海上风电：上网电价送鹅毛 厂商欲望蛇吞象

　　施鹏飞认为，中国陆上风电标杆电价的出台经过了六年时间，积累了1200万千瓦实际装机量，是把不同地区风能资源、基础建设等数据统计分析后得出合理电价。而中国海上风电目前区区40万千瓦装机量，与1200万千瓦相去甚远，要立马拿出一个合理电价是不可能的。从宏观上说，全国各地风能资源、水深和地质条件千差万别，上网电价“一刀切”也是不可能的。海上电价的合理归位，还需要一个探索过程。
　　对于这一酝酿良久的电价，行业各方反应不一。中国水电水利规划设计总院副总工程师易跃春认为，电价出台将对大部分海上风电起到较好的激励作用。由于海上风电开发面临成本高、风险大，各地造价水平和风电开发建设成本不一，明确的上网电价有利于各主要能源投资开发企业，实质性地推动海上风电开发建设项目。
　　“临时电价能不能激起市场的浪花，还有待进一步观察，但我认为这能对海上风电起到积极推动作用。明阳在珠海桂山的海上试验工程，按项目计划今年年底应该装出来，会执行按目前0.85元的电价，我觉得应该能赚钱。但具体多少钱还需要测算。”广东明阳风电产业集团总裁赵学永表示。
　　国泰君安研究报告指出，按潮间带15000元/千瓦的投资成本和2800-3200利用小时反推，0.7元~0.9元/千瓦时的标杆电价将使海上风电运营的内部收益率与陆上风电相近，具备启动的经济性。
　　“如果项目所在海域风资源具有优势，风机质量、施工成本可以控制，上网电价可为企业带来8%~10%的收益率。”中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在接受《中国能源报》采访时说道。按照秦海岩观点，按照每千瓦时0.85元的电价测算，一个100MW的近海风电场，以等效小时数2600小时，投资额每千瓦时13000元，贷款期限15年、利率为6%计算，该风场财务内部收益率约为9.62%，发1度电的成本约为0.57元。
　　然而，这一电价水平并未受到所有人的欢迎。对于大多数企业而言，0.75元/千瓦时、0.85元/千瓦时的电价缺乏吸引力。海上风电前期工程与后期运维成本太高，除了福建等风能资源较好的地区，其他项目或面临收益承压。
　　根据行业龙头企业新疆金风科技股份有限公司（下称“金风科技”）的测算，这一电价水平只能说刚刚吻合了项目投资的基本需求。
“从目前的这个电价我们还看不到未来的海上收益会有多高的收入，可能这个电价和我们之前的预期还是有一个差距，因为我们也做过测算，靠0.85元、0.75元这样一个海上电价来做项目，业主的收益多多少少还是有一些风险。”金风科技董事长助理兼集团市场总监侯玉菡称，从企业自身来看，公司还是秉持“积极关注，谨慎实施”的原则逐步开发出更大容量、高可靠性、高发电效率的适合海上运行环境的风力发电机组。