“目前的海上風電上網電價是我們千呼萬喚始出來，但絕對不意味著海上風電又一春，我們要持審慎的態(tài)度。”在7月初召開的2014年上海國際海上風電及風電產業(yè)鏈大會暨展覽會上，上海東海風力發(fā)電有限公司副總經理張開華對行業(yè)做出了如上建議。
張開華所指的，是國家發(fā)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(guī)定，對非招標的海上風電項目，區(qū)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(fā)業(yè)主和上網電價。通過特許權招標確定業(yè)主的海上風電項目，其上網電價按照中標價格執(zhí)行，但不得高于以上規(guī)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。這一價格政策的出臺，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(guī)定的電價，參會的國內風電開發(fā)商和設備制造商的反應趨向一致：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，能有效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(xù)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(fā)展緩慢。據中國風能協會統(tǒng)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，同比降低69%，全部為潮間帶項目。
在中國雄心勃勃的海上風電規(guī)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(fā)展“十二五”規(guī)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(yè)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(qū)風能資源、基礎建設等數據統(tǒng)計分析后得出合理電價。而中國海上風電目前區(qū)區(qū)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(yè)各方反應不一。
中國水電水利規(guī)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。由于海上風電開發(fā)面臨成本高、風險大，各地造價水平和風電開發(fā)建設成本不一，明確的上網電價有利于各主要能源投資開發(fā)企業(yè)，實質性地推動海上風電開發(fā)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積極推動作用。明陽在珠海桂山的海上試驗工程(編注：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(zhí)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(yè)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。
“如果項目所在海域風資源具有優(yōu)勢，風機質量、施工成本可以控制，上網電價可為企業(yè)帶來8%~10%的收益率。”中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會秘書長秦海巖在接受《中國能源報》采訪時說道。按照秦海巖觀點，按照每千瓦時0.85元的電價測算，一個100MW(1MW=1000kW)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(fā)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(yè)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(qū)，其他項目或面臨收益承壓。
根據行業(yè)龍頭企業(yè)新疆金風科技股份有限公司(下稱“金風科技”)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(yè)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(jiān)侯玉菡稱，從企業(yè)自身來看，公司還是秉持“積極關注，謹慎實施”的原則逐步開發(fā)出更大容量、高可靠性、高發(fā)電效率的適合海上運行環(huán)境的風力發(fā)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(fā)商，使參與海上風電產業(yè)鏈的所有參與者面臨一定的風險。”一位參會人士表示。
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(fā)潛力約2億千瓦。50米~70米高度海上風電開發(fā)潛力約5億千瓦，另外有部分地區(qū)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(yōu)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。“我們測算出來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(qū)都比較難的話，別的區(qū)域難度就更大了。”
長期關注風電開發(fā)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(qū)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(qū)域，上述電價便相對吃緊。在這些地區(qū)，地方政府的補貼，則成為了另外一根救命稻草。
在發(fā)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(fā)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(xù)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(fā)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(zhàn)。”除了工程降本外，向地方政府申請補助也被列為應對這一挑戰(zhàn)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(fā)電；2015年年底前，28臺機組全部并網發(fā)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(fā)電量逐年增加。根據上海東海風力發(fā)電有限公司主要財務數據顯示，2010年實現盈利6500萬元，2011年為4800萬元，2012年則下降至4370萬元，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(fā)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，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(guī)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?？膳c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。
江蘇海上龍源風力發(fā)電有限公司副總經理高宏飆表示：“現在為止(江蘇)如東用了10個廠家13種機型。這里面?zhèn)鹘y(tǒng)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。”他所說的，正是國產風機的穩(wěn)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(yè)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(fā)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(yè)的迅速發(fā)展時，多位國內整機制造商對早報記者坦言，若從全產業(yè)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(chuàng)新能力、研發(fā)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(zhàn)貫穿全產業(yè)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。這是20萬的多少倍？七八十倍。像東海一期，燒了一臺機組，更換費用除去機組本身的話，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。三艘船的能力還是有一定問題。今后如果在單機能量偏大的情況下，三艘支撐式平臺都是有點問題的，可能吊裝能力上面有一點不太適應。”
而大機組，恰是海上風電的發(fā)展趨勢之一?；诖?，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(yè)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(yè)所扮演的角色也只是其中之一。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(yè)模式難題、技術瓶頸等，都是橫亙在中國海上風電發(fā)展面前的難題。而更基礎的問題是，風電企業(yè)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(fā)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(fā)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(fā)改委能源研究所副所長王仲穎認為，在對海洋了解尚淺、國家海上開發(fā)缺乏完整戰(zhàn)略規(guī)劃的前提下，海上風電發(fā)展形勢依然不樂觀，“距離2015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(tài)度是：保持了冷靜，“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(zhàn)逐步回歸理性
“有了這個電價的好處就是開發(fā)商自己來衡量，你要想干，接受這個電價，從遠期來看也可能會賠錢，那就要看你這個企業(yè)有沒有實力。實際上這個電價比原來投標、中標的電價已經高了。”施鵬飛表示，擺在開發(fā)商面前的選擇題是，先要業(yè)績還是先要盈利？
陸上風電的許多游戲規(guī)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。運行維護成本很高。另外整個行業(yè)現在也相對成熟了，知道里面風險很大了。這就看你開發(fā)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(fā)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(tài)。2013年，江蘇大豐200MW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(fā)改委公布海上風電臨時電價《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(fā)商面前。
根據參會業(yè)內人士的觀察，特許權項目要執(zhí)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(fā)商理性投資，算得過賬，對項目的管理、整機的技術、風險的控制，具備了這些能力，在這個電價能算得過來，有回報的就做。從這方面看它也是積極的。”余暢表示。
張開華也表示，“要珍惜國家終于下達了臨時電價，所以我們所有進入這個籠子的小白鼠要認認真真，切切實實把我們2006年年底之前的試驗項目做好，為國家海上風電長期穩(wěn)定科學的電價做出必要的準確的答案。”
張開華所指的，是國家發(fā)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(guī)定，對非招標的海上風電項目，區(qū)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(fā)業(yè)主和上網電價。通過特許權招標確定業(yè)主的海上風電項目，其上網電價按照中標價格執(zhí)行，但不得高于以上規(guī)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。這一價格政策的出臺，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(guī)定的電價，參會的國內風電開發(fā)商和設備制造商的反應趨向一致：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，能有效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(xù)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(fā)展緩慢。據中國風能協會統(tǒng)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，同比降低69%，全部為潮間帶項目。
在中國雄心勃勃的海上風電規(guī)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(fā)展“十二五”規(guī)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(yè)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(qū)風能資源、基礎建設等數據統(tǒng)計分析后得出合理電價。而中國海上風電目前區(qū)區(qū)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(yè)各方反應不一。
中國水電水利規(guī)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。由于海上風電開發(fā)面臨成本高、風險大，各地造價水平和風電開發(fā)建設成本不一，明確的上網電價有利于各主要能源投資開發(fā)企業(yè)，實質性地推動海上風電開發(fā)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積極推動作用。明陽在珠海桂山的海上試驗工程(編注：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(zhí)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(yè)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。
“如果項目所在海域風資源具有優(yōu)勢，風機質量、施工成本可以控制，上網電價可為企業(yè)帶來8%~10%的收益率。”中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會秘書長秦海巖在接受《中國能源報》采訪時說道。按照秦海巖觀點，按照每千瓦時0.85元的電價測算，一個100MW(1MW=1000kW)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(fā)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(yè)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(qū)，其他項目或面臨收益承壓。
根據行業(yè)龍頭企業(yè)新疆金風科技股份有限公司(下稱“金風科技”)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(yè)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(jiān)侯玉菡稱，從企業(yè)自身來看，公司還是秉持“積極關注，謹慎實施”的原則逐步開發(fā)出更大容量、高可靠性、高發(fā)電效率的適合海上運行環(huán)境的風力發(fā)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(fā)商，使參與海上風電產業(yè)鏈的所有參與者面臨一定的風險。”一位參會人士表示。
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(fā)潛力約2億千瓦。50米~70米高度海上風電開發(fā)潛力約5億千瓦，另外有部分地區(qū)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(yōu)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。“我們測算出來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(qū)都比較難的話，別的區(qū)域難度就更大了。”
長期關注風電開發(fā)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(qū)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(qū)域，上述電價便相對吃緊。在這些地區(qū)，地方政府的補貼，則成為了另外一根救命稻草。
在發(fā)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(fā)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(xù)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(fā)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(zhàn)。”除了工程降本外，向地方政府申請補助也被列為應對這一挑戰(zhàn)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(fā)電；2015年年底前，28臺機組全部并網發(fā)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(fā)電量逐年增加。根據上海東海風力發(fā)電有限公司主要財務數據顯示，2010年實現盈利6500萬元，2011年為4800萬元，2012年則下降至4370萬元，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(fā)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，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(guī)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?？膳c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。
江蘇海上龍源風力發(fā)電有限公司副總經理高宏飆表示：“現在為止(江蘇)如東用了10個廠家13種機型。這里面?zhèn)鹘y(tǒng)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。”他所說的，正是國產風機的穩(wěn)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(yè)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(fā)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(yè)的迅速發(fā)展時，多位國內整機制造商對早報記者坦言，若從全產業(yè)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(chuàng)新能力、研發(fā)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(zhàn)貫穿全產業(yè)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。這是20萬的多少倍？七八十倍。像東海一期，燒了一臺機組，更換費用除去機組本身的話，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。三艘船的能力還是有一定問題。今后如果在單機能量偏大的情況下，三艘支撐式平臺都是有點問題的，可能吊裝能力上面有一點不太適應。”
而大機組，恰是海上風電的發(fā)展趨勢之一?；诖?，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(yè)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(yè)所扮演的角色也只是其中之一。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(yè)模式難題、技術瓶頸等，都是橫亙在中國海上風電發(fā)展面前的難題。而更基礎的問題是，風電企業(yè)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(fā)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(fā)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(fā)改委能源研究所副所長王仲穎認為，在對海洋了解尚淺、國家海上開發(fā)缺乏完整戰(zhàn)略規(guī)劃的前提下，海上風電發(fā)展形勢依然不樂觀，“距離2015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(tài)度是：保持了冷靜，“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(zhàn)逐步回歸理性
“有了這個電價的好處就是開發(fā)商自己來衡量，你要想干，接受這個電價，從遠期來看也可能會賠錢，那就要看你這個企業(yè)有沒有實力。實際上這個電價比原來投標、中標的電價已經高了。”施鵬飛表示，擺在開發(fā)商面前的選擇題是，先要業(yè)績還是先要盈利？
陸上風電的許多游戲規(guī)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。運行維護成本很高。另外整個行業(yè)現在也相對成熟了，知道里面風險很大了。這就看你開發(fā)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(fā)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(tài)。2013年，江蘇大豐200MW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(fā)改委公布海上風電臨時電價《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(fā)商面前。
根據參會業(yè)內人士的觀察，特許權項目要執(zhí)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(fā)商理性投資，算得過賬，對項目的管理、整機的技術、風險的控制，具備了這些能力，在這個電價能算得過來，有回報的就做。從這方面看它也是積極的。”余暢表示。
張開華也表示，“要珍惜國家終于下達了臨時電價，所以我們所有進入這個籠子的小白鼠要認認真真，切切實實把我們2006年年底之前的試驗項目做好，為國家海上風電長期穩(wěn)定科學的電價做出必要的準確的答案。”
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