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“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。”国家可再生能源信息管理中心常务副主任易跃春说。
易跃春给记者算了这样一笔账:对于陆上风电来说,一年2500小时的利用小时对应的是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%,电价相应的也提高60%的话,则在0.8元/千瓦时左右。
据江苏省电力公司电力调控中心水电及新能源处副处长雷震介绍,2013年江苏省风电平均利用小时数2150小时,其中龙源海上风电平均利用小时数达到2600小时。“江苏经济发展快,能源需求大,同时电网结构强,风电入网条件好。我省风电自投产以来,一直不存在弃风现象,做到了100%全额消纳。”雷震说。
“由于没有弃风限电的烦恼,0.778元/千瓦时的电价对于我们来说投资回报率也仅10%。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/千瓦时的电价对未来的海上风电电价制定也是一个重要的参考。”吴迪还建议,根据项目离岸距离、海水深度、台风等气候灾害情况不同,电价也应该区别对待。
500万千瓦的目标与现实
根据《可再生能源发展“十二五”规划》目标,到2015年,我国累计并网风电装机达到1亿千瓦,年发电量超过1900亿千瓦时,其中海上风电装机达到500万千瓦,基本形成完整的、具有国际竞争力的风电装备制造产业。
来自中国风能协会的统计显示,截止到2013年年底,我国已建成的海上风电项目约43万千瓦。而这离规划的500万千瓦目标还有约450多万千瓦的差距。“即使各环节现在开始快马加鞭,完成这个目标的可能性也很渺茫了”。张立新说“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。在风电场建设方面,国内目前海上风电设计、施工技术及装备、事故诊断及运行维护能力不足。离岸型海上升压站建设和220千伏海底电缆制造还在起步阶段。”高宏飙透露,龙源电力也将继续在风电领域进行投资,并且逐步向远海推进。
在易跃春看来,不必为“500万千瓦”的目标是否完成担忧。除了特许权项目外,还有其他项目和示范项目蓄势待发,只要国家政策逐步明朗,前期工作逐步到位,就具备了加快推进的潜力。“500万千瓦目标只是释放我国发展海上风电的信号,更重要的是,通过500万千瓦项目的实践,我国海上风电开发管理体系得以逐步建立,制度、政策、标准体系不断完善;同时,设备制造和施工安装能力不断加强,海上风电指导电价也将逐步形成,为中国‘十三五’及以后海上风电健康快速发展打好基础。”易跃春总结道。
“真是个好消息,我得回去马上准备准备。”如东风场期间的采访结束返回南通市的车上,吴迪接了一个电话后特别兴奋。他告诉记者,江苏省海事局将在后天召开会议,对龙源电力2014年拟核准的两个海上项目进行通航论证评审,这也是除项目可研、海域使用论证、海洋环评等专题外,项目核准所需的一个重要支撑性材料。
新能源的发展终究是不可阻挡的历史进程,电力用户、电网企业、发电企业等不仅是其发展的推动者、承担者,不远的将来也会成为其发展成果的拥有者、享有者。
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