海上風電上網電價有望打破僵局

　　有研究機構測算，根據出臺的上網電價，在年利用小時數2500~2700小時的情況下，海上風電場運營的內部收益率將達到8%至18%之間。與陸上風場收益相近或略高，已具備大規模開發的經濟性。
　　無獨有偶，國際知名風能研究咨詢機構MAKE(丹麥美科丹風)針對日前出臺的海上風電并網電價做出一份評析。MAKE認為盡管國內海上風電電價低于大部分業界預期,但若能有效降低建造成本,選用優良風機提高年發電量同時嚴格風險控管及降低運維成本,中國海上項目仍然能夠達成約10%的內部回報率。
　　開發商有了投資依據
　　海上風電技術要求高，建設條件復雜，投資需求大，導致海上風電開發成本高，如沒有清晰的電價政策，投資者很難對項目建設進行評估和決策。而此次出臺的海上風電上網電價無疑給了開發商一個有效依據，從而打破了長期以來海上風電相互觀望的局面。
　　“0.85元/千瓦時的電價水平利好并不是那么大，對于福建、廣東等風力資源 較好地區的項目而言，盈利是沒有問題的，但一些風力資源較差的地區仍然無利可圖。”業內相關人士表示，這恰恰也體現了 《關于海上風電上網電價政策的通知》中的思路 “鼓勵優先開發優質資源”，隨著成本的下降和項目運行經驗的成熟，再逐漸大范圍推廣海上風電。
　　據了解，國內陸上風力發電工程造價平均為8000元/千瓦，而海上風電的工程造價在1.6萬元/千瓦～2萬元/千瓦。國內風電龍頭企業龍源電力2011年全公司的平均建設成本為每千瓦7880元，海上風電的建設安裝成本卻高達每千瓦1.5萬元。
　　根據MAKE2014年第二季度的風能市場展望報告，中國海上風電至2023年的市場規模將達到約130億美元。然而，要滿足這一龐大的市場需求，供應鏈仍需進一步發展完善。一些處于市場領先地位的整機商已于2012年起分別成功吊裝了5兆瓦以上的海上風電機組樣機，但機組的后續調試乃至量產仍需時間。同時,目前中國近海項目的瓶頸在于施工建設、海上變電站以及電纜敷設等領域，相對缺乏的技術經驗也為歐洲同 業帶來新的市場機會。
　　“從風資源和地理條件的勘察和評估方面來看，海上的條件和陸上條件不一樣，海上地質條件和風資源的條件在工程和規劃前期都要深入探討，這不能像幾年前開發陸上風電一樣，因為海上風機的安裝設施代價特別大，還有一致配套的公共設施，如果跟不上也會影響整個項目的滯后，甚至實現不了目標。”明陽風電集團有限公司總裁趙學永說，目前來看，我國在工程設備的配套和工程規劃管理方面存在差距，不能一窩蜂式的發展海上風電。
　　需進行嚴格風險管理
　　根據已經出臺的海上風電上網電價，開發商需仔細核算項目的成本經濟性。海上風電項目建設成本是陸上項目的兩倍多，原因在于風電機組本身的價格更高，而復雜的施工也使其成本更加高昂。基于新出臺的上網電價，海上項目確實有機會實現合理的內部收益率，然而開發商必須進行嚴格的風險管理，以免出現成本超支。
　　開發商需考慮的關鍵因素一是選用質量好的風電機組以確保發電量最大化以及運維費用最小化。二是選取具有最佳風況的風場場址。三是海工建設成本的持續降低。
　　最新出臺的標桿電價將促進中國海上風電的發展，并支持海上風電價值鏈的成長。然而，開發商需要謹慎選址，并做好各項風險和成本管控。海上風電市場2017年之后的成長將不僅僅依賴于國家制定的上網電價政策，政府部門加速彼此的協調溝通,屆時行業的發展對海上風電度電成本是否能持續降低,才是最終能有效保證更多海上資源開發利用的根本。
　　“我國風電產業要持續健康穩定科學的發展下去，一要避免無序的惡性價格競爭，二要建立科學的風電產業價值鏈條。前些年中國風電快速發展，取得了輝煌成就。
　　但應該看到，在市場競爭中存在過分追求價格競爭的弊端。價格戰影響了產品質量，事實上我們也為此付出了慘重代價。”趙學永說，從保證風機質量、推動行業健康發展的角度出發，需要從業主、供應商、整機廠等形成一個合理的價值和利益分配鏈條，要有一個健康合理的結構，沒有這個就不能保證風電產業持續、穩定的發展下去。