第一财经日报
一度如火如荼的陆上风电，虽然仍面临并网等难题，但随着去年分区标杆电价等关键政策的落实，已经略有定局。
而众人的目光已经投向了新一轮的风能资源布局。这一次是在东南沿海长长的海岸线，这里的风能资源同样丰富，且直插长三角、珠三角两个电力负荷中心的腹地。
国家能源局近日正式推出的国内首轮海上风电特许权招标项目，无疑是第一声发令枪。华能、中广核、神华等大型电力巨头都已购买了标书，而各地政府、大小设备制造商、配套商等等市场利益主体也都积极跃身其中。
在上网电价、利益回报、行业规范等等因素均尚未明确之前，捕风者已经来到了海上。
多重利益角逐
“这两个，都是我们的。”在一张我国已开展前期工作或拟建的海上风电项目列表上，长岛县委书记姜清春用手指划出了长岛县的两个海上风电项目，告诉《第一财经日报》记者。
长岛县的两个项目，一个已经完成前期工作，规划容量有4.8万千瓦，另一个则还在规划中，规划容量为150万千瓦。单这个项目，就占据了山东省“十二五”前规划装机300万千瓦的一半。
除了山东省以外，其他几个沿海省份也已经上报了海上风电装机规划，分别为上海70万千瓦、江苏460万千瓦、浙江150万千瓦和福建40万千瓦。然而，早在各地的海上风电规划出台之前，各电力企业实际上已经基本完成了沿海布局。
这可以说是项目推规划，“去年(海上风电)有100多万千瓦，项目还没核准就开始装了。”中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞说。
电力巨头跑马圈海的背后自然有沿海地方政府的积极支持，对于面临保持GDP增长和结构转型压力的地方政府来说，借海上风电来推动当地风电配套制造业发展已成共识。
最典型的一个现象是，在沿海各个具有优质风能资源的城市，“风电设备产业园”如今正在遍地开花。以江苏盐城为例，一个分四大功能区的风电装备产业园正在加紧建设中，1.5兆瓦、3兆瓦的风电机组总装生产线均已投产，预计实现产值200亿元。
这是一场以风能资源换取风电设备制造业的政企博弈，涉及的是整条产业链中利益分配问题。不同于经济回报遥遥无期的海上风电场，风电设备属于制造业，并不享受政策优惠，却又能实实在在贡献税收和拉动就业。
而这两样正是像姜清春这样的地方政府官员最想看到的。此次海上风电特许权项目的首轮招标，实际上也正是采取了“捆绑式”招标的方式，即将项目开发商、风电设备商和专业安装公司三者联合招标。
“地方政府通过优势风场资源吸引电力公司——电力公司又作为设备采购商强制设备制造商一并入驻——设备制造商再带动一系列中小配套服务商”的利益链条，看上去会是各个利益主体实现共赢的办法。不过姜清春还是有他的担忧，“最后审批权都是在国家发改委那里，我们地方政府还是没有什么话语权”。
在很多地方政府看来，也许直接向风能开发企业收取资源税是个更好的办法。对此，曾参与编撰《可再生能源法》的全国人大环境与资源保护委员会原主任委员毛如柏向本报记者回应：“国家已经意识到来自地方政府的这些情况，正在研究对策中。”
而对于风电制造企业来说，这种“捆绑式入驻”，也必然意味着企业为抢占市场份额的重复建设，以及大小制造商之间的利益争夺。据估计，目前风机设备中至少有30%的新增产能属于此类“捆绑招商”。
面对风机设备制造行业中可能会出现过度竞争的可能，施鹏飞则认为不必过分担忧，“要鼓励制造商，丹麦20年前有20多家制造商，最后只剩一家半了，一家是维斯塔斯，半家是西门子。市场证明，制造商要显示本事，必须通过市场竞争。”
除了风电制造商之间的利益角逐以外，风电设备认证行业、电缆等配套设施行业也迅速活跃，加剧了业内之间的竞争。一位风电设备认证行业的人士告诉本报记者，这几年随着风电开发热潮的兴起，风电设备认证行业也开始明显发展，业内也出现了新的竞争对手。
示范先行的发展路线
海上风电涉及到一系列有别于陆上风电的技术要素。中国国家能源局和世界银行联合出品的《海上风电及大型陆上风电基地面临的挑战：实施指南》对海上风电场开发、施工、安装过程中的技术要素进行了概述。首先是用于海上风电场的风机和用于陆上风电场的风机相同，但是这些风机必须海上化，包括考虑到基础结构所在的水深和海床条件，以及未来的维护情况。
而国内目前的情况是，很多海上风电项目都是未进行升级或者改良，就把陆上风电的机组设备直接进行海上风电移植，忽视了因区域环境的迥异，海上风电机组和叶片、齿轮箱、变压器等设备要求与陆上风电机组之间也会产生差异。比如海上运行的风力发电机系统可靠性要求更高、单机容量要比陆上更大，相关机组设备必须符合抗台风、抗腐蚀等特殊要求。
“风轮直径而不是额定功率，是最关键的技术参数。但是还得看未来20年的运转，不只在于大小。”施鹏飞说。
这“20年的运转”就涉及到海上风电场的一个重要衡量标准——可用性。因为陆上风电场的高可用性只需通过一些定期的维护就可以达到。但是由于海上风机比较难以接近，再加上海域的复杂气候，使得海上风场发展中的前期调查、后期维护也都需要投入大量研发资源以及借助实践经验。
“海上风电刚刚起步，现在成本高，设备力量弱，施工经验不足，相关行业管理和规范不完善，马上大规模发展不现实。”不久前举行的2010上海国际海上风电大会上，国家发改委能源局新能源和可再生能源司司长王骏曾如此表示。总结起来，摆在中国海上风电发展面前最主要的难题无疑就是两个，第一是技术，第二是经验。
北京交大新能源研究所所长姜久春曾如此评价中国海上风电的技术：“我们风电的主流产品仍然是以引进和模仿为主。”产业发展过于迅速，而过去的长期基础研发投入不够，使得基础研究跟不上产业发展，是一个主要原因。“包括风电并网受到限制，也不仅仅是电网和风机的问题，是综合方面的问题。”
姜久春认为目前国内海上风电发展最缺乏的，首先是我们还没有形成一套完整的解决方案，包括海上风电机组优化设计方案、降低风电机组吊装成本等等。另外，风电机组部件和建设设施的关键技术，尤其是其中的整机控制器，也是我们国家缺乏的。大部分都靠国外引进，这导致国内对整机的控制非常困难，“这是系统的问题，不是简简单单机组的问题。”姜久春说。
目前，在丹麦和英国的海上风电项目中，5兆瓦风机已成为比较成熟的选择。而中国只有华锐风电、金风科技[18.40 -0.92%]等少数风机设备公司才有能力生产3兆瓦机型。华锐自主研发的5兆瓦风电机组，也只是刚完成设计及零部件采购工作，样机还未下线，更不用说实际运营经验。
而运营经验恰恰是中国海上风电发展同样欠缺的。我国独特的海岸环境和气候，都决定了发源于欧洲的海上风电技术和经验，不可能一下子就与中国的实际情况严丝合缝起来。“目前我国风电场使用的风机中，外资约占38.4%，内资和合资约占61.6%，风机设计绝大多数依据欧洲标准。”中国气象局风能太阳能评估中心研究员张秀芝说。
但是，欧洲标准中没有考虑到热带气旋。我国东南沿海又恰恰是热带气旋活动非常频繁的地区，热带气旋引起的台风等恶劣天气使中国的海上风电机组面临更为严峻的考验。一个典型例子是2006年台风“桑美”登陆时，台风中心正面袭击苍南风电场，导致28台风机倒了20台，对风电场几乎造成毁灭性打击。
因此，对于我国的海上风电场发展来说，一方面是亟须加强测风等前期气象调查和数据收集工作，另一方面则也迫切需要出现更多示范项目以积累实际经验。
“在国内试验小规模的示范项目是目前的合理选择。”国家发改委能源研究所副所长李俊峰说。就在6月8日刚刚调试完毕，并全部并网投入运行的上海东海大桥项目，就是我国首个示范项目。
虽然东海大桥项目被认为象征意义大于商业示范意义，但是作为第一个“试水”又“入网”的项目，东海大桥项目安装过程中的经验教训，以及海上风电项目对环境的实际影响，毋庸置疑都将为我国海上风电开发积累宝贵的经验。
商业回报未明
根据中国政府、全球环境基金、世界银行共同开发和实施的中国可再生能源规模化发展项目成果《中国风电发展新阶段问题》的总结，在初期示范阶段取得相应效果之后，便可进入商业示范阶段。“这些项目应建立在严格的资源评估基础上，技术设计应符合商业规模要求。并且为了保证开发商在这些项目中的利益，政府要给予资金投入弥补成本，并提供商业化的上网电价。”
这就涉及到一个海上风电建设落成后，如何通过有效的商业模式，打通政策、市场、产业之间的通联，最终保障行业能够长期稳健发展的问题。但是，由于风能资源的测量和最后并网销售的电量都有可能产生误差，企业的电价预估、政府的定价政策都很难完全符合实际。
目前来讲，涉及海上风电项目成本构成的主要部分包括风机及辅助设备、基础结构、基础安装、电器系统等。海上风电的总成本大约是陆上风电的两倍多。
然而，对于陆上风电场而言，风机通常占总资金成本的75%，海上风电场的风机成本却仅占50%左右，这意味着海上风电场的基础成本所占比重更大。因此，较之陆上风电场，海上风电场必须扩大装机容量才能降低成本。
那么，曾经在陆上风电上演过的“低价竞标”，是否也会在海上重现？
和陆上风电一样，海上风电运营商的唯一利润空间也就在于最终上网的电价收入。但是由于海上风电的成本高企，再加上低价竞标因素，导致运营成本高于上网电价收入的可能性大大增加。
一旦如此，在动辄数十亿的投入之后，运营商仅仅能依靠的就是国家对新能源的补贴。《可再生能源法》中规定，我国可再生能源上网电价超出火电标杆电价的部分，由可再生能源电价附加补贴。按此政策，陆上风电每度补贴大约为0.25至0.3元，而海上风电每度补贴则高达0.6至0.7元。
因此，收益未明时，海上风电的经营商们，赌的就是国家对可再生能源这个行业的支持与规划，否则盈利将成为风中泡影。
还是拿东海大桥项目为例，总投资23.6亿元的东海大桥海上风电场，34台3兆瓦机组已经全部实现并网发电，对于业内人士关心的0.978元/度的上网电价运行一年后能否盈利的问题，上海东海风力发电有限公司副总经理张开华并不正面回答，只表示：“只能说根据可研报告是可以实现的。”
东海大桥项目23000元/千瓦的成本，已经是平均8000~10000元/千瓦的陆上风电成本的3倍。但其电价只是陆上风电电价的一倍。施鹏飞认为，依据国外海上风电场经验，电价至少要达到1.2元以上才能盈利。比如德国目前开发海上风电场的平均电价是0.15欧元，就要比东海项目高出不少。
因此，业内专家都认为，颇富政治意味的东海项目的成本和电价并不能作为行业标准。关键还在于今年的首轮海上风电特许权招标的结果。
但是特许权招标中“价低者得”的游戏规则，一方面是提高了门槛，使得只有资金充足、初期可以不考虑成本的国有企业才能进入这个领域，从而把民营资本拦在门外；另一方面，由于潜在的配额制压力，各大电力集团为了抢占资源而不计成本，只会加剧风电运营行业的竞争，压缩风电运营商的盈利空间，长期来看会阻碍行业的长期健康发展。
根据去年国家发改委发布的《关于完善风力发电上网电价政策的通知》，陆上风电项目，要统一执行所在风能资源区的风电标杆上网电价。这种方式已经比较接近德国的固定上网电价，也是业内专家们一向所提倡的应用于海上风电的电价确定方式。
“要让这个事业发展，必须有个相对合理的价格，需要有合理的收益，才能维持一个事业发展。”施鹏飞说。
这个过程，陆上风电已经走了6年。而海上风电只不过刚刚开始。 (宋冰)
