海上风电盘点：上网电价蹒跚上路，首轮招标项目搁浅4年

国家发改委今年6月5日公布《关于海上风电上网电价政策的通知》，鼓励通过特许权招标等市场竞争方式，敲定海上风电项目开发业主和上网电价。图为2014年上海国际海上风电及风电产业链大会暨展览会。  IC 资料

        “目前的海上风电上网电价是我们千呼万唤使出来，但绝对不意味着海上风电又一春，我们要持审慎的态度。”在7月初召开的2014年上海国际海上风电及风电产业链大会暨展览会上，上海东海风力发电有限公司副总经理张开华对行业做出了如上建议。

        张开华所指的，是国家发改委于今年6月5日公布的《关于海上风电上网电价政策的通知》（下称《通知》）。

        《通知》规定，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前（不含2017年）投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元（含税，下同），潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。

        《通知》同时指出，鼓励通过特许权招标等市场竞争方式，确定海上风电项目开发业主和上网电价。通过特许权招标确定业主的海上风电项目，其上网电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。对于2017年及以后投运的海上风电项目上网电价，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况研究制定。

        短短两百余字背后，乃是中国海上风电多年的蛰伏。最新价格政策的出台，为沉寂已久的海上风电市场带来了新的盈利预期，被寄予了实质性撬动中国海上风电千亿元投资的厚望。

        谈及《通知》中规定的临时电价，参会的国内风电开发商和设备制造商们的反应趋向一致：低于预期。但这并不意味着，项目没有内部收益率。上网电价出台，有助扭转当前国内投资海上风电项目时投资收益水平模糊的现状。如果考虑到未来各地方继续出台补贴政策，盈利空间有望进一步增加。

        近年来，受困于上网电价缺失、成本高企、用海争议等因素，中国海上风电发展缓慢。据中国风能协会统计，截至2013年年底，中国海上风电建成装机容量42.86万千瓦，仅占全国风电装机总容量的0.5%，其中潮间带项目30.05万千瓦，近海项目12.81万千瓦。近海项目中，10.2万千瓦是东海大桥一期项目，其余的则主要是试验性项目、样机项目。2013年，海上风电新增装机容量仅3.9万千瓦，同比（比上年同期）降低69%，全部为潮间带项目。

        在中国雄心勃勃的海上风电规划面前，目前的装机总容量更像是一个“零头”。国家能源局《风电发展“十二五”规划》明确提出，到2015年投入运行海上风电装机容量500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。 目前来看，实现2015年目标的可能性不大。

上网电价低于预期，盈利空间有限

        “我管它叫‘临时电价’，千万别说是‘标杆电价’。”中国可再生能源学会风能专业委员会荣誉主席施鹏飞强调称。

        施鹏飞认为，中国陆上风电标杆电价的出台经过了六年时间，积累了1200万千瓦实际装机量，是把不同地区风能资源、基础建设等数据统计分析后得出合理电价。而中国海上风电目前区区40万千瓦装机量，与1200万千瓦相去甚远，要立马拿出一个合理电价是不可能的。从宏观上说，全国各地风能资源、水深和地质条件千差万别，上网电价“一刀切”也是不可能的。海上电价的合理归位，还需要一个探索过程。

        对于这一酝酿良久的电价，行业各方反应不一。

        中国水电水利规划设计总院副总工程师易跃春认为，电价出台将对大部分海上风电起到较好的激励作用。海上风电开发面临成本高、风险大，各地造价水平和风电开发建设成本不一，明确的上网电价有助于各主要能源投资开发企业，实质性推动海上风电开发建设项目。

        “临时电价能不能激起市场的浪花，还有待进一步观察，但我认为这能对海上风电起到推动作用。明阳在珠海桂山的海上试验工程（注：广东珠海桂山海上风电示范项目）按项目计划今年年底应该装出来，会执行按目前0.85元的电价，我觉得应该能赚钱。但具体多少钱，还需要测算。” 广东明阳风电产业集团（下称明阳风电）总裁赵学永表示。

        国泰君安研究报告指出，按潮间带15000元/千瓦的投资成本和2800-3200利用小时反推，0.7-0.9元/千瓦时的标杆电价将使海上风电运营的内部收益率与陆上风电相近，具备启动的经济性。

        “如果项目所在海域风资源具有优势，风机质量、施工成本可以控制，上网电价可为企业带来8%-10%左右的收益率。” 中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩在接受《中国能源报》采访时说。按照秦海岩观点，按照每千瓦时0.85元的电价测算，一个100MW的近海风电场，以等效小时数2600小时，投资额每千瓦时13000元，贷款期限15年、利率为6%计算，该风场财务内部收益率约为9.62%，发1度电的成本约为0.57元。

        然而，这一电价水平并未受到所有人的欢迎。对于大多数企业而言，0.75元/千瓦时、0.85元/千瓦时的电价缺乏吸引力。海上风电前期工程与后期运维成本太高，除了福建等风能资源较好的地区，其他项目或面临收益压力。

        根据行业龙头企业新疆金风科技股份有限公司（下称金风科技，002202）的测算，这一电价水平只能说刚刚吻合了项目投资的基本需求。

        “从目前的这个电价我们还看不到未来的海上收益会有多高的收入，可能这个电价和我们之前的预期还是有一个差距，因为我们也做过测算，靠0.85元、0.75元这样一个海上电价来做项目，业主的收益多多少少还是有一些风险。”金风科技董事长助理兼集团市场总监侯玉菡称，从企业自身来看，还是秉持“积极关注，谨慎实施”的原则，逐步开发出更大容量、高可靠性、高发电效率的适合海上运行环境的风力发电机组。

        这种“风险说”与“不确定论”，得到了诸多参展商的认同。“特别是在我们国内起步阶段，这样的电价会使我们的开发商，使参与海上风电产业链的所有参与者面临一定的风险。”一名业内人士说。

        最新的海上风能资源普查成果显示，中国5到25米水深，海上风电开发潜力约2亿千瓦。50米-70米高度海上风电开发潜力约5亿千瓦，另外，有部分地区深海风能资源也较为丰富。以福建省为例，港口码头较多，交通便利，最大优势在于风能资源丰富，平均风速可达到8-10米的风电场较多，且靠近电力负荷中心，电网消纳条件较好。

        在福建省水利水电勘测设计研究院教授级高级工程师朱光华看来，目前的电价水平对福建省来说还是有一定经济性。“我们测算，8毛5可能是一个临界点，最好是9毛或者9毛多，盈利空间比较理想。但如果靠8毛5盈利对福建地区都比较难的话，别的区域难度就更大了。”

        长期关注风电开发气候研究的国家气候中心研究员张秀芝指出，除了福建沿海年平均风速可达到8.5米/秒甚至10米/秒外，中国大多数区域的海上风资源并非很丰富。

        对于浙江、江苏、广东等风资源在7.5米/秒以下、又受台风影响较大的区域，上述电价便相对吃紧。在这些地区，地方政府的补贴，则成为了另外一根救命稻草。

        在发改委临时电价出台之前，上海公布了《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》（下称《办法》）。《办法》称，对风电项目根据上网电价对项目投资主给予奖励，陆上风电补贴0.1元/千瓦时，海上风电补贴0.2元/千瓦时。奖励时间为连续5年，单个项目的年度奖励金额不超过5000万元。这也是目前唯一出台的海上风电地方补贴政策。

        对于广东珠海桂山海上风电示范项目，来自投资方南方海上风电联合开发有限公司的副总工程师余畅的观点就没有明阳风电那么乐观。余畅称，“该风场场址条件年平均风速是7.33m/s，条件很一般。水深有7-11米，但地质条件比较差，最深的地方淤泥层达到40多米。0.85元这个电价对我们投资的回报率是挺大的挑战。”除了工程降本，向地方政府申请补助也被列为应对这一挑战的重要途径。

        若以上海东海大桥海上风电二期项目为例，目前已进入设备交付阶段，预计今年年底，首台二期机组将并网发电；2015年年底前，28台机组全部并网发电。也就是说，该工程可适用于《通知》中近海项目0.85元/千瓦时的上网电价，加上上海本地补贴，将拥有1.05元/千瓦时的电价，高于一期项目0.978元/千瓦时的上网电价。

        那么东海大桥一期风电场的盈利状况如何？

        公开资料显示，东海大桥一期风电场投产三年后，发电量逐年增加。根据上海东海风力发电有限公司主要财务数据显示，2010年实现盈利6500万，2011年为4800万、2012年则下降至4370万，三年平均资本金净利润率约为11%。其中由于政策支持，该项目每年获得财政贴息约4000万元。

        据东海大桥项目有关负责人透露，该项目投资22.8亿元，贷款达18亿元。上海东海风力发电有限公司内部人士称，东海大桥一期风电场资本金回收期为12年，前六年是还贷高峰期。随着《可再生能源扶持资金管理办法》政策支持之一的3年期财政贴息到期，经营也将进入困难期。而在25年全寿命周期内，东海大桥风电场一期平均年生产总成本16514万元，其中年平均折旧费用8410万元，年均财务费用4115万元，年均经营成本3989万元。

        也就是说，一期项目总投资23.65亿元，若按资本金20%计算，刨去4000万政府贴息，利润率就很低了。

        秦海岩坦言，8%-10%左右的收益率“账目”只是理论推算，现实中还有很多特定因素难以囊括。目前国内海上风电规模有限，缺少实际操作经验，运维成本高，海上风电仍然处于示范阶段。

        根据国家能源局日前公布的《2011~2012年电力工程造价情况》，2011-2012年投产陆上风电工程概算、决算单位造价分别为9418元/千瓦和8103元/千瓦。而作为中国首个海上风电场的东海大桥海上风电场，造价成本为23000元/千瓦。可与东海大桥一期项目作比较的位于江苏如东的潮间带风电场项目，造价15000元/千瓦。按陆上风电单位千瓦造价8000元计算，依照东海大桥和如东项目，海上风电和潮间带风电单位千瓦造价成本分别比陆上贵出2-3倍。

冷静对待海上，“摸着石头过河”

        即使越过了上网电价这道门槛，摆在中国海上风电面前的依然不是坦途。

        “现在为止（江苏）如东用了10个厂家13种机型。这里面传统说法就是给国内厂家提供这么一个平台，作为试验样机安装。但带来一个很大的问题，现在厂家基本上都趴下了。我开玩笑说，我们给你们提供一个平台让你们表演，表演出什么结果呢？很多在舞台上面歪掉了，还有好几家从舞台上面掉下来了。”江苏海上龙源风力发电有限公司副总经理高宏飙所说的，正是国产风机的稳定性与可靠性问题。

        风机质量的“水土不服”，并不是孤例。海上风电经营成本高、可到达性差，因而对风机的质量和使用寿命提出了更高的要求。面对海上风电与陆上风电的施工、运行、管理差异，不少此前仓促投身“海上”的国内风机制造企业都在风机质量上栽了跟头。

        从成本占比来看，陆上风电有60%-70%的成本来自风机，但是海上风电在欧洲大概只有17%的成本由风机产生，前期基础建设和后期运维占据了海上风电开发成本的大部分。

        上海电气风能有限公司经理金孝龙认为，国内海上风机所占成本可能达到25%。而高宏飙则认为这一比例仍有提升空间，国内海上风电的主设备占比将达到30%-40%。

        “做到0.85元以下，很多厂商主设备价格偏低，这样的主设备肯定是很不实用的，后期运维费很高。所以在0.85元这个行情下，一定要留足比较多主设备的费用。” 高宏飙提醒，虽然目前出台的上网电价并不理想，但确保风机本身质量的可靠性，无疑是重中之重，也是风电场全生命周期成本控制的关键所在。

        当被问及目前国内海上风电的整体技术水平是否已能支撑行业的迅速发展时，多位国内整机制造商对澎湃新闻（www.thepaper.cn）坦言，若从全产业链角度来考察，的确还未准备就绪。

        “要解决整机的问题，首先要解决部件的问题。我们现在的部件，尤其是国产部件，创新能力、研发能力亟待进一步提高。和欧洲国家相比，中国的海洋工程基础本来就相对薄弱。在这样的基础上，如果还没有一个强大的部件制造能力，各方面的差距叠加，就会造成很大的问题。”侯玉菡称，海上风电面临的挑战贯穿全产业链。

        不同于陆上，海上风机一旦出现设备故障，面临的是施工窗口狭小与维修成本高昂的双重夹击。

        金孝龙对此深有感悟：“我举个例子，陆上要换个齿轮箱，拉台吊机进去一天可能就换完了，大概花个20万。但是如果在海上要换一个齿轮箱，就需要大型海上施工船过去，现在的价格水平是起板价15天， 15天施工周期，起板价就是1500万。你说这是20万的多少倍？70、80倍。像东海一期，烧了一台机组，他们去换了一下。机组本身不算的话，施工费用、租船的费用，就将近2000万。”

        而具体到工程配套设施，也还存在空白与不足。据高宏飙介绍，目前国内自有三艘海上施工船，三分之二是中国制造。从三艘船的能力来看，还是有一定问题。今后如果单机能量偏大的情况下，三艘支撑式平台都是有点问题的，可能吊装能力上面是有一点不太适应。

        而大机组，恰是海上风电的发展趋势之一。基于此，丹麦、挪威、德国、荷兰等海上风电强国的海上施工平台受到了国内企业的热捧。

        风电机组的生产、组装、运输、后期维护，都需要强大支撑和多方配合，机组制造企业所扮演的，也只是角色之一。海底电缆的铺设、信号传输、风电并网等涉及不同部门间协调机制的困境、商业模式难题、技术瓶颈等等，这些都是横亘在中国海上风电发展面前的难题。而更基础的问题是，风电企业是否已经摸清了海洋复杂习性，而不至于在从陆地到海上的过渡中“晕船”？如何确保陆上风电发展过重中出现的顽疾不至于传染给海上风电？

        “最近大家最关注海上风电的电价发布，8毛5，8毛7，这个一是方向性的东西。但是你真正操作出来，海上风电从此就可能起来了吗？我觉得还是难。”国家可再生能源中心主任、国家发改委能源研究所副所长王仲颖认为，在对海洋了解尚浅、海上开发缺乏完整战略规划的前提下，上海风电发展形势依然不乐观，“距离2050年要实现的目标，差得很远。”对此，金孝龙的判断更加直接：“基本上不可能完成500万千瓦这个数字。”

        对于海洋复杂而神秘的脾性，大多数国内风电厂商的态度是：保持冷静，“摸着石头过河”。毕竟，海上风电所需支付的高昂成本决定了，不允许再出现如陆上那么多失误。

告别价格恶战，逐步回归理性

        “有了这个电价的好处就是开发商自己来衡量，你要想干，从远期来看，接受这个电价，也可能会赔钱，那就要看你这个企业有没有实力。实际上，这个电价比他们原来投标、中标的电价已经高了。”施鹏飞表示，摆在开发商面前的选择题是，先要业绩还是先要盈利？

        陆上风电的许多游戏规则，换到海上都不再适用了。“陆上反正就是我先占一个地，赔钱也干。先装起来，现在不能接上网我就等，等两三年接上了我还能有钱收回来。但是海上钱投进去要比陆上多得多，风险也多得多。运行维护成本也很高。另外整个行业现在也相对成熟了，知道里面风险很大了。这就看你开发商的决策了，我就愿意冒那么大的风险，为了未来的市场能占上，看你投不投。”施鹏飞称。

        作为第一个“下海”吃螃蟹者，一方面早动早有技术经验与发电数据积累，但另一方面，也面临着经济前景不明晰、电网消纳等难题。

        至于广遭诟病的2010年首批海上风电特许权招标项目，也仍处于搁浅状态。2013年，江苏大丰200MW（1GW=1000MW，1MW=1000KW）海上风电特许权项目、江苏东台200MW海上风电特许权项目和江苏滨海300MW海上风电特许权项目都已获得江苏省能源主管部门核准。至于接下去怎么走，从发改委公布的海上风电临时电价《通知》中也可窥探一二：临时电价没有把特权四个项目包含进去。这意味着，难题又被踢回到开发商面前。

        根据业内人士的观察，特许权项目要执行原来的价格，也即6毛多的电价，根本做不下来，现在都动不了，更别说主机设备要在海上风电项目上得到验证和完善。至第二轮招标何时开始也暂无清晰的时间表。

        “虽然现在的电价确实偏低，但是反过来想，海上风电再也不能走陆上风电的老路，如果随便谁进去都可以赚钱，变成非理性的投资，海上风电会有灾难性的结果出现，我觉得可以引导开发商理性投资，算得过账，项目的管理、整机的技术、风险的控制，具备了这些能力，这个电价是能算得过来的，有回报的就做。从这方面看，它也是积极的。”南方海上风电联合开发有限公司副总工程师余畅说。