能源行业的绿色低碳发展是实现双碳目标的关键要素，实施可再生能源替代、加快构建清洁低碳安全高效的能源体系是《2030年前碳达峰行动方案》的重点任务。
本系列将从可再生能源的不同类别入手，针对风电、水电等类型，分别进行深入研究，探讨这些可再生能源类别在基础设施公募REITs模式下的可持续发展。本文是这一系列研究的首篇-风电项目篇。
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风电项目及相关基础设施公募REITs政策
近几个月来，陆续密集出台有关可再生能源的鼓励政策。2022年5月，财政部印发《财政支持做好碳达峰碳中和工作的意见》支持重点方向和领域包括“支持构建清洁低碳安全高效的能源体系。”“优化清洁能源支持政策，大力支持可再生能源高比例应用，推动构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统。支持光伏、风电、生物质能等可再生能源，以及出力平稳的新能源替代化石能源。”，强调综合运用财政资金、税收调节和政府绿色采购等多种政策措施支持双碳目标的实现。
同样在2022年5月，国家发改委、国家能源局发布《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》，要实现到2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系；加大绿色债券、绿色信贷对新能源项目的支持力度；研究探索将新能源项目纳入基础设施不动产投资信托基金（REITs）试点支持范围；5月31日，国务院关于印发扎实稳住经济一揽子政策措施的通知发布“在前期确定的交通基础设施、能源、保障性安居工程等9大领域基础上，适当扩大专项债券支持领域，优先考虑将新型基础设施、新能源项目等纳入支持范围。”
2022年6月，国家发改委等九部门印发《“十四五”可再生能源发展规划》。其中提出，“十四五”期间，可再生能源在一次消费增量中占比超过50%，风电和太阳能发电量实现翻倍；大力推进风电和光伏发电基地化开发，加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电太阳能发电基地；提出开展水电、风电、太阳能、抽水蓄能电站REITs试点。
据国家能源局的统计，截至2021年底，全国风电累计装机约3.3亿千瓦，占电网发电装机容量的13.8%，其中陆上风电累计装机3.02亿千瓦、海上风电累计装机2639万千瓦。
根据其所处地理位置，风电项目分为陆上风电和海上风电项目两大类，两类风电项目的前期审批程序、成本、电价政策都有所不同。
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风电项目各类审批程序及合规性考量
风电项目实行核准制管理
未来有望转为备案制
根据《国务院关于取消和下放一批行政审批项目等事项的决定》（国发〔2013〕19号）,企业投资风电站项目核准权限由国家发展改革委下放至地方政府投资主管部门。
国务院发布的政府核准的投资项目目录（2016年本），明确风电站由地方政府在国家依据总量控制制定的建设规划及年度开发指导规模内核准。
2010年《海上风电开发建设管理暂行办法》，明确海上风电项目必须经过核准并取得海域使用权后，方可开工建设。
风电项目核准前置手续除用地方面需要规划选址意见书、项目用地预审批复外，还需要环境影响评价和节能评估。涉及环境敏感区的总装机容量5万千瓦及以上的陆上风力发电需编制环境影响评价报告书，其他风力发电需编制环境影响评价报告表。
国家发展改革委、国家能源局印发的《关于促进新时代新能源高质量发展实施方案的通知》明确提出将“推动风电项目由核准制调整为备案制。”
发电并网阶段的相关手续
2002年《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》确定实施厂网分开，即发电企业和电网企业的分离。发电侧发出的电，需要接入电网获得相应售电收入，由电网企业出具接入电网批复意见。
风电项目的接入电网程序，与其他类型的发电项目类似，遵循接入方案设计-接入方案评审及研究-申请接入电网原则意见的函-取得接入电网批复意见几个程序。
接入方案设计：根据国家能源局《新建电源接入电网监管暂行办法》第八条“发电企业须委托有资质、独立的设计单位开展新建电源项目接入系统设计工作。电网企业应按照相关行业标准，根据接入系统设计要求，及时向设计单位提供设计所需的电力系统相关资料”
接入方案评审及研究：根据《新建电源接入电网监管暂行办法》第九条“发电企业完成新建电源项目接入系统设计相关工作后，应书面与电网企业协商接入事宜，并同时提交接入系统设计研究报告。电网企业应按照“公平、公开、高效”的原则，及时组织对新建电源项目接入系统报告进行研究，书面答复发电企业，并抄送所在地国家能源局派出机构。国家电网公司总部出具的接网答复直接抄送国家能源局，南方电网公司总部出具的接网答复同时抄送国家能源局。”
在并网实施阶段，风电项目与其他项目类似，几个重要文件及程序包括电力业务许可证的申请、并网调度协议及购售电合同的签订、并网验收等几项。
电力业务许可证分为发电、输电、供电三个类别。从事发电业务的，应当取得发电类电力业务许可证。
《电力业务许可证管理规定》规定，“从事发电业务的，应当取得发电类电力业务许可证。”“下列从事发电业务的企业应当申请发电类电力业务许可证（一）公用电厂；（二）并网运行的自备电厂；（三）电监会规定的其他企业。”
《国家能源局关于贯彻落实“放管服”改革精神优化电力业务许可管理有关事项的通知》第二条第一、二项规定，“除豁免情形外，发电项目应当在完成启动试运工作后3个月内（风电、光伏发电项目应当在并网后6个月内）取得电力业务许可证。在此规定时限之前，发电企业与电网企业签订《并网调度协议》《购售电合同》可暂不提供电力业务许可证。发电企业取得电力业务许可证后，应将有关许可内容及时告知相关电网企业及调度机构。超过规定时限仍未取得电力业务许可证的，有关机组不得继续发电上网。风电和光伏发电项目应当严格按照规定时限取得电力业务许可证，分批投产的风电或光伏发电项目，可分批申请许可。企业应提供机组通过启动验收的证明材料或质量监督机构出具的《工程质量监督检查并网通知书》作为发电设施具备发电运行能力的证明材料。”
风电项目有了电力业务许可后，还需要与电网企业签订并网调度协议、与市场主体签订购售电合同并进行并网验收，实现电力并网。
《国家能源局、国家工商行政管理总局关于印发风力发电场、光伏电站并网调度协议示范文本的通知》第二条规定，“协议双方应将所签并网调度协议送风力发电场、光伏电站所在省（区、市）国家能源局派出机构备案。”
在市场化交易的背景下，风电企业可以与电网签订购售电合同。
海上风电项目的相关审批手续
海上风电项目建设单位必须取得海洋环境影响报告书批准文件和海域使用权后方可使用海域进行建设。
根据《国务院办公厅关于印发精简审批事项规范中介服务实行企业投资项目网上并联核准制度工作方案的通知》（国办发〔2014〕59号）要求，用海预审是企业投资项目核准前置审批事项之一，用海预审意见是核准项目申请报告的必要文件。
在海域使用方面，国家鼓励海上风电深水远岸布局，在当前和未来开发强度低的海域选址建设，原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。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。
海上风电项目环境影响评价依照《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》等规定报有审批权的海洋行政主管部门批准。
根据最新的《建设项目环境影响评价分类管理名录（2021年版）》，总装机容量5万千瓦及以上的海上风电工程及其输送设施及网络工程，需编制环境影响评价报告书；其他海上风电工程及其输送设施及网络工程需编制环境影响评价报告表。
项目单位向自然资源部门提出海域使用申请。海域使用权可以经申请批准、招标或者拍卖的方式取得，并缴纳海域使用金，具体海域使用金征收标准可参考财政部、国家海洋局的《海域使用金征收标准》。
依照《中华人民共和国军事设施保护法》，县级以上地方人民政府安排可能影响军事设施保护的建设项目，应当兼顾军事设施保护的需要，并征求有关军事机关的意见。
此前，就曾有个别项目因受军事意见影响延期，例如2020年国家电投揭阳海上风电场项目，因受军事意见影响，项目无法按期完成用海确权、环评审批等开工前手续，地方发改部门同意项目延期。
海上风电开发建设须进行海底电缆的敷设，可能会对航道产生影响，须取得海上交通安全管理部门（海事部门）的审核同意。《水上水下活动通航安全管理规定》第二十条规定：“在沿海水域进行水上水下施工以及划定相应的安全作业区，必须报经主管机关核准公告”。
2017年国家海洋局下发了《关于铺设海底电缆管道管理有关事项的通知》（国海规范〔2017〕8号），由国家海洋局各分局根据国家海洋局的委托承担本海区内水、领海范围内海底电缆管道路由调查勘测、铺设施工的审批。
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风电项目的收入及成本情况
上网电价
我国风电项目的上网电价伴随着单位建设成本的下降，经历了标杆电价到指导电价，再到平价上网的过程。
标杆电价本质上是上网电价的国家统一核定价格。上网电价，是指电网购买发电企业的电力和电量，在发电企业接入主网那一点的计量价格。标杆电价由国家相关文件公布，统一确定上网电价的价格，稳定投资者对电价的预期。
指导电价，不再具有强制性，只规定电价上限，鼓励企业在指导电价的约束范围内，进行竞争性配置电价。
2009年7月，国家发改委发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》（发改价格[2009]1906号），分资源区制定陆上风电标杆上网电价，按风能资源状况和工程建设条件，将全国按照四类风能资源区相应制定风电标杆上网电价。风电上网电价在当地脱硫燃煤机组标杆上网电价以内的部分，由当地省级电网负担；高出部分，通过全国征收的可再生能源电价附加分摊解决。脱硫燃煤机组标杆上网电价调整后，风电上网电价中由当地电网负担的部分要相应调整。
在此文件的附件中，将全国分为四类风能资源区。Ⅰ类资源区包括内蒙古自治区除赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市以外其他地区；新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市、伊犁哈萨克自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市；Ⅱ类资源区包括河北省张家口市、承德市；内蒙古自治区赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市；甘肃省张掖市、嘉峪关市、酒泉市；Ⅲ类资源区包括吉林省白城市、松原市；黑龙江省鸡西市、双鸭山市、七台河市、绥化市、伊春市，大兴安岭地区；甘肃省除张掖市、嘉峪关市、酒泉市以外其他地区；新疆维吾尔自治区除乌鲁木齐市、伊犁哈萨克自治州、昌吉回族自治州、克拉玛依市、石河子市以外其他地区；宁夏回族自治区；Ⅳ类资源区为除Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类资源区以外的其他地区。四类资源区风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。
2014年《国家发展改革委关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》发改价格[2014]3008号，对陆上风电继续实行分资源区标杆上网电价政策。将第I类、II类和III类资源区风电标杆上网电价每千瓦时降低2分钱，调整后的标杆上网电价分别为每千瓦时0.49元、0.52元和0.56元；第IV类资源区风电标杆上网电价维持现行每千瓦时0.61元不变。鼓励通过招标等竞争方式确定业主和上网电价，但通过竞争方式形成的上网电价不得高于国家规定的当地风电标杆上网电价水平。
2015年12月22日，国家发改委《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》（发改价格〔2015〕3044号）发布，陆上风电一并确定2016年和2018年标杆电价。
《关于完善陆上风电光伏发电上网标杆电价政策的通知》
（发改价格〔2015〕3044号）确定的全国陆上风力发电上网标杆电价表 单位：元/千瓦时（含税）
2016年12月26日，国家发改委发布了《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号），降低2017年1月1日之后新建光伏发电和2018年1月1日之后新核准建设的陆上风电标杆上网电价。
在这一文件中，同时明确了海上风电的标杆电价。对非招标的海上风电项目，区分近海风电和潮间带风电两种类型确定上网电价。近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。海上风电上网电价在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分通过国家可再生能源发展基金予以补贴。
并继续鼓励通过招标等市场化方式确定新能源电价，“国家鼓励各地通过招标等市场竞争方式确定光伏发电、陆上风电、海上风电等新能源项目业主和上网电价，但通过市场竞争方式形成的价格不得高于国家规定的同类资源区光伏发电、陆上风电、海上风电标杆上网电价。实行招标等市场竞争方式确定的价格，在当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝、除尘电价）以内的部分，由当地省级电网结算；高出部分由国家可再生能源发展基金予以补贴。”
《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》
（发改价格〔2016〕2729号）确定的全国陆上风力发电标杆上网电价表 单位：元/千瓦时（含税）
2017年5月17日，国家能源局综合司下发了《关于开展风电平价上网示范工作的通知》（国能综通新能【2017】19号），要求各省（市、区）结合本地区风能资源条件和风电产业新技术应用条件，组织各风电开发企业申报风电平价上网示范项目，遴选1～2个项目于6月30日前报备能源局。
2018年5月24日，国家能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》。开启了我国风电项目的竞争性资源配置模式，预示了此后风电平价上网时代的到来。“从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的集中式陆上风电项目和海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。各省（自治区、直辖市）能源主管部门会同有关部门参照随本通知发布的《风电项目竞争配置指导方案（试行）》制定风电项目竞争配置办法，抄送国家能源局并向全社会公布，据此按照《指导意见》确定的分年度新增建设规模组织本地区风电项目竞争配置工作。分散式风电项目可不参与竞争性配置，逐步纳入分布式发电市场化交易范围。”
随之而来的2018年12月国家电投乌兰察布风电基地一期600万千瓦示范项目获核准，该项目实施和火电平价上网。
2019年1月7日，《关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》（发改能源〔2019〕19号）发布，在这一文件中，提出开展平价上网项目和低价上网试点项目建设，为鼓励平价上网，“保障优先发电和全额保障性收购。对风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，电网企业应确保项目所发电量全额上网，并按照可再生能源监测评价体系要求监测项目弃风、弃光状况。如存在弃风弃光情况，将限发电量核定为可转让的优先发电计划。”并在这一文件中提出了鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。
2019年5月21日，《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格[2019]882号）发布，将陆上风电标杆上网电价改为指导价。新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定，不得高于项目所在资源区指导价。2019年I～Ⅳ类资源区符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准陆上风电指导价分别调整为每千瓦时0.34元、0.39元、0.43元、0.52元（含税、下同）；2020年指导价分别调整为每千瓦时0.29元、0.34元、0.38元、0.47元。指导价低于当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱销、除尘电价，下同）的地区，以燃煤机组标杆上网电价作为指导价。
在这一文件中，关于海上风电上网电价部分，明确约定，将海上风电标杆上网电价改为指导价，新核准海上风电项目全部通过竞争方式确定上网电价。2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。新核准潮间带风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。
2020年，《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》财建〔2020〕4号发布，宣告海上风电从2022年起进入平价时代。“新增海上风电和光热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和太阳能光热发电项目，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。”此后，部分省份出台了海上风电的“省补”政策。
2021年，风电的平价时代正式到来，即对新核准陆上项目不再进行补贴。《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》“2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。”
历年风电项目上网电价相关政策
可再生能源补贴资金
根据上述分析，在平价上网之前，风电项目标杆电价/市场竞争价格与燃煤机组标杆上网电价之间的差额，是由国家可再生能源发展基金进行补贴的。
可再生能源发展基金设立于2011年，用于可再生能源补贴，资金来源主要为国家财政公共预算安排的专项资金，以及向电力用户征收的可再生能源电价附加费，为支持电网企业收购光伏、风电、生物质等可再生能源发电量的政府性基金。
享受可再生能源电价附加补助资金的可再生能源发电项目，需符合国家规划并纳入国家规模管理，符合电价政策，并按要求发电上网。
可再生能源电价附加补助资金由电网企业通过补贴清单管理。电网企业定期公布经营范围内符合补助条件的可再生能源发电补助项目清单。可再生能源发电项目可向所在地区电网企业申请，如项目符合国家规模管理、符合国家电价政策、符合并网时间要求，同时各项证明文件齐全，电网企业审核后即可纳入补贴清单。
纳入补贴清单范围的项目，向项目所在地区电网企业申请。其中，国家电网、南方电网经营范围内的项目，向国家电网、南方电网申请。地方独立电网经营范围内的项目，由地方独立电网向省级财政部门提出申请。国家电网、南方电网和省级财政部门汇总各项目申请需求后，向财政部申请补助资金。
《关于<关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见>有关事项的补充通知》财建〔2020〕426号中，对风电项目享受的补贴资金上限进行了限定，即按合理利用小时数核定可再生能源发电项目中央财政补贴资金额度。风电一类、二类、三类、四类资源区项目全生命周期合理利用小时数分别为48000小时、44000小时、40000小时和36000小时。海上风电全生命周期合理利用小时数为52000小时。提出项目补贴电量的概念，项目全生命周期补贴电量=项目容量×项目全生命周期合理利用小时数。其中，项目容量按核准（备案）时确定的容量为准。如项目实际容量小于核准（备案）容量的，以实际容量为准。明确补贴标准=(可再生能源标杆上网电价（含通过招标等竞争方式确定的上网电价）-当地燃煤发电上网基准价）/(1+适用增值税率)。在未超过项目全生命周期合理利用小时数时，按可再生能源发电项目当年实际发电量给予补贴。
纳入可再生能源发电补贴清单范围的项目，所发电量超过全生命周期补贴电量部分，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。风电、光伏发电项目自并网之日起满20年后，不再享受中央财政补贴资金，核发绿证准许参与绿证交易。
近年来，随着新能源行业发展进入爆发阶段，可再生能源发展基金逐步出现资金缺口，在2013年、2016年虽然陆续提高高可再生能源电价附加标准，目前的可再生能源电价附加标准为每千瓦时1.9分。
在风电项目平价上网之前，可再生能源行业的快速发展，可再生能源电价附加收入增长不及可再生能源发电补贴需要，对于早期建成的风电项目，由于已经锁定较长年限的固定补贴电价，在上网电价的可再生能源补贴部分，补贴拖欠体现在项目的应收账款科目，进而影响项目的收益率。
2021年2月，国家五部委联合发布《关于引导加大金融支持力度促进风电和光伏发电等行业健康有序发展的通知》，提出了补贴确权贷款，即按照已确权的应收未收的可再生能源补贴资金额度来确定贷款额度，目前已在金融机构和企业落地。
绿证和绿电
国家为了鼓励可再生能源的发展，鼓励绿证和绿电交易。简单地说，绿证的特征是“证电分离”，绿电的特征是“证电合一”。
《国家发展改革委 国家能源局关于积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网有关工作的通知》发改能源〔2019〕19号，“鼓励平价上网项目和低价上网项目通过绿证交易获得合理收益补偿。风电、光伏发电平价上网项目和低价上网项目，可按国家可再生能源绿色电力证书管理机制和政策获得可交易的可再生能源绿色电力证书（以下简称绿证），通过出售绿证获得收益。国家通过多种措施引导绿证市场化交易。”
绿证即绿色电力证书源于2017年的《国家发展改革委、财政部、国家能源局关于试行可再生能源绿色电力证书核发及自愿认购交易制度的通知》，绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，国家鼓励风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书，所获收益可替代财政补贴。并规定“风电、光伏发电企业出售可再生能源绿色电力证书后，相应的电量不再享受国家可再生能源电价附加资金的补贴。绿色电力证书经认购后不得再次出售”。
在实际中，绿证市场交易并不活跃，在卖方端，企业出售绿证后，相应的电量不再享受国补，项目建成时间相对早补贴水平相对较高，且出售绿证后不再享受可再生能源电价补贴，使得这些项目参与绿证交易的意愿不强；在买方端，参与绿证自愿认购的企业只有极少数的非电力密集型企业，或者绿色环保意识比较强的大公司。
绿色电力交易的标的为附带绿证的风电、光伏等绿色电力发电企业的上网电量，以“证电合一”为特征。
2021年，国家发改委、国家能源局组织国家电网公司、南方电网公司制定了《绿色电力交易试点工作方案》并批复；2022年，《南方区域绿色电力交易规则（试行）》发布，5月25日国网区域内第一份公开发布的绿电交易细则《北京电力交易中心绿色电力交易实施细则》出台。
绿色电力价格由电能量价格和环境溢价组成，其中环境溢价部分体现绿色电力的环境属性价值，完全市场化的发电企业参与绿色电力直接交易，环境价值产生的伏价收益归发电企业；向电网企业购买且享有政策补贴的绿色电力，环境价值产生的附加收益可用于对冲政府补贴，发电企业企业如自愿退出补贴参与绿色电力交易，环境价值产生的附加收益归发电企业。
通过这样的机制设计，力图增加绿色发电企业的环境附加收入，并降低政府补贴压力。截至目前，绿电交易已在多个省份常态化实施，跨省跨区绿电交易也已有落地案例。
可再生能源补贴比重对风电项目发行基础设施公募REITs的相关影响
由于风电的平价上网政策推出年限较短，平价上网项目数量还不多，老项目大部分度电成本都比较高，依赖于可再生能源补贴实现项目的财务可生存性。
基础设施公募REITs要求持有的基础设施项目应“现金流来源合理分散，且主要由市场化运营产生，不依赖第三方补贴等非经常性收入”，可再生能源补贴在项目收入中的比重、发放进度，都与这一要求相关，在实际中可重点关注平价上网项目以及对可再生能源补贴依赖度较小的项目。
风电项目的成本及运营
风电项目主要由运营商（发电企业为主）作为项目业主，申请项目核准，通过招标方式确定整机商，整机包括发电机组、塔架、升压站等部件，每kw成本根据风电项目总规模、单机容量等指标，近年来呈逐年下降的趋势，目前市场上的风电整机商包括金风科技、明阳智能、中国中车、上海电气等。
风电项目在实际建设及运营过程中，大型化是风电降本的重要手段，主要包括大叶片和高塔筒实现风机大型化，降低塔筒和塔桩的基建成本以及相应的配套和运维成本，还可以节约用地，提升风机利用小时，增加有效发电量。在运营过程中，需要重点关注运营安全问题。
在海上风电方面，风机塔筒对电磁波的反射面积较大，会对军事雷达、通讯装备的作战性能产生不良影响，其强反射会导致雷达通信装备接收机信号饱和甚至信号烧毁，影响军事设备的正常发挥。在技术商，在风机塔筒上涂覆吸波材料，可以显著降低电磁反射率，降低对现存军用设备产生的过多的干扰。吸波材料对每单位投资成本会带来少量上升。
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其他及结语
国家相关规划已明确，未来将重点建设山东半岛、长三角、闽南、粤东、北部湾五大海上风电基地集群。国家把以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地的建设作为“十四五”新能源发展的重中之重，第一批基地项目已经全面开工建设，第二批基地项目清单也已经印发，风电项目未来将成为新能源领域的重要组成部分。
在平价上网时代，风电电力的消纳成为影响风电项目的重要因素。风电由于其自身特点，具有不稳定、不连续的特点，受天气影响很大，如直接接入电网，会加重电网调节负担，风电的天然不稳定性造成其消纳难度较高，在同等价格的条件下，电网更倾向于购买稳定的火电。2022年1-6月，全国风电利用率为95.8%。基于这一情况，水风光一体化成为趋势，彼此互补，形成稳定的电力供应，在本系列研究的后续篇章，将介绍水风光互补、储能等方面的情况。
目前，市场上已有风电项目的ABS发行，基于风电项目的绿色特性，经过绿色认证后，可以发行绿色资产支持证券；新能源项目也已经纳入基础设施不动产投资信托基金（REITs）试点支持范围；市场上也已经有相关风电项目在申报基础设施公募REITs的进程中。
近年来，随着风电项目单瓦（千瓦）建设成本的下降，在碳中和碳达峰的背景下，风电项目的装机规模持续增长，长期收益稳定，为基础设施公募REITs的发行储备了大量优质资产风电项目，同时在项目准备过程中，需对上文提到的前期手续合规性、项目的可再生能源补贴、全生命周期收益等问题重点关注。相信在不久的将来，以风电项目为底层资产的基础设施公募REITs产品将会面世。
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