面對容量巨大、前景可觀的海上風電盛宴，開發商卻因各種限制而陷入困境。在技術、管理和電價體系未有突破之時，“十二五”期間海上風電能走多遠?
沉寂了兩年多的第一批海上風電特許權招標項目，經過多方努力、協調后，今年底將會迎來新的轉機。
2010年5月，4個海上風電特許權項目(江蘇濱海30萬千瓦、射陽30萬千瓦、大豐20萬千瓦、東臺20萬千瓦)吸引了眾央企巨頭的目光，激烈角逐后，分別由大唐新能源、中電投聯合體、龍源電力、山東魯能中標，中標電價在0.6235-0.737元/千瓦時之間。
時隔兩年半，作為我國風電行業進軍海上4個標志性項目遲遲沒有開工。因與江蘇省海洋功能區劃有沖突，其間一度被延誤。
好消息是，截至上個月，山東魯能東臺20萬千瓦和龍源電力大豐20萬千瓦項目已經拿到了海洋、海事、土地、電網等各個部門的批文，并上報國家能源局，有望在今年底核準，于明年上半年開工建設。大唐新能源濱海30萬千瓦項目，已經完成可研，待海洋環保部門批準后，有望在今年底或明年初核準。
然而，另外一個中標體中電投卻沒有那么幸運。由于灘涂圍墾計劃及港口航道規劃調整等因素，風場具體場址范圍還有待最終確定，項目開工時間再次延后。
第一批海上風電“弄潮兒”的境地，無疑讓投資者對這塊風電市場的待開墾處女地保持警惕。
我國擁有海岸線長約1.8萬公里，風能資源豐富，其中近海風能資源主要集中在東南沿海及其附近島嶼，有效風能密度在300W/m2以上。5-25m水深、50m高度海上風電開發潛力約2億千瓦;5-50m水深、70m高度海上風電開發潛力約5億千瓦。
在陸上風電資源幾乎被“瓜分殆盡”的背景下，海上風電資源已儼然成為一塊誘人的蛋糕。全球著名的風電認證機構德國勞式有限服務公司(GL)國際部負責人Fabio Pollocino預測，中國海上風電市場潛力高達750吉瓦。
2010年，在國家打響海上風電的發令槍后，各大開發商紛紛“跑馬圈海”，劃分勢力范圍。投資商們與地方政府頻繁接洽，在江蘇，除了中標的4個企業外，長江三峽、中水電、中廣核、國華、華能等開發商斬獲了近200萬千瓦的海上風能開發資源。
雖然開發商熱情高漲，但多位接受《能源》雜志采訪的業內人士均表示，海上風電目前還處于摸索階段，受制于電價、施工能力、規劃協調等各種因素，現在談海上風電市場的爆發期還為時尚早。
在上海東海大橋、龍源江蘇如東項目以及第一輪特許權招標項目的輪番試驗后，海上風電開發遇到的難題和困境都在表明，對于海上風電資源的想象離現實還有很遠的一段距離。
“沖突”的規劃
從特許權項目招標至今，海洋主管部門批文一直是各個中標體的焦點。
我國海上風電啟動追溯到2009年年初。2009年1月，國家能源局在北京召開海上風電開發及沿海大型風電基地建設研討會，會后印發《海上風電場工程規劃工作大綱》，明確工作范圍、工作原則、工作內容、組織管理和工作職責等。同年6月，國家能源局在江蘇南通組織召開了海上風電開發建設協調會議，并印發會議紀要，對風電的開發規劃工作進行了進一步安排和部署。
據一業內人士回憶，在當時國家啟動海上風電項目時，征求了國家海洋主管部門的意見。后來部分地方政府認為圍墾、航道、港口等發展沿海經濟更為重要，造成海上風電規劃不斷調整。
不難理解，在漁業、航道、港口等更有利可圖的項目面前，一些地區的風電規劃只能讓步。
“魯能和龍源項目以前算潮間帶，現在圍墾完了之后要向更遠、更深海域延伸，變為以近海為主的海上風電場。”水電水利規劃設計總院副總工程師易躍春介紹說。
相較于陸上風電的審批，海上風電項目涉及軍事、用海、海洋環評、海事等多個部門，致使海上風電推進過程中面臨的困難和矛盾較多。
“以我國第一個海上風電項目——上海東海大橋項目為例，從開始建設到完工一共有80多份審批或專題文件，可以想象其間有多少個部門和行業需要協調。陸上風電項目一般是一年時間測風，再一年時間將前期工作做完，一年后基本建成;特許權招標項目兩年沒有開工，說明前期工作要求的技術更高，需要協調的利益相關方更多。”易躍春說。
這也就意味著，任何一個主管部門對項目場址有異議，比如用海功能和海域使用面積有不同的規劃或用途，項目就難以獲取核準。
在第一批特許權項目招標當年，江蘇省海上風電發展規劃啟動。由于缺乏與江蘇省海洋功能區劃的有效銜接，江蘇省風電規劃在后來不斷做出調整。
據報道，一些開發企業依據海上風電規劃預選了地點，做了資源調查評估，提交開發申請時才知道：項目所在地點并不在新調整的當地海洋功能區劃范圍內，與港口、自然保護區或漁業區沖突，必須遷址，數百萬甚至千余萬元的前期投資打了水漂。
雖然上述案例屬于個案，但其間的復雜性不言自明。除了與海洋、海事部門的規劃矛盾外，軍事安全問題更為敏感。
在風能資源豐富的福建省，其海上風電規劃尚未公布，據業內人士稱，軍事部門對于建設海上風場一直未松口，只能試探性地開展一些工作。同樣的情況，在浙江省舟山等地區也存在。
截至目前，上海、江蘇、山東、河北、浙江、廣東海上風電規劃已經完成。遼寧大連、福建、廣西、海南等省的海上風電規劃正在完善和制定，初步確定了4300萬千瓦的海上風能資源開發潛力，目前已有 38 個項目，1650萬千瓦項目在開展前期工作。
陸上的“想象”?
看似未來潛力巨大的海上風電產業，除了遭遇項目審批難題外，缺乏成熟的設備機組以及海上風電設計和施工難度大成為另一不可忽視的障礙。
早在2007年，國家啟動了首個海上風電示范項目——東海大橋海上風電項目。當時擁有海上風電技術的外資企業要么不參與投標，要么報價過高甚至有的企業報出1.3萬元/千瓦的價格，按照當時核準的電價，開發商無法承受。為此，開發商專門找到了國內幾家主要風機制造商，大部分企業判斷風險過大不敢接招，一向在業內比較膽大的華銳風電“吃”了下這個單子。雖然沒有參與競標，華銳卻贏得了東大橋10萬千瓦海上風電項目，為其提供34臺3兆瓦風機。
這是我國風機制造商在海上風機本土化上邁出的重要一步。在業內人士看來，盡管后來華銳因為風機質量問題遭人詬病，但正因為它的出現，拉低了國外機組的價格，才可能出現國外風電企業參與海上風電機組投標時6000元/千瓦的價格。
“現階段，國產海上風機大部分都是對陸上風機進行改造，甚至直接購買國外風機圖紙，未完全消化，就直接將風機搬到海上，將陸上風機根據自己的想象下海。”Martec邁哲華(上海)投資管理咨詢有限公司能源電力總監曹寅對《能源》雜志記者表示。
對此，運達風電營銷中心總經理斯建龍有同感。“開發商對于海上機組的選擇非常慎重，在陸上，制造商可以通過占領資源，以‘資源換訂單’的方式促進機組銷售，這一路徑在海上風電領域行不通。海上風機風險較高，運達風電從2010年開始研發5兆瓦海上風機機組，計劃在明年上半年推出樣機。我們會在浙江沿海進行低電壓、電能質量、性能等各方面的測試后再推入市場。”
“海上風機不但要能抵御大風，抗腐蝕，更重要的是故障率低。因為其維護成本太高，大約占到度電成本的25%。” 國電龍源江蘇海上公司總經理張鋼介紹說。
此外，風機如何牢固地樹立在大海中也是一項重要課題。目前，專用于海上風電施工的工程船舶和施工設備較為有限。由于當時缺乏相應的設備，上海東海大橋項目主要采用的是混凝土高樁承臺技術，后來的龍源如東項目主要采用的是單樁或者多樁鋼結構導管架兩種基礎形式。《中國風電發展報告2012》指出，盡管目前有中交集團、龍源振華、道達、南通盛東、武橋重工、三一重工等多艘近海風電施工專用船舶，和施工設備正在研制，但已建成投用的成熟裝備很少，僅有龍源電力引領的海洋水建和龍源振華公司建造的幾艘潮間帶風電施工專門船舶。
不僅施工復雜，還要把控施工時間。“相較于陸上風電施工，海上風電施工還有個窗口期概念，陸上風速只要低于一定的速度就可以開吊，海上不一樣，今天沒風明天有風，船出去又要回來，適合海上安裝時間只占全年的1/3，因而根據窗口期安排各項施工進度，否則延長施工進度，增加成本。” 易躍春介紹說。一般來說，由于海上吊裝難度較高，設備拼裝盡量在陸上完成。因而，相較于陸上風電，海上風電在設計階段就要物色好拼裝場地。
隨著大批新項目的不斷推進，海上風電必然從潮間帶走向近海、深海。在我國，還有一個瓶頸有待打破。對于離岸型近海風電比較適合的220kV海纜，國內僅有一兩家企業開始嘗試生產，基本屬于空白，110kV單芯海纜尚在研制階段。“走向深海，海底電纜投資必然增高。同時，國外像德國風電項目，離海岸線比較遠，都是在海上建好升壓站，通過特高壓直流輸電將電輸送到岸上。而在國內，海上升壓站技術還沒有實驗。”曹寅介紹說。
雖然遇到各種技術瓶頸，對于海上風電技術的探索已經如火如荼。“未來兩到三年，風電的發展規模會略有增長，其中海上風電和分布式能源在中國將具有很好的發展預期。”在剛剛召開的2012年北京國際風能大會上，華銳風電董事長韓俊良如此公開表示。
待完善的電價
在易躍春看來，除了技術和施工瓶頸，海上風電要想發展還有兩個關鍵性要素：一是海上風電開發管理體系的成熟;另一個則是電價政策的引導。
此前，恩德(中國)首席執行官Jens Olsen則對《能源》雜志記者表示，由于中國海上風電的電價、運作體系尚未完善，不敢輕易進入中國海上風電市場。
在我國，豐富的海上風能資源主要集中于東部沿海地區，這些地區經濟發展快，能源需求大，同時電網結構強，風電入網條件好。
據張鋼介紹，龍源如東海上風電場總裝機容量是18.2萬千瓦，年上網電量可以達到3.75億千瓦時，可利用小時數超過2500小時，并能全部上網，不存在“棄風”現象。
“由于沒有限電的煩惱，0.778元/度的電價對于我們來說投資回報率能接近15%。其意義還在于，到目前為止海上風電還沒有像陸上風電一樣的標桿電價，因此0.778元/度的電價對未來的海上風電電價制定也是一個重要的參考。” 龍源電力董秘賈楠松說。
的確，對于剛剛起步的海上風電來說，電價制定需要經過一系列項目的探索。據業內人士介紹，如東項目的審定電價主要對標上海臨港項目，而第一批特許權項目電價過低，如同陸上風電初期的特許權招標電價一樣，招致業內一片噓聲。《中國風電發展報告2012》稱，特許權海上風電項目的內部收益率低于6%，又加之融資成本變高，開發商面臨虧本的風險。
對此，易躍春認為并不要大驚小怪。陸上風電從1993年起步，歷經20年的發展，才基本把造價、資源情況探索清楚。在此背景下，國家發展改革委、國家能源局出臺了針對陸上風電的電價政策。
“從1993年到2003年，我國共完成40多萬千瓦風電裝機，2003年后又通過5期特許權招標，最終總結后形成標桿電價。回想當時第一批陸上風電特許權招標，大家積極性很高，中標電價偏低，業內擔心之聲并不亞于現在海上風電特許權招標。后經不斷總結完善陸上風電特許權招標工作，加上開發企業的逐步認識和理性對待，為中國陸上風電電價的最終形成探索了一條很好的路。第一批海上風電特許權招標只是探索中國海上風電開發模式及價格水平的一種方法和思路，其中標價格并非全國海上風電最終標桿價。海上風電還處于起步階段，還需要進一步加強對資源條件以及建設、施工、安裝和運行成本進行摸索、總結，逐步研究制定合理的上網電價。”
據介紹，目前，潮間帶風電項目每千瓦造價在1.5萬元左右，近海每千瓦造價在1.8萬-2萬元。相較于陸上風電目前每千瓦7000-8000元的造價，高出一倍。同時，風機每千瓦高于陸上一千多元。
易躍春給記者算了這樣一筆賬，對于陸上風電來說，年2500小時的發電量對應的是0.51元/千瓦時的電價，此電價對標的是9000元/千瓦的投資成本，內部收益率可以達到10%;如果海上風電投資成本按照1.5萬元/千瓦的成本計算，相對于陸上投資增加了60%，電價相應地也提高60%的話，則在 0.8元左右。
值得一提的是，作為一項政治意義更強的工程，為趕工期，在缺乏現場風能資源測量的情況下，上海東海大橋項目風能資源評估按照當時沿岸指標進行推測，與實際運轉結果存在誤差。項目可研階段推測年發電小時數2600-2700小時，實際數字為2300小時，導致經濟效益與預期有差距。
而在東海大橋項目開工建設之前，在一些場合，有專家提出，海上風電比陸上風電投資成本增加一倍，發電量增加50%，而實際實驗的結果是，造價幾乎增加了一倍，發電量僅增加了10%-20%。
“不同省份資源情況不同，電價應該區別對待。”一開發商人士提醒記者。以浙江為例，由于其遭遇破壞性臺風的幾率較高，對于風電機組安全提出更高要求，無疑增加了機組造價;葉片抗臺風的要求，長度略短，使發電量降低;浙江海域淤泥較厚，基礎造價也有所提高。
造成的結果是，人們印象中風能資源更好的省份如廣東、福建、浙江，由于臺風此種特殊情況，發電小時數可能并不高于其他省份，相反地，投資卻增加。國家有關部門也注意到此種情況，據了解，水電水利規劃設計總院正受國家能源局委托，對海上風電電價進行測算，長江以南地區的海上風電電價可能會高于長江以北地區。
500萬千瓦的現實
如此巨額投資以及高風險，技術、管理、電價體系尚需提升和完善，“十二五”期間海上風電能走多遠?
根據我國《可再生能源發展“十二五”規劃》，到2015年，累計并網風電裝機達到1億千瓦，年發電量超過1900億千瓦時，其中海上風電裝機達到 500萬千瓦，基本形成完整的、具有國際競爭力的風電裝備制造產業。到2020年，累計并網風電裝機達到2億千瓦，年發電量超過3900億千瓦時，其中海上風電裝機達到3000萬千瓦，風電成為電力系統的重要電源。
對于2015年海上風電裝機達到500萬千瓦的目標，一些業內人士對目標達成表示擔憂。截至目前，除了上海東海大橋一期海上風電場項目(10.2萬千瓦)、龍源如東潮間帶示范項目(18.2萬千瓦)兩個大型項目外，海上風電機組零星地散布于各個沿海省份，多為制造商為實驗風機性能而立，包括中海油渤海綏中單機1.5兆瓦機組、江蘇響水3臺共6.5兆瓦機組、山東濰坊6兆瓦機組、福建福清市三山鎮5兆瓦機組，以及東海大橋西側安裝了單機容量3.6兆瓦和5兆瓦的試驗機組各一臺。這也就意味著目前海上風電裝機在30萬千瓦左右，離500萬千瓦還有470萬千瓦的差距。
事實上，為了促進海上風電的發展，國家能源主管部門的態度也發生了一些轉變。2012年2月，國家能源局新能源司副司長史立山在中英海上風電政策研討會上表示，在2012年將“十二五”規劃的500萬千瓦海上風電目標落實到企業的具體項目，長期會考慮推出海上風電標桿電價政策，鼓勵企業積極投資。此外，開發商只要具備條件可以向國家能源局提出申請，能源局原則上會把前期工作先安排下去。
在易躍春看來，不必為目標是否完成擔憂。除了特許權項目外，還有其他項目和示范項目蓄勢待發，只要國家政策逐步明朗，前期工作逐步到位，就具備了加快推進的潛力。
截至目前，在全國主要沿海省份，都有一些海上風電項目獲取路條或者正在開展前期工作。比如，在上海，將有東海大橋項目二期、臨港一二期共40萬千瓦的項目儲備;在河北，河北建投和國電電力共有50萬千瓦項目;在廣東，南方電網與粵電集團牽頭負責的分別位于珠海和湛江兩個項目，都已獲得路條，總計40 萬千瓦;在福建，龍源電力擁有40萬千瓦的項目儲備，其中一期5萬千瓦的項目已獲得路條，此外，福建投資集團在莆田平海灣5萬千瓦海上風電項目也獲得路條;在浙江，國電、中廣核、三峽集團以及中國電力建設集團也有80萬千瓦-100萬千瓦的項目儲備。
值得關注的是，作為我國三個海上千萬千瓦級風電基地之一的山東省，因受江蘇特許權項目價格的影響，開發商寄希望于國家電價政策的進一步完善。在山東，幾大風電開發商如國電電力、大唐、華能、三峽、中海油均有海上風電項目，處于預可研階段。“由于山東還沒項目作為價格參照系，開發商對此保持謹慎。只要電價有新的信號，就能很快往下推進，因而，其可能一兩年沒動靜，也有可能有大批項目上馬。”上述業內人士稱。
在上述業內人士看來，如果以上項目均能在“十二五”期間開工，500萬千瓦的目標并不難實現，10多個項目就能達成規劃目標。“500萬千瓦目標只是釋放中國發展海上風電的信號，更重要的是，通過500萬千瓦項目的實踐，中國海上風電開發管理體系得以逐步建立，制度、政策、標準體系不斷完善;同時，設備制造和施工安裝能力不斷加強，海上風電指導電價也將逐步形成，為中國“十三五”及以后海上風電健康快速發展打好基礎。”易躍春總結道。
龍源海上試驗樣本
在施工復雜、維修成本高昂的海上風電領域，龍源電力在探索中前行，逐步找到一條屬于自己的發展路徑。
11月23日，瀕臨黃海的如東縣城已寒風刺骨。早晨7時許，我們搭乘一艘漁政船開始出海之旅，不斷升高的海浪拍打著船的四周，船只在顛簸中航行了大約一個小時后，透過輕薄的霧氣，隱隱約約地看到遠處高達80米的巨型風機。
這是風機從戈壁灘、草原、荒漠走向大海的現實圖景。在幾乎國內沒有太多經驗可借鑒的前提下，作為我國最大的風電開發商，龍源電力將74臺共182MW風機樹立于這片如東縣環港外灘上。
相較于陸上工程的快速，安裝這些龐然大物花費了兩年多的時間。和摸索一臺臺海上風機安裝經驗一樣，龍源電力希冀通過一個個風場試驗摸索海上風電發展之路。“海上風電各式各樣的試驗都在做，風機質量及配置需要時間檢驗，我們要避免歐洲早期海上風電出現的一些問題。”此前，龍源電力集團公司總經理謝長軍在接受《能源》雜志記者專訪時如此表示。
“摸著石頭過河”
不僅對于龍源電力，對整個風電行業而言，這也是一次“摸著石頭過河”的嘗試。
龍源江蘇如東182MW海上(潮間帶)項目包括32MW試驗風電場和150MW示范風電場。2008年，龍源電力開始涉足海上風電，推進如東 32MW(潮間帶)試驗風電場，該項目于2010年9月投產。在試驗風場獲得成功的基礎上，同年12月，龍源江蘇如東150MW海上(潮間帶)示范風電場獲得發改委核準，分兩期工程，一期工程100MW選用17臺華銳3MW風機和21臺西門子2.38MW風機，并與2011年6月開工，同年底投產發電;二期50MW工程選用20臺金風科技2.5MW，于11月23日投產發電。
值得一提的是，為后來大規模發展海上風電選擇更好的機型，32MW試驗風場共選用了8個廠家的9種風機機型，幾乎國內所有適用于海上風電的風機都被搬到了龍源的試驗場。
“選用這么多機型肯定會提高后期維護成本，不是商業運作的方式，不能按經濟指標算賬。龍源這么做的目的就是要摸清國內制造商水平，為自己也為國內海上風電行業探路。”水電水利規劃設計總院副總工程師易躍春如此評價道。
在靠近岸邊的升壓站里，一排并列的顯示屏上標志著不同時期投產的風電場實時監控畫面。其中32MW試驗場的16臺風機，顯示為藍色，每臺風機的發電小時數和運轉情況都備注在冊，并會定期做出排名。
這看似是一個十分“挑剔”的做法。“海上風機比陸上要求頗高，不但要能抵御大風，防腐蝕，更重要的是故障率低。因為其維護成本太高，大約占到度電成本的25%。”國電龍源江蘇海上公司總經理張鋼對記者說。據該公司人士介紹，在如東風場，龍源電力專門租用漁船運送維護人員，租金成本不菲。
除了選擇質量可靠的制造商，施工對龍源電力而言是一個更大的挑戰。不同于上海東海大橋項目，龍源江蘇如東項目主要是在潮間帶展開。潮汐受月亮影響，每天漲落兩次，第二天比第一天推遲一個小時左右，15天為一個周期。對于負責生產的江蘇海上龍源風力發電有限公司副總經理沈啟海而言，掌握此規律至關重要。
“因為要在漲潮時移船運輸，落潮時坐灘施工，施工人員作息和工作時間根據潮位變化不斷調整。另外，施工船體龐大，移動緩慢，潮汐又處于不斷變化中，因而施工時間被拆散了，有效施工時間短而零碎。有可能差幾分鐘，就要等下一個潮位，工作進度就要耽擱一天。”沈啟海介紹說。
為此，施工隊專門摸索了一套獨創的施工方法，比如利用吊裝船移船的空隙進行單管樁附件的安裝，“移船”和“輔件安裝”兩道工序同時進行;在吊裝船移船時，在甲板上將電氣設備裝入底節塔筒完成預安裝，同時利用吊具，在甲板上完成機艙的組裝，然后在施工船移動至基礎樁時，一次性完成機艙的吊裝。
說起這些自己摸索出來的經驗，沈啟海頗為自豪。正是由于一個個待解的海上施工難題接踵而來，龍源電力選擇了一條不同于陸上風電開發的路子。
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