生态环保合规 | 绿色能源项目合规指引系列之八：海上风电投资开发合规特别要点分析

一、海上风电投资开发概述

海上风电起源于欧洲，1991年丹麦Vineby海上风场投运标志着全球海上风电的正式起步。在经历了早期的技术可行性验证阶段后，欧洲直至2002年方步入商业化开发阶段，此间单个项目的建设规模平均达到400MW、海上风机平均单机功率达到4MW。此后，随着新技术进步以及深水远海项目投运，欧洲风电已步入平价时代[1]。据全球风能理事会（GWEC）《2022全球海上风电报告》，截至2021年年底海上风电在全球风电总装机中的占比为7%[2]。

中国具有发展海上风电的天然资源和市场优势。风能资源普查成果显示，我国仅近海可开发风能资源就是陆上可开发风能资源储量的3倍以上；而且我国海上风电具有资源丰富稳定、发电效率高、风电接入条件好、靠近东南部终端消纳市场等优点。但是由于技术、资金的匮乏和规划、政策、规范的缺失，我国海上风电起步较晚，其初始发展进度相对陆上风电明显偏缓；尔后经过十多年的探索与积累，我国海上风电随即呈现出强大的爆发后劲，据国家能源局统计数据显示，2020年海上风电累计装机容量占风电行业总装机容量的3.2%、2022年则快速上升至占风电总装机容量的7.7%[3]。

依照2016年12月29日国家能源局、国家海洋局发布的《海上风电开发建设管理办法》（以下简称《管理办法》），海上风电项目是指沿海多年平均大潮高潮线以下海域的风电项目，包括在相应开发海域内无居民海岛上的风电项目；而从工程规划的角度，还可以将海上风电进一步划分为潮间带和潮下带滩涂风电场、近海风电场、深远海风电场等三类。经过十多年的集中开发，潮间带和潮下带滩涂风电场、近海风电场所依存的优质海风资源已所剩无几，而深远海海上风电则舞台广阔、大有可为。

我国海上风电发展历程可简要地归纳为如下三个阶段。

（一）艰难起步阶段：“十二五”期间（2011-2015）

1.先行试验。2007年11月，中海油渤海湾钻井平台试验机组（1.5MW）的建成运行，标志着我国海上风电发展历程的正式开启。

2.坚实一步。2010年6月初，由中交集团三航局承建的我国首个（亚洲首个）大型海上风电场——东海大桥100MW海上风电场并网发电，标志着我国海上风电产业迈出了第一步[4]；同年9月我国还完成了第一轮海上风电特许权项目的首次招标。

3.足额补贴。2014年6月国家发展改革委发改价格〔2014〕1216号《关于海上风电上网电价政策的通知》，将非招标的海上风电项目区分潮间带风电和近海风电两种类型，予以电价补贴并确定其上网电价：2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元（含税）。

4.成果有限。整个“十二五”期间，国家的重点并未放在海上风电上；而且海上风电的技术欠成熟、投资成本高昂、运营维护困难、专业团队欠缺、产业体系零碎，导致项目开发进度相对缓慢，截止2015年底，我国海上风电累计装机容量仅为1GW，仅为“十二五”规划确定5GW目标的1/5。

（二）加速发展阶段：“十三五”期间（2016-2020）

1.蓄力加速。随着设备技术逐步成熟、开发经验的持续积累以及国家和地方政府两个层面的政策扶持，“十三五”期间我国海上风电步入平稳加速的发展阶段。

2.规划引领。2016年11月，国家能源局印发《风电发展“十三五”规划》，明确提出重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，确保2020年实现海上风电并网5GW， 风电累计并网装机容量达到210GW以上。

3.地方配合。对照国家能源局《风电发展“十三五”规划》，有20多个省份制定并公布了各自的“十三五”能源发展规划，其中11个沿海省（市、区）中的7个省份明确规定了海上风电建设规模，计划到2020年底建成海上风电装机规模达22GW以上。

4.规范配套。2016年初，国家能源局和原国家海洋局分别颁布了关于海上风电开发建设方案管理、用海管理的规范性文件，基本廓清了海上风电项目落地的合法合规框架。特别是2016年12月29日《管理办法》的颁行，为海上风电发展提供了纲领性的规范指引。

5.装备更新。2020年2月，中交三航局自主研发的国内首台第三代自升式1000吨风电安装平台船“三航风华”号风电安装船建成入列，并且在中广核岱山4号风场项目中创下了海上风电安装的世界纪录[5]；2020年7月31日大船集团山船重工为中船海上风电公司建造的风电安装平台“中船海工101”完工交付，该船作业区域为近海，聚焦5MW并兼顾7MW海上风机机组安装作业，可一次搭载4套5MW海上风机机组，也可进行风机基础建设，其作业效率、可变载荷承载能力、动力定位系统等处于国内领先水平[6]。

6.补贴退坡。2020年1月财政部、国家发展改革委、国家能源局发布《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》，规定新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电，方可按相应价格政策纳入中央财政补贴范围；同时要求通过竞争性方式配置新增项目，优先选择补贴强度低、退坡幅度大、技术水平高的项目。

7.提前达标。截止2019年，我国海上风机累计装机容量即已达到6.8GW，提前完成“十三五”能源发展规划5GW的目标，而且我国成为仅次于英国（9.7GW）和德国（7.5GW） 的世界第三大海上风电市场。

（三）突破引领阶段：“十四五”期间（2021-2025）

1.链接“双碳目标”。在2021年3月《第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中，明确提出“大力提升风电、光伏发电规模，加快发展东中部分布式能源，有序发展海上风电”；在2021年10月26日国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》中，又宣示了大力鼓励的立场，提出“坚持海陆并重，推动风电协调快速发展，完善海上风电产业链，鼓励海上风电基地”；2022年3月22日《“十四五”现代能源体系规划》，则提出了较为具体的要求——鼓励建设海上风电基地，推进海上风电向深水远岸区域布局；统筹推动海上风电规模化开发；重点建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地，等等。与此相配套，各沿海地区海上风电规划及支持政策陆续出台。

2.跃居世界第一。生态环境部2022年10月27日发布的《中国应对气候变化的政策与行动2022年度报告》载明，2021年新增装机容量同比增长276.7%，截至2021年底中国海上风电装机规模居世界第一。另据中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）于2023年2月26日公布的2022年风电行业新增吊装数据，我国风电新增吊装规模4983万千瓦、新增海上风电吊装规模516万千瓦，截2022年底我国风电累计装机达3.96亿千瓦、其中海上3051万千瓦[7]。

3.迭代专用装备。2022年9月28日，中国船舶集团旗下黄埔文冲公司成功交付全国首艘2000吨风电安装平台“白鹤滩”号，该船是我国首艘符合第四代海风装备功能标准，能实现自升、自航、深远海等一体化综合施工作业要求的风电安装平台；[8]2023年3月初，一艘5000吨全回转起重船和一艘1600吨海上风电安装船建造签约仪式分别在上海和山东烟台举行，该两艘专用船舶建成投产后，将有效升级海上风电施工方式，极大提高海上作业效率，可实现13兆瓦海上风机年装机量超50台[9]。

4.大型化风电机组。从2011年至2021年，国内新增海上风电平均单机容量已从2.7MW提升至5.6MW；2022年我国大型化海上风电机组实现突破，金风科技下线16MW机型、中国海装完成18MW主机的装配；而根据《风能》杂志的数据，到2025年新型海上风电机组最大单机容量可达到20MW[10]。

5.持续创新模式。为提升项目质效，探索海上风电同海洋牧场、海上油气、氢能、储能等多种资源实现综合融合发展。例如我国首个“海上风电+海洋牧场”示范项目——山东昌邑市海洋牧场与三峡300MW海上风电融合试验示范项目于2020年3月进行海洋勘察工程公示，于2022年12月实现并网发电 ；此外，以“Power to X”模式析出的海上风电制氢以及围绕海上风电所构建的“能源岛”等多元化海洋利用系统，也提上了议事日程。此外，在项目建设运维模式方面也不断推陈出新，如2021年12月25日并网发电的江苏启东H1、H2、H3海上风电项目，就是中国电建华东院EPC总承包的我国首座“三站合一”的海上风电场[11]。

6.加速挺进深远海。GWEC在《2022全球海上风电报告》中统计，50米水深以内的海风资源为1623GW、50-100米的为2237GW，预计2022-2030年期间全球将新增260 GW的海上风电容量。截止2022年底，全球深远海漂浮式海上风电项目累计120 GW，而同期处于不同开发阶段的海上风电项目总量为700 GW。[12]

我国在漂浮式海风项目上“一骑绝尘”、遥遥领先。如中国电建2022年6月22日宣布在海南省万宁市东南部海域建设100万千瓦漂浮式海上风电项目，以落实海南省“十四五”规划的要求[13]；2023年1月2日中国海油新能源分公司投资建造的我国首个深远海浮式风电平台“海油观澜号”（7.25MW）完成浮体总装，并将最终安装在距离海南文昌岸边136千米、120米深水处的海上油田海域，这是全球首座水深超100米、离岸距离超100公里的“突破双百”的海上风电项目[14]。

7.为深远海项目专门立法。为有力推动国管海域海上风电的开发，国家能源局力促尽早出台关于深远海海上风电项目的管理办法。在2023年中国风能新春茶话会上，国家能源局新能源司有关人员表示，为了适应新的形势，推动可再生能源法的修订，将出台《风电场改造升级和退役管理办法》《深远海海上风电管理办法》[15]。

三、海风项目合规特别要点

由于海洋本身的特殊性，海上风电项目在合规管理方面也呈现出相应的特殊性，现择其要者分述之。

1.发展规划与项目核准。《管理办法》第十三条第二款规定“未纳入海上风电发展规划的海上风电项目，开发企业不得开展海上风电项目建设”，表明了海上风电项目核准与发展规划之间的一体性硬连接关系，同时也构成海上风电与陆上风电的重大差异点。

因此，海上风电投资开发的正规操作流程是：（1）项目意向开发主体（正常情况下有多个）与项目所在地的县市级、省级人民政府能源主管部门沟通，争取将项目纳入本辖区海上风电规划的滚动修编版；（2）地方主管部门按照行政管理层级上报辖区海上风电规划，并获得国家能源局对本辖区海上风电规划的审定；（3）地方能源主管部门以招标方式选择开发投资企业/项目单位，并签署开发协议；（4）开发投资企业/项目单位持开发协议办理用海预审手续；（5）开发投资企业/项目单位向省级及以下能源主管部门申请项目核准；（6）核准机关将核准文件对全社会公开，同时抄送国家能源局和同级海洋行政主管部门。

2.用海预审/用岛初审。此为《管理办法》唯一保留的项目核准前置审批条件。开发投资企业/项目单位应当根据全国和项目所在省（自治区、直辖市）海洋主体功能区规划、海洋功能区划、海岛保护规划、海洋经济发展规划，向所在地的海洋行政主管部门提出用海预审或用海用岛初审，申请初审用海的范围，应当包括风电用海和海底电缆管道用海两大类。

对于需要由国务院批准的项目[16]，应严格执行审批规定；坚决避免出现地方政府越权审批的违规情形。

3.生态保护红线。本来，2016年《管理办法》第七条明令 “……在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、自然历史遗迹保护区、重要渔业水域、河口、海湾、滨海湿地、鸟类迁徙通道、栖息地等重要、敏感和脆弱生态区域，以及划定的生态红线区内不得规划布局海上风电场”，再加海上风上项目核准所特有的前置式用海预审制度，因此大概率不会出现触碰生态保护红线的问题。

但在现实中，仍有极少数项目单位在“盲目抢装”“边批边建”“未批先建”等灰色操作中，将已建项目的全部或部分落入生态保护红线内的情形。根据2017年《关于划定并严守生态保护红线的若干意见》和2022年《关于加强生态保护红线管理的通知（试行）》的规定，生态保护红线内严格禁止开发性、生产性建设活动。所以凡触及海洋生态保护红线的风电项目，都将面临停工、停产乃至被拆除的颠覆性风险。

4.海域使用费与不动产权证。项目单位对于项目用海，应当及时按照规定缴纳海域使用金，并向所在地的县级海洋行政主管部门申请办理不动产登记手续，未设县级海洋行政主管部门或跨县级管理海域的，向其共同的上一级海洋行政主管部门提出申请，取得不动产登记证（或无居民海岛使用不动产登记证），其中700公顷以下（不含本数）不改变海域自然属性的项目用海，由设区的市、县（市）人民政府审批发证。

项目单位按照《建设项目用海面积控制指标（试行）》的规定核对项目宗海用海面积，并在取得海域使用不动产登记证（或无居民海岛使用不动产登记证）之后开工建设海上项目；在建设过程中，应当严格按照确定的用海控制指标组织施工。

5.环境影响评价。由于海上风电项目既涉及海洋建设也涉及陆地建设，项目单位应当区分海洋工程与海岸工程[17]，并分别满足所对应的环境影响评价[18]和环保管理规范要求。

项目单位应委托具有相应环境影响评价资质的技术服务机构，依据相关环境保护标准和技术规范，对海洋环境进行科学调查，编制环境影响报告书（表），并在开工建设前报送海洋行政主管部门审查批准。

6.海缆路由调查勘测及铺设施工许可。项目单位铺设海底电缆，应当根据《铺设海底电缆管道管理规定实施办法》的规定，首先提前六十天向主管机关提出书面申请实施海底路由调查、勘测；在路由调查、勘测完成后，还应当在计划铺设施工的六十天之前，将最后确定的海底电缆路由报主管机关审批，取得《铺设施工许可证》。

施工中如需变动路线，或者对已铺设的海底电缆进行维修、改造、拆除和废弃等操作，应当提前向主管机关报告，待主管机关正式同意后方可展开施工。对于路由变动较大[19]的改造，应当重新办理铺设施工许可手续。

海底电缆铺设施工完毕后，应当将海底电缆路线图、位置表等说明资料报送主管机关备案。

7.多方利益协调方案。项目单位在开工前应落实有关利益协调解决方案或协议，并取得相应主管部门的批复文件。

在选择海底电缆路由时，应当顾及其他海洋开发利用，避免穿越重要渔捞作业区、海洋油气开采区、军事区、锚地和其它海底电缆、管道。在铺设海底电缆所进行的路由调查、勘测及铺设、维修、拆除等海上施工作业，应当兼顾其他的海上正常开发利用活动，避免影响其它法律主体的合法权益。

如果确实需要在既有海底电缆、管道路由两侧各2海里（港内为两侧各100米）范围内从事作业，且可能危及既有海底电缆、管道安全和使用效能的，应当事先与海底电缆、管道的所有者进行协商，并报请所在地县级以上海洋行政主管部门批准。必须与既有的其他海底电缆、管道交越的，应当与既有海底电缆、管道的所有者提前进行协商，并就交越施工采取的安全措施等问题达成书面协议，该书面协议并应当报送主管机关备案。

8.确保通航安全。项目单位在组织实施风电桩基施工、风机安装、海上升压站等海上建设时，应当配备防止船舶碰撞的设施、设备并设置专用航标等，避免影响海上交通安全。

根据需要设置临时航标的，应当符合海事管理机构确定的航标设置点。设置、撤除专用航标，移动专用航标位置或者改变航标灯光、功率等，应当事先报经海事管理机构同意。

9.海上安全风险防控。对照国家能源局2022年11月4日发布的《关于进一步加强海上风电项目安全风险防控相关工作的通知》，逐一落实企业安全生产主体责任、加强施工安全管理、加强运维安全管理、加强涉网安全管理、加强应急管理等5个方面、共35项的具体防控措施。

10. 溢油污染防治。海上升压站、风机以及工作船舶等可能产生溢油污染事件，项目单位应当加强应急设备管理与维护、并按照应急管理计划加强应急演练。

11.军事用海区避让及军事设施保护。海上风电项目必须避开军事用海区，且符合国防安全的相关要求。项目单位应当预先咨询海事管理机构或检索海图资料，确保项目建设与各类军事禁区的位置和边界保持足够的空间距离。对于项目建设范围内已有的边防、海防管控设施和军用测量标志，应提出专项保护方案，确保其使用效能不会受到贬损。

除此以外，《深远海海上风电管理办法》在不久的将来正式发布，其必定也会提出相应的特殊合规管理要点，我们对此留待届时另述。