海上風電——理順節奏 再出發

　　目前海上風電市場隨著電價的確立正式拉開帷幕，雖然政府和相關機構持樂觀態度，但海上風電開發難度比陸上更大，涉及的層面更廣，成本也更高，對機組的要求也相對增加，國內主要的投資商、風電機組整機供應商是否對展開海上風電市場的競爭最好了充分的準備?讀者想聽到各方真實的聲音。本文對海上風電資源狀況、發展現狀進行了淺析，重新審視我國海上風電的發展速度、發展水平、未來趨勢，以饗讀者。

　　我國海上風電技術可開發量很大，5-25米水深，50米高度，可開發的海上風電技術容量約為2億千瓦，5-50米水深，70米高度海上風電可開發量約為5億千瓦。但是考慮到通航、軍事、海洋環保以及其他特殊用海的問題，真正可開發的量還是有限的。目前我國規劃了三大海上風電建設基地，分別是江蘇、廣東和山東千瓦千瓦級海上風電基地，還在遼寧、河北、上海、浙江、福建、海南等地規劃了百萬千瓦級海上風電基地，以陸上風電規劃和建設速度為參照，海上風電開發規模大概不會超過1億千瓦，不包括深海風電。

　　“十二五”規劃提出，到2015年投入運行海上風電裝機容量500萬千瓦，2020年達到3000萬千瓦。但是，由于海上風電上網電價一直不明朗，加之海上風電涉及海洋部門、漁業、能源、國防等多個部門，風電場規劃與海洋功能區劃、海岸線開發規劃、國防用海規劃等協調難度大，海上風電進展緩慢，也出現了很多對海上風電的質疑。國家發改委近日正式下發《關于海上風電上網電價政策的通知》，明確了國內海上風電的標桿電價：2017年以前投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.85元含稅，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.75元含稅。

　　電價的確定對于風電行業而言應是利好消息，尤其是非招標海上風電項目的并網銷售工作將更容易開展，企業、投資者興建海上風電項目的積極性也會更高。

　　幻想中的“千億蛋糕”

　　海上風電在全國風電總量中所占的地位是怎樣的呢?從總的規模來說，2013年底全國風電裝機總量是7716萬千瓦，海上風電裝機容量是38.9萬千瓦，海上風電占全國總容量的千分之五。從發電量來說，海上風電的發電量在全國占比也只能比千分之五多一點。因此從比例上來看，純粹從規模上來說海上風電的貢獻是比較小的，但是從產業來講，海上風電設備的單機容量基本上是3MW、4MW、5MW、6MW等大容量的水平，代表了當今風電機組制造業的最前沿。從勘察、安裝、運行等方面來說也是當今風電行業發展水平的最前沿，在產業鏈中確實屬于起步階段。

　　中國農機工業協會風能設備分會理事長楊校生表示：“海上風電原來制定“十二五”目標的時候還是比較樂觀的，當時陸上風電已經進入高速發展時期，十二五完成萬千瓦海上風電，好像問題不大。但是海上風電開發比陸上難度要大的多，比預計的難。首先設備上存在問題，國產海上風電機組的實試驗時間不夠，規模安裝運行存在風險，進口設備價格又太高。其次海上風電工程上相關的經驗不多，我國海岸線全長超過3.2萬公里公里，近海水下地形、地質類型較多，海底情況復雜多變，海上風電工程造價可能相差很大，需要一個摸索和優化過程。再就是我國海上風力資源的研究分析和海上臺風、浮冰等氣象災害的應對方法還不完善，另外從經濟上來說上網電價遲遲沒有確定，也為海上風電建設推進增加了不確定性。因此，海上風電發展目前還在起步初期，各方還是持謹慎態度的，觀望氣氛濃厚，發展速度比預想的慢。，目前看來，十二五期間要達到既定規劃目標是很困難的。”

　　目前有一種說法，海上風電即將開啟千億市場，這個算法是按照500萬千瓦的裝機容量，每千瓦兩萬元的成本計算，得到1000億的數據。但是這個千億蛋糕是否能夠按照人們的設想順利的實現，恐怕沒那么簡單。實際上，從目前的行業發展現狀來看，雖然規劃目標是2015年達到500萬千瓦的海上風電裝機，但是目前的進度遠到不到。海上風電的“千億蛋糕”只是理論上存在，真正能夠拿下這個市場，可能還需要更長時間的努力。

　　對海上風電準備不足 致使發展速度遲緩

　　我國對海上風電的規劃目標是到2015年投入運行海上風電裝機容量500萬千瓦，目前海上風電發展速度比較緩慢，裝機總量達到38.9萬千瓦，與500萬千瓦的差距比較大，按照目前的發展程度在到2015年很難完成這個目標，造成這個局面的原因是多方面的。

　　就此，水利水電按規劃設計總院副總工程師易躍春表示，首先海上風電開發存在一定的難度，我們對海上風電的認識是一個逐步加深的過程。通過這幾年的陸上風電的快速發展，從小到大、從無到有，到現在成為世界第一的風電大國，對風電機組的制造、使用、安裝都取得了一定的成績，行業發展達到了一定的水平。在陸上風電取得了上述成就的基礎上，對海上風電進行規劃時，也進行了相應的設想，對海上風電的發展速度也給予了較好的希望。但是實際建設過程中，不論是風電機組的制造，還是海上風電場的施工安裝，以及前期的投入，相對于陸上風電來說都存在較多問題，工作難度等級更高。

　　其次，陸上風電已經形成了一套比較完善的管理辦法和相關的技術標準，但是對海上風電來說，由于涉及一些新的部門和管理的要求，造成整個開發建設周期比較長。比如做一個陸上風電場，

　　從測風到可研到建設2-3年可以完成，而海上風電場開發來說，目前完成海洋、海事、環評等前期專題研究工作就需要兩年多時間，加上前期的測風、海洋水文觀測的工作，前期工作需要三年多的時間。所以對于海上風電管理的認識和梳理海上風電管理流程也是一個新的挑戰。因此，由于海上風電前期沒有積累，加上前期準備的時間，完成2015年規劃目標的時間周期就被延長。

　　第三個不可回避的問題，就是海上風電的電價。陸上風電的電價是經過從特許權招標逐漸回歸市場引導、逐漸回歸理性的過程。隨著產業的成熟，陸上風電除了棄風限電的影響，大部分風電能夠帶來較好的盈利，各方反應速度、投資決策、開發建設都比較快。海上風電第一期特許權招標開始時，市場反應積極性也比較高，上網電價競爭也比較激烈。后來由于電價遲遲沒有確定，造成大的投資開發企業擔心風險，投資決策難下，因此雖然前期工作做了很多，但是實質性的開發建設動工的比較少。
電價政策解讀

　　國家發改委于今年6月19日公布的《關于海上風電上網電價政策的通知》下稱《通知》。《通知》規定，對非招標的海上風電項目，區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2017年以前不含2017年投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.85元含稅，下同，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.75元。

　　《通知》同時指出，鼓勵通過特許權招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發業主和上網電價。通過特許權招標確定業主的海上風電項目，其上網電價按照中標價格執行，但不得高于以上規定的同類項目上網電價水平。對于2017年及以后投運的海上風電項目上網電價，將根據海上風電技術進步和項目建設成本變化，結合特許權招投標情況研究制定。

　　此次公布的價格雖然并不能覆蓋企業層面的成本支出，但使已經投產、正在興建的海上風電項目有據可依，項目規劃、設計、施工、運營將更加順暢，民營資本進入海上風電的動力也相對增加。不過，對于這次公布上網電價市場反應不是很熱烈，在這個電價環境下，要達到海上風電項目保證充分的盈利從而吸引更多的投資，對于風資源的穩定性和設備發電效率等方面的要求就相應變的更嚴格。另外電價政策具體落實到實際實施還需要進一步解讀和實施細則的支撐，監管政策的制定也需要時間，僅僅期待一個上網電價的發布推動整個海上風電的發展進程題恐不太現實。

　　國泰君安研究報告指出，按潮間帶15000元/千瓦的投資成本和2800-3200利用小時反推，0.7元~0.9元/千瓦時的標桿電價將使海上風電運營的內部收益率與陸上風電相近，具備啟動的經濟性。

　　對于大多數企業而言，0.75元/千瓦時、0.85元/千瓦時的電價缺乏吸引力。海上風電前期工程與后期運維成本太高，除了福建等風能資源較好的地區，其他項目或面臨盈利壓力。

　　作為參照標準，福建省海上風電資源相對較好，目前的電價水平對福建省來說有一定經濟性。如果靠這個電價盈利對福建地區都比較難的話，別的區域難度就更大了。

　　長期關注風電開發氣候研究的國家氣候中心研究員張秀芝指出，除了福建沿海年平均風速可達到8.5米/秒甚至10米/秒外，中國大多數區域的海上風資源并非很豐富。

　　對于浙江、江蘇、廣東等風資源在7.5米/秒以下又受臺風影響較大的區域，這個電價盈利空間有限。當然有一些地方政府會出臺鼓勵海上風電開發的補貼政策，則成為了重要的補充。

　　上海日前就出臺了《上海市可再生能源和新能源發展專項資金扶持辦法》下稱《辦法》。《辦法》稱，對風電項目根據上網電價對項目投資主給予獎勵，陸上風電補貼0.1元/千瓦時，海上風電補貼0.2元/千瓦時。獎勵時間為連續5年，單個項目的年度獎勵金額不超過5000萬元。這也是目前唯一出臺的海上風電地方補貼政策。

　　2014到2016年將是大規模海上風電成本與電價水平的實際摸索階段，這意味著到2017年會有一個更加客觀合理的電價政策。

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