1、市场概览
相关新闻：海上风电：北欧主要市场与展望（上）
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。
五、海上风电：荷兰
1、市场概览
2009年，《欧盟可再生能源指令》为荷兰引进了可再生能源方面具约束力的目标，期望在2020年可再生能源能达到总能源使用量的14%，至2023年更提高到16%。荷兰政府引入欧盟成员国适用的可再生能源目标后，承诺采纳更完善、更一应俱全、更贯彻一致的能源政策，在达标的同时，也协助国家过渡至提高可再生能源供应的长远目标，在这背景下，孕育了2013年9月签署的《针对可持续发展的能源协议》（《能源协议》），制定了达标所需的行动。
在海上风电方面，《能源协议》取得了行业参与者的同意，承诺于2020年前将风电场的建设运营成本降低40%，而荷兰政府就向行业给于多项承诺，包括：承诺实施更健全的监管制度，缔造长期的稳定局面，为开发商提供框架，作为发展商进行项目策划与开发的基础。这全新的监管框架由两份主要的法律文件构建：2015年7月1日生效的《海上风电法》、2016年4月1日生效、修订现行《电力法》的新法（《海上电网法》）。
一项单独的《海上电网法》将正式指定现任的岸上电网运营商TenneT TSO BV兼任海上电网管理人，委托其负责一切与协调风电场的建设与并网相关的法定责任、电价与赔偿制度。《海上电网法》同时就并网延误、服务中断等订明了规定，也为海上电网管理人的建设活动设下了框架。
在全新的监管框架下，荷兰政府在2016年将为首4个各达350 MW的海上风电场进行年度招标，其后至2019年前，每年新增700 MW海上风电产能。建设运营许可证的招标中，政府同时提供15+1年的补助和并网保证。
2、海上风电项目
3、海上风电项目的股权分布
4、海上风电项目的股权分布
荷兰的可再生能源政策中 ，《推动可持续能源》计划（或SDE+）是扶持投资人投资可再生能源项目的主要政策。SDE+计划提供的鼓励，以上网优惠形式提供，通过对最终消费者的用电账单征收费用来作为资金来源。SDE+计划向可再生能源生产商提供固定年期的补偿，使其可与传统发电商竞争，而海上风电的补偿期为15年。
项目开发商就要通过股本募资或项目融资，为可再生能源项目的建设成本自行融资。
政府在不同的年度投标回合中分配补助，而政府提供的最高补助额（欧分/kWh），按每轮投标后递减。
政府授予的补助金额，是可再生能源项目的产电成本（由荷兰的经济事务部行政设定该产电成本，但政府邀请可再生能源项目在标书内提供更低成本的报价）与电力市价两者的差额。这样，项目开发商就能以市场价格出售可再生能源，能与市场上其他（非可再生能源）的发电商竞争（政府所提供的补助，会足以让可再生能源项目合乎经济原则）。
根据SDE+计划，可再生能源的发电商必须按市价售卖所产出的全部能源。除了市价外，产电商还可收取补助，补助最高可达投标时获分配的预定最高基数或每kWh的预购电价；换言之，产电商在每kWh电力可收取保证的最低收入。此外，荷兰也引进了“市值”底价，为政府根据SDE+计划支付的补助总额设定上限。
经过最近一轮的投标程序后，预期Borssele海上风电场的成本可比预期便宜27亿欧元。DONG Energy是这次的中标开发商，其在标书提出每kWh约7.27欧分的平均成本（不含每kWh的1.4欧分的电网成本）。
风机供应商
按运营的MW和项目而计算的市场份额
5、障碍与难题及热点话题
障碍与难题：荷兰政府为了开发海上风电项目，制订了全新的监管框架，希望推动鼓励加快完成海上风电项目，优化成本效益。由于框架推行不久，多方面有待改进，而且需要项目开发商密切监督以下方面：
海上风电场或并网海上风电平台的场址与电缆路线的决定不服而上诉（招标开始时，选址决定仍可被撤回），或对许可证或所授补助不服而上诉；及
建设海上风电项目时，要与海上电网基建建设、与荷兰岸上HV电网并网方面协调。
热点话题：荷兰颁布新的附属法规详细规定海上风电的框架后，市场需要更密切监察，举例：需要再三考量的事宜包括：
并网延误与服务中断的赔偿制度；
分配给海上电网管理人用来开发海上电网的补助；
欧盟法下关于海上电网融资的潜在国家补助事宜，有可能是具争讼性的。
此外，项目开发商应留意，需要向荷兰国家政府提供银行担保，保证 (i) 项目依时完成（中标后五年内）；(ii) 是否具有清拆工程所需的财务资源。
全新的海上风电监管制度：
精简与国家协调：国土规划-批准 – 及上诉程序
许可／补助＋并网的制度
标准化的AC海上风电并网
并网延误与服务中断的赔偿制度
多个新的海上风电项目最终在2019年8月31日前首次并网
6、投资人展望
短期展望 :荷兰颁布全新的海上风电法规后，为2023年前交付额外3.5 GW的海上风电项目提供了必要的框架与稳定的市场环境。在这新框架下，新建海上风电项目的市场变得明朗可观，引来国内外投资人的垂涎。
首轮招标成功后，预期在2016年9月初为Borssele风电场第III及IV期启动第二轮招标。投标人很可能会包括已组成的联合体以及个别的、有可能在中标时寻觅项目合伙人的各方。
此外，在荷兰现存的已在运营或在建的海上风电场，我们看见有不少投资人有兴趣为Eneco的Luchterduinen风电场再融资， 预期投资人也有兴趣为Gemini的债务进行再融资。
长远前景:荷兰全新的监管框架以2023年前达成荷兰可再生能源目标为重点。预期欧盟2030气候能源框架将大幅提高荷兰在可再生能源的目标，使其超过2023年的目标，但目前无法得知海上风电的具体目标。
尽管如此，荷兰长远的海上国土规划已经考虑到未来要大幅提高海上风电的开发，将装机总产能提高至约17 GW。
主要运营商（运营MW）
六、海上风电：比利时
1、市场概览
因拥有三家运营性海上风电场，比利时位居欧洲海上风电场市场前列。只有英国、丹麦和德国的海上风电产能高于比利时。目前，有两个风电场在建中，更有多个风电场正在规划酝酿中。预计在2020年前，比利时10%的能源消耗量将由海上风电场来生产，且对于在2020年以前满足可再生能源占全国能源消耗量13% 的这一目标而言，意义重大。以下图表是对运营性项目、在建项目和已批准项目的概览。
2、海上风电项目
3、海上风电项目的股权分布
4、支持制度及购电
在联邦层面上，输电系统运营商被要求以国家保证的最低价购买绿色能源证书（GEC）。对于生产的每一兆瓦时电力，授予一单位GEC。输电系统运营商须履行此公共服务义务，因此其有义务向可再生能源运营商购买联邦能源监管机构授予的GEC。
对于在2014年5月1日之前实现融资关闭的安装项目而言，头216兆瓦装机容量所发电量的GEC保证最低价格为107欧元/兆瓦时，超出头216兆瓦装机容量所发的电力的GEC保证最低价格为90欧元/兆瓦时。
对于在2014年5月1日之后实现融资关闭的安装项目而言，最低价按以下方式计算：最低价=LCOE（单位发电成本）-[电力参考价- 纠正因素]。纠正因素等于电力参考价的10%。每年（Y）的电力参考价为上一年（Y-1）Endex Cal+1所公布的“日历年Y”期货合同的每日报价的平均值。根据该定义，LCOE是生产1兆瓦时电力所需要的年度总成本。这些成本包括投资、融资和维护成本，并将投资者12%的投资回报率考虑在内。联邦政府对LCOE的定价为138欧元，且当输电系统运营商支付水底电缆成本时，该定价被提高至150欧元。
如LCOE的组成部分发生变化，LCOE可适用于在2017年6月30日之后融资关闭的安装项目。
在生产过剩的某些阶段，政府不会给予任何支持。在差额费等于或低于20欧元/兆瓦时期间生产电力时，每日历年最多72小时内最低电价定为0欧元。差额费由输电系统运营商公布。
在比利时海上电网（BOG）投入运营前，输电系统运营商将支付连接海上风电场和陆上电网的水底电缆的融资成本（每处并网最高达2500万欧元）。
风机供应商
按可运营兆瓦数计算的比利时市场份额
按可运营项目数量计算的比利时市场份额
5、挑战和热点话题
障碍和挑战：所有运营的海上风电场均已通过专用通道连接至陆上电网。但输电系统运营商已计划在北海的比利时区域开发一个电力传输电网。随着BOG的创建，风电场将与位于海上平台的高压变电站相连接，而该高压变电站又将与陆上电网相连接。该项目的目标是确保电力传输及电网的安全；进一步提高电力市场的一体化，并将连接海上风电场所必需的电缆对环境的影响降至最低。
海上风电场将有义务连接至BOG。 由于BOG尚未安装完毕且为避免施工延迟，海上风电场连接至BOG 的义务可豁免，并可单独连接至陆上电网。Elia，比利时的电网运营商，发布了两次电缆和海上电网平台的招标，预计将于2016年8月取得项目意向书。由于项目成本巨大且项目十分复杂，是否能实现BOG仍拭目以待。
热点话题：比利时海岸以外的两处区域被指定为能源储存安装地或所谓的“能源环礁”。能源环礁是一个用于储存水电能源的人工岛屿。当海上风电场产能过剩时，能源环礁将存储该等能源并在峰值时期释放该等能源。
2014年，一家联合体提出了建造并开发一个用于储存水电能源的岛屿的领域特许权的请求。该联合体的组成方由疏浚公司DEME 和 Jan De Nul，能源制造商Electrabel (Engie)以及上市投资公司组成。该请求在2015年年底前被撤回。高昂的经营成本以及模糊的监管框架被认为是其撤回请求的主要原因。目前为止，尚未有投资上提出新的请求，因此该指定能源储存区域仍未被开发。
项目区的焦点问题：建造和运营海上风电场需要取得领域特许权。2011年，面积为240平方千米的一块区域被指定用于安装波涛能、潮汐能或风能发电的设备。该区域由数个项目区组成。所有项目区均被授予建造和运营海上风电场的领域特许权。当所有风机建造完成后，将有约2200兆瓦的总产能。除非比利时联邦政府扩大海上风电场的指定区域，否则其将不会授予新的领域特许权，比利时将实现海上风能发电的最大产能。
6、投资展望
短期投资展望：比利时海上风电市场在短期内具有巨大潜力，大量项目预期在2016年实现融资关闭。随着资产实现商业运营，很有可能产生发电资产领域的投资机会。
联邦政府计划将新项目的GEC的授予期从20年缩短至19年。作为赔偿，许可期将从20年延长至22年。
长期展望：由于现有的所有项目区的领域特许权均已授予，比利时政府是否会为实现其气候变化承诺而在未来指定进一步的区域仍需拭目以待。
由于在联邦层面缩减预算，政府对未来风电场的支持制度可能会减少，制度可能更为灵活多变，并将根据电力价格来决定。
此外，支持制度的变更已追溯性地适用于比利时的陆上可再生能源项目。虽然政府尚未针对运营中的海上项目提出任何该等变更，但对于海上领域的潜在投资者而言，该等变更仍令人担忧。
主要参与者（运营兆瓦数）
七、海上风电：可贷性与融资
1、聚焦：可贷性与融资架构
海上风电交易（无论是新建项目、还是收购运营期项目）在如今的市场上一般都可取得银行融资。海上风电特有的问题往往涉及多重承包安排的复杂性（系由于建设工程的规模和复杂性），但是，很多先偿贷款机构及其顾问熟悉相关问题。
在整个北欧地区，因有较高的资产折现度以及债务市场参与方增加的压力而导致息差下行，价款人可因此受益。
欧洲能源基础设施吸引了全球各地多方大量的兴趣，其中不仅包括传统银行，还包括机构投资者（如保险和养老基金）、专设基础设施基金以及主权财富基金。我们还注意到国际先偿贷款机构及夹层融资提供方也越来越有兴趣，并在密切关注能源基础设施市场。这些机构所提供融资的形式和期限对于开发商和投资人来说是很有吸引力的长期债务。
能源基础设施和能效在欧洲委员会日程表上也很受重视。因此，开发商和投资人需了解其来自银行和机构投资者的商业融资选择如何与相关欧盟计划对接。
大致上，海上风电项目所使用的融资架构可为如下几类：
A、典型项目融资（见于Butendiek和Beatrice项目）
此架构为项目融资贷款人熟悉的架构。
用于欧洲大陆，但近期英国交易中少见些。
借款人为特殊目的项目公司，拥有全部承担项目所需的财产以及合同权利。这样贷款人就可要求以项目全部资产作为债务的偿还而设立的直接担保。
股东需提供股权投资，方式主要为股东贷款。但是，对股东的任何付款义务均完全次于对贷款人的还款义务。股东之间的安排受股东协议即SHA管辖。
融资通常为无追索权，虽然建设期间可能存在有限的保证担保。
典型项目融资案例
融资架构
B、非法人合营即UJV（见于London Array项目）
此架构源于油气行业，但近来已传到海上风电行业，尤其是英国，因为此架构有税务方面的优惠。
参与方直接拥有项目的发电资产，并直接或通过已披露代理订立项目的建设合同。设立运营方以持有项目的一些主要许可证。
参与方之间的关系由共同作业协议即JOA管辖，其也订立作为运营方的股东而签订股东协议即SHA。参与方拥有项目输出的电力（受制于信托安排），这意味着每一参与方有自己的收入流，可独立融资。因此，贷款机构可对任一参与方施加的影响和控制限于该参与方-借款人的影响。贷款人对项目资产没有或有有限的担保。在这种情况下，贷款机构非常想了解有哪些少数股东保护措施（尤其是在参与方利益并不一致的情况下）、其他参与方信誉、控制权变更及僵局如何处理、以及在建期间资金短缺如何处理。
UJV融资案例
融资架构
C、法人型合营即IJV（见于Walney和Gunfleet Sands项目）
英国几个项目采用了法人型合营的架构，包括Walney I、Walney II和Gunfleet Sands。
此架构中，项目公司拥有发电资产、订立建设合同并持有项目证照。项目公司还拥有项目所输出电力，并通过“固定购电协议”出售给其股东。股东之间的关系受股东协议的管辖，另有协调协议处理内部固定购电协议之间的关系。
通过“固定购电协议”，每一股东对其相应份额的项目输电可按照其认为合适的方式处置，包括订立“投资者购电协议”以产生收入流。然后，此收入流用作为其参与项目而举借资金的依据。因此，跟非法人合营架构一样，此架构中贷款人可对股东发挥的影响和控制限于股东-借款人的影响。贷款人往往对项目资产没有担保权（但是，可通过一种债权证而享有间接的“防御性”担保权，该证受益人为全体股东，作为“固定购电协议”项下项目公司义务的担保）。贷款人很想了解股东的“固定购电协议”和“投资者购电协议”之间的关系。跟非法人合营架构一样的是，其也很想了解有哪些少数股东保护措施以及如何处理控制权变更和僵局情形。
IJV融资案例
融资架构
跟贷（见于Lincs项目）
此架构中，发起人（或发起人关联方）跟商业银行一起放贷。发起人与商业银行处于同等地位，对项目资产都享有第一顺位担保。
此架构涉及复杂的债权人间问题，因为商业银行和跟贷人之间存在潜在的利益冲突，可能会导致需对表决权和信息的接触进行限制。
发起人-贷款人权利可能需削减的方面包括以下方面，即购电协议安排、建设管理或运营管理安排、与股东协议项下关联股东违约有关的行动、额外资金义务方面的表决以及可能导致僵局问题方面的表决。
跟贷融资案例
融资架构