面对容量巨大、前景可观的海上风电盛宴，开发商却因各种限制而陷入困境。在技术、管理和电价体系未有突破之时，“十二五”期间海上风电能走多远？

　　文︱本刊记者 范珊珊

　　沉寂了两年多的第一批海上风电特许权招标项目，经过多方努力、协调后，今年底将会迎来新的转机。

　　2010年5月，4个海上风电特许权项目(江苏滨海30万千瓦、射阳30万千瓦、大丰20万千瓦、东台20万千瓦)吸引了众央企巨头的目光，激烈角逐后，分别由大唐新能源、中电投联合体、龙源电力、山东鲁能中标，中标电价在0.6235-0.737元/千瓦时之间。

　　时隔两年半，作为我国风电行业进军海上4个标志性项目迟迟没有开工。因与江苏省海洋功能区划有冲突，其间一度被延误。

　　好消息是，截至上个月，山东鲁能东台20万千瓦和龙源电力大丰20万千瓦项目已经拿到了海洋、海事、土地、电网等各个部门的批文，并上报国家能源局，有望在今年底核准，于明年上半年开工建设。大唐新能源滨海30万千瓦项目，已经完成可研，待海洋环保部门批准后，有望在今年底或明年初核准。

　　然而，另外一个中标体中电投却没有那么幸运。由于滩涂围垦计划及港口航道规划调整等因素，风场具体场址范围还有待最终确定，项目开工时间再次延后。

　　第一批海上风电“弄潮儿”的境地，无疑让投资者对这块风电市场的待开垦处女地保持警惕。

　　我国拥有海岸线长约1.8万公里，风能资源丰富，其中近海风能资源主要集中在东南沿海及其附近岛屿，有效风能密度在300W/m2以上。5-25m水深、50m高度海上风电开发潜力约2亿千瓦；5-50m水深、70m高度海上风电开发潜力约5亿千瓦。

　　在陆上风电资源几乎被“瓜分殆尽”的背景下，海上风电资源已俨然成为一块诱人的蛋糕。全球著名的风电认证机构德国劳式有限服务公司(GL)国际部负责人FabioPollocino预测，中国海上风电市场潜力高达750吉瓦。

　　2010年，在国家打响海上风电的发令枪后，各大开发商纷纷“跑马圈海”，划分势力范围。投资商们与地方政府频繁接洽，在江苏，除了中标的4个企业外，长江三峡、中水电、中广核、国华、华能等开发商斩获了近200万千瓦的海上风能开发资源。

　　虽然开发商热情高涨，但多位接受《能源》杂志采访的业内人士均表示，海上风电目前还处于摸索阶段，受制于电价、施工能力、规划协调等各种因素，现在谈海上风电市场的爆发期还为时尚早。

　　在上海东海大桥、龙源江苏如东项目以及第一轮特许权招标项目的轮番试验后，海上风电开发遇到的难题和困境都在表明，对于海上风电资源的想象离现实还有很远的一段距离。

　　“冲突”的规划

　　从特许权项目招标至今，海洋主管部门批文一直是各个中标体的焦点。

　　我国海上风电启动追溯到2009年年初。2009年1月，国家能源局在北京召开海上风电开发及沿海大型风电基地建设研讨会，会后印发《海上风电场工程规划工作大纲》，明确工作范围、工作原则、工作内容、组织管理和工作职责等。同年6月，国家能源局在江苏南通组织召开了海上风电开发建设协调会议，并印发会议纪要，对风电的开发规划工作进行了进一步安排和部署。

　　据一业内人士回忆，在当时国家启动海上风电项目时，征求了国家海洋主管部门的意见。后来部分地方政府认为围垦、航道、港口等发展沿海经济更为重要，造成海上风电规划不断调整。

　　不难理解，在渔业、航道、港口等更有利可图的项目面前，一些地区的风电规划只能让步。

　　“鲁能和龙源项目以前算潮间带，现在围垦完了之后要向更远、更深海域延伸，变为以近海为主的海上风电场。”水电水利规划设计总院副总工程师易跃春介绍说。

　　相较于陆上风电的审批，海上风电项目涉及军事、用海、海洋环评、海事等多个部门，致使海上风电推进过程中面临的困难和矛盾较多。

　　“以我国第一个海上风电项目——上海东海大桥项目为例，从开始建设到完工一共有80多份审批或专题文件，可以想象其间有多少个部门和行业需要协调。陆上风电项目一般是一年时间测风，再一年时间将前期工作做完，一年后基本建成；特许权招标项目两年没有开工，说明前期工作要求的技术更高，需要协调的利益相关方更多。”易跃春说。

　　这也就意味着，任何一个主管部门对项目场址有异议，比如用海功能和海域使用面积有不同的规划或用途，项目就难以获取核准。

　　在第一批特许权项目招标当年，江苏省海上风电发展规划启动。由于缺乏与江苏省海洋功能区划的有效衔接，江苏省风电规划在后来不断做出调整。

　　据报道，一些开发企业依据海上风电规划预选了地点，做了资源调查评估，提交开发申请时才知道：项目所在地点并不在新调整的当地海洋功能区划范围内，与港口、自然保护区或渔业区冲突，必须迁址，数百万甚至千余万元的前期投资打了水漂。

　　虽然上述案例属于个案，但其间的复杂性不言自明。除了与海洋、海事部门的规划矛盾外，军事安全问题更为敏感。

　　在风能资源丰富的福建省，其海上风电规划尚未公布，据业内人士称，军事部门对于建设海上风场一直未松口，只能试探性地开展一些工作。同样的情况，在浙江省舟山等地区也存在。

　　截至目前，上海、江苏、山东、河北、浙江、广东海上风电规划已经完成。辽宁大连、福建、广西、海南等省的海上风电规划正在完善和制定，初步确定了4300万千瓦的海上风能资源开发潜力，目前已有38 个项目，1650万千瓦项目在开展前期工作。

　　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“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[微博]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JensOlsen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。

　　500万千瓦的现实

　　如此巨额投资以及高风险，技术、管理、电价体系尚需提升和完善，“十二五”期间海上风电能走多远？

　　根据我国《可再生能源发展“十二五”规划》，到2015年，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。到2020年，累计并网风电装机达到2亿千瓦，年发电量超过3900亿千瓦时，其中海上风电装机达到3000万千瓦，风电成为电力系统的重要电源。

　　对于2015年海上风电装机达到500万千瓦的目标，一些业内人士对目标达成表示担忧。截至目前，除了上海东海大桥一期海上风电场项目(10.2万千瓦)、龙源如东潮间带示范项目(18.2万千瓦)两个大型项目外，海上风电机组零星地散布于各个沿海省份，多为制造商为实验风机性能而立，包括中海油渤海绥中单机1.5兆瓦机组、江苏响水3台共6.5兆瓦机组、山东潍坊6兆瓦机组、福建福清市三山镇5兆瓦机组，以及东海大桥西侧安装了单机容量3.6兆瓦和5兆瓦的试验机组各一台。这也就意味着目前海上风电装机在30万千瓦左右，离500万千瓦还有470万千瓦的差距。

　　事实上，为了促进海上风电的发展，国家能源主管部门的态度也发生了一些转变。2012年2月，国家能源局新能源司副司长史立山在中英海上风电政策研讨会上表示，在2012年将“十二五”规划的500万千瓦海上风电目标落实到企业的具体项目，长期会考虑推出海上风电标杆电价政策，鼓励企业积极投资。此外，开发商只要具备条件可以向国家能源局提出申请，能源局原则上会把前期工作先安排下去。

　　在易跃春看来，不必为目标是否完成担忧。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。

　　截至目前，在全国主要沿海省份，都有一些海上风电项目获取路条或者正在开展前期工作。比如，在上海，将有东海大桥项目二期、临港一二期共40万千瓦的项目储备；在河北，河北建投和国电电力共有50万千瓦项目；在广东，南方电网与粤电集团牵头负责的分别位于珠海和湛江两个项目，都已获得路条，总计40万千瓦；在福建，龙源电力拥有40万千瓦的项目储备，其中一期5万千瓦的项目已获得路条，此外，福建投资集团在莆田平海湾5万千瓦海上风电项目也获得路条；在浙江，国电、中广核、三峡集团以及中国电力建设集团也有80万千瓦-100万千瓦的项目储备。

　　值得关注的是，作为我国三个海上千万千瓦级风电基地之一的山东省，因受江苏特许权项目价格的影响，开发商寄希望于国家电价政策的进一步完善。在山东，几大风电开发商如国电电力、大唐、华能、三峡、中海油均有海上风电项目，处于预可研阶段。“由于山东还没项目作为价格参照系，开发商对此保持谨慎。只要电价有新的信号，就能很快往下推进，因而，其可能一两年没动静，也有可能有大批项目上马。”上述业内人士称。

　　在上述业内人士看来，如果以上项目均能在“十二五”期间开工，500万千瓦的目标并不难实现，10多个项目就能达成规划目标。“500万千瓦目标只是释放中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，中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。