海上风电“十二五”能走多远？

陆上的“想象”?

看似未来潜力巨大的海上风电产业，除了遭遇项目审批难题外，缺乏成熟的设备机组以及海上风电设计和施工难度大成为另一不可忽视的障碍。

早在2007年，国家启动了首个海上风电示范项目——东海大桥海上风电项目。当时拥有海上风电技术的外资企业要么不参与投标，要么报价过高甚至有的企业报出1.3万元/千瓦的价格，按照当时核准的电价，开发商无法承受。为此，开发商专门找到了国内几家主要风机制造商，大部分企业判断风险过大不敢接招，一向在业内比较胆大的华锐风电(601558,股吧)“吃”了下这个单子。虽然没有参与竞标，华锐却赢得了东大桥10万千瓦海上风电项目，为其提供34台3兆瓦风机。

这是我国风机制造商在海上风机本土化上迈出的重要一步。在业内人士看来，尽管后来华锐因为风机质量问题遭人诟病，但正因为它的出现，拉低了国外机组的价格，才可能出现国外风电企业参与海上风电机组投标时6000元/千瓦的价格。

“现阶段，国产海上风机大部分都是对陆上风机进行改造，甚至直接购买国外风机图纸，未完全消化，就直接将风机搬到海上，将陆上风机根据自己的想象下海。”Martec迈哲华(上海)投资管理咨询有限公司能源电力总监曹寅对《能源》杂志记者表示。

对此，运达风电营销中心总经理斯建龙有同感。“开发商对于海上机组的选择非常慎重，在陆上，制造商可以通过占领资源，以‘资源换订单’的方式促进机组销售，这一路径在海上风电领域行不通。海上风机风险较高，运达风电从2010年开始研发5兆瓦海上风机机组，计划在明年上半年推出样机。我们会在浙江沿海进行低电压、电能质量、性能等各方面的测试后再推入市场。”

“海上风机不但要能抵御大风，抗腐蚀，更重要的是故障率低。因为其维护成本太高，大约占到度电成本的25%。” 国电龙源江苏海上公司总经理张钢介绍说。

此外，风机如何牢固地树立在大海中也是一项重要课题。目前，专用于海上风电施工的工程船舶和施工设备较为有限。由于当时缺乏相应的设备，上海东海大桥项目主要采用的是混凝土高桩承台技术，后来的龙源如东项目主要采用的是单桩或者多桩钢结构导管架两种基础形式。《中国风电发展报告2012》指出，尽管目前有中交集团、龙源振华、道达、南通盛东、武桥重工、三一重工(600031,股吧)等多艘近海风电施工专用船舶，和施工设备正在研制，但已建成投用的成熟装备很少，仅有龙源电力引领的海洋水建和龙源振华公司建造的几艘潮间带风电施工专门船舶。

不仅施工复杂，还要把控施工时间。“相较于陆上风电施工，海上风电施工还有个窗口期概念，陆上风速只要低于一定的速度就可以开吊，海上不一样，今天没风明天有风，船出去又要回来，适合海上安装时间只占全年的1/3，因而根据窗口期安排各项施工进度，否则延长施工进度，增加成本。” 易跃春介绍说。一般来说，由于海上吊装难度较高，设备拼装尽量在陆上完成。因而，相较于陆上风电，海上风电在设计阶段就要物色好拼装场地。

随着大批新项目的不断推进，海上风电必然从潮间带走向近海、深海。在我国，还有一个瓶颈有待打破。对于离岸型近海风电比较适合的220kV海缆，国内仅有一两家企业开始尝试生产，基本属于空白，110kV单芯海缆尚在研制阶段。“走向深海，海底电缆投资必然增高。同时，国外像德国风电项目，离海岸线比较远，都是在海上建好升压站，通过特高压直流输电将电输送到岸上。而在国内，海上升压站技术还没有实验。”曹寅介绍说。

虽然遇到各种技术瓶颈，对于海上风电技术的探索已经如火如荼。“未来两到三年，风电的发展规模会略有增长，其中海上风电和分布式能源在中国将具有很好的发展预期。”在刚刚召开的2012年北京国际风能大会上，华锐风电董事长韩俊良如此公开表示。

待完善的电价

在易跃春看来，除了技术和施工瓶颈，海上风电要想发展还有两个关键性要素：一是海上风电开发管理体系的成熟;另一个则是电价政策的引导。

此前，恩德(中国)首席执行官Jens Olsen则对《能源》杂志记者表示，由于中国海上风电的电价、运作体系尚未完善，不敢轻易进入中国海上风电市场。

在我国，丰富的海上风能资源主要集中于东部沿海地区，这些地区经济发展快，能源需求大，同时电网结构强，风电入网条件好。

据张钢介绍，龙源如东海上风电场总装机容量是18.2万千瓦，年上网电量可以达到3.75亿千瓦时，可利用小时数超过2500小时，并能全部上网，不存在“弃风”现象。

“由于没有限电的烦恼，0.778元/度的电价对于我们来说投资回报率能接近15%。其意义还在于，到目前为止海上风电还没有像陆上风电一样的标杆电价，因此0.778元/度的电价对未来的海上风电电价制定也是一个重要的参考。” 龙源电力董秘贾楠松说。

的确，对于刚刚起步的海上风电来说，电价制定需要经过一系列项目的探索。据业内人士介绍，如东项目的审定电价主要对标上海临港项目，而第一批特许权项目电价过低，如同陆上风电初期的特许权招标电价一样，招致业内一片嘘声。《中国风电发展报告2012》称，特许权海上风电项目的内部收益率低于6%，又加之融资成本变高，开发商面临亏本的风险。

对此，易跃春认为并不要大惊小怪。陆上风电从1993年起步，历经20年的发展，才基本把造价、资源情况探索清楚。在此背景下，国家发展改革委、国家能源局出台了针对陆上风电的电价政策。

“从1993年到2003年，我国共完成40多万千瓦风电装机，2003年后又通过5期特许权招标，最终总结后形成标杆电价。回想当时第一批陆上风电特许权招标，大家积极性很高，中标电价偏低，业内担心之声并不亚于现在海上风电特许权招标。后经不断总结完善陆上风电特许权招标工作，加上开发企业的逐步认识和理性对待，为中国陆上风电电价的最终形成探索了一条很好的路。第一批海上风电特许权招标只是探索中国海上风电开发模式及价格水平的一种方法和思路，其中标价格并非全国海上风电最终标杆价。海上风电还处于起步阶段，还需要进一步加强对资源条件以及建设、施工、安装和运行成本进行摸索、总结，逐步研究制定合理的上网电价。”

据介绍，目前，潮间带风电项目每千瓦造价在1.5万元左右，近海每千瓦造价在1.8万-2万元。相较于陆上风电目前每千瓦7000-8000元的造价，高出一倍。同时，风机每千瓦高于陆上一千多元。

易跃春给记者算了这样一笔账，对于陆上风电来说，年2500小时的发电量对应的是0.51元/千瓦时的电价，此电价对标的是9000元/千瓦的投资成本，内部收益率可以达到10%;如果海上风电投资成本按照1.5万元/千瓦的成本计算，相对于陆上投资增加了60%，电价相应地也提高60%的话，则在0.8元左右。

值得一提的是，作为一项政治意义更强的工程，为赶工期，在缺乏现场风能资源测量的情况下，上海东海大桥项目风能资源评估按照当时沿岸指标进行推测，与实际运转结果存在误差。项目可研阶段推测年发电小时数2600-2700小时，实际数字为2300小时，导致经济效益与预期有差距。

而在东海大桥项目开工建设之前，在一些场合，有专家提出，海上风电比陆上风电投资成本增加一倍，发电量增加50%，而实际实验的结果是，造价几乎增加了一倍，发电量仅增加了10%-20%。

“不同省份资源情况不同，电价应该区别对待。”一开发商人士提醒记者。以浙江为例，由于其遭遇破坏性台风的几率较高，对于风电机组安全提出更高要求，无疑增加了机组造价;叶片抗台风的要求，长度略短，使发电量降低;浙江海域淤泥较厚，基础造价也有所提高。

造成的结果是，人们印象中风能资源更好的省份如广东、福建、浙江，由于台风此种特殊情况，发电小时数可能并不高于其他省份，相反地，投资却增加。国家有关部门也注意到此种情况，据了解，水电水利规划设计总院正受国家能源局委托，对海上风电电价进行测算，长江以南地区的海上风电电价可能会高于长江以北地区。