市场期盼已久的海上风电上网标杆电价政策终于出炉。《经济参考报》记者17日从多个渠道了解到，发改委《关于海上风电上网电价政策的通知》(下称《通知》)已在内部下发，规定2017年以前投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。
市场人士普遍认为，一系列政策和行业利好释放后，上千亿元的海上风电市场有望加速启动，从海上风机制造环节到海上风电运营环节，处于该产业链上的公司都将受益。不过，值得注意的是，包括特许权招标在内的部分项目并未享受到上述利好，在盈利难以保证的情况下，历经四年才拿到路条的首批特许权招标项目进展缓慢，有企业仍在观望，实质开工时间难料。
“海上风电代表了前沿的风电发展水平，能否在全球具备产业竞争力，就要看一个国家或一个企业能否走在海上风电领域前列。”国家能源局副局长刘琦曾如此形容海上风电发展的战略地位。
2010年，四家国内大型电力公司拿下首批海上风电特许权招标项目时，曾引得一片艳羡，更有业内人士认为这标志着我国海上风电时代来临。但是，电力公司经历了设计方案的数次修改，直到2012年年底项目核准申请才陆续上报到国家能源局，一直到2013年年底才获得开工“路条”。
上述情况只是中国海上风电发展现状的一个缩影。根据中国风能协会统计，2013年我国海上风电已建成的项目容量42 .86万千瓦，仅占全国风电装机总容量约0.5%，其中近海项目12 .81万千瓦，而这离《风电发展“十二五”规划》提出的500万千瓦目标仍相去甚远。
“我国海上风电发电工程投资是陆上项目的两倍，面临成本高、风险大的问题，由于我国还尚未形成合理的海上风电电价政策，各主要能源投资集团因投资收紧，收益较差或不明确的电价项目难以获取资金支持，海上风电项目前期工作推进缓慢。”水电水利规划总院副总工程师易跃春告诉《经济参考报》记者。
而此次海上风电电价政策的出台，无疑将成为刺激海上风电市场启动的一剂“强心针”。国泰君安研究报告指出，按15元/瓦投资成本和2800至3200利用小时反推，0 .70至0 .90元/千瓦时的标杆电价将使海上风电运营的内部收益率与陆上风电相近，具备启动的经济性。
“0.85元/千瓦时的电价水平利好并不是那么大，对于福建、广东等风力资源较好地区的项目而言，盈利是没有问题的，可以干，但一些风力资源较差的地区仍然无利可图。”中电投相关人士在接受《经济参考报》记者采访时表示，这恰恰也体现了《通知》中的思路“鼓励优先开发优质资源”，随着成本的下降和项目运行经验的成熟，再逐渐大范围推广海上风电。
中信证券研究员测算，如果按照国家规划的到2020年海上风电装机达3000万千瓦的目标，海上风电远景市场规模可达4500亿到6000亿元，其中整机及零部件等制造业市场可达2500亿到3500亿元，而海底电缆潜在市场规模可达300亿元。
不过，首批特许权招标项目前景并不如想象中那么美好。根据《通知》，通过特许权招标确定业主的海上风电项目，其上网电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。
“由于海域面积压缩、建筑材料价格上涨等因素，成本多了近10个亿，按照当时的中标价格，现在肯定要赔钱。之前一直在争取将电价上调到0 .86元/千瓦时，但看这次文件，可能也没戏了。虽然拿到了路条，但大家推进的积极性都不是很高，还在观望。”一家中标企业人士向《经济参考报》记者透露。
（来源：经济参考报）
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