风能是具有大规模开发价值的可再生能源，对环境保护和社会可持续发展具有重要意义。近年来，由于国家政策扶持，海上风电得以快速发展，越来越多的公司进军海上风电行业。
(一)海上风电建设所需的政府审批/备案
1.我国对于海上风电项目实行核准制
国务院《政府核准的投资项目目录（2016年本）》[1]关于须报送核准的发电项目规定明确：“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。”
2.海上风电项目核准前所需的手续
2014年国家发改委、中央机构编制委员会办公室《关于一律不得将企业经营自主权事项作为企业投资项目核准前置条件的通知》明确[2]：“下列事项一律不再作为企业投资项目核准的前置条件：（一）银行贷款承诺；（二）融资意向书；（三）资金信用证明；（四）股东出资承诺；（五）其他资金落实情况证明材料；（六）可行性研究报告审查意见；（七）规划设计方案审查意见；（八）电网接入意见……”
2017年国家能源局《关于深化能源行业投融资体制改革的实施意见》[3]规定：“能源投资项目核准只保留选址意见和用地（用海）预审作为前置条件，除法律法规明确规定的，各级能源项目核准机关一律不得设置任何项目核准的前置条件，不得发放同意开展项目前期工作的‘路条’性文件。”
前述文件的陆续出台，简化了风电项目核准前置手续，资金落实情况证明材料、可行性研究报告审查意见、电网接入意见等均不再作为项目核准的前置手续。实操中，各地主管部门对于风电项目核准前的手续要求可能存在不一致，通常涉及建设项目用地预审与选址意见书、水土保持批复等。
3.其他项目合规文件的办理
（1）海域使用权审批
根据《中华人民共和国海域使用管理法》的规定，单位和个人使用海域，必须依法取得海域使用权。海域使用权应向县级以上人民政府自然资源主管部门申请使用海域。县级以上人民政府自然资源主管部门依据海洋功能区划，对海域使用申请进行审核，并报有批准权的人民政府批准。若涉及占用无居民海岛的海上风电项目，根据《海上风电开发建设管理办法》的规定，需依照《海岛保护法》等法律法规办理无居民海岛使用申请审批手续，并取得无居民海岛使用权后，方可开工建设。
（2）环境影响评价
根据《中华人民共和国环境影响评价法》，对于对环境造成影响的建设项目，建设单位应根据对环境的影响程度组织编制环境影响评价文件[4]，并按照国务院的规定报有审批权的生态环境主管部门审批，未经批准或审查后未予批准的，建设单位不得开工建设[5]。
（3）项目建设规划
根据《建设部关于统一实行建设用地规划许可证和建设工程规划许可证的通知》，风电项目的建设中需获得当地政府的建设规划许可证[6]。
（4）安全生产许可
根据《安全生产许可证条例》和《电网运行规则（试行）》，风电企业进行生产前，应当依照规定向安全生产许可证颁发管理机关申请领取安全生产许可证[7]。同时，在新建、改建、扩建的发电工程、输电工程和变电工程投入运行前，拟并网方也应按要求向调度机构提交并网调度所必需的资料，并进行安全性评价[8]。
（5）风电机组及设备安装
根据《承装（修、试）电力设施许可证管理办法》，对于负责承装、承修、承试电力设施活动的安装单位，应按该管理办法取得相应的许可证[9]。
（6）发电许可证
根据《电力业务许可证管理规定》，在我国境内从事电力业务应当按规定取得电力业务许可证[10]。但符合《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》第一条规定的发电项目可不纳入电力业务许可管理范围[11]。
（7）其他许可证
而海上风电项目单位在申请核准前，应向海洋行政主管部门提出用海预审申请，按规定程序和要求审查后，由海洋行政主管部门出具项目用海预审意见[12]。此外，除安全生产、风电机组及设备安装与发电许可这些与陆上风电设施相同的手续外，海上风电设施还可能涉及岸线申请、码头所在海域使用权申请、航道用海申请、无居民海岛建设申请。此外根据《海上风力发电场设计标准》的要求，还应避开军事用海区，符合国防安全的要求[13]；避开生态保护红线区，符合海洋生态保护要求[14]。
(二)风电项目施工常见风险
1.招投标风险
2.工期延误风险
工期延误是项目施工建设中较为常见的问题，但就海上风电项目而言，工期管理则更为严格，稍有迟延则会引发一系列的法律风险。一方面，因非承包人原因导致的工期延长，存在承包人以此为由向发包人主张索赔之风险，其具体诉求主要包括顺延工期、索赔停窝工损失等，而此类纠纷在定性与定量上往往都存在争议，实操中不排除会阻碍项目进程；另一方面，工期延误还可能直接影响到发电量以及电费补贴，进而给业主造成损失，而就电费收入损失和补贴电价损失等间接损失，如该等预期利益损失如在合同中并未明确约定，实践中通常较难获得支持。因此，在施工合同起草及谈判过程中，需提前就上述潜在的风险及损失进行识别、预判并在合同条款中进行设计，进而规避可能引发的纠纷。
3.工程质量风险
4.电费收益权的优先受偿问题
综上，海上风电项目的施工过程中可能面临诸多法律风险，稍有不慎将会对项目后期收益造成较大不利影响，尤其是误工延期或工程质量问题将可能导致后续电费收益或补贴无法获取，因此，务必在项目前期对施工过程中的各种潜在风险予以厘清，并制定应对方案，防患于未然。
(三)风电项目并网
（一）风电项目并网
风力发电有两种不同的类型：
（1）独立运行的——离网型：离网型的风力发电规模较小，通过蓄电池等储能装置或者与其他能源发电技术相结合（如风电/水电互补系统、风电——柴油机组联合供电系统）可以解决偏远地区的供电问题。并网型的风力发电是规模较大的风力发电场，容量大约为几兆瓦到几百兆瓦，由几十台甚至成百上千台风电机组构成。
（2）接入电力系统运行的——并网型：并网运行的风力发电场可以得到大电网的补偿和支撑，更加充分的开发可利用的风力资源，是国内外风力发电的主要发展方向。在日益开放的电力市场环境下，风力发电的成本也将不断降低，如果考虑到环境等因素带来的间接效益，则风电在经济上也具有很大的吸引力。
风电并网消纳是当前风电快速发展过程中需要解决的主要问题，影响风电消纳的因素可归为2个方面。一是消纳能力方面，决定一个地区风电消纳能力的主要因素包括系统调节能力、电网输电能力等；二是消纳水平方面，主要包括风电并网技术性能、风电调度运行水平等，这些因素决定了在现有客观条件下，能否实现风电的最大化消纳。
二、海上风电项目补贴
2015―2022年，我国海上风电电价政策走过了两个阶段：第一阶段为电价逐步退坡，第二阶段为国家取消补贴，地方接力补贴。
2020年1月20日，财政部、国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》进一步明确，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[21]。这意味着，自2022年起，我国海上风电项目不再纳入中央财政补贴范畴，海上风电开发进入地方补贴接力时期：
1.上海市
根据《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法（2022版）》（沪发改规范〔2022〕14号），对海上风电的支持包括在本市管辖海域范围建设的近海海上风电项目和在国家管辖海域范围建设并在本市消纳的深远海海上风电项目[22]。支持方式为对企业投资的深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于50公里近海海上风电项目，根据项目建设规模给予投资奖励，分5年拨付，每年拨付20%。对场址中心离岸距离小于50公里近海海上风电项目，不再奖励[23]。标准为深远海海上风电项目和场址中心离岸距离大于等于50公里近海海上风电项目奖励标准为500元/千瓦。单个项目年度奖励金额不超过5000万元[24]。
2.广东省
3.四川省
根据《四川省发展和改革委员会关于2022年新建风电、光伏发电项目上网电价政策有关事项的通知》（川发改价格[2022]194号），四川省自2022年起，对新核准陆上风电项目上网电价延续平价上网政策，按四川省燃煤发电基准价每千瓦时0.4012元执行；新核准陆上风电项目可自愿通过参与市场化交易形成上网电价，市场化增加新能源发电能力供给和电量消纳，促进能源绿色低碳转型发展。
4.山东省
根据《山东省人民政府关于印发2022年“稳中求进”高质量发展政策清单（第二批）的通知》（鲁政发[2022]4号），四川省对2022-2024年建成并网的“十四五”海上风电项目，分别按照每千瓦800元、500元、300元的标准给予财政补贴，补贴规模分别不超过200万千瓦、340万千瓦、160万千瓦。2023年年底前建成并网的海上风电项目，免于配建或租赁储能设施。对电网企业建设有困难或规划建设时序不匹配的配套送出工程，允许发电企业投资建设，由电网企业依法依规回购[26]。
三、海上风电项目常见风险和应对
首先，海上风电建设成本高昂，投资周期长。相较于陆上风电和传统火力发电，海上风电更具技术难度，安装、运维和维修难度更大，需要耗费大量人力和物力。
其次，海上环境复杂多变，海上风电塔基建设不仅要考虑一般建筑工程的因素，还要考虑海水侵蚀、腐蚀、震动等较为特殊的因素，因而导致数倍于传统风电的建设成本。
再次，随着海上风电建设的不断进展，海洋环境污染问题也逐渐凸显。在海上风电建设期间，工程所使用的材料、油漆涂料、润滑油，以及建筑施工所产生的废弃物和生活垃圾等均会对周边海洋环境产生污染。
针对上述风险，可分别采用以下应对措施：
1.统筹降本增效，实现预期收益
一是通过一系列优化设计；二是加强建设过程投资管控，以降低项目建设成本；三是统筹考虑集中控制运维一体化，降低运维成本；四是通过选择安全可靠风机设备、科学布置机位、加强运行期间设备检修维护等方式，确保发电量。
2.运维风险的应对
措施项目建设阶段选择运行可靠的机型，减少大部件更换概率。项目后期运维建立以第三方运维的管理模式，建立统一的专业管理规范与标准、清晰的指标体系以及相应的激励制度以利于提高运维单位的积极性；在第三方运维管理模式基础上，同时派驻相应的专业管理人员对风电场进行全面管理，提高公司运维人员的专业性。积极发展应用数字化运维技术，运用海上风电状态监测、后台数据分析、故障预判等手段，提高海上风电的智能预测水平，降低生产运维成本，提高发电可利用率。