在英國的東南部，一處名為“倫敦矩陣”的海上風電場近日正式投運。據報道，這座風場由175個風力發電機組成的世界最大海上風電場，發電能力達63萬千瓦，可為近50萬戶居民供電。

而在中國的東部沿海地區，盡管此前經過了一輪“跑船圈海”，如今海面卻依然平靜。具有里程碑意義的首批海上風電特許權項目，2010年確定中標單位后卻至今沒有通過國家核準，時過三年仍未開工建設。

特許權項目的“擱淺”并非特例。據了解，由于海域使用協調難度大、電價政策不明朗以及配套產業鏈不成熟等因素制約，國內風電自2010年“起航”邁向海上，開發進度卻不盡如人意，以至于對國內海上風電“十二五”規劃目標的實現甚至未來發展都蒙上了一層陰影。

海上“觸礁”

眾所周知，2010年舉行了國家首輪100萬千瓦海上風電特許權招標，其中包括位于江蘇濱海、射陽、東臺和大豐的四個項目，中標結果揭曉后，有關單位就已組織開展了項目報批的前期工作。然而一晃三年，當中標的開發商對技術方案的研討和配套產業、技術裝備、施工隊伍培育都已經基本完成，卻萬事俱備只欠核準。

對此，相關中標企業負責人也頗感無奈，“項目進程確實比我們預期的要慢，審批周期比預期長。”

據介紹，我國海上風電的開發涉及能源、海洋、氣象、軍事、交通、環保等多個部門，項目的開發審批路線繁雜，相關科研調查和論證動輒需要兩年以上。一旦項目選址與航道、漁業、生態、灘涂圍墾等用海規劃沖突，就會造成海上風電項目規劃不斷調整而難獲核準。

前期調研條件艱苦周期長、各項審批規劃“眾口難調”，特許權項目建設進度必然受到影響，而這并非個例。

作為國家海上風電開發的先行地區，江蘇省的海上風電發展迅猛。在短短幾年間，離岸較近的海上風資源區，70%左右都已經與風電開發商簽訂了意向協議。但筆者近日從江蘇一家風電公司負責人口中了解到，一陣“跑船圈海”之后，項目實際開工建設的比例卻很低，前期工作進展比較深的只有20%左右。

“大家都在觀望，已經有項目因為前期開發受阻而面臨顛覆性調整，因此開發商不會貿然投入。”據上述人士介紹。

不僅新項目開發舉步維艱，已投運項目也陷入人才培養和運營維護的兩難境地。

與陸地風電不同的是，海上風電代表著風電技術的制高點和發展方向，項目開發、建設和運行都比陸地復雜，特別是對風電設備承受海浪、運行穩定性及耐腐蝕性等方面提出了更高要求。

江蘇海上龍源風力發電有限公司副總經理高宏飆直言，海上風電項目潛在的投資風險很大，從目前已經投運的幾個項目來看，風機可靠性比預期的要低得多。

據介紹，海上風電項目后期運維成本很高，大約占到度電成本的25%，但實際運行中，風機故障率還是讓業主大跌眼鏡，海上風機年均設備故障率甚至達到陸地風電的10倍。

此外，國家海上風電整體規劃還不完善，又缺乏合理電價及成熟產業鏈支撐，高宏飆坦言目前開發商在海上風電上還邁不開步子，只能一邊觀望等待，一邊謹慎推進。

政策缺位

開發商的望而卻步，正是國內海上風電開發多重困境下的真實寫照。

目前，我國尚未制定全國性的海上風電區域規劃，導致產業布局、技術創新及設備制造缺乏統一規劃，從而在開發海上風電項目時多依據當地的風能資源，缺乏合理的規劃指導，使得風電場選址與海洋功能區劃、海上保護區規劃范圍相沖突。

首輪特許權招標的四個項目，先后都曾因為項目選址與地方圍墾養殖、生態保護、航運航線等區域規劃重疊，造成了場址調整或者延遲開工。

實際上，對海上風電場的開發，開發商們并不缺乏積極性，少的是合理的電價支撐。

據業內人士反映，我國目前尚未出臺針對性的財政稅收、上網電價等支持政策，使得開發商在項目收益上得不到必要的保障。

首輪海上風電特許權招標的4個項目中，中標電價最低為0.6253元/千瓦時，價格接近陸地風電，最高為0.7370元/千瓦時，僅比陸地最高風電標桿電價0.61元高20%。

目前看來，這樣的電價水平并不能全面反映海上風電項目的高額投資成本。據了解，目前海上風電項目每千瓦造價為1.5萬元至2萬元，比陸地風電的每千瓦造價高出一倍。

對此，中國風能協會秘書長秦海巖表示：“我們在政策方面需要制定一個合理的電價支撐，而不是盲目壓價，否則將嚴重制約風電場運營企業項目的盈利能力，并直接影響風電開發商對海上風電的投資熱情。”

“500萬千瓦”堪憂

盡管國家相關規劃中已明確，海上風電將成為未來我國風電產業的重要方向，2012年7 月發布的《可再生能源“十二五”規劃》也提出“2015年海上風電裝機達到500萬千瓦”的目標。但在相關整體規劃和電價補貼政策還不到位的現實面前，“十二五”目標的實現、以至海上風電未來的發展引發了業界的普遍擔憂。

來自風能協會的統計顯示，截止到2012年年底，我國已建成的海上風電項目約38.9萬千瓦。而這離規劃的500萬千瓦目標還有約460萬千瓦的差距。

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