中国可再生能源学会风能专委会副理事长施鹏飞称，海洋局的基本思路是希望供电厂离岸越远越好，对海上风电来讲，水深了，成本风险便会提高。

陆上风电发展放缓之际，更加接近用电负荷地的海上风电成为了业内瞩目的焦点。不过，与风电业界的踊跃参与、国家能源局雄心勃勃的规划相比，海上风电的现实要冷酷得多。自2010年10月公布首轮海上风电特许权中标结果之后，将近两年过去了，首批的4个项目均未开工，至今仍是茫茫海水一片。

“首轮海上风电招标项目，从法律意义上看是存在的。但从实际上看，已经名存实亡了。”5月30日，国家发改委能源研究所副所长李俊峰在2012上海国际海上风电及风电产业链大会上如是说。

李俊峰称，由于国家海洋局和国家能源局等主管部门没有做好规划的协调工作，招标后发现，原有“风电场的位置已经发生了变化，往外延伸了，水深也变了。原来投的价格是否有效也很难说”。

中国对海上风电寄予厚望。国家能源局的规划显示，中国希望在“十二五”末年海上风电装机达到5GW（1GW=1000MW，1MW=1000KW），到2020年达到30GW。

“第一批4个项目

地址都变更了”

提及第一批海上风电特许权招标，上海电气(601727,股吧)风电设备有限公司副总经理刘琦感慨道，“将近2年了，还是没法推进。上海电气是首轮中标的3家设备企业之一。但现在的问题是，各政府部门缺乏整体规划。”

刘琦称，上海电气与山东鲁能中标了国家能源局招标的东台项目，但后来海洋部门称该区块是自然保护区，“于是要求我们需要从原地往深海推进10公里。这就涉及到海事局、海洋局、军事，海底电缆，渔民等等问题。手续得重新走一遍，非常复杂。据我了解，当年第一批的4个项目，地址都变更了。现在要全面启动缺乏基础，缺乏国家相关的主管部门的协调、配合，以及法律法规支撑。”

另一家海上风电生产企业华锐风电(601558,股吧)也直言，风电场址的变更对其产生了不小的影响。根据华锐风电提供的数据，华锐在首轮招标中，中标滨海和射阳两个共计600MW的近海项目，其余两家风电机组制造企业分别中标大丰和东台各200MW潮间带项目。

华锐风电首席战略师胡渭感慨，整个策划的时候，各部门协调做得不够，“一期招标需要的风机都制造好了，但项目停滞着，安不上去啊，你说影响大不大？涉及到好几个项目呢。”

“这不光是国家海洋局的问题，还有功能区划的方方面面，所有和海洋使用有关的单位都要协调好，把功能区划分开。”中国可再生能源学会风能专委会副理事长施鹏飞称，“海洋局的基本思路当然就是希望供电厂离岸越远越好。但这样对风电来讲，水深了，成本风险便会提高，所以就存在反反复复的一个协商过程。”

“板上钉钉后

再把钉子拔下来”

由于缺乏各利益相关方的规划蓝图，共识无法取得，于是各部门间争论与扯皮便成了常态。

虽然去年国家推出了海上风电选址的标准，称“海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局”，但这一原则仍旧被指过于宽泛。

李俊峰称，“海洋局到现在还没有告诉我们，哪些区域可以做风电。5GW也好，30GW也好，我们能够在哪里做？不把这些东西搞清楚，2020年5GW都不现实。今天大会本来请海洋局过来的，结果他们也没到。”

“国家的海上风电特许权中标都定下来了，还是要改。这就好像板上钉钉了，却又要把钉子拔下来。接下来怎么发展，这事就不好说了。”施鹏飞称，“规划风电厂址调整了，成本要增加，中标的电价调不调，这一系列的问题都要解决。不然的话，本来电价就够低了，难度再增大，运营商肯定赔。”

施鹏飞称，如果像之前特许权那样的进度，到2015年这5GW能否完成不好说，“现在已经只剩下三年半了，所以我也很着急，不知道政府有没有什么措施。”

业内人士称，由于一期的开工还遥遥无期，因此二期招标也悬而未决。至于海上风电标杆电价如何推出，更是难上加难。

“电缆线路规划应先行”

目前全球海上风电开发主要集中于欧洲。根据全球风能理事会秘书长SteveSawyer提供的资料，目前欧洲海上风电的装机截至2011年年底已接近40GW。

丹麦风电巨头维斯塔斯中国业务开发副总裁徐侃称，在海上风电规划方面，来自欧洲的经验值得分享。那就是通过政府介入来保障投资者的投资收益，并且降低海上风电终端用户的消费成本。

徐侃透露，技术可及的海上风电资源分布图是不同于可实施的海上风电资源分布图的。这是因为合适的选址必须考虑各方的利益争议，“利益争议区域集中于以下领域，海运航线、渔业区、自然保护区、矿产资源区、军事管辖区、电网连接能力、近岸区域的视觉影响，等等。”

“丹麦处理上述问题的方法，是采用MSP（marinespatialplanning，海域空间规划）法，即让所有利益相关方的官方和公众（参加）听证会。”徐侃说。

谋定而后动，方能保障投资规划不会遭遇改变。而这需要综合考虑方方面面的因素。

此前，来自丹麦的欧盟委员会负责气候事务的委员赫泽高在接受早报记者采访时曾表示，丹麦在规划风电场时，甚至连当地的野鸭是否会受风机影响等生态问题都考虑在内。

中国陆地风电遭遇的并网难问题，海上风电同样需要面对。

“海上项目的并网成本昂贵，可达安装成本的三分之一。”徐侃称，考察了英国、爱尔兰、德国、丹麦等欧洲7国的海上风电项目，它们关于并网责任的认定比较清晰。从投资者的角度来看，如果由输电运营商负责海上风电机组并网的融资和建设，是最有利的。

大唐新能源浙江分公司总经理张方玉称，投资方很关心海上风电区域规划，尤其是海上风电所涉及到的海缆线路，“如果初期规划不好，未来缆线会很乱，会重复建设，浪费资源。我们所在的杭州湾，应该统一考虑通航、港口、海上锚地、军事、环保、风资源测量等。如果各自为政，每个开发商都去做，也浪费，没必要。”

对于中国海上风电未来如何发展，徐侃建议加强政府职能部门间的协调力度，“需要加强和完善前期工作，以提高项目方案和投资的确定性；制定合理的电价，保证投资者的项目开发积极性；制定完善的工程方案，建立有效的评价体系，正确认识海上风电的投资风险。”

“海上风电合理电价

应在每度0.8元以上”

除了政府部门缺乏协调规划，风电运营商在海上风电一期特许招标中投出的超低电价也饱受业界诟病。在开发成本远高于陆地成本的情况下，一期投标的最低电价已接近陆上风电的标杆电价。

在第一轮投标中，大唐新能源股份有限公司的滨海近海30万KW项目的中标电价为每千瓦时0.7370元；中国电力投资有限公司联合体的射阳近海30万KW项目为每千瓦时0.7047元；山东鲁能集团的东台潮间带20万KW项目为每千瓦时0.6235元；龙源电力的大丰潮间带20万KW项目为每千瓦时0.6396元。

而现实是，海上风电开发难度远大于陆上风电，其发电技术落后陆上风力发电10年左右，成本也要高两三倍。

西门子（中国）有限公司能源业务领域海上风电亚太区总经理MartinVolkerGerhardt称，中国海上风电资源与欧洲相比有一定差距，但电价却低了很多。海上风电不是装上去就行了，需要对严酷的环境预计，并且做好维护工作。

而当初为何各大运营商争相投出低价的相关细节，也在昨日浮出水面。

“当时招标采用的不是最低价者中标，而是各家投标价格的加权平均价，再下浮10%，谁最接近这个价格，谁中标。”张方玉透露，“当时我是参与投标工作的，为了中标，我们是把从头到尾的各个环节能够获得的利润全部挤掉。这个电价，不可示范。”

张方玉回忆，“投标前我们是掌握一些信息的。中广核、龙源等，可研报告出来好几个。电价我也知道。我和中水公司的老专家也都交流过。我们知道1元左右是可以盈利的。可研报告也都是1.2元、1.3元。我就在集团一、二把手都在的情况下说，这次各方投标最低价可能是0.61元，结果一开0.6101元。原因在哪？就是下浮10%。换位思考一下，如果我是投标方。我做出合理电价，0.95或者0.97元，大家都在想，下降10%才能中。那我就出8毛多。为了保险，再挤一挤，那就7毛多。中途我在想，就是考虑了大家的心理，就是10%。大家都想中标。”

张方玉称，“反正都不能盈利，28层跳是死，21层跳，也是死。为了中标，就从28楼跳吧。为什么平均电价要下浮10%，不是7%或者8%？这是拍脑袋的啊。”

李俊峰也对上轮投标评论道，“低价问题，其实就是规则导向问题。政府制定规则，但科学性一定要好好考虑。应该吸取第一次的经验。必须考虑到三方面问题：科学、严肃、可操作性。”

对于合理的电价到底是多少，张方玉说，“我现在在浙江分公司，以杭州湾地区为例，我认为合适电价，不应该低于8毛。如果离海岸线远了，这个电价还做不下来。”

中国风电集团有限公司执行董事、副总裁余维洲称，合理的电价肯定不能低于8毛钱，“虽然风电技术进步了，但中国的融资利率在国际上都是非常高的。建设、吊装也非常昂贵。我觉得9毛钱比较好。”