本市场分析重点是英国、法国、德国、荷兰、比利时5个主要法域的展望，之后是本行业一些典型的融资架构。
北欧与海上风电
项目简介
在《2030年气候与能源框架》中，欧盟说明了其2020至2030期间处理气候变化问题的决心、拟采取的行动及欧盟监管框架的变化。其设定的宏大目标为温室气体排放量在1990年的基础上减少 40%，欧盟范围内目标为消耗的可再生能源至少占总能耗的27%（不过对具体成员国并无约束力）。
欧盟监管方面的考量：欧洲的海上风电仍受国家计划的广泛支持，如上网补贴或“绿色证书”计划。但是，国家支持的力度在减少，且国家支持措施的分配越来越有竞争性了。竞争性分配背后的一个因素就是欧盟国家补助指引，其规定，自2017年1月起，补助须通过竞标程序发放（虽然其有范围有限的例外情形）。但是，竞争性分配也与很多国家政府在提供能力和降低预算方面的目标一致。
外来投资人也需其他监管考量方面的法律意见，包括触发欧盟反垄断审查及所有权分离方面的要求，其中规定输电/输气系统的所有权和运营与任何发电、产气和供应权益分离（没办法的是，欧盟成员国按不同方式实施）。
降低能源成本：海上风电项目的均化发电成本（即平准化发电成本）总体上在下降，尤其是随着风机尺寸的增大。但是，风机越大就越复杂，无论是基础系统还是对于供应链专家的需要（在制造、运输和安装船舶等方面）。项目离海岸更远、在更深海域，使得成本随之上升，虽然其中潜在的缓释措施包括出现浮式风机等新技术。成本持续降低也取决于使供应链继续下去的交易流情况。由于国家计划相应缩减（如英国），成本可能稳定下来甚至有再次上升的风险。
电网：海上风电并网方式因法域而异。
海上风电：英国
1、市场概览
英国目前在海上风电方面全球领先，运营期项目装机容量达5GW，目标是2020年前达到10GW。项目规模在增加，使得规模经济成为可能。例如， 2016年2月DONG能源公司宣布拟继续建设1.2GW Hornsea项目一海上风电场，有望成为世界最大的海上风电场。下表及地图为运营期、在建期和已批项目概览。
2、海上风电项目
3、扶持机制与购电情况
在详细探讨投资环境之前，了解作为市场基础的监管框架这一点很重要。历史上，可再生能源义务（即RO）已对海上风电提供了财务方面的支持。该义务对于预计扶持力度会持续保持的运营期项目而言仍很重要。其对于在宽限期截止前争取取得RO认证的三个目前在建项目而言也密切相关，即：Rampion、Galloper和Race Bank。RO义务指的是持证供电方有义务从可再生能源发电方处购得其所供部分电力。为证明供电方遵守了RO义务，供电方需向监管机构（即Ofgem）出示可再生能源义务证书（即ROC）或者支付买断价（2015-16年度为每张ROC44.33英镑）。ROC是向英国境内用户发出或供应的合格可再生能源电力的经认证发电方所发放的“绿色证书”。发电方订约按与供电方之间的购电协议出售电力和ROC。
RO扶持机制正在由差价合同（即CfD）扶持机制所替代。CfD属于电价对冲机制，即支付或获支付名义市场基准电价和成交价之间的差额，其可导致发电方收到CfD项下对家（即低碳合同公司）的付款或者向该对家付款。发电方仍须按购电协议另出售所发电力。在扶持机制向CfD过渡过程中，能源与气候变化（部即DECC）向3.1GW的海上风电提供了投资合同（早期CfD）以避免开发的中断。之后，2014年秋进行了首轮拍卖授予CfD。在拍卖中授予的CfD比按投资合同提供的支持低多了，平均价格为？117.14/MWh，而投资合同平均价格为？146/MWh.。2016年3月的最新政府公告表示，下轮分配的海上风电成交价封顶为？105/MWh（即2012年价格），2026年前投产的项目则降至？85/MWh。
风机供应商
英国市场份额（按运营期项目MW计）
4、难题与热点话题
障碍与难题：英国对可再生能源在收入方面的扶持现在有总体上限，该上限由英国财政部确定。当预测显示预算上限会被超出时，控制支出的措施（部分系由于低估了海上风电装机容量因素）已导致系列成本控制措施，其中包括废除可再生能源电力的间接税收抵免及削减对太阳能光伏和陆上风电项目的扶持措施。这些变化的速度已波及英国能源业。但是，最近的一次公众征询使得英国政府将预算定在2026年，这被认为是增强投资者信心的措施，并得到了欢迎。
长期来看，英国的海上风电须考虑，在授予CfD之前开发项目所需成本巨大的情况下，新的开发项目会来自何处。一旦按照RO承诺开发的现有项目枯竭，但现在又面临CfD这个现实问题，那么，谁会开发新的海上风电项目？
热点话题：自保守党政府于2015年5月上台以来，围绕成本效益的辩论在英国又加剧起来。能源与气候变化大臣Amber Rudd在其2015年11月的“政策重订”演讲中明确表示，海上风电成本有望下降。DECC和供应链各方之间的商讨目标为在2020年前降低每MW的开发成本达40%。首轮CfD分配结果显示，海上风电价格可降至（平均）？117.8/MWh（2012年实际价格），跟2014年授予投资合同项下海上风电项目的平均价格相比降了？35.90。如上所述，英国政府最新宣布，会降低成交价的封顶额，表明他们认为海上风电成本已进一步降低了（虽然尚未公布数字如何计算的细节）。
本行业仍有创新空间。更大的风机型号进入市场，且并网越来越多地考虑 高压直流（即HVDC）技术。新的基础系统也在被采用，其中包括浮式及负压桶系统。2015年，挪威国家石油公司（即Statoil）最终决定投资建造英国首座浮式风电场，苏格兰阿伯丁郡的Hywind产业试点园。
聚焦OFTO：在英国，为符合欧盟所有权分离规则，海上输电拥有人（即OFTO）已负责海上输电资产。理论上，OFTO可设计建造海上并网设施，但实际上，海上风电场开发商已选择自铺连接线以缓释并网资产无法交付的风险。商业运营开始后，将输电资产售给选定的OFTO。但是，海上风电场开发商往往热衷于为OFTO资产提供运营与维护服务以确保其符合可用性标准（尤其因为如发生断网，OFTO不会向风电场支付直接的赔偿）。
5、短期投资人展望
市场展望方面总体上是乐观的，像DONG、Vattenfall、 RWE和E.ON之类的大开发商继续表示投资英国海上风电业。
但是，随着2017年4月起RO扶持机制的结束，新建海上风电项目市场会越来越窄、越来越波动。有些海上风电场可能会受益于宽限期，但考虑到海上建造期，很多已取得同意的项目现在依赖于CfD机制取得扶持。有4.2GW的海上风电项目已获得CfD和投资合同。政府在2016年3月宣布，2020年前会对高达4GW的海上风电及其他没那么成熟的可再生能源项目竞拍CfD（金额达7.3亿英镑），下一轮竞拍金额为2.9亿英磅（预计在2016年第4季度进行）。
最近有关脱欧的英国公投已经波及政治圈和投资圈。就海上风电项目而言，大臣们已经很快在公投之后表态他们将在成本降低的前提下（正如之前一样）继续推进更多地海上风电项目。但是，政治不确定性是否会延迟下一轮的CfD分配，这一点仍未可知。
对于投资人来说，还有很多运营期项目的重大并购机会，因为很多大开发商在争取剥离海上风电资产，转为“轻公用”模式，以出售所得资金投入将来项目。在过去的12个月内，有很多重大股权收购案，金额估计32.25亿美元。
主要参与方（英国运营期项目MW数）
6、待观察事项：将来的投资机会
长期展望：英国的可再生能源一直是监管部门的重点监管和改革对象，因为一般认为其跟化石燃料发电相比成本高。其差距因近期油气价格低迷而加剧。立法机构减少对可再生能源扶持力度以降低成本的重点迄今都在于其他可再生能源技术（比如，太阳能光伏及陆上风电），不过，海上风电仍有强大的政治支持，前提是其成本持续降低。虽然政府已宣布拟最早在2025年才结束对新的可再生能源项目的税收支持（期望可再生能源项目无需补贴），但在2020年之前预计五分之一的英国发电量会下网。海上风电随时可调度，肯定会在填补英国即将发生的能源空白中发挥作用。
其他海上能源基础设施也有市场投资机会，比如OFTO ，但是，会有欧盟分离条例项下所有权方面的限制。
海上风电：法国
1、市场概览
法国拥有延绵3,500公里的海岸线，这地理优势使其享有欧洲最丰富的风力资源之一，可是，令人惊讶的，是当地竟然没有已组装的可运营（也没有在建中的）海上风电场。
事实上，法国已进行了两轮招标，分别在2012年4月和2014年5月（一轮和二轮），当中批出六个海上风电场，相当于3 GW容量，最近还有一轮有关示范浮式海上风电场的招标。
法国如要在2020年前达到6 GW海上风电装机容量的目标，还有一段很远的距离。不过，法国政府似乎已经知道必需采取行动，来促进当地的海上风电业增长。
2、海上风电项目的股权分布
3、障碍与难题
目前，法国海上风电业面对着一个新行业可能普遍面对的一些困难：
风机供应商：
法国市场份额（按项目数目计）
4、热点话题
法国目前的法律框架对推进海上风电场的迅速发展并不适合，因此监管方面的改革在议程上是急不容缓的。事实上，法国的海上风电业作为当地的新兴市场，实在需要稳健的法律框架，以支持海上风电场的迅速、平衡的开发与营运。
目前，业界主要关注到： 2016年1月8日有关海洋可再生能源的发电与运输设施的《2016-9号法令》，这项法令在度身定制为开发海洋可再生能源（包括海上风电等）而设的法律框架方面，迈进了第一步。其内容主要涉及争议诉讼，务求令争议更快解决。
目前仍在完善的法令，部分牵涉扶持机制的实务详情（同时包括上网补贴与优惠机制）。
有关海洋可再生能源的条例，其建议修改目前还在建立的招标程序。
条例草案（在目前的草案之内）制定了占用公众领域的自动授予特许权机制，可是这改变得不到业界支持。
目前还在商讨中的是否对现存的法律框架进行多项修订，特别是：为所有海洋可再生能源项目设立一个“一站式商店”的许可机制，以取代目前须提出多项许可申请、各有不同程序与期限的机制；及推出行政机关应在一年内批出所需许可的期限规定。
聚焦浮式海上风电场招标：2015年8月5日，法国环境与能源管理署（ADEME）发出试点浮式海上风电场方案的招标文件，当中包括3至6座风机，每座风机总容量以5 MW为下限。经过全面的评估程序后，包括向利益相关人士如渔民等进行地方咨询，选出了四个适合进行四个浮式海上风电场、占地15平方公里的区域（Groix、Faraman、Leucat和Gruissan）。
中标项目将可从下列两项中受惠：
法国电力公司（EDF）按竞标时厘定的某定价，以购电义务方式提供运营扶持措施。
由一笔补助金（占三分之一）和应付贷款（占三分之二）组成的投资扶持措施竞投者在标书内要求的投资扶持额须因应运营扶持额而定。对于这一点，竞投邀请预计了运营扶持范围定为150欧元至275欧元/MWh的情况。
法国环境与能源管理署根据竞投者的财务结构、标书要求的资助额等标准选出中标者。竞投者须在2016年4月4日之前入标。
第三轮招标的日期尚未落实。这轮招标最初定于2014年底进行，之后已多次延期。但是，我们可合理假设法国政府会尽量在2017年总统选举前进行招标。延期招标是因为进行招标前研究表现的问题、该等研究产生的相关费用和引致的法律责任。 2016年4月，能源当局表明海上风电场须设在邻近敦刻尔克（Dunkerque）的位置。
5、市场展望
《能源转型法》（Energy Transition Law）（2015年8月17日《2015-992号法律》有关向绿色发展转型的能源转型法）设定了一个相当进取的目标，拟于2030年前，可再生能源在最终能源消耗方面达到32%。为求达到这目标，《能源转型法》包含一份称为《多年期能源计划》（programmation pluriannuelle pour l’énergie）的新文件，对每项发电技术包括海上风电等指定一个具约束力的装机容量目标。原预计在2015年12月底前刊发《多年期能源计划》的草稿，但后来押后到 2016年秋季。
此外，2016年4月24日的法令已修改了多年期发电投资计划，设定2018年12月前达到500 MW的指标性海上风电目标、2023年底前达到3,000 MW的目标，并因应目前项目的运营情况，设定额外500至6,000 MW的风电目标。
第三轮招标是为尝试在2020年前达到6 GW海上风电装机容量的目标，而准备的新措施。因此，在法国政府层面上，其显然愿意在未来数年开发海上风能业。
主要运营商（按MW计）
6、将来的投资机会
我们预计所有各项目的投资机会如下：
海上风电：德国
1、市场概览
德国的海上风电市场于2015年取得破纪录增长，共有546座海上风机并入电网，总容量共计2,282 MW，为2014年海上发电量的三倍。2015年实现破纪录增长，一部份可归因于2014年发展延误（当时遇上电网瓶颈，但现已解决）；因此，预计2016年的增幅将会放缓。
在《可再生能源法》下，虽然扶持机制将有所改变，但海上风电仍受惠于德国稳定而可预见的政策环境，而被视为达到德国气候与可再生能源发电目标及气候政策转变的必要途径。
海上风电累计装机容量的现时目标，是在2020年达到6,500 MW、2025年达到11,000 MW、2030年达到15,000 MW。下列图表为运作中项目的概览，也显示出已获批准项目及在建项目。
2、海上风电项目
3、扶持机制与购电情况
2014年，德国《可再生能源法》（EEG）项下的上网补贴（FiT）计划由上网优惠（FiP）扶持计划取代，每个项目为期20年。
在现行机制下，风电场运营商除了可根据直销协议而收取购电方支付的电价外，还可得到收益扶持。
上网优惠将由输电系统运营商（TSO）支付，为期20年，另加投产年。当中所谓的“浮动市场优惠”，可将《可再生能源法》所列的适用金额（欧分/kWh）减去每月现货市场平均价而求得。
该直销协议属于一种特定的双边购电协议，由运营商与直销服务供应商达成。该服务供应商之后会在市场上买卖电力，或将之售予大用户。直销服务可由德国当地的或区域内的公共事业，以及运营虚拟发电厂的专门公司提供。相关价格通过洽谈商定，但通常等于每月现货市场平均价减去特定的服务费。
除了基本适用金额外，2018年1月以后投产的所有风机的适用金额将每年递减。故此，风电场的投产年份将决定该风电场的相关适用金额。相关适用金额在确定以后，将适用于整个20年扶持期。
现行的适用金额
新扶持机制：德国政府有意于2021年引入新扶持机制。海上风电容量的上网优惠将由单一招标程序决定，而非通过给予市场优惠。此举将为海上风电扶持计划带来根本性的改变。
风能容量将受标书规限，使得截至2025年的装机容量最多可达11 GW（包括现有装机容量）。
拟议的新扶持计划预计将适用于2020年12月31日以后组装的所有风机。2014年《可再生能源法》的既往不咎条文，确保了至今已组装且能于2017年之前获准并网的风机，将可受惠于目前的扶持计划。
为使新制度顺利过渡、减少项目发展中断，德国政府将实施临时安排。过渡期由2021年至2024年，而且不包括已经预先发展的场址。2017年将举行两次招标，涉及风能容量共计2.92 GW，但仅限于已计划且已开始取得批准的项目。过渡期内，将有更多目前处于前期或中期发展的项目可望完成。
最后的招标模式将适用于2025年或以后投产的风机的上网优惠，而该等项目的招标程序将于2020年开始。按照丹麦的做法（“中央模式”），每年平均应有730 MW可供招标：德国的有关当局将决定未来风电场的场址，并承担有限的初期发展工程。其后，投标者将在招标程序中，以适用金额竞投该等预先发展项目，价低者胜。
除了现行扶持机制及计划中的招标程序外，适用于电网接驳延误／中断的综合法定补偿计划已于2012年引入。风电场运营商可就接驳延误／中断所引起的回报损失，向输电系统运营商追讨90%赔偿。如属输电系统运营商之故意作为，则赔偿额可达100%。风机及变电站如有重大损毁，则每宗事故最多可获赔偿1亿欧元。如属输电系统运营商之故意作为，则赔偿额不设上限。
4、障碍与难题
5、热点话题
目前，德国当地依然热烈讨论当地监管机制可能出现的变动。
此外，一如其他市场，德国海上风机规模正不断扩大，标准大小增加至6 - 8 MW。即使这项技术进展已广为公布，但监管上有何衍生结果目前仍未明朗。政府因此有可能实施更高的标准及规定，尤其是自然保护与航空安全方面。
德国的海上风电场通常位于或邻近自然保护区，风电场的施工与运营许可同时包含了发展商降低噪音的义务。德国当局正逐渐实施更严格的审批、续期与执行标准。
聚焦许可事宜：目前，德国数个正在发展中的海上项目历时已久，其所持的许可是在数年、甚至是数十年前根据之前的监管机制颁发的。这情况下，有关项目必须遵守所有关于许可延期的规定，以免丧失许可。通常，要延展许可，项目必须遵守并达到特定发展里程进度规定。只有项目能够证明其已经取得足够的发展进度，当局才会授予延展许可。风电场没有运作三年或以上，当局也可能撤销其对项目的批准规划决定。
此外，项目没有施工或施工有重大延误，该项目所获分配的电网连接容量可能会被撤销或重新分配。
6、短期与长期投资
短期投资展望：涉足德国海上风电市场的主要企业，都是市场上广为人知的企业，包括DONG、EnBW、E.ON、Vattenfall及RWE。Blackstone、Laidlaw及德国公共事业公司（Stadtwerke）等机构投资者经常以合资形式合作。市场上亦有新晋企业，如Alstom、现代（Hyundai）、三菱（Mitsubishi）及三星（Samsung）等大型工业企业，以及wdp等项目发展商、退休基金及保险公司等。毫无疑问，市场上有相当的并购机遇留给投资者。
2015年的风机订单相较2014年多，而由于扶持机制即将改变，预计2020年前的预先发展项目将会增加，因为发展商都希望能享受到现有的既往不咎扶持计划。
目前建议的新招标程序推行后，市场竞争无疑会更为激烈，但同时能为投资者带来新机遇。
预期各环节的技术将有所改进，尤其是基座与风机方面，加之电网接驳表现更佳、速度更快，这些都可令发展商实现规模更大且利润更可观的发电项目。
供应商（如电缆的供应商）的数目正在增加，使项目发展商有更多合作伙伴可以选择；反之，风机供应商则有合并的趋势。
从融资角度来说，项目融资仍属最佳的投资方法。起始资本重组及债券愈趋普遍，扩大了融资来源市场。
长远投资展望：参考2014/2015年德国光伏发电站的招标程序，可以预期海上风电的回报将于新招标制度推行后下跌。虽然监管环境将有改变，但对于德国海上风电市场发展的评价仍颇为正面。德国往后10年扶持计划的前景目前已见明朗，明确的政策与稳定的市场环境将于未来带来连串机遇。
长远而言，海上风电对于德国能源市场的转化将起到举足轻重的作用。陆上风能、太阳能及水能等其他可再生能源在经济上可行的合适地点数量不多，令这些项目长远受到操作上的限制，海上风电的替代方案数目因此有限。
