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北極星風力發電網訊:近年來，中國海上風電行業發展取得了快速的發展。高速發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於整個海上風電行業的各類風險。深入分析海上風電項目的風險，採取有效的管理措施，才能實現海上風電產業的可持續發展。
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價格，對超過火電上網價格部分的成本由電網進行分攤。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，風電屬於可再生能源，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
國家發改委2019年5月25日發佈了《關於完善風電上網電價政策的通知》，於2019年7月1日正式執行。主要內容如下：
2019年符合規劃、納入財政補貼年度規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年底前已核准的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成併網的，執行核准時的價格；2022年及以後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。新核准潮間帶風電項目通過競爭方式確定的上網電價，不得高於項目所在資源區陸上風電指導價。
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北極星風力發電網訊:近年來，中國海上風電行業發展取得了快速的發展。高速發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於整個海上風電行業的各類風險。深入分析海上風電項目的風險，採取有效的管理措施，才能實現海上風電產業的可持續發展。
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價格，對超過火電上網價格部分的成本由電網進行分攤。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，風電屬於可再生能源，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
國家發改委2019年5月25日發佈了《關於完善風電上網電價政策的通知》，於2019年7月1日正式執行。主要內容如下：
2019年符合規劃、納入財政補貼年度規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年底前已核准的海上風電項目，如在2021年底前全部機組完成併網的，執行核准時的價格；2022年及以後全部機組完成併網的，執行併網年份的指導價。新核准潮間帶風電項目通過競爭方式確定的上網電價，不得高於項目所在資源區陸上風電指導價。
我國海上風電上網電價（元/kWh）變化情況
根據國家和上海市開展風電競爭配置有關要求，針對擬於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，未採用傳統的“八毛三”規則，而是以參與競爭方最低價為基準，基準40分，高於基準0.1元/kWh以內的，每偏差0.01元/kWh扣0.2分，高於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電價競爭新規則，對資產規模和業績等要求相對較低，允許聯合體參加競爭，將會吸引一批資產規模有限的民營企業。綜合而言，我國海上風力發電產業的電價風險為中等風險。
補貼風險
新能源產業補貼資金主要來源於可再生能源發展基金（包括國家財政年度安排的專項資金和依法徵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，其徵收標準已從2006年的0.2分/千瓦時提高到現行的1.9分/千瓦時，差不多增長了10倍，但是可再生能源基金徵收難度較大，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
（圖片來源：彭博新能源財經）
財政部於2019年6月19日公佈了866億元的可再生能源電價附加收入安排的支出預算。財政部先後共發佈了7批補貼目錄，最新的第七批目錄公佈於2018年6月，只有目錄上的項目能夠獲得補貼。目前已經併網、但尚未進入財政部補貼目錄的風電、光伏和生物質發電項目總規模達176GW。
若不算新的2019年補貼支出預算，根據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年內能實現盈餘。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，隨後逐漸減小。
風電和光伏的平價發展將使得2020年後的補貼需求基本為零。假設針對海上風電的補貼在此之後再延續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年風電先於光伏發展實現不依賴補貼發展，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、分區域逐步退出。率先使部分資源優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，靠近人口稠密、對用電需求量巨大的大中型城市、電網結構較強、又缺乏常規能源，發展海上風電場將有效實現這部分電力的短距離消費，並在一定程度上減輕風電行業西多東緊的現象。因此海上風電受限電影響較小，風險等級為較低風險。
靠近經濟發達地區、距離電力負荷中心近是海上風電的一大天然優勢
政府規劃風險
由於陸地上經濟可開發的風資源越來越少，全球風電場建設已出現從陸地向近海發展的趨勢。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%，還具有不佔地、風速高、沙塵少、電量大、運行穩定以及粉塵零排放等優勢，同時能夠減少機組的磨損，延長風力發電機組的使用壽命，適合大規模開發。
各地政府通過企業投資建廠換取海上風電資源，帶動地方經濟的發展，解決當地人員的就業，大量設備廠投資對當地投資、就業、稅收形成帶動，地方政府批准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於國家海上風電產業的相關政策，合理科學運用國家的扶植政策，熟悉和掌握經營環境、利率及匯率等的變化動態，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；海上環境惡劣、條件艱苦；技術複雜、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，整個過程工序複雜交錯，工期較長。上文提到，由於風電指導價的下調，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。這裡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。
在建設期間容易受颱風、風暴潮、湧浪、團霧、海冰等自然災害的影響，可作業時間偏短。夏季東部沿海區域颱風、陣風、強雷電比較頻繁，颱風通常伴隨著風暴潮和暴雨，破壞力極大，屬於不可抗力，突發性、隨機性強，颱風形成、路徑和登陸點難於準確預測。此部分風險等級為一般可控，屬於中等風險。
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、霧等的歷年統計資料和實測資料；根據統計和實測資料，分析影響施工的自然條件因素；通過分析統計影響施工作業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，對於可能出現的極端天氣提前做好應對措施。
設備風險
海上風電運行環境惡劣，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展現狀看，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後近海風電發展的必然趨勢。
近幾年，我國風電設備製造技術不斷完善和發展。但是由於全球風電機組朝著大型化趨勢發展，導致風電產業的技術要求以及工作原理更具多樣性和複雜性，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、福建等易受颱風影響的沿海區域時，風機應採用抗颱風機型。
設備生產時聘請專業的監造團隊，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岩土、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。尤其是土壤參數對基礎設計的敏感性很大，國內傳統使用鑽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，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緻、長期的調查、勘測、分析和方案比較。
詳細勘察時對每個機位採用較先進的海上孔壓靜力觸探試驗(CPTU)技術，提高土壤參數的準確性，保證風機基礎設計安全的同時，使基礎設計達到最優化。
同時採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，工藝複雜，監管困難，某些施工工藝會在後期某個時間點或者在某種誘因下集中爆發。
例如，電纜頭的製作工藝、質量不過關，後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疲勞斷裂的現象，此部分風險為低風險。
應對措施
鋼結構的製造，制定工藝流程、嚴格執行設計要求。
管樁沉樁，制定專項方案，採取合適的設備。
風機的組裝和安裝，執行風機廠家技術要求，使用熟練的施工人員。
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、製造準備工作。
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超陸上風電，發電量優勢顯著。陸上風電年均利用小時數為2200左右，海上風電根據資源條件不同，利用小時數一般也不同，但是平均利用小時數可以達到3000小時以上。相較於陸上風電，目前我國海上風電單機容量以2.5-5MW為主，高於陸上風電以2MW類型為主的單機容量。隨著技術水平提高，單機規模持續擴大，更強更穩的風力以及更高的利用小時數，海上風電的發電優勢將更加顯著。
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境，海上風電機組必須採取氣密、乾燥、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佔據了海上風電開發中的大部分投資。海上風電開發前期對上網電量、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。
上網電量
上網電量是影響風電場經濟效益的重要因素，由於電能不可儲存，因此風電場和電網公司的購售電合同至關重要。
應對措施
與整機廠商協商，使其擔保5年的發電量。
利用建設完成的電網接入系統(捷新變)。
免責聲明：以上內容轉載自北極星風力發電網，所發內容不代表本平臺立場。
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