英国政府本月宣布小幅调高海上风电‘差价合约’电价，以鼓励大力兴建海上风电项目直到2020年。不过，彭博新能源财经的新分析显示一系列融资风险可能会让建设计划受阻。
根据彭博新能源财经本月发布的一篇新研究报告，英国政府可能会发现要想吸引实现其截至2020年海上风电建设目标所需的近200亿英镑投资，可能比预料中难。
英国能源与气候变化部（DECC）称，其模型显示截至2020年英国海上风电装机容量有望达到总计10吉瓦，相比之下目前的完工和在建项目装机容量为4.5吉瓦。DECC于12月4日略微调高下一批海上风电项目开发商有望接受的电价，希望借此来加速建设。
彭博新能源财经分析了项目开发商将在这一相对新鲜的领域内面临的风险，包括建设延期、与长期购电协议（PPA）相关的风险、以及任何能影响所生产电力价格的相关风险。分析显示，根据具体完工年份而定，2014年到2018年建好的海上风电项目投资者的股本回报率将在8%至12%之间，略好于在当前可再生能源义务证书（RO）体系下的回报率。不过，这项新的分析也发现，差价合约（CfD）体系可能会在实际运作中所带来的风险将会损害回报率，让投资者却步。
DECC于12月4日公布了其2014-15年CfD支持计划下的可再生能源技术执行价格。CfD将取代可再生能源义务证书（ROC）成为推动清洁能源发电领域投资的主要支持机制，不过ROC仍可用于2017年前完工的新项目。CfD下的海上风电项目执行价与之前草案中的保持一致，只有2018-19财年的执行价从每兆瓦时135英镑小幅上调到140英镑。
2014-15年完工项目的执行价将是每兆瓦时155英镑，因此对2018-19年执行价的调整暗示DECC已承认成本改善不会像此前预期般迅速。就发电成本而言，海上风电的成本仍明显高于陆上风电，后者2014-15年将接受每兆瓦时95英镑的执行价，而2018-19年将降至90英镑。
尽管海上风电CfD价格颇具吸引力，但彭博新能源财经发现CfD下的项目在所有项目阶段均面临着可能改变四个主要签约方在整个项目期限中向发电商资金支付情况的风险。CfD下的开发和建设风险主要与征收控制框架（LCF）下的海上风电项目预算获取不确定性有关。开发和建设阶段的更多风险则源自潜在建设延期或总项目容量的缩减。运营阶段的主要风险是与购电协议有关的价格和流动性、“基准风险”（电价下降到低于CfD参考价的风险）、“平衡风险”（当实际电力产量与预测产量不符）、CfD交易对方及供应商义务所带来的信用风险、以及法规变更风险。
彭博新能源财经海上风电分析师Sophia von Waldow表示：“政府很想让投资者和银行确信其已创建一个成本节约型激励机制，从而推动未来几年海上风电项目的建设，让英国保持其作为这项技术全球领先市场的地位。
“我们并不确信英国政府已做出足够努力来尽可能降低这些通常远离海岸线、位于深海区的项目将会面临的错综复杂的风险。果真如此，英国可能无法在2020年达到10吉瓦海上风电装机容量。”
1005次
