“目前，陸上風電的滿發小時數為2000小時，收益率在12%左右。雖然海上風電投資成本高，但是由于海上風電電價高于陸上風電電價，且滿發小時數要由2000小時增加到3000小時，甚至3500小時，因此與陸上風電相比，海上風電收益水平不會有太大差距。”上海電氣風能設備總經理金孝龍在接受記者采訪時表示。

海上風電代表著風電技術領域的前沿和制高點，是世界主要風電市場重點關注的發展方向，也是我國戰略性新興產業的重要內容。《高端裝備制造業“十二五”發展規劃》明確提出，全面推進以海洋風能工程裝備為代表的海洋可再生能源裝備。我國可供開發的海上風能資源豐富，場址靠近負荷中心，海上風電的開發利用不僅是風電產業縱向發展的關鍵一環，也是帶動我國相關海洋產業協調發展的有效途徑。因此，如何更健康地開發海上風電資源已成為時下各方關注的一大焦點。

明確投資 項目建設提速

海上風電的開發投資高、風險大，每千瓦容量的投資約為陸上風電投資的兩倍，且對風機技術和施工條件都有極為嚴格的要求，因此，在海上風電電價體系不完善的情況下，投資者很難對項目開發進行準確的評估和決策，更難以測算出明晰的投資回報率，而這也成為海上風電建設在過去幾年進展緩慢、項目建設進程不太理想的主要原因之一。

今年6月17日，國家發改委公布的《關于海上風電上網電價政策的通知》，明確提出對非招標的海上風電項目，區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2017年以前投運的潮間帶風電項目含稅上網電價為0.75元/千瓦時，近海風電項目含稅上網電價為0.85元/千瓦時。對此記者在采訪中了解到，企業認為上述指導電價的出臺將加速國內海上風電項目的建設。

“海上風電電價出臺后，雖然業內人士大部分認為價格偏低，但是0.85元/千瓦時是當前情況下能普遍被開發商所接受的，開發商可以根據自身情況進行評估，目前，項目資源較好的開發商已經顯示出較高的積極性。”金孝龍向記者表示。而這也正體現了《關于海上風電上網電價政策的通知》中推進海上風電建設、鼓勵優先開發優質資源的目標。而隨著海上風電在實際建設中的探索，海上風電建設的成本和收益將進一步明確。

資料顯示，國內陸上風電工程造價為8000元/千瓦左右，而海上風電的工程造價在1.6萬~2萬元/千瓦。對此，金孝龍也表示，在風電項目的初期投資中，陸上風電60%~70%的成本來自于風機，而在我國海上風電中有大約25%的成本來自于風電機組，在歐洲這個數字只為17%，工程建設和維護成本則占據了海上風電開發中的大部分投資。

“在維護方面，如果海上風機在運行過程中出現故障，修復成本將是陸上風電的百倍。”因此，在金孝龍看來，即便風機在總投資中所占的比例不高，海上風電也不會出現陸上風電惡性競爭的現象。

數據顯示，截至2013年底，我國海上風電僅裝機39.5萬千瓦，雖然距離國家提出的“十二五”期間裝機500萬千瓦的目標還相差甚遠，但隨著國家對海上風電發展的重視，以及上網電價的正式出臺，我國海上風電的建設速度將明顯提升。據《2014中國風電發展報告》顯示，僅2014年開工的項目，就將達到1566兆瓦，是過去數年累計安裝的3倍。而2015年及之后的開工項目預計將達到3550兆瓦。

海上風電電價不宜采取“一刀切”模式

不可否認的是，海上風電電價的出臺為我國相對沉寂的海上風電打上了一針“強心劑”，將極大地促進我國未來的海上風電建設。然而，對于當前的0.8元/千瓦時的電價標準，業內人士也提出了質疑。

“這樣的電價與歐洲成熟的海上風電電價相比，確實是偏低的，特別是在國內起步階段，低電價會使開發商和產業鏈的所有參與者面臨一定的風險。”南方海上風電聯合開發有限公司副總工程師于暢表示。

另外，國電聯合動力技術有限公司副總經理孫黎翔認為，我國擁有1.8萬平方千米的海岸線，從南到北環境不盡相同，風電場的建設成本也隨之不同，因此不應該實行“一刀切”的電價標準。