43万千瓦到500万千瓦 海上风电等待电价“东风”

　　高宏飙认为，目前我国海上风电发展最大的问题不仅仅是限电等外部环境限制，更重要的是缺乏专业的风电维护队伍，以及核心技术和制造工艺是否掌握在自己手中。
　　等待中的电价
　　所有赛跑者弓着腰站在起跑线上，只等发令枪响——只可惜枪声迟迟未传来。这个枪声，就是一直未出台的海上风电标杆上网电价。
　　对于我国的海上风电行业而言，2010年首批海上风电特许权招标的启动具有特殊的意义。在那次招标的4个项目中，中标电价最低为0.6253元/千瓦时，价格接近陆上风电，最高为0.7370元/千瓦时，仅比陆上风电最高标杆电价0.61元高20%。
　　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1.8~2万元。相较于陆上风电目前每千瓦7000~8000元的造价，高出一倍。如此看来，特许权项目的电价水平并不能全面反映海上风电项目的高额投资成本。
　　“目前参与海上风电投资的主要是‘国字头’的电力集团，动辄上百亿的项目投资，似乎也只有央企拿得出来。”张立新说。
　　而作为中标企业之一的龙源电力也是一肚子苦水。“龙源项目以前算潮间带，现在围垦完了之后要向更远、更深海域延伸，40%机位将调整，离岸距离由20多公里调增为30多公里，已变为以近海为主的海上风电场。”江苏省南通市海洋局局长助理黄永辉介绍说。
　　“相较于陆上风电的审批，海上风电项目涉及军事、海洋、农渔、海事等多个部门，致使海上风电推进过程中面临的困难和磨合较多。”江苏海上龙源风力发电有限公司总经理助理吴迪坦言，中标的大丰项目场址调整后，风机基础及海缆投资明显增加。建设成本和运维费用大幅提升，0.6396/千瓦时的项目标杆电价却没有调整，项目必然面临亏本的风险。
　　“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。”国家可再生能源信息管理中心常务副主任易跃春说。
　　易跃春给记者算了这样一笔账：对于陆上风电来说，一年2500小时的利用小时对应的是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%，电价相应的也提高60%的话，则在0.8元/千瓦时左右。
　　据江苏省电力公司电力调控中心水电及新能源处副处长雷震介绍，2013年江苏省风电平均利用小时数2150小时，其中龙源海上风电平均利用小时数达到2600小时。“江苏经济发展快，能源需求大，同时电网结构强，风电入网条件好。我省风电自投产以来,一直不存在弃风现象,做到了100%全额消纳。”雷震说。
　　“由于没有弃风限电的烦恼，0.778元/千瓦时的电价对于我们来说投资回报率也仅10%。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/千瓦时的电价对未来的海上风电电价制定也是一个重要的参考。”吴迪还建议，根据项目离岸距离、海水深度、台风等气候灾害情况不同，电价也应该区别对待。
　　500万千瓦的目标与现实
　　根据《可再生能源发展“十二五”规划》目标，到2015年，我国累计并网风电装机达到1亿千瓦，年发电量超过1900亿千瓦时，其中海上风电装机达到500万千瓦，基本形成完整的、具有国际竞争力的风电装备制造产业。