昂貴試驗

　　傳言將于年內開工的四個特許權招標項目，其實只有江蘇海上龍源的大豐項目在做實質的前期工作。被認為在海上風電領域經驗最豐富的江蘇海上龍源在如東的試驗和示范項目中投入了高昂的成本，才得以成為最有底氣的開發商。

　　2008年，江蘇海上龍源在籌建期間，江蘇省能源局局長李玉琦曾與張鋼談話，建議江蘇海上龍源為中國海上風電的發展做試驗。李玉琦認為，國家將海上風電作為未來風電發展的重要方向和趨勢，但當時國內風機事故頻發，質量良莠不齊，如果在這樣的情況下貿然大規模往海上開發，最后的結果可能得不償失。龍源作為中國風電領軍企業，是不是可以考慮為國家做一個試驗，建設試驗風電場，一方面為中國海上風電探索施工方式和路徑，另一方面為風機廠商提供試驗平臺，避免他們盲目下海。

　　張鋼把這個想法上報龍源集團，得到了集團的支持，制訂了“先小規模試驗，再中等規模示范，后續大規模開發”的思路，江蘇海上龍源公司在32MW的試驗風電場投產并網后，又完成了150MW示范風電場的建設。考慮到項目的試驗性質和困難程度，龍源集團并沒有要求江蘇海上龍源公司實現盈利。

　　這也并沒有讓江蘇海上龍源輕松多少。這個32MW的試驗項目一開始也沒有電價，是在項目基本建成后，公司負責人才向當地物價部門一層層反映，定下了0.778元/千瓦時的上網電價，150MW示范風電場也沿用這個電價。32MW項目是在2010年9月28日全部竣工投產的，與東海大橋項目相隔不遠，但電價卻相差近兩毛。

　　許多業界人士認為，潮間帶項目較近海項目施工容易，成本較低，所以電價應與近海項目拉開距離。但江蘇海上龍源公司通過實踐給出了另外一種看法。

　　江蘇海上龍源公司副總經理高宏飆告訴記者，單從賬面上看，0.778元的電價稍微能讓公司有點盈利，但有兩點沒有考慮在內，一是從全生命周期成本來看，后期的運營維護投入壓力更大;二是施工費用沒有核算進去，由于施工單位是龍源與振華重工合資成立的江蘇龍源振華海上工程公司，與江蘇龍源海上公司是分開核算，所以施工費用并沒有算入項目的成本中。

　　高宏飆認為，潮間帶資源本身面積和范圍肯定相對潮下帶要小，很多人覺得潮間帶區域會比潮下帶區域容易建設，其實不然。江蘇海上龍源的經驗表明，潮間帶海上風電建設最困難的正是施工，如東幾個項目的施工設備必須量身定做，且通用性低，龍源振華投資了四五個億的施工船并不能用于其他條件的海上風電施工。并且潮間帶項目施工窗口期短，退潮時期，大型的施工設備無法在灘涂上來去自如并順利施工，“我們聯系過很多專業的施工隊，包括做大型橋梁工程的隊伍，都做不到。”

　　“反而近海施工現在已經漸趨成熟，國內國外的施工單位都可以做。覺得潮間帶好做其實是一種誤區，另一個跟我們如東項目同期拿到路條的項目至今沒有解決施工難題”，高宏飆透露，“至于成本方面，表面上看潮間帶造價確實較低，但這套施工設備的成本并沒有攤銷進去。如果一定要對比，建設前期近海項目的投入還是比較高，畢竟離岸距離遠，基礎平臺投入較高;但如果從整個生命周期來看，算上運行維護，由于潮間帶施工設備量身定做，不適用于其他項目的特性，以及施工期短的問題，整體考慮，兩者的總投入相差并不如業界想象的那么大。”

　　若不把施工費用核算在內，如東潮間帶項目的平均成本為15000元/千瓦，如東整個項目經過擴容，整體容量達到23萬千瓦，總投資達到35億元左右。

　　與頗受政府支持、略帶政治意味的東海大橋項目相比，龍源的如東潮間帶項目更像一次企業的實踐行為，消化如此高昂的成本和技術風險主要憑企業自身的能力。隨著將來海上風電往深水遠岸推進，潮間帶項目預計不會大規模增加，但現有已規劃或在建的潮間帶項目，光是在江蘇就有將近200萬千瓦的容量。江蘇龍源海上公司作為目前潮間帶項目開發經驗最完整、最成熟的開發商，始終占據著制高點和絕對優勢。

　　RWEInnogy公司Gwynt-y-Mor海上風電項目的項目總監TobyEdmonds認為，在海上風電行業，學習曲線的建立相當重要，其效應可能會對價格產生戲劇化的影響。龍源所做的正是這項工作，盡管這個行業投資成本始終居高不下，但有了如東潮間帶項目的經驗，這家公司在下一階段的海上風電規劃推進中仍然比其他企業更具勇氣和信心。

　　張鋼認為，海上風電是一個從近海到深海推進的過程，包括大豐特許權項目的離岸距離也往海里推了幾公里，投資成本勢必增加。作為一個企業，投資一個高投入、高風險，但目前還遠遠不算高回報的行業，對這個行業未來的經濟前景到底抱持什么樣的想法?“我們還處于小規模的試驗階段，還在摸索，對企業來說，經濟性當然是很重要的一個方面，但現階段，我們首先要考慮占領市場份額”。

　　二十五年的考驗

　　一位東臺特許權項目參與者向記者透露，盡管有標桿電價年內出臺的消息，首批特許權招標項目前景仍不明朗。在項目停滯的三年里，4家開發商都盡力做了一些前期工作，但除了龍源電力，其他公司在海上風電開發方面都沒有太多經驗，不敢做實質性的投入，而江蘇海上龍源公司已經在做海上升壓站的設計、建設陸上監控中心以及電纜招投標。

　　這位參與者還提到一個情況，除了標桿電價沒有最終出臺，導致開發商不敢貿然行動以外，風機主設備的不確定性也是阻礙項目推進的因素之一。

　　相信大家猶記得，在海上風電首批特許權招標中，投標主體采取的是開發商與主設備廠商、施工單位捆綁的形式參與。當時，中標射陽、濱海項目的開發商中電投和大唐捆綁的是同一家主機廠商——華銳風電，華銳也因此成為這次招標中的設備商大贏家，總共100萬千瓦的項目容量獨占60%的份額。但在過去兩年，華銳相繼出現多次質量事故和重大人事變故，其在風電行業中的排名和市場份額大跌，聲譽嚴重受損，這兩個項目的開發商不希望繼續使用華銳的風機，正在尋求解決辦法。不但受到特許權項目開發商的質疑，原本作為東海大橋一期項目設備商的華銳還在二期項目的主設備招標中落敗，二期改用上海電氣的3.6MW海上風電機型，華銳的海上風電市場前景堪憂。

　　除了華銳成為一個尷尬的存在，整個海上風電風機市場也發生了很大變化。市場排名前十的廠家基本都具備了自己的海上風電主力機型，目前市場占有率較高的除了金風、華銳兩家起步較早的廠家，上海電氣、明陽、湘電等拿到地方項目訂單的廠家也在崛起，與東海大橋項目時期全國只有一家廠家能做海上風電風機的情況已經截然不同。

　　雖然目前開發商的選擇更多，但這些廠家的質量與能力是否能滿足海上風電的發展要求?江蘇海上龍源的如東潮間帶試驗風電場建設的初衷之一就是為了回答這個問題。

　　如東潮間帶試驗風電場內引進了八個廠家的九種海上風電機型，在風資源條件相近的同一片區域安裝比較，性能質量優劣一覽無遺。

　　根據江蘇海上龍源副總經理沈啟海介紹，試驗風電場幾年運行下來，表現最好的是遠景的風機，發電量連續幾年排名第一，今年以來，金風的風機表現也在提升。沈啟海認為，遠景之所以表現突出，主要原因在其零部件質量過硬，“所有核心零部件都是國際一線品牌，故障率較低;其他一些廠家如果選用的零部件品牌認可度不是那么高，故障率明顯就高”。

　　此外，除了32MW的試驗風電場有多種機型可供比較外，其150MW的示范風電場內還有國外廠家西門子的2.38MW海上風機可供參考。比對西門子和國內廠家的平均水平可以發現，在發電能力和發電量上，雙方差距不大，但在風機的可靠性方面，國產風機有明顯差距，故障率比國外風機高。

　　沈啟海表示，陸上風電風機的可利用率一般可以達到98%，而海上風電風機的可利用率相對低很多，國外風機平均水平都達不到90%。但他同時認為，不能單純用海上風機的可利用率與陸上風機相比，畢竟海上的運維難度高多了。陸上風機壞了隨時可以上去修理、更換，海上則要看海上天氣、風浪情況，一個小問題的維修可能要下海、上岸來回好幾次，可介入性太差，這些都直接影響到風機的可利用率，所以即使是對國外的廠家，如西門子，在可利用率上都不能提出太高要求。

　　在風電場的實際運行歷程中，與其強求可利用率，保證機組的利用小時數才是更實際的要求。“不管可利用率是多少，機組能達到可研報告中的發電小時數就能保證發電量，而可利用率的統計有太多不可控的因素”，沈啟海這樣說道。然而，在開發商和設備廠商簽署的合同中，風機的利用小時數要求并不是一個主要的核心條款。

　　東海大橋二期項目從2011年開始就安裝了上海電氣3.6MW的樣機試運行，兩年多時間下來，上海電氣風電技術副總監王力雨發現，風機遇到的故障問題與陸上相差不大，甚至因為其設計上的特殊性，故障率比陸上更低，但“一旦發生故障，可維護性很差，由于海上環境復雜，小故障的維修可能都要十天半個月的時間;如果是較大的故障，這個投入更高得可怕，所以在質保期內，整機廠商一定要做好風險管控”。

　　王力雨強調，整機廠商除了基本的質量把控和質保期內的維護，還需要特別重視兩個問題，一是海上機組的防腐蝕，這一難題暫時沒有非常有效的解決方法，只能看廠商具體的防腐工作有沒有到位;另一個是臺風問題，雖然上海電氣所獲得的項目所在地沒有災難性的臺風天氣，但需要考慮到風機運行壽命在二十五年以上，還是有一定幾率會遇上臺風災難。王力雨認為，像風電機組遇上強臺風這種情況應該有相應的保險機制來保障，目前風電機組上的保險主要有設備的重大故障險、火災險等，都是比較成熟的險種，但災難天氣保險還沒有得到開發，這是未來一個很大的保險需求所在。

　　盡管在國家大層面上看，海上風電處于停滯膠著狀態，但部分地方項目的相繼開展使得整機設備廠商活躍了起來，尤其各廠商在大功率海上風機的研發上取得的成功更為將來的發展打下基礎。

　　東海大橋項目一期的單位千瓦造價高達2.3萬元，其中占最高比例的還是主設備造價，當時華銳的3MW海上風電機組造價為8800元/千瓦，到了東海大橋二期，通過招標，換了上海電氣的機組，設備價格大幅度下降至5000元/千瓦，已接近陸上風電機組價格。可見廠商在搶占市場份額上仍有較明顯的沖動，風機廠家惡性競價的苗頭再現。

　　從東海大橋的例子來看，海上風電風機市場的價格戰似乎將要打響，但在風機設備質量不穩定，真正可靠的選擇稀缺的情況下，價格競爭能否為下一階段海上風電成本下降帶來動力仍是未知之數。有歐洲風電專家預測，海上風電到2020年通過各種手段，建設成本可以下降40%，但主要的下降空間不是來自設備制造，而是融資成本和運維管理，機組設備成本的下降空間可能不到5%。

　　施工成本堅挺

　　相比主設備成本，真正下降空間不大的其實是施工成本。建設一支成熟專業的海上風電施工隊伍的投入，動輒需要好幾億，且不同于主設備市場，海上風電施工的高門檻和高專業度決定了這個行業的競爭不會太激烈，因此不會帶來大幅度的成本下降。

　　目前，國內海上風電施工單位中只有一個霸主，那就是中交三航局。這家中交系統的航務施工企業占領了目前海上風電安裝市場超過70%的份額，手頭上的訂單總額超過55億元。

　　但龍頭地位并沒有讓中交三航局在海上風電的困難時期好過多少。中交三航局中標了四個特許權招標項目中的三個，在這三個項目停滯期間，中交三航局龐大的施工隊伍幾乎完全閑置，全靠公司養著，中交三航局董事長方彥透露，“海上風電停擺這幾年，我們的成本壓力很大，光是一艘‘風范號’一年的折舊費就要三千萬”。

　　“風范號”是中交三航局海上風電施工的專業安裝船，斥資3億多元打造，只用于海上風電安裝，另外還有兩個由荷蘭引進的液壓錘，各1.5億元，加上在一些地區有大型的海上風電安裝基地的維護費用，缺乏開工項目的三年來，中交三航局只能用其他較為通用的船只去做其他碼頭、橋梁等工程，以緩解壓力。

　　今年，中交三航局將有東海大橋二期和珠海桂山兩個項目確定開工，其海上風電業務情況將有明顯好轉。但當方彥談到整個行業的成本問題時，則表示其下降趨勢并不明顯。他這樣解釋道，海上風電施工成本主要由材料成本加船機成本組成，材料成本方面，今年以來鋼材價格正在逐步下調，比起當初投標的價格有所下降;船機成本則相對固定，近年來沒有太大變化。對施工單位來說，更多的項目開工，設備的可利用率提升，其成本壓力自然有所下降，但近年來人工成本不斷上升，因此，總體來說其對開發商的報價不會有明顯的下降。

　　這也是由整個海上風電安裝市場的發展態勢決定的。海上風電施工是個新興產業，打造專業施工設備和團隊所費不菲，三四年前基本沒有專業從事這項工作的公司，但現今，海上風電卻成為部分傳統船舶、橋梁、重機械加工、海上工程公司轉型的重要方向。中交三航局在這一領域先行先試，其后中船重工、振華重工等公司紛紛試水，作為整機制造商的明陽風電在全產業鏈發展策略的思路下也引進打造了自己的施工團隊。這個行業一時間顯得遍地開花，形態多樣。

　　然而，真正能分食到海上風電蛋糕的只有寥寥三四家企業，市場份額高度集中。方彥表示，這個行業的準入門檻太高，對比陸上風電施工很多地方電建都能做的情況，海上施工對設備和專業水準的高要求決定了這不會是一個競爭激烈的行業。

　　中交三航局副總經理季振祥告訴記者，雖然過去三年海上風電一片沉寂，但公司判斷其作為能源戰略轉型的重要方向這一事實沒有改變，因此利用這段空閑期，進一步完善海上風電設備隊伍的建設，使其更加成套化，目前中交三航局下面七個主力公司，每個公司都有一支專業海上風電隊伍。

　　在施工技術方面，中交三航局開始強調不同項目的量身定制化，保證面對不同海洋環境和地質條件都可以提出最合適的基礎施工和吊裝方案。盡管施工成本下降困難，但中交三航局仍盡量提出最經濟的方案，“無論基礎形式是單樁、高樁承臺還是導管架，我們要做全方位的設計測量，匹配最佳的工期方案、最嚴格的質量把控，盡可能為業主單位降低工期和費用，節省投資”，季振祥介紹，工期降下來，投資方可以盡早投入發電，提高收入。

　　有風電專家認為，中國海上風電的施工安裝水平并不比國外差，主要也是由于目前國內的航運、橋梁等重工企業具有相當高的海上施工技術水平。但除了中交三航局以外，其他安裝公司很難將業務重點放在海上風電上，目前項目稀缺對施工單位來說是最大的發展障礙。龍源振華重工海上工程公司攻克了潮間帶施工這么大的難關，但后續發展仍有很大壓力。方彥認為，像這樣由開發商和重工企業合資的公司，也是強強聯合，但未來最可能的路徑是重點轉向海上風機維修。

　　桂山模式

　　今年以來，海上風電重啟呼聲高揚，媒體盛傳年內會有7個甚至更多項目開工，但如果標桿電價政策不落地，實際開工情況肯定大打折扣，恐怕連一半都沒有。

　　在確定開工的幾個項目中，珠海桂山項目是一個非常特殊的案例。

　　珠海桂山海上風電項目是廣東省首個海上風電項目，設計總裝機容量200MW，將安裝66臺海上風機，屬于近海風電場，位于珠江河口的伶仃洋水域，萬山群島范圍內的6個島嶼附近。配套建設110kV的海上風電場升壓站，通過35kV海島聯網電纜相聯，并通過110kV送出海纜與陸上電網接入站并網。這個項目有幾個特點，一是近海項目，需要建設海上升壓站，海纜費用增加;二是位于廣東沿海，臺風高發區域;三是項目地質條件欠優，施工困難。所有這些都使投資成本高企，該項目總投資44.5億元，設計年發電量49591.5萬千瓦時，單位千瓦造價高達2.2萬元。

　　這樣一個投資巨大的項目推進速度卻相對較快，除了海上風電本身繁復的審批程序，其他由開發商主導的環節執行效率相當高。究其原因在于這個項目的投資主體形式及其商業模式。

　　桂山項目的業主單位是南方海上風電聯合開發有限公司，該公司成立于2012年6月，是一家由南方電網綜合能源有限公司牽頭，聯合了廣東廣業資產經營有限公司、粵電力、明陽風電、廣東電力投資有限公司、國電電力廣東新能源開發有限公司、大唐國際、三峽新能源、廣州發展新能源有限公司等8家企業合資成立的海上風電開發公司，除了南方電網綜合能源公司占股20%外，其他8家分別占股10%。

　　這樣的投資主體在海上風電開發中幾乎前所未有，其中包括了電網、整機制造企業、發電企業、國有資產管理企業等等涉及海上風電不同環節的單位。在電網企業的主導下，通過將各利益相關方捆綁，一方面凝聚整合了所有可用資源，另一方面又分散了海上風電的高風險和投資壓力，并且到了項目后期，發電并網的銜接早已通過電網的介入得到解決，最大程度上縮減了各方協調的時間和成本。

　　盡管目前項目尚未正式開工啟動，但這種商業模式對所有有志于投資海上風電的開發商都是一個重要啟示。在高風險、高投入，且還有那么多不明因素的行業里，如果你的項目不像東海大橋項目那樣備受政府支持，又不是龍源那種自身實力強大到能消化風險的企業，那就要想辦法做多方捆綁，尋求各方支持。

　　即使在全球范圍內，海上風電都仍然是相對困難的投資選擇，但在歐洲，尤其是英國、德國等海上風電發展較為成熟的國家，起碼能保證兩點，一是有一個明確合理的價格機制，二是有一個有效流暢的跨部門協作機制，再加上相對完善的產業鏈，其發展前景無疑比中國明朗得多。在國內，支撐企業堅持投資海上風電的主要還是對政府發展綠色電力的信心，以及東部區域電源結構調整的壓力。然而，在一個缺失的政策框架下談海上風電發展，對整個能源結構的調整幾無任何作用。

　　中國可再生能源學會風電專業委員會秘書長秦海巖日前撰文稱，“截至2013年，中國已建成43萬千瓦海上風電項目的成績與中國‘十二五’規劃500萬千瓦海上風電裝機的目標相比仍相差甚遠。同時如果一些問題(電價、協調機制)不能得到有效的解決，中國海上風電的發展仍將是小打小鬧，難以成器”。

　　多年過去，海上風電仍然只是少數人的游戲。