国内海上的风电开发风险及应对措施VIP专享VIP免费

1国内海上的风电开发风险及应对措施近年来，中国海上风电行业发展取得了快速的发展。高速发展的同时我们更要警惕政策、建设、经济性以及运行维护等存在于整个海上风电行业的各类风险深入分析海上风电项目的风险，采取有效的管理措施，才能实现海上风电产业的可持续发展。政策风险海上风电成本较高，国外都从价格和税收上支持风电发展。在价格政策上，主要有两种做法:一种是德国、西班牙、丹麦的固定电价法，主要是根据风能资源状况、风机容量、利率和收益水平等因素制订风电上网价格，对超过火电上网价格部分的成本由电网进行分摊。另一种是美国的补贴法，目前每千瓦时风电补贴是1.5美分。在税收政策上，风电属于可再生能源，不产生二氧化碳排放，欧洲不少国家实行碳税政策变相为风电提供税收支持；还有一些国家实行所得税减免、加速折旧政策来支持风电发展。目前，我国海上风电存在的主要政策风险有以下几种:电价风险国家发改委2019年5月25日发布了《关于完善风电上网电价政策的通知》，于2019年7月1日正式执行。主要内容如下：2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新增近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的价格；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。资源区近海特许权招标0.85潮间带0.75二份和电价加19/指导价"2020/指耳价：W10.800.75不高于当年指导价不咼十项目忻任资沥区陆上风电指导价2我国海上风电上网电价（元/kWh）变化情况根据国家和上海市开展风电竞争配置有关要求，针对拟于今年启动的奉贤海上风电项目，上海市制订了《奉贤海上风电项目竞争配置工作方案》，在电价水平上推陈出新，未采用传统的“八毛三”规则，而是以参与竞争方最低价为基准，基准40分，高于基准0.1元/kWh以内的，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，以上海为代表的海上风电行业电价竞争新规则，对资产规模和业绩等要求相对较低，允许联合体参加竞争，将会吸引一批资产规模有限的民营企业。综合而言，我国海上风力发电产业的电价风险为中等风险。补贴风险新能源产业补贴资金主要来源于可再生能源发展基金（包括国家财政年度安排的专项资金和依法征收的可再生能源电价附加），以及绿色电力证书交易（变相市场化补贴）。其中，可再生能源电价附加是主要资金来源，其征收标准已从2006年的0.2分/千瓦时提高到现行的1.9分/千瓦时，差不多增长了10倍，但是可再生能源基金征收难度较大，新能源补贴资金严重不足。同时，随着风电、光伏发电项目的快速建设，补贴资金需求也快速增加，近年来可再生能源发展基金一直入不敷出，可再生能源补贴缺口不断扩大。我国可再生能源补贴的供给与需求图片来源：彭博新能源财经）财政部于2019年6月19日公布了866亿元的可再生能源电价附加收入安排的支出预算。财政部先后共发布了7批补贴目录，最新的第七批目录公布于2018年6月，只有目录上的项目能够获得补贴。目前已经并网、但尚未进入财政部补贴目录的风电、光伏和生物质发电项目总规模达176GW。若不算新的2019年补贴支出预算，根据彭博新能源财经预计，到2019年底，累计资金缺口将增至1270亿元。新增预算资金只能满足待偿付补贴的68％。如果只考虑列入目录的项目，补贴资金有望在3年内能实现盈余。然而，如果将在目录之外的项目也考虑在内，补贴缺口在今年年底将升至2280亿元。到2035年，所有项目累计补助资金缺口将会扩大至1.4万亿元，随后逐渐减小。风电和光伏的平价发展将使得2020年后的补贴需求基本为零。假设针对海上风电的补贴在此之后再延续5年，可再生能源的整体补贴需求将在2044年结束，3预计可再生能源补贴基金有望在2045年扭亏为盈。补贴下调甚至取消将是未来必然趋势2017年10月16日，能源局表示政府的目标是在2020-2022年风电先于光伏发展实现不依赖补贴发展，逐步摆脱风电补贴。在退出风电补贴政策方面，基本的思路是分类...