根據(jù)發(fā)改委文件，對非招標的海上風電項目，區(qū)分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網(wǎng)電價。2017年以前(不含2017年)投運的近海風電項目上網(wǎng)電價為每千瓦時0.85元(含稅，下同)，潮間帶風電項目上網(wǎng)電價為每千瓦時0.75元。

對于這樣的定價，多位風電開發(fā)商均感覺價格偏低，但已經(jīng)可以保證盈利，如果未來各地方繼續(xù)出臺補貼政策，盈利空間將進一步增加。

盈利預期

發(fā)改委鼓勵通過特許招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發(fā)業(yè)主和上網(wǎng)電價。通過特許招標確定業(yè)主的海上風電項目，其上網(wǎng)電價按照中標價格執(zhí)行，但不得高于以上規(guī)定的同類項目上網(wǎng)電價水平。

中國可再生能源學會風能專業(yè)委員會秘書秦海巖認為，如果項目所在海域風資源具有優(yōu)勢、風機質(zhì)量、施工成本可以控制，上網(wǎng)電價可以為企業(yè)帶來8%~10%左右的收益率。但目前，國內(nèi)海上風電規(guī)模有限，缺少實際操作經(jīng)驗，運維成本高，海上風電仍然處于示范階段。

該價格出臺后，一位龍源電力內(nèi)部人士向記者表示，“價格偏低”，特別是近海項目價格偏低。一位中廣核內(nèi)部人士則告訴記者，價格屬于“比較理性”，但是按照公司內(nèi)部的測算，“按照國家給的這個價格，海上風電項目內(nèi)部收益率到8%已經(jīng)不錯了，有些機構(gòu)測算的10%是不可能的。”

上述中廣核內(nèi)部人士指出，國家的電價政策出臺后，相應的各地方也會出臺地方的補貼政策，如果加上地方的補貼，收益率能更好一些。目前，只有上海出臺了針對海上風電的地方補貼政策，為0.2元/千瓦時。

此次，發(fā)改委只制定2017年之前投運的海上風電項目上網(wǎng)電價。對于2017年及以后投運的海上風電項目上網(wǎng)電價，將根據(jù)海上風電技術進步和項目建設成本變化，結(jié)合特許權(quán)招標情況研究確定。

800億裝機市場待啟

我國擁海上風資源儲量豐富，但開發(fā)規(guī)模偏低。

“十二五”規(guī)劃提出，到2015年投入運行海上風電裝機容量500萬千瓦，2020年達到3000萬千瓦。重點開發(fā)建設上海、江蘇、河北、山東海上風電，加快推進浙江、福建、廣東、廣西和海南、遼寧等沿海地區(qū)海上風電的規(guī)劃和項目建設。

但是，由于海上風電上網(wǎng)電價一直不明朗，加之海上風電涉及海洋部門、漁業(yè)、能源、國防等多個部門，風電場規(guī)劃與海洋功能區(qū)劃、海岸線開發(fā)規(guī)劃、國防用海規(guī)劃等協(xié)調(diào)難度大，海上風電進展緩慢。

2010年國家能源局對首輪海上風電特許權(quán)招標，總建設規(guī)模100萬千瓦。但實際建成裝機規(guī)模只有40萬千瓦，實現(xiàn)2015年海上風電裝機500萬千瓦目標幾無可能。

中國風能協(xié)會統(tǒng)計，截至2013年底我國海上風電建成裝機容量42.86萬千瓦，僅占全國風電裝機總?cè)萘康募s0.5%，其中近海項目12.81萬千瓦。2013 年，海上風電進展緩慢，僅有東汽、遠景和聯(lián)合動力3家企業(yè)在潮間帶項目上有裝機，新增容量39MW，同比降低69%。

為穩(wěn)步推進海上風電建設，發(fā)改委、能源局研究制定鼓勵政策。今年2月底，國家能源局可再生能源司副司長史立山透露，國家計劃出臺海上風電標桿電價以鼓勵項目業(yè)主加快建設。

海上風電相對于陸上風電，項目綜合成本高出近一倍，開發(fā)商對于海上風電謹慎。根據(jù)國家能源局公布的《2011~2012年電力工程造價情況》，2011-2012年投產(chǎn)陸上風電工程概算、決算單位造價分別為9418元/千瓦和8103元/千瓦。

行業(yè)人士稱，海上風電每千瓦造價在15000元以上，上海東海大橋風電場造價成本為每千瓦23000元。如果按照15000元/千瓦造價成本測算，2015年建成500萬千瓦裝機所需投資800億元左右。

除此外，海上風電開發(fā)風險大，開發(fā)商需要嚴密的前期準備工作。這些前期工作包括，風資源測量與評價、海洋水文觀測與評價、風電場海圖測量、工程地質(zhì)勘察及工程建設條件評價、建設用海初步審查等。如果地方海洋功能出現(xiàn)調(diào)整，出現(xiàn)用海權(quán)的糾紛，項目前期投入就會打水漂。

值得注意的是，不同于陸上風電，海上項目后期運維成本高，需要動用船只、直升機運輸?shù)跹b，風機對于防腐性要求也高。