在《巴黎协定》设定1.5℃温控目标，以及世界各国相继承诺“碳达峰”和“碳中和”时间表的背景下，在全球范围内寻找新能源项目投资机会已然成为投资人的重要目标和任务。

相比陆上风电，海上风电具有资源丰富、发电利用小时数相对较高、技术相对高端的特点，是新能源发展的前沿领域，因而被许多国家视为实施减排战略、实现“碳中和”目标的关键。从项目律师角度，无论项目所在何地，投资人需要考量的项目和交易问题往往都具有共性，只是需要结合项目所在地国家和地区的法律和实践以及类似项目经验精准识别差异，并做出适应性的取舍方案。

目前，欧洲长期占每年海上风电新增装机容量的半壁江山以上。截至2020年底，在全球海上风电总装机容量中，英国的10.2GW位居第一。而在亚太地区，除了中国在海上风电发电领域一枝独秀以外，越南因其得天独厚的地理气候环境以及政府的政策倾斜，成为亚太地区海上风电发展的新兴市场。本文选取若干影响和决定海上风电投建营项目决策的主要问题，简要介绍了我国、越南和英国的相关法律和实践，希望对投资海上风电项目的科学决策提供有益参考。

01、海上风电项目的开发权及关键许可

1.1 是否存在投资准入限制

对于在全球寻找海上风电项目机会的投资人来说，毫无疑问首先需了解项目所在国家或地区是否存在以及存在何种投资准入限制。

就我国而言，早期海上风电项目中方必须控股（50%以上股权），但目前我国法律对海上风电行业的外商投资整体上已持开放态度，且风电属于鼓励类外商投资的行业。2020年10月20日，我国首个中外合资海上风电项目已经在江苏东台正式落地[1]。

越南外商投资海上风电行业的立法与我国早期有相似之处。根据越南《投资法》及其实施指引，海上风电仍是附条件对外资开放的限制类行业。

英国长期对外国投资者投资开发海上风电持开放态度，但随着《国家安全和投资法（2021）》（National Security and Investment Act 2021）的通过及即将全面生效，受制于该法规定的并购通报程序，可以预见的是（包括海上风电在内的）能源电力行业投资可能会在一定程度上收紧。

对于存在投资准入限制的国别，投资人可视情况探讨不同交易结构设计以满足相关外资比例要求的法律可行性。

1.2 锁定项目开发权需要取得哪些关键许可

根据我国相关法律法规，海上风电项目开发权涉及的核心审批许可包括项目纳入省级或以下海上风电规划、建设规模/保障性并网规模的竞争配置、用海和用地预审意见、项目核准文件。

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在越南，由于法律更新较快和主管部门众多，海上风电项目的审批进程总体比较复杂。外国投资人在开发初期一般需要通过取得由越南工贸部批准并提交总理同意项目纳入国家或省级电力规划、获得总理或省级人民委员会批准的投资原则决定以及完成相应取得投资证书注册，以锁定海上风电项目的开发权。随后外国投资人需进行可行性研究，并获得环境影响评价、海域分配决定、并网协议等其他审批许可/协议。

在英国，海上风电项目审批流程相对简便，锁定海上风电项目开发权的核心审批许可主要是海床租赁、开发许可和发电许可。此外，外国投资者需获得环境影响评价、海事许可证、防洪许可证等多种审批许可，并竞拍差价合同等。海床租赁是英国海上风电项目开发的第一步。英国皇室地产（the Crown Estate）负责海床租赁的操作执行，目前正在进行第四轮海床租赁权的招标。投资人中标后与英国皇室地产签署租赁意向协议，最长为十年。在租赁意向协议期间，投资人需要获取开发许可和发电许可，参与差价合约竞拍并完成融资关闭。视装机规模大小，开发许可由不同主管部门[3]颁发。发电许可由英国天然气与电力市场办公室（Office of Gas and Electricity Markets）颁发。

02、海上风电项目的电价及融资模式

2.1 项目电价的保障性如何

简要而言，国际上包括海上风电项目在内的新能源项目的电价模式主要包括电价竞争上网加补贴、标杆电价、成本加成三大类。从投资人收益的保障性角度来说，成本加成优于标杆电价，标杆电价优于电价竞争上网加补贴。各国基于不同的发展阶段和政策导向采用不同的电价模式。

我国的海上风电项目电价发展经历了从标杆电价到指导价加补贴的发展历程，并将逐步走进平价上网时代。2014年6月，国家发改委《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2014〕1216号）首次规定了对于非招标的海上风电项目标杆上网电价，区分近海风电和潮间带风电两种类型。

2019 年 5 月，国家发改委发布《关于完善风电上网电价政策的通知》，将陆上风电和海上风电的标杆上网电价改为指导价。

2020年初，财政部、国家发改委、国家能源局联合发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，明确规定除按规定完成核准（备案）并于 2021年底前全部机组完成并网的存量海上风电外，新增海上风电不再纳入中央财政补贴范围，由地方按照实际情况予以支持[4]。

在越南，按照现行政策法规，对于2021年11月1日前实现商运的海上风电项目，仍适用越南政府公布的标杆电价。对于受新冠疫情影响难以在2021年11月1日前实现商运的风电项目，越南工贸部已向越南总理提议延长现有标杆电价期限至2023年12月31日前实现商运的项目，晚于2023年实现商运的项目方适用竞价上网机制；但截至目前，越南政府尚未出台相关法令或政策延长标杆电价适用期限，亦未出台新的适用于2021年11月1日后实现商运的海上风电项目的标杆电价激励政策。越南海上风电电价政策未来如何调整仍值得关注。

此外，越南海上风电项目投资人可向越南电力集团（Vietnam Electricity，下称 “EVN”）申请签署长期购电协议。在越南工贸部公布的购电协议范本中，有效期为自商运之日起20年，且在售电方可供电量范围内，购电方对电站供应电量履行照付不议的义务，从而在一定程度确保了电费收入的稳定。

与以上国内基于发展阶段不同调整电价模式类似，英国在可再生能源发展的不同阶段先后推出了一系列的政策，包括可再生能源义务（Renewable Obligation）、标杆电价、差价合同（Contract for Difference）等。总体而言，竞价上网成为（包括英国在内的）欧洲国家海上风电发展的最新模式，加快海上风电成本下降成为欧洲各国共识。欧洲目前广泛使用招标模式开发海上风电项目，电价补贴水平大幅下降，海上风电的价格竞争力不断提升。

2.2 是否可采用无追索或有限追索的项目融资

目前，以英国、荷兰、法国、德国为首的欧洲国家海上风电项目发展较为迅速[5]，这些项目采取的融资模式主要包括项目融资、公司融资、资本市场融资、债券融资等多种方式，其中项目融资占比最高。英国Galloper、英国Dudgeon及荷兰Blauwwind等著名的海上风电项目均采用项目融资模式。

以英国为例，英国政府2014年引入的差价合同模式，为新能源项目投资人提供长期的固定电价收费保证，是其海上风电项目能够采用项目融资模式的关键。

差价合同模式的基本原则是政府通过其独资设立的低碳合约公司（Low Carbon Contracts Company Limited，下称“LCCC”）与项目业主通过竞标等程序事先约定一个执行价格（strike price），LCCC对执行价格与市场价格（market price）之间的差价进行补贴。在差价合同机制下，如果市场价格高于执行价格，则发电企业需退还高出的电价；如果市场价格低于执行价格，项目业主将获得差价补偿，以此来保证项目业主发电收入的稳定性。差价合同制度如下图所示：

差价合同的执行价格会综合考虑项目全周期投资、建设、运营的成本和收益，合同有效期可长达15年。在此期间，执行电价仅可根据合同的约定相应调整（主要基于CPI调整），除强制性技术指标外，政府不得单方修改合同。

在差价合同规定的固定电价保证下，发电企业可以通过技术升级等手段降低成本，在扩大收益的同时也促进了发电企业技术升级，降本增效。此外，适用差价合同的发电企业所有费用均由LCCC按期支付，保证发电企业稳定的电费收入，满足了项目融资模式下可融资性（bankability）的核心要素。

相比之下，受现实条件制约，国内包括海上风电项目在内的新能源项目更多的是采用传统的公司融资模式，即借款人为项目业主，需由项目投资人（即项目业主的股东）或其母公司提供担保和资产抵押，金融机构主要根据借款方和担保方（通常为项目投资人）的信用来为项目发放贷款，而非考虑项目本身的收益和资产。贷款在发生违约时，金融机构对项目投资人有追索权[6] 。期待随着平价上网和（不少于20年的）长期固定电价购售电合同政策的落地实施，我国的海上风电项目能够有机会借鉴欧洲先进发展经验，探索项目融资模式，促进产业发展。

03、海上风电项目的建设与运营

海上风电项目既包括海上风电机组、海上升压站、海底电缆等海上工程，也可能包括陆上集控中心及陆上送出工程等陆上设施，工程实施和项目管理比陆上风电复杂得多。因此，确保海上风电项目的建设实施合同能按投资预算确定的价格和工期实现是每一个投资人面临的挑战，同样也是项目融资模式下银行对项目建设实施合同可融资性的核心关注之一。

3.1 在投资决策阶段需要考虑的项目现场风险

海上风电项目中，现场条件不仅是影响工程建设完工时间、建设成本和运维成本的重要因素之一，也会较大程度影响发电收入。投资人因此需要在严谨评估的基础上完成项目经济技术可行性分析。海上风电项目的常见的现场条件/风险包括：风速。海上风电项目的发电收入较大程度受未来风速影响。影响风速的因素不仅包括测风位置和测风高度，还包括搜集该等风力信息的时长，一般时间越长，风力信息越全面，对预测项目未来风速的参考性越强。

海床地质条件。风机基础施工和海缆敷设均在海床上完成。要求每一家承包商花费时间和成本去施工海域进行现场踏勘并不现实，承包商往往以项目业主提供的海床地质条件及其他地质信息作为报价参考。受海洋季节气候影响，施工窗口期有限，如果该等信息不准确或不清晰，将可能成为海上风电项目工期延误和/或费用超支的风险点。

并网条件。电力并网的条件影响未来发电收入。项目业主需要提前了解电网连接点的具体位置、预期并网时间、电网消纳能力及其他条件，以便综合考虑海上风电项目整体工程规划。

3.2 项目建设选择何种采购/合同模式

基础设施项目建设中，受限于自身的工程建设管理经验，项目业主通常选择EPC合同模式作为管控完工风险和确保项目可融资性的有效手段。然而，海上风电项目工程建设的采购/合同模式却不完全如此。除部分海上风电项目采用 EPC合同模式之外，项目业主与不同承包商/供应商签署多份平行合同的多合同模式在实践中更为广泛应用。

以国内某海上风电项目为例，多合同模式如下图所示：

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尽管多合同模式在当前海上风电工程建设实践中更常见，但该模式对项目业主调配设计、供货、施工安装等多方资源，协调多份合同责任界面的能力提出更高挑战，整体工程按预定价格和工期完工的风险增大。对项目业主及融资银行而言，多合同模式也降低了项目业主在一份EPC合同项下所获得的最大责任限制保障。因此，多合同模式往往不是融资银行在无追索/有限追索的项目融资模式下的第一选择，如果选择多合同模式，银行将更关注并深度介入监管多份合同的生效和执行。

3.3 运营维护需关注的主要问题

受现场条件（浪高、风速、海床地质条件、离岸距离等）、气候、技术条件等多种因素影响，海上风电项目运营维护的复杂程度和所需成本通常比其他基础设施项目（包括陆上风电项目）高。项目业主需要与专业运维承包商签署长期运维合同来运营维护海上风电项目。结合我们相关经验，由于海上风电项目的风机技术本身相对复杂和前沿，风机制造商也往往扮演风机运维商的角色，而海底电缆部分的运维也往往会倾向于选择负责海缆敷设的专业承包商参与。相应地， 海上风电项目运维合同的主要问题是如何定义运维承包商的服务范围以及最低可用率的性能保证。（如果运维承包商能接受最低可用率保证，结合项目实际情况（例如，首年运维义务与风机供货合同质保期义务的交叉重合）综合考虑设计合理的最低可用率除外责任往往是运维合同谈判的难点。

04、结语

国际可再生能源机构（IRENA）预测，在全球变暖控制1.5℃以下的目标下，到2050年，全球海上风电装机容量将超过2,000GW，占全球风力发电容量的1/4。全球风能理事会（GWEC）预测，到2050年，亚洲海上风电市场占据全球份额的40%，欧洲紧随其后占据32%。可见全球能源体系转型，海上风电作为关键再生能源技术，发展潜力巨大。

经过10年高速发展，我国海上风电的近海资源已趋近饱和，加上明年海上风电项目将迈入平价上网时代，如何调动社会各方的参与积极性，推动海上风电核心技术的攻关革新、行业降本、产业链升级完善、探索浮式发电技术和深远海海上风电开发，将是未来我国海上风电行业高质量持续发展面临的考验和挑战。我们相信，随着国家逐步落实包括长期稳定购电在内的新能源平价时代配套支持政策，完善电力消纳保障机制，海上风电行业经过短期调整，真正实现大规模开发和高比例消纳的未来可期。