近海风电场电价影响因素分析

　　海上风电场开发从前期工作到建成投产，审批程序复杂，建设周期长，涉及面广，费用项目多。而且取费费率一般高于陆上风电场开发。
　　其中，海上风电所涉及海上利益相关方较多，比如渔业资源补偿、渔民安置、海底电缆交越补偿以及国防和军队训练海域赔偿等，费用缺乏收费标准，加之利益相关方均涉及民生关切和军事机密等，议价难度非常大。总体上，其他费用控制难度大。
　　综上所述，目前海上风电处于开发初期，造价应维持在合理水平。对比2010年投产的东海大桥一期项目：该项目离岸距离约10km，水深约10m，总装机容量为102MW，总投资约22.8亿，单位约合22350元/kW，其中风电机组设备价约9亿(约合9000元/kW)。考虑目前海上风电机组单位造价已经低于6000元/kW,考虑其他设备、工程施工及其他费用总体略微下调，目前离岸距离10km、水深10m、装机容量100MW的近海风电场造价约19亿左右，对应单位造价约合19000元/kW。
　　3 经营成本分析
　　对于海上风电来讲，经营期内生产总成本除了财务成本和折旧以外，主要就是经营成本，由于海上风电机组的难接近性，以及海上风电技术的成熟程度，加之海上船机台班费较高，经营成本远高于陆上风电场。
　　目前国内的海上风电场都出现过大型部件的维修和更换工作，与陆上风电场不同，海上风电场的维修周期长，机械台班费用高，成本大大高于陆上风电场的。海上风电机组的设计一定要尽可能考虑到后续检修的便利性，这将有助于控制海上风电的检修成本。
　　另外，海上风电场的风险点多，检修范围也大大超过陆上风电场。比如海缆路由附近的过往船只的抛锚可能导致海底电缆损坏，海缆维修工艺复杂、成本较高。近海海上风电机组往往有受到航道周边船只撞击的风险，海上风电场的防撞设计冗余有限。这些无疑都可能增加海上风电场的检修成本。
　　目前国内诸多海上风电场在特许权投标阶段或者可行性报告编制阶段，在进行财务评价时，往往通过调低维修成本的取费比例，来倒算得出一个较低的电价，这是一种自欺欺人的表现。所以，维修成本的取费要有合理性。