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“目前，陸上風電的滿發(fā)小時數(shù)為2000小時，收益率在12%左右。雖然海上風電投資成本高，但是由于海上風電電價高于陸上風電電價，且滿發(fā)小時數(shù)要由2000小時增加到3000小時，甚至3500小時，因此與陸上風電相比，海上風電收益水平不會有太大差距�！鄙虾ｋ姎怙L能設備總經(jīng)理金孝龍在接受記者采訪時表示。
海上風電代表著風電技術(shù)領(lǐng)域的前沿和制高點，是世界主要風電市場重點關(guān)注的發(fā)展方向，也是我國戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)的重要內(nèi)容�！陡叨搜b備制造業(yè)“十二五”發(fā)展規(guī)劃》明確提出，全面推進以海洋風能工程裝備為代表的海洋可再生能源裝備。我國可供開發(fā)的海上風能資源豐富，場址靠近負荷中心，海上風電的開發(fā)利用不僅是風電產(chǎn)業(yè)縱向發(fā)展的關(guān)鍵一環(huán)，也是帶動我國相關(guān)海洋產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展的有效途徑。因此，如何更健康地開發(fā)海上風電資源已成為時下各方關(guān)注的一大焦點。
明確投資 項目建設提速
海上風電的開發(fā)投資高、風險大，每千瓦容量的投資約為陸上風電投資的兩倍，且對風機技術(shù)和施工條件都有極為嚴格的要求，因此，在海上風電電價體系不完善的情況下，投資者很難對項目開發(fā)進行準確的評估和決策，更難以測算出明晰的投資回報率，而這也成為海上風電建設在過去幾年進展緩慢、項目建設進程不太理想的主要原因之一。
今年6月17日，國家發(fā)改委公布的《關(guān)于海上風電上網(wǎng)電價政策的通知》，明確提出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年以前投運的潮間帶風電項目含稅上網(wǎng)電價為0.75元/千瓦時，近海風電項目含稅上網(wǎng)電價為0.85元/千瓦時。對此記者在采訪中了解到，企業(yè)認為上述指導電價的出臺將加速國內(nèi)海上風電項目的建設。
“海上風電電價出臺后，雖然業(yè)內(nèi)人士大部分認為價格偏低，但是0.85元/千瓦時是當前情況下能普遍被開發(fā)商所接受的，開發(fā)商可以根據(jù)自身情況進行評估，目前，項目資源較好的開發(fā)商已經(jīng)顯示出較高的積極性�！苯鹦埾蛴浾弑硎�。而這也正體現(xiàn)了《關(guān)于海上風電上網(wǎng)電價政策的通知》中推進海上風電建設、鼓勵優(yōu)先開發(fā)優(yōu)質(zhì)資源的目標。而隨著海上風電在實際建設中的探索，海上風電建設的成本和收益將進一步明確。
資料顯示，國內(nèi)陸上風電工程造價為8000元/千瓦左右，而海上風電的工程造價在1.6萬~2萬元/千瓦。對此，金孝龍也表示，在風電項目的初期投資中，陸上風電60%~70%的成本來自于風機，而在我國海上風電中有大約25%的成本來自于風電機組，在歐洲這個數(shù)字只為17%，工程建設和維護成本則占據(jù)了海上風電開發(fā)中的大部分投資。
“在維護方面，如果海上風機在運行過程中出現(xiàn)故障，修復成本將是陸上風電的百倍。”因此，在金孝龍看來，即便風機在總投資中所占的比例不高，海上風電也不會出現(xiàn)陸上風電惡性競爭的現(xiàn)象。
數(shù)據(jù)顯示，截至2013年底，我國海上風電僅裝機39.5萬千瓦，雖然距離國家提出的“十二五”期間裝機500萬千瓦的目標還相差甚遠，但隨著國家對海上風電發(fā)展的重視，以及上網(wǎng)電價的正式出臺，我國海上風電的建設速度將明顯提升。據(jù)《2014中國風電發(fā)展報告》顯示，僅2014年開工的項目，就將達到1566兆瓦，是過去數(shù)年累計安裝的3倍。而2015年及之后的開工項目預計將達到3550兆瓦。
海上風電電價不宜采取“一刀切”模式
不可否認的是，海上風電電價的出臺為我國相對沉寂的海上風電打上了一針“強心劑”，將極大地促進我國未來的海上風電建設。然而，對于當前的0.8元/千瓦時的電價標準，業(yè)內(nèi)人士也提出了質(zhì)疑。
“這樣的電價與歐洲成熟的海上風電電價相比，確實是偏低的，特別是在國內(nèi)起步階段，低電價會使開發(fā)商和產(chǎn)業(yè)鏈的所有參與者面臨一定的風險�！蹦戏胶Ｉ巷L電聯(lián)合開發(fā)有限公司副總工程師于暢表示。
另外，國電聯(lián)合動力技術(shù)有限公司副總經(jīng)理孫黎翔認為，我國擁有1.8萬平方千米的海岸線，從南到北環(huán)境不盡相同，風電場的建設成本也隨之不同，因此不應該實行“一刀切”的電價標準。
