海上风电受阻

国内海上风电发展停滞，原因是目前尚无规模化运营的海上风电场、海上风电产业服务体系，项目建设和运行经验缺乏，短期内很难提升。

曾经的海上风电宠儿如今却垂头丧气。

3年前，国内4家大型电力公司因拿下首批海上风电特许权招标项目曾引得一片艳羡，而今这些项目非但没有并网发电，甚至连开工日期都遥遥无期。

与海上风电项目的停滞形成明显对比的是经过近7年“”式的发展，陆上风机已遍布中国的大江南北。风电装机容量连年攀升，2012年，中国风电新增装机容量达1400万千瓦。在年初召开的全国能源工作会议上，中国政府明确今年新增风电装机容量要达到1800万千瓦。

装机容量大幅增长形成触目惊心的陆上风电过剩。国家能源局称，2012年全国弃风电量约为200亿千瓦时，是2011年的两倍，弃风损失100亿元以上；风电平均利用小时数继续下降，一些地区甚至降至1400小时左右，几近亏损。而造成风电过剩的主要原因是输电通道建设滞后，而其根本原因是风电场与用电负荷中心距离较远。于是人们便将发展风电的目光转向了海上。

而对于海上风电，传输不是问题。海上风能资源最丰富的东南沿海地区，毗邻用电需求大的经济发达地区，完全可以就近消纳大量的风电，降低输送成本。不仅于此，不占地、风速高、沙尘少、发电量大，对机组磨损少，运行稳定等众多优点使得海上风电一直被认为具有先天优势。

3年过去了，海上风电首批项目的进展给了当初那些狂热者无情的打击。

“截至2012年底，我国海上风电装机容量仅约30万千瓦。《风电发展“十二五”规划》中所述的到2015年，海上风电装机容量达到500万千瓦目标很可能会落空。全国17个已获得国家能源局同意开展前期工作的海上风电项目，总装机容量395万千瓦。即使这些项目到2015年全部建成，要实现500万千瓦海上风电的目标也非常困难。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对本刊记者说。

低价恶果

自上世纪90年代丹麦建立世界第一座5万千瓦海上风电场以来，海上风电发展历程还不到20年，而中国发展海上风电更是近年才提出的新生事物。2007年，利用废弃海上钻井平台建设的中国第一台海上风力发电机在渤海海上风力发电示范项目投入运行，输入油田独立电网。

3年前，国家能源局组织国内首轮4个海上风电特许权招标，总建设规模100万千瓦。其中，两个近海项目分别位于滨海和射阳地区，装机各30万千瓦；两个潮间带项目分别是东台及大丰，装机20万千瓦。4个项目共有25家企业或联合体投标，竞争惨烈。

多家企业不惜大打“价格战”，抢滩海上风电市场。以至于中电投，国电电力、大唐发电、华电国际、中广核风电等央企报出多个0.6～0.7元/千瓦时的低价，而国内四类陆上资源区的风电标杆上网电价分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。业内普遍认为，海上风电工程是内地陆上发电工程造价的两倍以上，而内陆风力发电工程造价成本约为8000元/千瓦。而在此前，上海东海大桥风电场的成本为每千瓦23000元。作为中国第一个海上风电示范项目，该项目的税后上网电价为 0.978元/千瓦时，远高于中标企业所报价格。

这次没有硝烟的“价格战”引发了业界广泛争议。2010年10月，中国海上风电第一期特许权招标结果出炉，第二期招标蓄势待发。彼时，业内普遍认为海上风电会重复陆上风电的辉煌，迅速迎来黄金发展期。有人认为，央企之所以低价竞标是对产业前景充分看好，不惜牺牲经济利益换取开发权，从而为其进一步拓展海上风电市场铺平道路，即使海上风电赢利空间暂时较小，企业也可以承受。

事实显然并不是当初预计的那样。中标之后，4个项目至今没有进展，企业积极性并不高。鲁能新能源公司中标的东台海上风电项目，曾经一度传出因成本原因面临退标。

“海上风电成本是陆地上的一倍，当年报价让人感觉就是胡闹，只有中海油联合维斯塔斯报了0.9元/千瓦时一个接近成本的价格，引起了现场一阵笑声。”当年曾在招标现场的风电领域资深人士回忆说，“中标企业按照投标的价格去经营，根本赚不到钱，还会造成亏损，企业不会有开工的积极性，投标变成了圈地。”

利益掣肘

最终问题还是出现了。3年来各个企业项目都传出种种受阻信息。原因多种多样，或最终批准使用的海域与规划不符，或建设面临环境保护问题，或海上功能区划不明晰，或牵涉到海洋局、海事、军事、交通、渔业等多部门而受到阻碍。

3年未能动工的另一个主要原因是，海上建设风电场牵涉多方利益。在海上发展风电，不只是国家能源局说了算，海洋部门也把海域使用管理作为其行政管理的重要部分，造成国家能源局组织审定的海上风电规划难以有效执行。

在业内人士看来，当前海上风电遇到各种问题与首轮海上风电特许权招标由国家能源局主持，国家海洋局和地方并未参与有关。海上风电与陆地上很多建设在人烟稀少的地方不同，沿海地区在发展生态农业、养殖、旅游以及沿海城镇经济诸多选择中，仅能盈亏平衡甚至亏本的风电并不是最好的选择。能源局风电规划与海洋区域功能区划之间缺乏协调沟通，地方利益在海上风电中也没有得到体现造成掣肘。

鲁能在东台的项目是一个典型。因特许权项目原规划地点与沿海养殖区重叠，不得不重新勘测，只好向深海方向调整了15公里，距离海岸线的距离扩大到35公里～36公里，风场用海面积缩减为60多平方公里，比原来小了一半。随着用海位置的调整，已经完成的海域使用论证报告、海缆路由调查、通航安全评估报告、环境影响评价报告等都要推倒重来；地震安全评价报告、可行性研究报告、风机基础专题报告等也需根据前期工作成果进行补充和完善。而这些文件须再次经海洋部门、海事部门、国土部门、电网等全部审查通过，才能向国家能源局提交项目核准申请。变更不仅仅是手续的繁琐，成本增加也是显而易见的，鲁能项目向深海推进15公里，仅海缆的投资就会大幅度增加。

鲁能的境遇绝非个案，但国电龙源或许是这4家企业里最幸运者之一。近日，国电龙源位于江苏大丰20万千瓦海上风电项目获得江苏省发改委核准。该项目此前也面临着风电场与江苏围垦区规划、江苏省上报的珍稀动物麋鹿的保护区局部有重叠，先后进行了场址调整、登陆点移动，最终在去年底取得海洋环评、海域论证、通航论证等所有专题评审意见，最终顺利核准。实际上，去年11月大丰市已经就龙源海上风电项目召开协调会，但是至今尚未传出开工消息。

海上风电进展迟缓，除上述利益博弈，机组技术、电价政策以及并网送出机制等，都对其形成掣肘。

前景堪忧

海上风电作为全球风电的最新技术发展趋势，作为未来最有可能降低风电发电成本的新技术一直是备受全球关注的热点话题。然而《中国风电发展报告——2012》称，目前海上风电装机容量依然不足全球总装机容量的2%，即使是按全球最乐观的预测，2020年，海上风电只能占到全球风电的10%。

我国海岸线长18000千米，岛屿6000多个。近海风能资源主要集中在东南沿海及其附近岛屿，可开发和利用的风能储量约7亿千瓦。目前，全国有17个海上风电项目的前期工作已经获得国家能源局批准，总装机容量为395万千瓦，还有28个项目正在争取国家能源局同意开展前期工作，总装机容量850万千瓦。而眼下这丰厚的资源却变成了烫手山芋。

中国海上风电发展的困境显然受到了各方的关注。今年年初，春节刚过，国家能源局就召开了由副局长刘琦主持的海上风电发展座谈会。值得一提的是，这次交通部海事局、国家海洋局海域司和环保司、江苏省能源局及4家海上风电特许权项目中标企业均被邀请参加了会议。从本次会后传出来的消息看，国家层面已经认识到，受目前价格政策不明确、海域使用协调难度大、技术研发和施工体系不完善等因素的制约，我国海上风电存在发展较为缓慢的现状。

刘琦在会议上要求加快推进已核准和正在开展前期工作的海上风电项目建设，积极扩大海上风电的建设规模。

令业内颇为不满的是，现在时间已经过去半年了，那次座谈会提及的研究制定海上风电的标杆电价政策、引导海上风电产业持续健康发展，至今再无下文。

国内某知名风电企业负责人对当前海上风电发展情况及其悲观，他告诉记者，国内海上风电发展停滞，原因是目前尚无规模化运营的海上风电场、海上风电产业服务体系，项目建设和运行经验缺乏，短期内很难提升。在他看来，2010年世博会的“献礼工程”上海东海大桥项目，如今俨然成为了华锐风电冒进和海上风电“小病不断”的缩影，应该引以为戒，其他业主投资海上风电将更加谨慎。至于既定目标，“十三五”能完成500万千瓦装机就不错了。

而林柏强认为，不可否认，中国海上风电开发目前还处于起步探索阶段，在规划和标准、设备制造、工程设计、施工安装、成本控制、运行维护、政策和管理等方面，缺少成熟的经验，面临的挑战贯穿全产业链。但中国发展海上风电非常重要，必须要发展，而且要尽快发展。但是必须改变当前竞标压价无底线，施工无限期的特许权招标的模式。另外，应该尽快明确电价政策，该问题已经严重制约了海上风电发展。