海上風電“一刀切”電價模式需改變

　　“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領域的前沿和制高點，是世界主要風電市場重點關注的發(fā)展方向，也是我國戰(zhàn)略性新興產業(yè)的重要內容?！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)利用不僅是風電產業(yè)縱向發(fā)展的關鍵一環(huán)，也是帶動我國相關海洋產業(yè)協(xié)調發(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《關于海上風電上網電價政策的通知》，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電價。2017年以前投運的潮間帶風電項目含稅上網電價為0.75元/千瓦時，近海風電項目含稅上網電價為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海上風電項目的建設。

　　“海上風電電價出臺后，雖然業(yè)內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)商可以根據自身情況進行評估，目前，項目資源較好的開發(fā)商已經顯示出較高的積極性?！苯鹦埾蛴浾弑硎尽６@也正體現(xiàn)了《關于海上風電上網電價政策的通知》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?！币虼?，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，以及上網電價的正式出臺，我國海上風電的建設速度將明顯提升。據《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)內人士也提出了質疑。

　　“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，特別是在國內起步階段，低電價會使開發(fā)商和產業(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)合動力技術有限公司副總經理孫黎翔認為，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。

　　據記者了解，在這方面德國的做法值得學習。

　　當前根據德國政府的能源戰(zhàn)略，海上風電已經成為德國排名第二的可再生能源。然而，由于海上風電尚存在技術風險、融資困難和電網接入困難等問題，很多項目的開發(fā)都遠遠滯后。因此，海上風電項目目前還享受一個特殊的補貼——啟動者補貼，約合3.5歐分/千瓦時。這個補貼加在海上風電的初始電價上，使得初始電價水平約為15歐分/千瓦時。初始電價的有效期約為12年，之后根據項目的水深和離岸距離遞減。

　　此外，德國政府還根據不同的項目需求，推出了其他的電價模式，如“可選擇折損電價”。這種模式比初始電價水平高，但是持續(xù)時間短，僅為8年，選擇這一電價的項目必須在2017年前上網。

　　德國政府預計到2014年將有1.5吉瓦新項目上線，到2020年海上風電項目發(fā)展目標為6.5吉瓦，2030年的目標直指15吉瓦。

　　而在我國，除了當前海上風電上網電價外，只有部分地方政府出臺扶持政策促進海上風電發(fā)展，如上海于今年5月4日發(fā)布的新能源發(fā)電補貼政策中提出對海上風電的補貼標準為0.2元/千瓦時，是陸上風電的2倍。但這樣政策的出臺也只是在少數(shù)地區(qū)，且補貼模式很單一。

　　雖然當前種種舉措都有力地說明了各級政府發(fā)展海上風電的決心，也使投資海上風電的收益預期更加明確，有利于吸引更多資本進入該領域，并將利好風電開發(fā)企業(yè)和風電設備企業(yè)。但即便如此，目前我國海上風電開發(fā)仍存在一些問題，影響了海上風電開發(fā)速度，若想加快海上風電發(fā)展的步伐，仍需多方合力推進項目建設。

　　金孝龍表示，國內海上風電處于起步階段，海上風電技術有待驗證，海上風電的投資也需要開發(fā)商在實際項目中摸索，因此，未來海上風電不宜采取跨越式發(fā)展，需要在發(fā)展過程中穩(wěn)步推進。

來源：機電商報 　 作者：

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