海上風電等待電價“東風”政策加速新能源發展

　　“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。