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    一度如火如荼的陸上風電,雖然仍面臨并網等難題,但隨著去年分區標桿電價等關鍵政策的落實,已經略有定局。

    而眾人的目光已經投向了新一輪的風能資源布局。這一次是在東南沿海長長的海岸線,這里的風能資源同樣豐富,且直插長三角、珠三角兩個電力負荷中心的腹地。

    國家能源局近日正式推出的國內首輪海上風電特許權招標項目,無疑是第一聲發令槍。華能、中廣核、神華等大型電力巨頭都已購買了標書,而各地政府、大小設備制造商、配套商等等市場利益主體也都積極躍身其中。

    在上網電價、利益回報、行業規范等等因素均尚未明確之前,捕風者已經來到了海上。

    多重利益角逐

    “這兩個,都是我們的。”在一張我國已開展前期工作或擬建的海上風電項目列表上,長島縣委書記姜清春用手指劃出了長島縣的兩個海上風電項目,告訴《第一財經日報》記者。

    長島縣的兩個項目,一個已經完成前期工作, 規劃容量有4.8萬千瓦,另一個則還在規劃中,規劃容量為150萬千瓦。單這個項目,就占據了山東省“十二五”前規劃裝機300萬千瓦的一半。

    除了山東省以外,其他幾個沿海省份也已經上報了海上風電裝機規劃,分別為上海70萬千瓦、江蘇460萬千瓦、浙江150萬千瓦和福建40萬千瓦。然而,早在各地的海上風電規劃出臺之前,各電力企業實際上已經基本完成了沿海布局。

    這可以說是項目推規劃,“去年（海上風電）有100多萬千瓦,項目還沒核準就開始裝了。”中國可再生能源學會風能專業委員會副理事長施鵬飛說。

    電力巨頭跑馬圈海的背后自然有沿海地方政府的積極支持,對于面臨保持GDP增長和結構轉型壓力的地方政府來說,借海上風電來推動當地風電配套制造業發展已成共識。

    最典型的一個現象是,在沿海各個具有優質風能資源的城市,“風電設備產業園”如今正在遍地開花。以江蘇鹽城為例,一個分四大功能區的風電裝備產業園正在加緊建設中,1.5兆瓦、3兆瓦的風電機組總裝生產線均已投產,預計實現產值200億元。

    這是一場以風能資源換取風電設備制造業的政企博弈,涉及的是整條產業鏈中利益分配問題。不同于經濟回報遙遙無期的海上風電場,風電設備屬于制造業,并不享受政策優惠,卻又能實實在在貢獻稅收和拉動就業。

    而這兩樣正是像姜清春這樣的地方政府官員最想看到的。此次海上風電特許權項目的首輪招標,實際上也正是采取了“捆綁式”招標的方式,即將項目開發商、風電設備商和專業安裝公司三者聯合招標。

    “地方政府通過優勢風場資源吸引電力公司 ——電力公司又作為設備采購商強制設備制造商一并入駐——設備制造商再帶動一系列中小配套服務商”的利益鏈條,看上去會是各個利益主體實現共贏的辦法。不過姜清春還是有他的擔憂,“最后審批權都是在國家發改委那里,我們地方政府還是沒有什么話語權”。

    在很多地方政府看來,也許直接向風能開發企業收取資源稅是個更好的辦法。對此,曾參與編撰《可再生能源法》的全國人大環境與資源保護委員會原主任委員毛如柏向本報記者回應:“國家已經意識到來自地方政府的這些情況,正在研究對策中。”

    而對于風電制造企業來說,這種“捆綁式入駐”,也必然意味著企業為搶占市場份額的重復建設,以及大小制造商之間的利益爭奪。據估計,目前風機設備中至少有30%的新增產能屬于此類“捆綁招商”。

    面對風機設備制造行業中可能會出現過度競爭的可能,施鵬飛則認為不必過分擔憂,“要鼓勵制造商,丹麥20年前有20多家制造商,最后只剩一家半了,一家是維斯塔斯,半家是西門子。市場證明,制造商要顯示本事,必須通過市場競爭。”

    除了風電制造商之間的利益角逐以外,風電設備認證行業、電纜等配套設施行業也迅速活躍,加劇了業內之間的競爭。一位風電設備認證行業的人士告訴本報記者,這幾年隨著風電開發熱潮的興起,風電設備認證行業也開始明顯發展,業內也出現了新的競爭對手。

    示范先行的發展路線

    海上風電涉及到一系列有別于陸上風電的技術要素。中國國家能源局和世界銀行聯合出品的《海上風電及大型陸上風電基地面臨的挑戰:實施指南》對海上風電場開發、施工、安裝過程中的技術要素進行了概述。首先是用于海上風電場的風機和用于陸上風電場的風機相同,但是這些風機必須海上化,包括考慮到基礎結構所在的水深和海床條件,以及未來的維護情況。

    而國內目前的情況是,很多海上風電項目都是未進行升級或者改良,就把陸上風電的機組設備直接進行海上風電移植,忽視了因區域環境的迥異,海上風電機組和葉片、齒輪箱、變壓器等設備要求與陸上風電機組之間也會產生差異。比如海上運行的風力發電機系統可靠性要求更高、單機容量要比陸上更大,相關機組設備必須符合抗臺風、抗腐蝕等特殊要求。

    “風輪直徑而不是額定功率,是最關鍵的技術參數。但是還得看未來20年的運轉,不只在于大小。”施鵬飛說。

    這“20年的運轉”就涉及到海上風電場的一個重要衡量標準——可用性。因為陸上風電場的高可用性只需通過一些定期的維護就可以達到。但是由于海上風機比較難以接近,再加上海域的復雜氣候,使得海上風場發展中的前期調查、后期維護也都需要投入大量研發資源以及借助實踐經驗。

    “海上風電剛剛起步,現在成本高,設備力量弱,施工經驗不足,相關行業管理和規范不完善,馬上大規模發展不現實。”不久前舉行的2010上海國際海上風電大會上,國家發改委能源局新能源和可再生能源司司長王駿曾如此表示。總結起來,擺在中國海上風電發展面前最主要的難題無疑就是兩個,第一是技術,第二是經驗。

    北京交大新能源研究所所長姜久春曾如此評價中國海上風電的技術:“我們風電的主流產品仍然是以引進和模仿為主。”產業發展過于迅速,而過去的長期基礎研發投入不夠,使得基礎研究跟不上產業發展,是一個主要原因。“包括風電并網受到限制,也不僅僅是電網和風機的問題,是綜合方面的問題。”

    姜久春認為目前國內海上風電發展最缺乏的, 首先是我們還沒有形成一套完整的解決方案,包括海上風電機組優化設計方案、降低風電機組吊裝成本等等。另外,風電機組部件和建設設施的關鍵技術,尤其是其中的整機控制器,也是我們國家缺乏的。大部分都靠國外引進,這導致國內對整機的控制非常困難,“這是系統的問題,不是簡簡單單機組的問題。”姜久春說。

    目前,在丹麥和英國的海上風電項目中,5兆瓦風機已成為比較成熟的選擇。而中國只有華銳風電、金風科技等少數風機設備公司才有能力生產3兆瓦機型。華銳自主研發的5兆瓦風電機組,也只是剛完成設計及零部件采購工作,樣機還未下線,更不用說實際運營經驗。

    而運營經驗恰恰是中國海上風電發展同樣欠缺的。我國獨特的海岸環境和氣候,都決定了發源于歐洲的海上風電技術和經驗,不可能一下子就與中國的實際情況嚴絲合縫起來。“目前我國風電場使用的風機中, 外資約占38.4％,內資和合資約占61.6％,風機設計絕大多數依據歐洲標準。”中國氣象局風能太陽能評估中心研究員張秀芝說。

    但是,歐洲標準中沒有考慮到熱帶氣旋。我國東南沿海又恰恰是熱帶氣旋活動非常頻繁的地區,熱帶氣旋引起的臺風等惡劣天氣使中國的海上風電機組面臨更為嚴峻的考驗。一個典型例子是2006年臺風“桑美”登陸時,臺風中心正面襲擊蒼南風電場,導致28臺風機倒了20臺,對風電場幾乎造成毀滅性打擊。

    因此,對于我國的海上風電場發展來說,一方面是亟須加強測風等前期氣象調查和數據收集工作,另一方面則也迫切需要出現更多示范項目以積累實際經驗。

    “在國內試驗小規模的示范項目是目前的合理選擇。”國家發改委能源研究所副所長李俊峰說。就在6月8日剛剛調試完畢,并全部并網投入運行的上海東海大橋項目,就是我國首個示范項目。

    雖然東海大橋項目被認為象征意義大于商業示范意義,但是作為第一個“試水”又“入網”的項目,東海大橋項目安裝過程中的經驗教訓,以及海上風電項目對環境的實際影響,毋庸置疑都將為我國海上風電開發積累寶貴的經驗。

    商業回報未明

    根據中國政府、全球環境基金、世界銀行共同開發和實施的中國可再生能源規模化發展項目成果《中國風電發展新階段問題》的總結,在初期示范階段取得相應效果之后,便可進入商業示范階段。“這些項目應建立在嚴格的資源評估基礎上,技術設計應符合商業規模要求。并且為了保證開發商在這些項目中的利益,政府要給予資金投入彌補成本,并提供商業化的上網電價。”

    這就涉及到一個海上風電建設落成后,如何通過有效的商業模式,打通政策、市場、產業之間的通聯,最終保障行業能夠長期穩健發展的問題。但是,由于風能資源的測量和最后并網銷售的電量都有可能產生誤差,企業的電價預估、政府的定價政策都很難完全符合實際。

    目前來講,涉及海上風電項目成本構成的主要部分包括風機及輔助設備、基礎結構、基礎安裝、電器系統等。海上風電的總成本大約是陸上風電的兩倍多。

    然而,對于陸上風電場而言,風機通常占總資金成本的75%,海上風電場的風機成本卻僅占50％左右,這意味著海上風電場的基礎成本所占比重更大。因此,較之陸上風電場,海上風電場必須擴大裝機容量才能降低成本。

    那么,曾經在陸上風電上演過的“低價競標”,是否也會在海上重現？

    和陸上風電一樣,海上風電運營商的唯一利潤空間也就在于最終上網的電價收入。但是由于海上風電的成本高企,再加上低價競標因素,導致運營成本高于上網電價收入的可能性大大增加。

    一旦如此,在動輒數十億的投入之后,運營商僅僅能依靠的就是國家對新能源的補貼。《可再生能源法》中規定,我國可再生能源上網電價超出火電標桿電價的部分,由可再生能源電價附加補貼。按此政策,陸上風電每度補貼大約為0.25至0.3元,而海上風電每度補貼則高達0.6至0.7元。

    因此,收益未明時,海上風電的經營商們,賭的就是國家對可再生能源這個行業的支持與規劃,否則盈利將成為風中泡影。

    還是拿東海大橋項目為例,總投資23.6億元的東海大橋海上風電場,34臺3兆瓦機組已經全部實現并網發電,對于業內人士關心的0.978元/度的上網電價運行一年后能否盈利的問題,上海東海風力發電有限公司副總經理張開華并不正面回答,只表示:“只能說根據可研報告是可以實現的。”

    東海大橋項目23000元/千瓦的成本,已經是平均8000~10000元/千瓦的陸上風電成本的3倍。但其電價只是陸上風電電價的一倍。施鵬飛認為,依據國外海上風電場經驗,電價至少要達到 1.2元以上才能盈利。比如德國目前開發海上風電場的平均電價是0.15歐元,就要比東海項目高出不少。

    因此,業內專家都認為,頗富政治意味的東海項目的成本和電價并不能作為行業標準。關鍵還在于今年的首輪海上風電特許權招標的結果。

    但是特許權招標中“價低者得”的游戲規則, 一方面是提高了門檻,使得只有資金充足、初期可以不考慮成本的國有企業才能進入這個領域,從而把民營資本攔在門外;另一方面,由于潛在的配額制壓力,各大電力集團為了搶占資源而不計成本,只會加劇風電運營行業的競爭,壓縮風電運營商的盈利空間,長期來看會阻礙行業的長期健康發展。

    根據去年國家發改委發布的《關于完善風力發電上網電價政策的通知》,陸上風電項目,要統一執行所在風能資源區的風電標桿上網電價。這種方式已經比較接近德國的固定上網電價,也是業內專家們一向所提倡的應用于海上風電的電價確定方式。

    “要讓這個事業發展,必須有個相對合理的價格,需要有合理的收益,才能維持一個事業發展。”施鵬飛說。

這個過程,陸上風電已經走了6年。而海上風電只不過剛剛開始。