43萬千瓦到500萬千瓦 海上風電等待電價“東風”

　　高宏飆認為，目前我國海上風電發展最大的問題不僅僅是限電等外部環境限制，更重要的是缺乏專業的風電維護隊伍，以及核心技術和制造工藝是否掌握在自己手中。
　　等待中的電價
　　所有賽跑者弓著腰站在起跑線上，只等發令槍響——只可惜槍聲遲遲未傳來。這個槍聲，就是一直未出臺的海上風電標桿上網電價。
　　對于我國的海上風電行業而言，2010年首批海上風電特許權招標的啟動具有特殊的意義。在那次招標的4個項目中，中標電價最低為0.6253元/千瓦時，價格接近陸上風電，最高為0.7370元/千瓦時，僅比陸上風電最高標桿電價0.61元高20%。
　　據介紹，目前，潮間帶風電項目每千瓦造價在1.5萬元左右，近海每千瓦造價在1.8~2萬元。相較于陸上風電目前每千瓦7000~8000元的造價，高出一倍。如此看來，特許權項目的電價水平并不能全面反映海上風電項目的高額投資成本。
　　“目前參與海上風電投資的主要是‘國字頭’的電力集團，動輒上百億的項目投資，似乎也只有央企拿得出來。”張立新說。
　　而作為中標企業之一的龍源電力也是一肚子苦水。“龍源項目以前算潮間帶，現在圍墾完了之后要向更遠、更深海域延伸，40%機位將調整，離岸距離由20多公里調增為30多公里，已變為以近海為主的海上風電場。”江蘇省南通市海洋局局長助理黃永輝介紹說。
　　“相較于陸上風電的審批，海上風電項目涉及軍事、海洋、農漁、海事等多個部門，致使海上風電推進過程中面臨的困難和磨合較多。”江蘇海上龍源風力發電有限公司總經理助理吳迪坦言，中標的大豐項目場址調整后，風機基礎及海纜投資明顯增加。建設成本和運維費用大幅提升，0.6396/千瓦時的項目標桿電價卻沒有調整，項目必然面臨虧本的風險。
　　“第一批海上風電特許權招標只是探索中國海上風電開發模式及價格水平的一種方法和思路，其中標價格并非全國海上風電最終標桿價。海上風電還處于起步階段，還需要進一步加強對資源條件以及建設、施工、安裝和運行成本進行摸索、總結，逐步研究制定合理的上網電價。”國家可再生能源信息管理中心常務副主任易躍春說。
　　易躍春給記者算了這樣一筆賬：對于陸上風電來說，一年2500小時的利用小時對應的是0.51元/千瓦時的電價，此電價對標的是9000元/千瓦的投資成本，內部收益率可以達到10%;如果海上風電投資成本按照1.5萬元/千瓦的成本計算，相對于陸上投資增加了60%，電價相應的也提高60%的話，則在0.8元/千瓦時左右。
　　據江蘇省電力公司電力調控中心水電及新能源處副處長雷震介紹，2013年江蘇省風電平均利用小時數2150小時，其中龍源海上風電平均利用小時數達到2600小時。“江蘇經濟發展快，能源需求大，同時電網結構強，風電入網條件好。我省風電自投產以來,一直不存在棄風現象,做到了100%全額消納。”雷震說。
　　“由于沒有棄風限電的煩惱，0.778元/千瓦時的電價對于我們來說投資回報率也僅10%。其意義還在于，到目前為止海上風電還沒有像陸上風電一樣的標桿電價，因此0.778元/千瓦時的電價對未來的海上風電電價制定也是一個重要的參考。”吳迪還建議，根據項目離岸距離、海水深度、臺風等氣候災害情況不同，電價也應該區別對待。
　　500萬千瓦的目標與現實
　　根據《可再生能源發展“十二五”規劃》目標，到2015年，我國累計并網風電裝機達到1億千瓦，年發電量超過1900億千瓦時，其中海上風電裝機達到500萬千瓦，基本形成完整的、具有國際競爭力的風電裝備制造產業。