海上风电“一刀切”电价模式需改变

　　“在维护方面，如果海上风机在运行过程中出现故障，修复成本将是陆上风电的百倍。”因此，在金孝龙看来，即便风机在总投资中所占的比例不高，海上风电也不会出现陆上风电恶性竞争的现象。
　　数据显示，截至2013年底，我国海上风电仅装机39.5万千瓦，虽然距离国家提出的“十二五”期间装机500万千瓦的目标还相差甚远，但随着国家对海上风电发展的重视，以及上网电价的正式出台，我国海上风电的建设速度将明显提升。据《2014中国风电发展报告》显示，仅2014年开工的项目，就将达到1566兆瓦，是过去数年累计安装的3倍。而2015年及之后的开工项目预计将达到3550兆瓦。
　　海上风电电价不宜采取“一刀切”模式
　　不可否认的是，海上风电电价的出台为我国相对沉寂的海上风电打上了一针“强心剂”，将极大地促进我国未来的海上风电建设。然而，对于当前的0.8元/千瓦时的电价标准，业内人士也提出了质疑。
　　“这样的电价与欧洲成熟的海上风电电价相比，确实是偏低的，特别是在国内起步阶段，低电价会使开发商和产业链的所有参与者面临一定的风险。”南方海上风电联合开发有限公司副总工程师于畅表示。
　　另外，国电联合动力技术有限公司副总经理孙黎翔认为，我国拥有1.8万平方千米的海岸线，从南到北环境不尽相同，风电场的建设成本也随之不同，因此不应该实行“一刀切”的电价标准。
　　据记者了解，在这方面德国的做法值得学习。
　　当前根据德国政府的能源战略，海上风电已经成为德国排名第二的可再生能源。然而，由于海上风电尚存在技术风险、融资困难和电网接入困难等问题，很多项目的开发都远远滞后。因此，海上风电项目目前还享受一个特殊的补贴——启动者补贴，约合3.5欧分/千瓦时。这个补贴加在海上风电的初始电价上，使得初始电价水平约为15欧分/千瓦时。初始电价的有效期约为12年，之后根据项目的水深和离岸距离递减。
　　此外，德国政府还根据不同的项目需求，推出了其他的电价模式，如“可选择折损电价”。这种模式比初始电价水平高，但是持续时间短，仅为8年，选择这一电价的项目必须在2017年前上网。