海上風電，中國能源新銳

　　2010年9月10日，我國首輪100萬千瓦海上風電特許權項目招標在北京開標。參與競標的企業以國企為主，華能、大唐、國電、華電、中電投五大發電央企及下屬的新能源子公司均參與其中。　
　　此前，海上風電只有上海東海大橋10萬千瓦項目作為示范，其稅后上網電價為0.978元/千瓦時，在地方政府補貼0.17元的情況下，海上風電要想盈利，上網電價至少要達到0.80元/千瓦時。”
　　但此次海上風電特許權項目最終的中標價格結果是：濱海30萬千瓦的風電項目的中標價為0.737元/千瓦時；射陽30萬千瓦的風電項目的中標價為0.7047元/千瓦時；大豐20萬千瓦風電項目的中標價為0.6396元/千瓦時；東臺20萬千瓦風電項目的中標價為0.6235元/千瓦時。
　　眾多專家對于這一價格能否在長期實現盈利表示懷疑，并認為海上風電是高投入，但不是高回報。江蘇龍源潮間帶風場造價約為15000元/千瓦，發電量可以折算成2400小時-2500小時/年， 按照平均電價0.65元計算，投資回報率在12%左右。
　　作為海洋永久構筑物工程，海上風電場的建設要求比海上石油平臺還要高。因為海上風機底座要求更加堅固，從而使得樁基工程投入更大，且需要鋪設海底電纜來傳輸電能，加之建設、維護工作均需要專業船只和設備作業。因此，相對于約4.5億元至5億元的一個陸地風電場的建設成本，海上風電場的建設成本至少是陸地風電場的兩三倍。
　　在海上風電項目的建設過程中，海上風電機組成本占45%，支撐結構占25%，其余包括電網連接21%、安裝7%。而陸地風電場成本中，風機占比64%，支撐結構占16%，電網連接占1%。可見，支撐結構占比中，海上風電比陸上風電場的成本高出56%。　
　　高成本低電價，出路何在？此前中國水電顧問集團華東勘測設計研究院做出的可行性研究報告顯示，濱海、射陽、東臺、大豐四個風電場含稅上網電價依次為每度1.0620元、1.0450元、0.9553元和0.9645元。
　　“海上風電合理的電價水平應該比陸上高50%到70%，因此合理電價應該是0.9元甚至1元以上。”國家發展和改革委員會能源研究所副所長李俊峰認為。
　　那么，既然虧本，企業還積極血拼，用意何在？即使虧本也要提前占據新能源產業的核心發展的優勢地區，這不失為一種策略。另外，中標的中國電力央企多以傳統火電為主，政策規定火電企業必須擁有一定可再生能源發電配額，所以，電力央企此舉在業內人士看來，相當于為自身累積配額。
　　2007年8月，國家發改委發布《可再生能源中長期發展規劃》，為非水電可再生能源發電規定了強制性市場份額目標：從2010年到2020年，權益發電裝機總容量超過500萬千瓦的投資者，所擁有的非水電可再生能源發電權益裝機總容量應分別達到其權益發電裝機總容量的3%和8%以上。而從五大發電集團的電源結構看，截至2009年底，中電投和華能的風電裝機占比最低，分別為1.47%和2.58%，其次是大唐，風電裝機占比為3.43%。未來的趨勢是，新能源在電源結構中的占比標準會越來越高，而優質資源是有限的，先下手為強，大型發電企業寧肯虧損也要完成“攤派”任務。而且，該比例的存在意味著，將來想申請更多的火電裝機，就必須先提高新能源裝機規模。現在強制的新能源電源占比低，撬動的杠桿卻很大，新能源裝機的虧損可以通過其他盈利來彌補，這是大型發電企業敢于虧本搶奪新能源資源的根本原因。　
　　與此同時，由于海上風電的主要成本集中在安裝和運輸，隨著專業化程度的提高，海上風電開發成本將有大幅下降。陸地風電場建設與風機的投資比例大致是3：7，而海上風場中設備的比例小于50%，安裝、建設、運營、維護成本比陸地上都要高。　
　　更何況，此次招標的海上風電還只是示范項目，預計未來多次招標后中標價格會逐漸趨于合理。