國家發改委今年6月5日公布《關于海上風電上網電價政策的通知》，鼓勵通過特許權招標等市場競爭方式，敲定海上風電項目開發業主和上網電價。圖為2014年上海國際海上風電及風電產業鏈大會暨展覽會。  IC 資料

        “目前的海上風電上網電價是我們千呼萬喚使出來，但絕對不意味著海上風電又一春，我們要持審慎的態度。”在7月初召開的2014年上海國際海上風電及風電產業鏈大會暨展覽會上，上海東海風力發電有限公司副總經理張開華對行業做出了如上建議。

        張開華所指的，是國家發改委于今年6月5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。

        短短兩百余字背后，乃是中國海上風電多年的蟄伏。最新價格政策的出臺，為沉寂已久的海上風電市場帶來了新的盈利預期，被寄予了實質性撬動中國海上風電千億元投資的厚望。

        談及《通知》中規定的臨時電價，參會的國內風電開發商和設備制造商們的反應趨向一致：低于預期。但這并不意味著，項目沒有內部收益率。上網電價出臺，有助扭轉當前國內投資海上風電項目時投資收益水平模糊的現狀。如果考慮到未來各地方繼續出臺補貼政策，盈利空間有望進一步增加。

        近年來，受困于上網電價缺失、成本高企、用海爭議等因素，中國海上風電發展緩慢。據中國風能協會統計，截至2013年年底，中國海上風電建成裝機容量42.86萬千瓦，僅占全國風電裝機總容量的0.5%，其中潮間帶項目30.05萬千瓦，近海項目12.81萬千瓦。近海項目中，10.2萬千瓦是東海大橋一期項目，其余的則主要是試驗性項目、樣機項目。2013年，海上風電新增裝機容量僅3.9萬千瓦，同比（比上年同期）降低69%，全部為潮間帶項目。

        在中國雄心勃勃的海上風電規劃面前，目前的裝機總容量更像是一個“零頭”。國家能源局《風電發展“十二五”規劃》明確提出，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。 目前來看，實現2015年目標的可能性不大。

上網電價低于預期，盈利空間有限

        “我管它叫‘臨時電價’，千萬別說是‘標桿電價’。”中國可再生能源學會風能專業委員會榮譽主席施鵬飛強調稱。

        施鵬飛認為，中國陸上風電標桿電價的出臺經過了六年時間，積累了1200萬千瓦實際裝機量，是把不同地區風能資源、基礎建設等數據統計分析后得出合理電價。而中國海上風電目前區區40萬千瓦裝機量，與1200萬千瓦相去甚遠，要立馬拿出一個合理電價是不可能的。從宏觀上說，全國各地風能資源、水深和地質條件千差萬別，上網電價“一刀切”也是不可能的。海上電價的合理歸位，還需要一個探索過程。

        對于這一醞釀良久的電價，行業各方反應不一。

        中國水電水利規劃設計總院副總工程師易躍春認為，電價出臺將對大部分海上風電起到較好的激勵作用。海上風電開發面臨成本高、風險大，各地造價水平和風電開發建設成本不一，明確的上網電價有助于各主要能源投資開發企業，實質性推動海上風電開發建設項目。

        “臨時電價能不能激起市場的浪花，還有待進一步觀察，但我認為這能對海上風電起到推動作用。明陽在珠海桂山的海上試驗工程（注：廣東珠海桂山海上風電示范項目）按項目計劃今年年底應該裝出來，會執行按目前0.85元的電價，我覺得應該能賺錢。但具體多少錢，還需要測算。” 廣東明陽風電產業集團（下稱明陽風電）總裁趙學永表示。

        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，0.7-0.9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。

        “如果項目所在海域風資源具有優勢，風機質量、施工成本可以控制，上網電價可為企業帶來8%-10%左右的收益率。” 中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖在接受《中國能源報》采訪時說。按照秦海巖觀點，按照每千瓦時0.85元的電價測算，一個100MW的近海風電場，以等效小時數2600小時，投資額每千瓦時13000元，貸款期限15年、利率為6%計算，該風場財務內部收益率約為9.62%，發1度電的成本約為0.57元。

        然而，這一電價水平并未受到所有人的歡迎。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，其他項目或面臨收益壓力。

        根據行業龍頭企業新疆金風科技股份有限公司（下稱金風科技，002202）的測算，這一電價水平只能說剛剛吻合了項目投資的基本需求。

        “從目前的這個電價我們還看不到未來的海上收益會有多高的收入，可能這個電價和我們之前的預期還是有一個差距，因為我們也做過測算，靠0.85元、0.75元這樣一個海上電價來做項目，業主的收益多多少少還是有一些風險。”金風科技董事長助理兼集團市場總監侯玉菡稱，從企業自身來看，還是秉持“積極關注，謹慎實施”的原則，逐步開發出更大容量、高可靠性、高發電效率的適合海上運行環境的風力發電機組。

        這種“風險說”與“不確定論”，得到了諸多參展商的認同。“特別是在我們國內起步階段，這樣的電價會使我們的開發商，使參與海上風電產業鏈的所有參與者面臨一定的風險。”一名業內人士說。

        最新的海上風能資源普查成果顯示，中國5到25米水深，海上風電開發潛力約2億千瓦。50米-70米高度海上風電開發潛力約5億千瓦，另外，有部分地區深海風能資源也較為豐富。以福建省為例，港口碼頭較多，交通便利，最大優勢在于風能資源豐富，平均風速可達到8-10米的風電場較多，且靠近電力負荷中心，電網消納條件較好。

        在福建省水利水電勘測設計研究院教授級高級工程師朱光華看來，目前的電價水平對福建省來說還是有一定經濟性。“我們測算，8毛5可能是一個臨界點，最好是9毛或者9毛多，盈利空間比較理想。但如果靠8毛5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，上述電價便相對吃緊。在這些地區，地方政府的補貼，則成為了另外一根救命稻草。

        在發改委臨時電價出臺之前，上海公布了《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。

        對于廣東珠海桂山海上風電示范項目，來自投資方南方海上風電聯合開發有限公司的副總工程師余暢的觀點就沒有明陽風電那么樂觀。余暢稱，“該風場場址條件年平均風速是7.33m/s，條件很一般。水深有7-11米，但地質條件比較差，最深的地方淤泥層達到40多米。0.85元這個電價對我們投資的回報率是挺大的挑戰。”除了工程降本，向地方政府申請補助也被列為應對這一挑戰的重要途徑。

        若以上海東海大橋海上風電二期項目為例，目前已進入設備交付階段，預計今年年底，首臺二期機組將并網發電；2015年年底前，28臺機組全部并網發電。也就是說，該工程可適用于《通知》中近海項目0.85元/千瓦時的上網電價，加上上海本地補貼，將擁有1.05元/千瓦時的電價，高于一期項目0.978元/千瓦時的上網電價。

        那么東海大橋一期風電場的盈利狀況如何？

        公開資料顯示，東海大橋一期風電場投產三年后，發電量逐年增加。根據上海東海風力發電有限公司主要財務數據顯示，2010年實現盈利6500萬，2011年為4800萬、2012年則下降至4370萬，三年平均資本金凈利潤率約為11%。其中由于政策支持，該項目每年獲得財政貼息約4000萬元。

        據東海大橋項目有關負責人透露，該項目投資22.8億元，貸款達18億元。上海東海風力發電有限公司內部人士稱，東海大橋一期風電場資本金回收期為12年，前六年是還貸高峰期。隨著《可再生能源扶持資金管理辦法》政策支持之一的3年期財政貼息到期，經營也將進入困難期。而在25年全壽命周期內，東海大橋風電場一期平均年生產總成本16514萬元，其中年平均折舊費用8410萬元，年均財務費用4115萬元，年均經營成本3989萬元。

        也就是說，一期項目總投資23.65億元，若按資本金20%計算，刨去4000萬政府貼息，利潤率就很低了。

        秦海巖坦言，8%-10%左右的收益率“賬目”只是理論推算，現實中還有很多特定因素難以囊括。目前國內海上風電規模有限，缺少實際操作經驗，運維成本高，海上風電仍然處于示范階段。

        根據國家能源局日前公布的《2011~2012年電力工程造價情況》，2011-2012年投產陸上風電工程概算、決算單位造價分別為9418元/千瓦和8103元/千瓦。而作為中國首個海上風電場的東海大橋海上風電場，造價成本為23000元/千瓦。可與東海大橋一期項目作比較的位于江蘇如東的潮間帶風電場項目，造價15000元/千瓦。按陸上風電單位千瓦造價8000元計算，依照東海大橋和如東項目，海上風電和潮間帶風電單位千瓦造價成本分別比陸上貴出2-3倍。

冷靜對待海上，“摸著石頭過河”

        即使越過了上網電價這道門檻，擺在中國海上風電面前的依然不是坦途。

        “現在為止（江蘇）如東用了10個廠家13種機型。這里面傳統說法就是給國內廠家提供這么一個平臺，作為試驗樣機安裝。但帶來一個很大的問題，現在廠家基本上都趴下了。我開玩笑說，我們給你們提供一個平臺讓你們表演，表演出什么結果呢？很多在舞臺上面歪掉了，還有好幾家從舞臺上面掉下來了。”江蘇海上龍源風力發電有限公司副總經理高宏飆所說的，正是國產風機的穩定性與可靠性問題。

        風機質量的“水土不服”，并不是孤例。海上風電經營成本高、可到達性差，因而對風機的質量和使用壽命提出了更高的要求。面對海上風電與陸上風電的施工、運行、管理差異，不少此前倉促投身“海上”的國內風機制造企業都在風機質量上栽了跟頭。

        從成本占比來看，陸上風電有60%-70%的成本來自風機，但是海上風電在歐洲大概只有17%的成本由風機產生，前期基礎建設和后期運維占據了海上風電開發成本的大部分。

        上海電氣風能有限公司經理金孝龍認為，國內海上風機所占成本可能達到25%。而高宏飆則認為這一比例仍有提升空間，國內海上風電的主設備占比將達到30%-40%。

        “做到0.85元以下，很多廠商主設備價格偏低，這樣的主設備肯定是很不實用的，后期運維費很高。所以在0.85元這個行情下，一定要留足比較多主設備的費用。” 高宏飆提醒，雖然目前出臺的上網電價并不理想，但確保風機本身質量的可靠性，無疑是重中之重，也是風電場全生命周期成本控制的關鍵所在。

        當被問及目前國內海上風電的整體技術水平是否已能支撐行業的迅速發展時，多位國內整機制造商對澎湃新聞（www.kxwhcb.com）坦言，若從全產業鏈角度來考察，的確還未準備就緒。

        “要解決整機的問題，首先要解決部件的問題。我們現在的部件，尤其是國產部件，創新能力、研發能力亟待進一步提高。和歐洲國家相比，中國的海洋工程基礎本來就相對薄弱。在這樣的基礎上，如果還沒有一個強大的部件制造能力，各方面的差距疊加，就會造成很大的問題。”侯玉菡稱，海上風電面臨的挑戰貫穿全產業鏈。

        不同于陸上，海上風機一旦出現設備故障，面臨的是施工窗口狹小與維修成本高昂的雙重夾擊。

        金孝龍對此深有感悟：“我舉個例子，陸上要換個齒輪箱，拉臺吊機進去一天可能就換完了，大概花個20萬。但是如果在海上要換一個齒輪箱，就需要大型海上施工船過去，現在的價格水平是起板價15天， 15天施工周期，起板價就是1500萬。你說這是20萬的多少倍？70、80倍。像東海一期，燒了一臺機組，他們去換了一下。機組本身不算的話，施工費用、租船的費用，就將近2000萬。”

        而具體到工程配套設施，也還存在空白與不足。據高宏飆介紹，目前國內自有三艘海上施工船，三分之二是中國制造。從三艘船的能力來看，還是有一定問題。今后如果單機能量偏大的情況下，三艘支撐式平臺都是有點問題的，可能吊裝能力上面是有一點不太適應。

        而大機組，恰是海上風電的發展趨勢之一。基于此，丹麥、挪威、德國、荷蘭等海上風電強國的海上施工平臺受到了國內企業的熱捧。

        風電機組的生產、組裝、運輸、后期維護，都需要強大支撐和多方配合，機組制造企業所扮演的，也只是角色之一。海底電纜的鋪設、信號傳輸、風電并網等涉及不同部門間協調機制的困境、商業模式難題、技術瓶頸等等，這些都是橫亙在中國海上風電發展面前的難題。而更基礎的問題是，風電企業是否已經摸清了海洋復雜習性，而不至于在從陸地到海上的過渡中“暈船”？如何確保陸上風電發展過重中出現的頑疾不至于傳染給海上風電？

        “最近大家最關注海上風電的電價發布，8毛5，8毛7，這個一是方向性的東西。但是你真正操作出來，海上風電從此就可能起來了嗎？我覺得還是難。”國家可再生能源中心主任、國家發改委能源研究所副所長王仲穎認為，在對海洋了解尚淺、海上開發缺乏完整戰略規劃的前提下，上海風電發展形勢依然不樂觀，“距離2050年要實現的目標，差得很遠。”對此，金孝龍的判斷更加直接：“基本上不可能完成500萬千瓦這個數字。”

        對于海洋復雜而神秘的脾性，大多數國內風電廠商的態度是：保持冷靜，“摸著石頭過河”。畢竟，海上風電所需支付的高昂成本決定了，不允許再出現如陸上那么多失誤。

告別價格惡戰，逐步回歸理性

        “有了這個電價的好處就是開發商自己來衡量，你要想干，從遠期來看，接受這個電價，也可能會賠錢，那就要看你這個企業有沒有實力。實際上，這個電價比他們原來投標、中標的電價已經高了。”施鵬飛表示，擺在開發商面前的選擇題是，先要業績還是先要盈利？

        陸上風電的許多游戲規則，換到海上都不再適用了。“陸上反正就是我先占一個地，賠錢也干。先裝起來，現在不能接上網我就等，等兩三年接上了我還能有錢收回來。但是海上錢投進去要比陸上多得多，風險也多得多。運行維護成本也很高。另外整個行業現在也相對成熟了，知道里面風險很大了。這就看你開發商的決策了，我就愿意冒那么大的風險，為了未來的市場能占上，看你投不投。”施鵬飛稱。

        作為第一個“下海”吃螃蟹者，一方面早動早有技術經驗與發電數據積累，但另一方面，也面臨著經濟前景不明晰、電網消納等難題。

        至于廣遭詬病的2010年首批海上風電特許權招標項目，也仍處于擱淺狀態。2013年，江蘇大豐200MW（1GW=1000MW，1MW=1000KW）海上風電特許權項目、江蘇東臺200MW海上風電特許權項目和江蘇濱海300MW海上風電特許權項目都已獲得江蘇省能源主管部門核準。至于接下去怎么走，從發改委公布的海上風電臨時電價《通知》中也可窺探一二：臨時電價沒有把特權四個項目包含進去。這意味著，難題又被踢回到開發商面前。

        根據業內人士的觀察，特許權項目要執行原來的價格，也即6毛多的電價，根本做不下來，現在都動不了，更別說主機設備要在海上風電項目上得到驗證和完善。至第二輪招標何時開始也暫無清晰的時間表。

        “雖然現在的電價確實偏低，但是反過來想，海上風電再也不能走陸上風電的老路，如果隨便誰進去都可以賺錢，變成非理性的投資，海上風電會有災難性的結果出現，我覺得可以引導開發商理性投資，算得過賬，項目的管理、整機的技術、風險的控制，具備了這些能力，這個電價是能算得過來的，有回報的就做。從這方面看，它也是積極的。”南方海上風電聯合開發有限公司副總工程師余暢說。