英國政府本月宣布小幅調高海上風電‘差價合約’電價，以鼓勵大力興建海上風電項目直到2020年。不過，彭博新能源財經的新分析顯示一系列融資風險可能會讓建設計劃受阻。

倫敦、北京 2013年12月23日 – 根據彭博新能源財經本月發布的一篇新研究報告，英國政府可能會發現要想吸引實現其截至2020年海上風電建設目標所需的近200億英鎊投資，可能比預料中難。
英國能源與氣候變化部（DECC）稱，其模型顯示截至2020年英國海上風電裝機容量有望達到總計 10吉瓦，相比之下目前的完工和在建項目裝機容量為4.5吉瓦。DECC于12月4日略微調高下一批海上風電項目開發商有望接受的電價，希望借此來加速建設。

彭博新能源財經分析了項目開發商將在這一相對新鮮的領域內面臨的風險，包括建設延期、與長期購電協議（PPA）相關的風險、以及任何能影響所生產電力價格的相關風險。分析顯示，根據具體完工年份而定，2014年到2018年建好的海上風電項目投資者的股本回報率將在8%至12%之間，略好于在當前可再生能源義務證書（RO）體系下的回報率。不過，這項新的分析也發現，差價合約（CfD）體系可能會在實際運作中所帶來的風險將會損害回報率，讓投資者卻步。

DECC于12月4日公布了其2014-15年CfD支持計劃下的可再生能源技術執行價格。CfD將取代可再生能源義務證書（ROC）成為推動清潔能源發電領域投資的主要支持機制，不過ROC仍可用于2017年前完工的新項目。CfD下的海上風電項目執行價與之前草案中的保持一致，只有2018-19財年的執行價從每兆瓦時135英鎊小幅上調到140英鎊。

2014-15年完工項目的執行價將是每兆瓦時155英鎊，因此對2018-19年執行價的調整暗示DECC已承認成本改善不會像此前預期般迅速。就發電成本而言，海上風電的成本仍明顯高于陸上風電，后者2014-15年將接受每兆瓦時95英鎊的執行價，而2018-19年將降至90英鎊。

盡管海上風電CfD價格頗具吸引力，但彭博新能源財經發現CfD下的項目在所有項目階段均面臨著可能改變四個主要簽約方在整個項目期限中向發電商資金支付情況的風險。CfD下的開發和建設風險主要與征收控制框架（LCF）下的海上風電項目預算獲取不確定性有關。開發和建設階段的更多風險則源自潛在建設延期或總項目容量的縮減。運營階段的主要風險是與購電協議有關的價格和流動性、“基準風險”（電價下降到低于CfD參考價的風險）、“平衡風險”（當實際電力產量與預測產量不符）、CfD交易對方及供應商義務所帶來的信用風險、以及法規變更風險。

彭博新能源財經海上風電分析師Sophia von Waldow表示：“政府很想讓投資者和銀行確信其已創建一個成本節約型激勵機制，從而推動未來幾年海上風電項目的建設，讓英國保持其作為這項技術全球領先市場的地位。

“我們并不確信英國政府已做出足夠努力來盡可能降低這些通常遠離海岸線、位于深海區的項目將會面臨的錯綜復雜的風險。果真如此，英國可能無法在2020年達到10吉瓦海上風電裝機容量。”