海上风电，中国能源新锐

　　2010年9月10日，我国首轮100万千瓦海上风电特许权项目招标在北京开标。参与竞标的企业以国企为主，华能、大唐、国电、华电、中电投五大发电央企及下属的新能源子公司均参与其中。　
　　此前，海上风电只有上海东海大桥10万千瓦项目作为示范，其税后上网电价为0.978元/千瓦时，在地方政府补贴0.17元的情况下，海上风电要想盈利，上网电价至少要达到0.80元/千瓦时。”
　　但此次海上风电特许权项目最终的中标价格结果是：滨海30万千瓦的风电项目的中标价为0.737元/千瓦时；射阳30万千瓦的风电项目的中标价为0.7047元/千瓦时；大丰20万千瓦风电项目的中标价为0.6396元/千瓦时；东台20万千瓦风电项目的中标价为0.6235元/千瓦时。
　　众多专家对于这一价格能否在长期实现盈利表示怀疑，并认为海上风电是高投入，但不是高回报。江苏龙源潮间带风场造价约为15000元/千瓦，发电量可以折算成2400小时-2500小时/年， 按照平均电价0.65元计算，投资回报率在12%左右。
　　作为海洋永久构筑物工程，海上风电场的建设要求比海上石油平台还要高。因为海上风机底座要求更加坚固，从而使得桩基工程投入更大，且需要铺设海底电缆来传输电能，加之建设、维护工作均需要专业船只和设备作业。因此，相对于约4.5亿元至5亿元的一个陆地风电场的建设成本，海上风电场的建设成本至少是陆地风电场的两三倍。
　　在海上风电项目的建设过程中，海上风电机组成本占45%，支撑结构占25%，其余包括电网连接21%、安装7%。而陆地风电场成本中，风机占比64%，支撑结构占16%，电网连接占1%。可见，支撑结构占比中，海上风电比陆上风电场的成本高出56%。　
　　高成本低电价，出路何在？此前中国水电顾问集团华东勘测设计研究院做出的可行性研究报告显示，滨海、射阳、东台、大丰四个风电场含税上网电价依次为每度1.0620元、1.0450元、0.9553元和0.9645元。
　　“海上风电合理的电价水平应该比陆上高50%到70%，因此合理电价应该是0.9元甚至1元以上。”国家发展和改革委员会能源研究所副所长李俊峰认为。
　　那么，既然亏本，企业还积极血拼，用意何在？即使亏本也要提前占据新能源产业的核心发展的优势地区，这不失为一种策略。另外，中标的中国电力央企多以传统火电为主，政策规定火电企业必须拥有一定可再生能源发电配额，所以，电力央企此举在业内人士看来，相当于为自身累积配额。
　　2007年8月，国家发改委发布《可再生能源中长期发展规划》，为非水电可再生能源发电规定了强制性市场份额目标：从2010年到2020年，权益发电装机总容量超过500万千瓦的投资者，所拥有的非水电可再生能源发电权益装机总容量应分别达到其权益发电装机总容量的3%和8%以上。而从五大发电集团的电源结构看，截至2009年底，中电投和华能的风电装机占比最低，分别为1.47%和2.58%，其次是大唐，风电装机占比为3.43%。未来的趋势是，新能源在电源结构中的占比标准会越来越高，而优质资源是有限的，先下手为强，大型发电企业宁肯亏损也要完成“摊派”任务。而且，该比例的存在意味着，将来想申请更多的火电装机，就必须先提高新能源装机规模。现在强制的新能源电源占比低，撬动的杠杆却很大，新能源装机的亏损可以通过其他盈利来弥补，这是大型发电企业敢于亏本抢夺新能源资源的根本原因。　
　　与此同时，由于海上风电的主要成本集中在安装和运输，随着专业化程度的提高，海上风电开发成本将有大幅下降。陆地风电场建设与风机的投资比例大致是3：7，而海上风场中设备的比例小于50%，安装、建设、运营、维护成本比陆地上都要高。　
　　更何况，此次招标的海上风电还只是示范项目，预计未来多次招标后中标价格会逐渐趋于合理。