“十二五”中国海上风电能走多远？

　　在易跃春看来，除了技术和施工瓶颈，海上风电要想发展还有两个关键性要素：一是海上风电开发管理体系的成熟；另一个则是电价政策的引导。
　　此前，恩德（中国）首席执行官Jens Olsen则对《能源》杂志记者表示，由于中国海上风电的电价、运作体系尚未完善，不敢轻易进入中国海上风电市场。
　　在我国，丰富的海上风能资源主要集中于东部沿海地区，这些地区经济发展快，能源需求大，同时电网结构强，风电入网条件好。
　　据张钢介绍，龙源如东海上风电场总装机容量是18.2万千瓦，年上网电量可以达到3.75亿千瓦时，可利用小时数超过2500小时，并能全部上网，不存在“弃风”现象。
　　“由于没有限电的烦恼，0.778元/度的电价对于我们来说投资回报率能接近15%。其意义还在于，到目前为止海上风电还没有像陆上风电一样的标杆电价，因此0.778元/度的电价对未来的海上风电电价制定也是一个重要的参考。” 龙源电力董秘贾楠松说。
　　的确，对于刚刚起步的海上风电来说，电价制定需要经过一系列项目的探索。据业内人士介绍，如东项目的审定电价主要对标上海临港项目，而第一批特许权项目电价过低，如同陆上风电初期的特许权招标电价一样，招致业内一片嘘声。《中国风电发展报告2012》称，特许权海上风电项目的内部收益率低于6%，又加之融资成本变高，开发商面临亏本的风险。
　　对此，易跃春认为并不要大惊小怪。陆上风电从1993年起步，历经20年的发展，才基本把造价、资源情况探索清楚。在此背景下，国家发展改革委、国家能源局出台了针对陆上风电的电价政策。
　　“从1993年到2003年，我国共完成40多万千瓦风电装机，2003年后又通过5期特许权招标，最终总结后形成标杆电价。回想当时第一批陆上风电特许权招标，大家积极性很高，中标电价偏低，业内担心之声并不亚于现在海上风电特许权招标。后经不断总结完善陆上风电特许权招标工作，加上开发企业的逐步认识和理性对待，为中国陆上风电电价的最终形成探索了一条很好的路。第一批海上风电特许权招标只是探索中国海上风电开发模式及价格水平的一种方法和思路，其中标价格并非全国海上风电最终标杆价。海上风电还处于起步阶段，还需要进一步加强对资源条件以及建设、施工、安装和运行成本进行摸索、总结，逐步研究制定合理的上网电价。”
　　据介绍，目前，潮间带风电项目每千瓦造价在1.5万元左右，近海每千瓦造价在1.8万-2万元。相较于陆上风电目前每千瓦7000-8000元的造价，高出一倍。同时，风机每千瓦高于陆上一千多元。
　　易跃春给记者算了这样一笔账，对于陆上风电来说，年2500小时的发电量对应的是0.51元/千瓦时的电价，此电价对标的是9000元/千瓦的投资成本，内部收益率可以达到10%；如果海上风电投资成本按照1.5万元/千瓦的成本计算，相对于陆上投资增加了60%，电价相应地也提高60%的话，则在0.8元左右。
　　值得一提的是，作为一项政治意义更强的工程，为赶工期，在缺乏现场风能资源测量的情况下，上海东海大桥项目风能资源评估按照当时沿岸指标进行推测，与实际运转结果存在误差。项目可研阶段推测年发电小时数2600-2700小时，实际数字为2300小时，导致经济效益与预期有差距。
　　而在东海大桥项目开工建设之前，在一些场合，有专家提出，海上风电比陆上风电投资成本增加一倍，发电量增加50%，而实际实验的结果是，造价几乎增加了一倍，发电量仅增加了10%-20%。
　　“不同省份资源情况不同，电价应该区别对待。”一开发商人士提醒记者。以浙江为例，由于其遭遇破坏性台风的几率较高，对于风电机组安全提出更高要求，无疑增加了机组造价；叶片抗台风的要求，长度略短，使发电量降低；浙江海域淤泥较厚，基础造价也有所提高。
　　造成的结果是，人们印象中风能资源更好的省份如广东、福建、浙江，由于台风此种特殊情况，发电小时数可能并不高于其他省份，相反地，投资却增加。国家有关部门也注意到此种情况，据了解，水电水利规划设计总院正受国家能源局委托，对海上风电电价进行测算，长江以南地区的海上风电电价可能会高于长江以北地区。
　　500万千瓦的现实