啟動的奉賢海上風電項目，上海市制訂了《奉賢海上風電項目競爭配置工作方案》，在電價水平上推陳出新，未采用傳統(tǒng)的“八毛三”規(guī)則，而是以參與競爭方最低價為基準，基準40分，高于基準0.1元/kWh以內的，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，以上海為代表的海上風電行業(yè)電價競爭新規(guī)則，對資產規(guī)模和業(yè)績等要求相對較低，允許聯(lián)合體參加競爭，將會吸引一批資產規(guī)模有限的民營企業(yè)。綜合而言，我國海上風力發(fā)電產業(yè)的電價風險為中等風險。

補貼風險

新能源產業(yè)補貼資金主要來源于可再生能源發(fā)展基金(包括國家財政年度安排的專項資金和依法征收的可再生能源電價附加)，以及綠色電力證書交易(變相市場化補貼)。其中，可再生能源電價附加是主要資金來源，其征收標準已從2006年的0.2分/千瓦時提高到現(xiàn)行的1.9分/千瓦時，差不多增長了10倍，但是可再生能源基金征收難度較大，新能源補貼資金嚴重不足。同時，隨著風電、光伏發(fā)電項目的快速建設，補貼資金需求也快速增加，近年來可再生能源發(fā)展基金一直入不敷出，可再生能源補貼缺口不斷擴大。

我國可再生能源補貼的供給與需求

財政部于2019年6月19日公布了866億元的可再生能源電價附加收入安排的支出預算。財政部先后共發(fā)布了7批補貼目錄，最新的第七批目錄公布于2018年6月，只有目錄上的項目能夠獲得補貼。目前已經并網(wǎng)、但尚未進入財政部補貼目錄的風電、光伏和生物質發(fā)電項目總規(guī)模達176GW。

若不算新的2019年補貼支出預算，根據(jù)彭博新能源財經預計，到2019年底，累計資金缺口將增至1270億元。新增預算資金只能滿足待償付補貼的68%。

如果只考慮列入目錄的項目，補貼資金有望在3年內能實現(xiàn)盈余。然而，如果將在目錄之外的項目也考慮在內，補貼缺口在今年年底將升至2280億元。到2035年，所有項目累計補助資金缺口將會擴大至1.4萬億元，隨后逐漸減小。

風電和光伏的平價發(fā)展將使得2020年后的補貼需求基本為零。假設針對海上風電的補貼在此之后再延續(xù)5年，可再生能源的整體補貼需求將在2044年結束，預計可再生能源補貼基金有望在2045年扭虧為盈。

補貼下調甚至取消將是未來必然趨勢

2017年10月16日，能源局表示政府的目標是在 2020-2022年風電先于光伏發(fā)展實現(xiàn)不依賴補貼發(fā)展，逐步擺脫風電補貼。在退出風電補貼政策方面，基本的思路是分類型、分領域、分區(qū)域逐步退出。率先使部分資源優(yōu)越的陸地風電擺脫對補貼的依賴，集中式陸地風電將是先退出補貼的領域，其次才會涉及到海上風電以及分散式風電。海上風電的電價補貼政策風險為中等風險。

限電風險

中國海上風電資源多集中在東南部沿海地區(qū)，靠近人口稠密、對用電需求量巨大的大中型城市、電網(wǎng)結構較強、又缺乏常規(guī)能源，發(fā)展海上風電場將有效實現(xiàn)這部分電力的短距離消費，并在一定程度上減輕風電行業(yè)西多東緊的現(xiàn)象。因此海上風電受限電影響較小，風險等級為較低風險。

靠近經濟發(fā)達地區(qū)、距離電力負荷中心近是海上風電的一大天然優(yōu)勢

政府規(guī)劃風險

由于陸地上經濟可開發(fā)的風資源越來越少，全球風電場建設已出現(xiàn)從陸地向近海發(fā)展的趨勢。與陸地風電相比，海上風電風能資源的能量效益比陸地風電場高20%~40%，還具有不占地、風速高、沙塵少、電量大、運行穩(wěn)定以及粉塵零排放等優(yōu)勢，同時能夠減少機組的磨損，延長風力發(fā)電機組的使用壽命，適合大規(guī)模開發(fā)。

各地政府通過企業(yè)投資建廠換取海上風電資源，帶動地方經濟的發(fā)展，解決當?shù)厝藛T的就業(yè)，大量設備廠投資對當?shù)赝顿Y、就業(yè)、稅收形成帶動，地方政府批準海上風電資源的積極性提高。此部分風險等級為低風險。

針對以上可能存在的政策規(guī)劃風險，應對措施如下：風電項目政策變化風險難以轉移，因此建設海上風電場必須深入研究關于國家海上風電產業(yè)的相關政策，合理科學運用國家的扶植政策，熟悉和掌握經營環(huán)境、利率及匯率等的變化動態(tài)，最大限度減少失誤，降低風險。

建設風險

海上風電近幾年在國內開始發(fā)展，在工程建設上普遍面臨以下問題：風電機組設備、配套設備不成熟;海上環(huán)境惡劣、條件艱苦;技術復雜、工程難度高;海上風電建設期涉及勘察設計、風電機組基礎、風電機組運輸、風電機組安裝、海纜敷設等，整個過程工序復雜交錯，工期較長。上文提到，由于風電指導價的下調，近年來迎來海上風電項目的搶裝潮，在當前風電產業(yè)鏈不完善不成熟的情況下，搶裝設備強裝施工勢必導致一定程度的建設質量隱患。這里從四個方面的風險展開闡述：一是自然災害風險;二是設備風險;三是勘察設計風險;四是安裝建設風險。

自然災害風險

海上風電場大部分工程都是離岸施工，工作場地遠離陸地，受海洋環(huán)境影響較大。在建設過程中，自然災害風險是其不可避免的影響因素。

在建設期間容易受臺風、風暴潮、涌浪、團霧、海冰等自然災害的影響，可作業(yè)時間偏短。夏季東部沿海區(qū)域臺風、陣風、強雷電比較頻繁，臺風通常伴隨著風暴潮和暴雨，破壞力極大，屬于不可抗力，突發(fā)性、隨機性強，臺風形成、路徑和登陸點難于準確預測。此部分風險等級為一般可控，屬于中等風險。

自然災害的不可抗力

應對措施

充分收集海上目標風電場的自然條件資料，包括風、浪、流、潮汐、氣溫、降雨、霧等的歷年統(tǒng)計資料和實測資料;根據(jù)統(tǒng)計和實測資料，分析影響施工的自然條件因素;通過分析統(tǒng)計影響施工作業(yè)的時間制定合理的施工窗口期。

可以預測未來10天每小時的風速。時刻關注天氣變化情況，對于可能出現(xiàn)的極端天氣提前做好應對措施。

設備風險

海上風電運行環(huán)境惡劣，通達性差，風電機組質量對項目收益的影響尤為突出。風機機型的選擇非常關鍵，成熟可靠的風電機組不僅發(fā)電量、可利用率更有保障，其運行、維護的成本都要大大降低。從國外海上風電場的發(fā)展現(xiàn)狀看，歐洲新近安裝的海上風電機組中80%單機超過4MW，風電機組大型化是今后近海風電發(fā)展的必然趨勢。

近幾年，我國風電設備制造技術不斷完善和發(fā)展。但是由于全球風電機組朝著大型化趨勢發(fā)展，導致風電產業(yè)的技術要求以及工作原理更具多樣性和復雜性，缺乏完善的設備認證體系，設備應用存在安全隱患。此部分風險為高風險。

應對措施

一般海上風電項目對設備和選址具有較高的要求，在選擇設備時，選擇質量可靠、技術成熟、有批量運行業(yè)績的適合機型，其型和廠家必須要有第三方認證機構技術認證，從而確保風電設備的質量。

當選址在浙江、廣東、福建等易受臺風影響的沿海區(qū)域時，風機應采用抗臺風機型。

設備生產時聘請專業(yè)的監(jiān)造團隊，保證設備的出廠質量。

勘察設計風險

海上風電場設計涵蓋了巖土、水文、波浪、風機荷載等多個學科，且設計鏈長、包含的項目繁多。尤其是土壤參數(shù)對基礎設計的敏感性很大，國內傳統(tǒng)使用鉆孔的方法進行地質勘查，通過實驗室多種試驗得出土壤的參數(shù)，存在不確定性，對風機基礎設計影響較大。此部分風險為較低風險。

應對措施

在可行性研究和設計階段，需對項目建設條件進行深入細致、長期的調查、勘測、分析和方案比較。

詳細勘察時對每個機位采用較先進的海上孔壓靜力觸探試驗(CPTU)技術，提高土壤參數(shù)的準確性，保證風機基礎設計安全的同時，使基礎設計達到最優(yōu)化。

同時采用第三方認證單位對設計進行認證，保證設計的合理性。

安裝建設風險

海上風電場的建設涵蓋了風電機組基礎施工、風電機組安裝、海底電纜敷設以及海上升壓站或陸上升壓站施工等，參建單位較多，工藝復雜，監(jiān)管困難，某些施工工藝會在后期某個時間點或者在某種誘因下集中爆發(fā)。

例如，電纜頭的制作工藝、質量不過關，后期可能會造成纜頭過熱、放電，甚至導致爆炸、起火;基礎及塔筒連接件焊接標準或工藝有問題，可能會導致鋼結構在鹽霧腐蝕和大風大浪的影響下出現(xiàn)疲勞斷裂的現(xiàn)象，此部分風險為低風險。

應對措施

鋼結構的制造，制定工藝流程、嚴格執(zhí)行設計要求。

管樁沉樁，制定專項方案，采取合適的設備。

風機的組裝和安裝，執(zhí)行風機廠家技術要求，使用熟練的施工人員?！?br />
海纜施工，做好對已有電纜的保護工作，在航道內施工時，需向主管機關申請交通管制。

海上升壓站運輸，做好運輸前的計算、制造準備工作。

收益風險

與陸上風電相比，海上風電風能資源的能量效益比陸地風電場高20%~40%。海上風電利用小時數(shù)超陸上風電，發(fā)電量優(yōu)勢顯著。陸上風電年均利用小時數(shù)為2200左右，海上風電根據(jù)資源條件不同，利用小時數(shù)一般也不同，但是平均利用小時數(shù)可以達到3000小時以上。相較于陸上風電，目前我國海上風電單機容量以2.5-5MW為主，高于陸上風電以2MW類型為主的單機容量。隨著技術水平提高，單機規(guī)模持續(xù)擴大，更強更穩(wěn)的風力以及更高的利用小時數(shù)，海上風電的發(fā)電優(yōu)勢將更加顯著。

但是與陸上風電相比，海上風電投資成本更高，為適應海上惡劣的環(huán)境，海上風電機組必須采取氣密、干燥、換熱和防腐等各項技術措施，且機組的單機容量較大，需配備安裝維修的專用設施(登機平臺、起吊機等)，這些都增加了海上風電機組的成本。

相關資料顯示，我國陸上風電工程造價為7000~8000元/千瓦左右，而海上風電工程造價為16000~20000元/千瓦。工程建設和維護成本占據(jù)了海上風電開發(fā)中的大部分投資。海上風電開發(fā)前期對上網(wǎng)電量、投資預算管理、資金籌措、債務償還等相關風險因素分析至關重要。

上網(wǎng)電量

上網(wǎng)電量是影響風電場經濟效益的重要因素，由于電能不可儲存，因此風電場和電網(wǎng)公司的購售電合同至關重要。

應對措施

與整機廠商協(xié)商，使其擔保5年的發(fā)電量。

利用建設完成的電網(wǎng)接入系統(tǒng)(捷新變)。


投資預算管理

由于海上風電建設無經驗數(shù)據(jù)和規(guī)范，導致項目建設實際投資往往超出投資預算，增加的資金渠道難以落實。建設成本加大，提高了項目固定成本的比例，從而影響到項目的贏利能力和抗風險能力。

應對措施

選擇風電行業(yè)內經驗豐富、擁有成熟的設計施工隊伍的單位，該單位應具備管控整個項目的能力。

資金籌措

海上風電項目建設資金額度大，所需資金由自有資金、借貸資金組成，以借貸的資金籌措為主。貸款資金的能否順利到賬是資金籌措期間的風險。

應對措施

經測算本項目的投資收益率較高，后期將爭取更優(yōu)的融資方案。

債務償還

海上風電項目因不能如期償還負債融資而帶來的風險。該風險可分為收支性風險和現(xiàn)金風險，分別為收不抵支造成企業(yè)不能到期償債和企業(yè)某一時段上現(xiàn)金流出額超過現(xiàn)金流入額而造成手中沒有現(xiàn)金償還到期債務所帶來的風險。

應對措施

廠商擔保和運維保障確保發(fā)電收益，控制成本支出，降低資本回流風險。

運維風險

相對陸上風電機組，海上風電機組出現(xiàn)故障的概率更高，因為海上風電面臨更加惡劣的環(huán)境、更高難度的維護方式等。隨著海上風電的發(fā)展，海上風電場建設不得不需要轉移到離岸更遠的地方，更深的水域，運維成本將會增加，同時面臨更遠的運輸距離，更惡劣的氣候條件和更嚴峻的物流挑戰(zhàn)。后期運維中存在的主要風險有:

大部件更換

機組故障率高，維修工作量大。國內建造的海上風電項目，使用國產機組大多為陸上機組經適應海上環(huán)境改造而成，機組運行試驗周期短，沒有很好的試驗和論證，使用的風機在復雜惡劣的海上環(huán)境，故障率居高不下。國內海上風電在近幾年的發(fā)展中已經有多個風電場進行大部件的更換。

水下工程

主要指海纜和樁基沖刷防護工程，隨著現(xiàn)代漁業(yè)的快速發(fā)展，漁船越來愈大，錨也越來越大;傳統(tǒng)應對措施包括設立禁錨標志、人工監(jiān)控和遠程視頻監(jiān)控等，都無法避免事故的發(fā)生。同時海纜埋設深度淺，隨著水流的沖刷很容易懸空，尤其是風機樁基入口處海纜，長期擺動造成海纜損傷。

專業(yè)的運維船舶較少

海上運維對交通工具及天氣條件有嚴格要求，不僅耗費時間長、造成的停機損失大，而且海上船只或直升機等交通工具花費的成本也遠遠高于陸上。國內海上風電剛剛起步，國內風電運維船處于起步階段，目前普遍使用的是普通運維船，主要由交通艇和漁船發(fā)展而來，近年以來逐漸出現(xiàn)簡易功能的雙體船?，F(xiàn)有的運維船隨著離岸距離加大，以及天氣更加惡劣的南方區(qū)域海上風電開發(fā)，出行天數(shù)將會降低。

智能化運維技術水平偏低

目前，我國海上風機的維護模式仍以定期維護和故障檢修的“被動式運維”為主，風電運維模式智能化程度低，風電機組運行狀態(tài)監(jiān)測缺乏后臺強大的數(shù)據(jù)支撐，檢修偏重于事后檢修，風電機組健康狀態(tài)/劣化趨勢分析不夠完善，遠程故障診斷和預警能力還不健全。同時，由于海上風電特殊環(huán)境影響(如高鹽霧高濕度對設備的影響，天氣因素對維修窗口期的影響)，海上風電整體運行維護成本較高。

運維風險應對措施：

建設風電場前期選擇運行可靠地機型;投資分析中已考慮大部件更換的運維成本。

建立以第三方運維的運維管理模式，對公司持有海上風電場建立統(tǒng)一的專業(yè)管理規(guī)范與標準，建立清晰的指標體系;第三方運維單位保證風電場的年發(fā)電量，相應的激勵制度有利于運維單位的積極性。

選取的第三方運維單位對海上風電項目有豐富的運維經驗，同時公司派駐相應的專業(yè)管理人員對風電場進行全面管理，提高公司運維人員的專業(yè)性。

發(fā)展應用海上風電數(shù)字化運維技術，運用海上風電狀態(tài)監(jiān)測、后臺數(shù)據(jù)分析、故障預判等手段，提高海上風電的智能預測水平，降低生產運維成本，提高發(fā)電可利用率。

總之，海上風電開發(fā)是一個復雜的系統(tǒng)工程項目，涉及元素多、關系復雜、環(huán)境依賴度高，開發(fā)運行風險大。但在我國海上風電事業(yè)的巨大潛力和增速發(fā)展背景下，越來越多的優(yōu)秀企業(yè)和個人加入到這個浪潮當中，為海上風電事業(yè)添磚加瓦、貢獻力量?？梢灶A見，在不遠的將來，海上風電開發(fā)運行風險將得到最大程度地、有效地控制。

原標題：海上風電開發(fā)風險及應對措施