一、海上风电项目投资概述

风能是具有大规模开发价值的可再生能源，对环境保护和社会可持续发展具有重要意义。近年来，由于国家政策扶持，海上风电得以快速发展，越来越多的公司进军海上风电行业。

(一)海上风电建设所需的政府审批/备案

1.我国对于海上风电项目实行核准制

国务院《政府核准的投资项目目录（2016年本）》[1]关于须报送核准的发电项目规定明确：“风电站：由地方政府在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准。”

2.海上风电项目核准前所需的手续

2014年国家发改委、中央机构编制委员会办公室《关于一律不得将企业经营自主权事项作为企业投资项目核准前置条件的通知》明确[2]：“下列事项一律不再作为企业投资项目核准的前置条件：（一）银行贷款承诺；（二）融资意向书；（三）资金信用证明；（四）股东出资承诺；（五）其他资金落实情况证明材料；（六）可行性研究报告审查意见；（七）规划设计方案审查意见；（八）电网接入意见……”

2017年国家能源局《关于深化能源行业投融资体制改革的实施意见》[3]规定：“能源投资项目核准只保留选址意见和用地（用海）预审作为前置条件，除法律法规明确规定的，各级能源项目核准机关一律不得设置任何项目核准的前置条件，不得发放同意开展项目前期工作的‘路条’性文件。”

前述文件的陆续出台，简化了风电项目核准前置手续，资金落实情况证明材料、可行性研究报告审查意见、电网接入意见等均不再作为项目核准的前置手续。实操中，各地主管部门对于风电项目核准前的手续要求可能存在不一致，通常涉及建设项目用地预审与选址意见书、水土保持批复等。

3.其他项目合规文件的办理

（1）海域使用权审批

根据《中华人民共和国海域使用管理法》的规定，单位和个人使用海域，必须依法取得海域使用权。海域使用权应向县级以上人民政府自然资源主管部门申请使用海域。县级以上人民政府自然资源主管部门依据海洋功能区划，对海域使用申请进行审核，并报有批准权的人民政府批准。若涉及占用无居民海岛的海上风电项目，根据《海上风电开发建设管理办法》的规定，需依照《海岛保护法》等法律法规办理无居民海岛使用申请审批手续，并取得无居民海岛使用权后，方可开工建设。

（2）环境影响评价

根据《中华人民共和国环境影响评价法》，对于对环境造成影响的建设项目，建设单位应根据对环境的影响程度组织编制环境影响评价文件[4]，并按照国务院的规定报有审批权的生态环境主管部门审批，未经批准或审查后未予批准的，建设单位不得开工建设[5]。

（3）项目建设规划

根据《建设部关于统一实行建设用地规划许可证和建设工程规划许可证的通知》，风电项目的建设中需获得当地政府的建设规划许可证[6]。

（4）安全生产许可

根据《安全生产许可证条例》和《电网运行规则（试行）》，风电企业进行生产前，应当依照规定向安全生产许可证颁发管理机关申请领取安全生产许可证[7]。同时，在新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方也应按要求向调度机构提交并网调度所必需的资料，并进行安全性评价[8]。

（5）风电机组及设备安装

根据《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》，对于负责承装、承修、承试电力设施活动的安装单位，应按该管理办法取得相应的许可证[9]。

（6）发电许可证

根据《电力业务许可证管理规定》，在我国境内从事电力业务应当按规定取得电力业务许可证[10]。但符合《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知》第一条规定的发电项目可不纳入电力业务许可管理范围[11]。

（7）其他许可证

风电项目在建设中如占用耕地、林地、草地、戈壁等，应根据相关法律法规取得相应审批。

而海上风电项目单位在申请核准前，应向海洋行政主管部门提出用海预审申请，按规定程序和要求审查后，由海洋行政主管部门出具项目用海预审意见[12]。此外，除安全生产、风电机组及设备安装与发电许可这些与陆上风电设施相同的手续外，海上风电设施还可能涉及岸线申请、码头所在海域使用权申请、航道用海申请、无居民海岛建设申请。此外根据《海上风力发电场设计标准》的要求，还应避开军事用海区，符合国防安全的要求[13]；避开生态保护红线区，符合海洋生态保护要求[14]。

(二)风电项目施工常见风险

根据《关于全面开展工程建设项目审批制度改革的实施意见》以及《风电场工程竣工验收管理暂行办法》等相关规定，风电项目的施工建设流程与传统房地产具有一定程度的相似性，在常见风险上亦有一定同质性，如招投标程序的履行、工期迟延、工程质量、优先受偿权等。具体包括：

1.招投标风险

实践中，风电项目招投标阶段存在着诸多法律风险，常见风险主要有以下两方面：一方面，根据《必须招标的工程项目规定》[15]、《必须招标的基础设施和公用事业项目范围规定》[16]之规定，新能源基础设施项目属于必须招标的范围，如新能源基础设施项目的建设工程施工合同未履行招标流程的，则可能面临所签订的合同存在无效之风险[17]。另一方面，经过招投标流程签订施工合同后，在履行具体项目过程中，难免会通过签订补充协议的方式对原合同进行补充修订，但该等补充协议的签订是否会被认定为“实质性内容的变更”进而导致合同效力存在瑕疵，则需结合具体情况进行分析。一般而言，主合同签订后对合同的标的、价款、质量、履行期限的调整均涉及实质性内容变更，需特别关注的是，因设计变更、建设工程规划指标调整等客观原因，发包人与承包人变更工期、工程价款、工程项目性质的，通常不会认定为背离中标合同的实质性内容[18]。

2.工期延误风险

工期延误是项目施工建设中较为常见的问题，但就海上风电项目而言，工期管理则更为严格，稍有迟延则会引发一系列的法律风险。一方面，因非承包人原因导致的工期延长，存在承包人以此为由向发包人主张索赔之风险，其具体诉求主要包括顺延工期、索赔停窝工损失等，而此类纠纷在定性与定量上往往都存在争议，实操中不排除会阻碍项目进程；另一方面，工期延误还可能直接影响到发电量以及电费补贴，进而给业主造成损失，而就电费收入损失和补贴电价损失等间接损失，如该等预期利益损失如在合同中并未明确约定，实践中通常较难获得支持。因此，在施工合同起草及谈判过程中，需提前就上述潜在的风险及损失进行识别、预判并在合同条款中进行设计，进而规避可能引发的纠纷。

3.工程质量风险

除确保工期如期竣备以外，项目工程质量亦需同样关注。在部分海上风电项目建设过程中，业主为节省工程时间，通常会提前指定特定设备供应商、生产商，要求承包人直接与其签署供货合同。在此情形下，如出现因业主指定设备、材料质量不合格导致工程质量出现问题，进而造成修复费用、电费损失等一系列赔偿的，往往将由业主自行承担，当然，承包方亦需证明其确已按照业主之要求完成对应采购。因此，如项目中涉及业主指定供货方的，一方面需确保所指定的供货商及货物确与项目匹配，并具有一定品牌资信；另一方面，可约定承包方对供应商资质及货物的二次检验责任，确保实际用于工程的货物质量。

4.电费收益权的优先受偿问题

根据《民法典》第807条，承包人对建设工程折价或拍卖后的价款享有优先受偿权，但不同于传统房地产项目，海上风电项目是否属于“可折价、拍卖的建设工程”在目前司法实践中尚无定论，即便可以拍卖，亦将面临较长的变现过程，而承包方为快速取得工程款，往往会关注未来可以产生稳定现金流的电费收益权，并主张其对电费收益权享有优先受偿权。而对于资金方而言，其在提供资金时通常会要求办理电费收益权质押登记，如承包方可将建设工程优先受偿权的范围扩大至电费收益权，无疑将对资金方收回投资款造成较大不利影响。尽管现有司法实践中尚未将优先受偿范围突破至电费收益权，但仍需提示投资机构，需对施工过程予以必要监督以规避工程款拖欠之情形，如有必要，亦可在协议中要求承包人明确放弃其对电费收益享有优先受偿权。

综上，海上风电项目的施工过程中可能面临诸多法律风险，稍有不慎将会对项目后期收益造成较大不利影响，尤其是误工延期或工程质量问题将可能导致后续电费收益或补贴无法获取，因此，务必在项目前期对施工过程中的各种潜在风险予以厘清，并制定应对方案，防患于未然。

(三)风电项目并网

（一）风电项目并网

风力发电有两种不同的类型：

（1）独立运行的——离网型：离网型的风力发电规模较小，通过蓄电池等储能装置或者与其他能源发电技术相结合（如风电/水电互补系统、风电——柴油机组联合供电系统）可以解决偏远地区的供电问题。并网型的风力发电是规模较大的风力发电场，容量大约为几兆瓦到几百兆瓦，由几十台甚至成百上千台风电机组构成。

（2）接入电力系统运行的——并网型：并网运行的风力发电场可以得到大电网的补偿和支撑，更加充分的开发可利用的风力资源，是国内外风力发电的主要发展方向。在日益开放的电力市场环境下，风力发电的成本也将不断降低，如果考虑到环境等因素带来的间接效益，则风电在经济上也具有很大的吸引力。

风电并网消纳是当前风电快速发展过程中需要解决的主要问题，影响风电消纳的因素可归为2个方面。一是消纳能力方面，决定一个地区风电消纳能力的主要因素包括系统调节能力、电网输电能力等；二是消纳水平方面，主要包括风电并网技术性能、风电调度运行水平等，这些因素决定了在现有客观条件下，能否实现风电的最大化消纳。

2021年10月15日国家能源局发布了《关于积极推动新能源发电项目能并尽并、多发满发有关工作的通知》[19]，指出加快风电项目建设并网，增加清洁电力供应，既有利于缓解电力供需紧张形势，也有利于助力完成能耗双控目标，促进能源低碳转型。国家能源局《电力业务许可证监督管理办法》(国能发资质〔2020〕69号)[20]第7条规定：“除豁免情形外，发电企业应在项目完成启动试运工作后3个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证，分批投产的发电项目可分批申请。超过规定时限仍未取得电力业务许可证的，有关机组不得继续发电上网。” 在前述规定时限之前，发电企业与电网企业签订《并网调度协议》《购售电合同》可暂不提供电力业务许可证。发电企业取得电力业务许可证后，应将有关许可内容及时告知相关电网企业及调度机构。

二、海上风电项目补贴

2015―2022年，我国海上风电电价政策走过了两个阶段：第一阶段为电价逐步退坡，第二阶段为国家取消补贴，地方接力补贴。

2020年1月20日，财政部、国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》进一步明确，新增海上风电和光热项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围[21]。这意味着，自2022年起，我国海上风电项目不再纳入中央财政补贴范畴，海上风电开发进入地方补贴接力时期：

1.上海市

根据《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法（2022版）》（沪发改规范〔2022〕14号），对海上风电的支持包括在本市管辖海域范围建设的近海海上风电项目和在国家管辖海域范围建设并在本市消纳的深远海海上风电项目[22]。支持方式为对企业投资的深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于50公里近海海上风电项目，根据项目建设规模给予投资奖励，分5年拨付，每年拨付20%。对场址中心离岸距离小于50公里近海海上风电项目，不再奖励[23]。标准为深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于50公里近海海上风电项目奖励标准为500元/千瓦。单个项目年度奖励金额不超过5000万元[24]。

2.广东省

根据《广东省人民政府办公厅关于印发促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展实施方案的通知》（粤府办[2021]18号），广东省自2022年起省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价），推动项目开发由补贴向平价平稳过渡。其中：补贴范围为2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目，对2025年起并网的项目不再补贴；补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元；补贴资金由省财政设立海上风电补贴专项资金解决，具体补贴办法由省发展改革委会同省财政厅另行制定[25]。

3.四川省

根据《四川省发展和改革委员会关于2022年新建风电、光伏发电项目上网电价政策有关事项的通知》（川发改价格[2022]194号），四川省自2022年起，对新核准陆上风电项目上网电价延续平价上网政策，按四川省燃煤发电基准价每千瓦时0.4012元执行；新核准陆上风电项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，市场化增加新能源发电能力供给和电量消纳，促进能源绿色低碳转型发展。

4.山东省

根据《山东省人民政府关于印发2022年“稳中求进”高质量发展政策清单（第二批）的通知》（鲁政发[2022]4号），四川省对2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予财政补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。2023年年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的配套送出工程，允许发电企业投资建设，由电网企业依法依规回购[26]。

三、海上风电项目常见风险和应对

随着全球能源转型的步入快车道，风力发电作为清洁新能源之一，成为各国重点发展产业之一。与此同时，海上风电也逐渐成为备受瞩目的风电产业。然而，随着海上风电的快速发展，海上风电建设所面临的问题也值得我们关注：

首先，海上风电建设成本高昂，投资周期长。相较于陆上风电和传统火力发电，海上风电更具技术难度，安装、运维和维修难度更大，需要耗费大量人力和物力。

其次，海上环境复杂多变，海上风电塔基建设不仅要考虑一般建筑工程的因素，还要考虑海水侵蚀、腐蚀、震动等较为特殊的因素，因而导致数倍于传统风电的建设成本。

再次，随着海上风电建设的不断进展，海洋环境污染问题也逐渐凸显。在海上风电建设期间，工程所使用的材料、油漆涂料、润滑油，以及建筑施工所产生的废弃物和生活垃圾等均会对周边海洋环境产生污染。

针对上述风险，可分别采用以下应对措施：

1. 统筹降本增效，实现预期收益

一是通过一系列优化设计；二是加强建设过程投资管控，以降低项目建设成本；三是统筹考虑集中控制运维一体化，降低运维成本；四是通过选择安全可靠风机设备、科学布置机位、加强运行期间设备检修维护等方式，确保发电量。

2. 运维风险的应对

措施项目建设阶段选择运行可靠的机型，减少大部件更换概率。项目后期运维建立以第三方运维的管理模式，建立统一的专业管理规范与标准、清晰的指标体系以及相应的激励制度以利于提高运维单位的积极性；在第三方运维管理模式基础上，同时派驻相应的专业管理人员对风电场进行全面管理，提高公司运维人员的专业性。积极发展应用数字化运维技术，运用海上风电状态监测、后台数据分析、故障预判等手段，提高海上风电的智能预测水平，降低生产运维成本，提高发电可利用率。

3. 严格执行海洋环保法律法规

严格依照《海洋环境保护法》《海域使用管理法》《海岛保护法》等法律法规开展建设活动。一是编制海上风电项目环境影响报告书，报国家海洋行政主管部门核准；二是严格落实环保处理系统的设计，确保相关污水的排放，符合环保要求；三是通过集中回收，集中环保化处理，集中填埋或回收利用固废物，避免因固废物违规丢弃，造成区域海洋生态系统破坏的现象。

4. 切实履行相关法律法规，全面加强海上风电安全风险防控

根据《国务院安委会办公室、自然资源部、交通运输部、国务院国资委、国家能源局关于加强海上风电项目安全风险防控工作的意见》（安委办[2022]9号）以及《国家能源局关于进一步加强海上风电项目安全风险防控相关工作的通知》（国能发安全〔2022〕97号），严格落实海上风电项目的业主单位是安全生产责任主体，应履行项目核准、许可，建立健全安全生产等相关机制、加强对海上风电项目参建及运维单位的组织、协调和监督、对勘察、设计、施工、安装调试、监理、运维、船舶运营等单位的资质进行审核等责任。同时加强施工安全管理、运维安全管理、涉网安全管理和应急安全管理。