欧洲五国市场展望：海上风电存大量机会

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。

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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

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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 Ss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 Ss。

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。

跟贷融资案例

融资架构

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。