中國風(fēng)電材料設(shè)備網(wǎng)：目前，陸上風(fēng)電的滿發(fā)小時數(shù)為2000小時，收益率在12%左右。
    雖然海上風(fēng)電投資成本高，但是由于海上風(fēng)電電價高于陸上風(fēng)電電價，且滿發(fā)小時數(shù)要由2000小時增加到3000小時，甚至3500小時，因此與陸上風(fēng)電相比，海上風(fēng)電收益水平不會有太大差距。
    海上風(fēng)電代表著風(fēng)電技術(shù)領(lǐng)域的前沿和制高點，是世界主要風(fēng)電市場重點關(guān)注的發(fā)展方向，也是我國戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)的重要內(nèi)容。
    《高端裝備制造業(yè)“十二五”發(fā)展規(guī)劃》明確提出，全面推進以海洋風(fēng)能工程裝備為代表的海洋可再生能源裝備。
    我國可供開發(fā)的海上風(fēng)能資源豐富，場址靠近負(fù)荷中心，海上風(fēng)電的開發(fā)利用不僅是風(fēng)電產(chǎn)業(yè)縱向發(fā)展的關(guān)鍵一環(huán)，也是帶動我國相關(guān)海洋產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展的有效途徑。因此，如何更健康地開發(fā)海上風(fēng)電資源已成為時下各方關(guān)注的一大焦點。

    明確投資
    項目建設(shè)提速
    海上風(fēng)電的開發(fā)投資高、風(fēng)險大，每千瓦容量的投資約為陸上風(fēng)電投資的兩倍，且對風(fēng)機技術(shù)和施工條件都有極為嚴(yán)格的要求，因此，在海上風(fēng)電電價體系不完善的情況下，投資者很難對項目開發(fā)進行準(zhǔn)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(fēng)電建設(shè)在過去幾年進展緩慢、項目建設(shè)進程不太理想的主要原因之一。
    今年6月17日，國家發(fā)改委公布的《關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知》，明確提出對非招標(biāo)的海上風(fēng)電項目，區(qū)分潮間帶風(fēng)電和近海風(fēng)電兩種類型確定上網(wǎng)電價。2017年以前投運的潮間帶風(fēng)電項目含稅上網(wǎng)電價為0.75元／千瓦時，近海風(fēng)電項目含稅上網(wǎng)電價為0.85元／千瓦時。對此記者在采訪中了解到，企業(yè)認(rèn)為上述指導(dǎo)電價的出臺將加速國內(nèi)海上風(fēng)電項目的建設(shè)。
    “海上風(fēng)電電價出臺后，雖然業(yè)內(nèi)人士大部分認(rèn)為價格偏低，但是0.85元／千瓦時是當(dāng)前情況下能普遍被開發(fā)商所接受的，開發(fā)商可以根據(jù)自身情況進行評估，目前，項目資源較好的開發(fā)商已經(jīng)顯示出較高的積極性。”金孝龍向記者表示。而這也正體現(xiàn)了《關(guān)于海上風(fēng)電上網(wǎng)電價政策的通知》中推進海上風(fēng)電建設(shè)、鼓勵優(yōu)先開發(fā)優(yōu)質(zhì)資源的目標(biāo)。而隨著海上風(fēng)電在實際建設(shè)中的探索，海上風(fēng)電建設(shè)的成本和收益將進一步明確。   
    資料顯示，國內(nèi)陸上風(fēng)電工程造價為8000元／千瓦左右，而海上風(fēng)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(fēng)電項目的初期投資中，陸上風(fēng)電60%"70%的成本來自于風(fēng)機，而在我國海上風(fēng)電中有大約25%的成本來自于風(fēng)電機組，在歐洲這個數(shù)字只為17%，工程建設(shè)和維護成本則占據(jù)了海上風(fēng)電開發(fā)中的大部分投資。
    “在維護方面，如果海上風(fēng)機在運行過程中出現(xiàn)故障，修復(fù)成本將是陸上風(fēng)電的百倍。”因此，在金孝龍看來，即便風(fēng)機在總投資中所占的比例不高，海上風(fēng)電也不會出現(xiàn)陸上風(fēng)電惡性競爭的現(xiàn)象。
    數(shù)據(jù)顯示，截至2013年底，我國海上風(fēng)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(biāo)還相差甚遠(yuǎn)，但隨著國家對海上風(fēng)電發(fā)展的重視，以及上網(wǎng)電價的正式出臺，我國海上風(fēng)電的建設(shè)速度將明顯提升。據(jù)《2014中國風(fēng)電發(fā)展報告》顯示，僅2014年開工的項目，就將達到1566兆瓦，是過去數(shù)年累計安裝的3倍。而2015年及之后的開工項目預(yù)計將達到3550兆瓦。
海上風(fēng)電
    電價不宜采取“一刀切”模式
    不可否認(rèn)的是，海上風(fēng)電電價的出臺為我國相對沉寂的海上風(fēng)電打上了一針“強心劑”，將極大地促進我國未來的海上風(fēng)電建設(shè)。然而，對于當(dāng)前的0.8元／千瓦時的電價標(biāo)準(zhǔn)，業(yè)內(nèi)人士也提出了質(zhì)疑。
    “這樣的電價與歐洲成熟的海上風(fēng)電電價相比，確實是偏低的，特別是在國內(nèi)起步階段，低電價會使開發(fā)商和產(chǎn)業(yè)鏈的所有參與者面臨一定的風(fēng)險。”南方海上風(fēng)電聯(lián)合開發(fā)有限公司副總工程師于暢表示。
    另外，國電聯(lián)合動力技術(shù)有限公司副總經(jīng)理孫黎翔認(rèn)為，我國擁有1.8萬平方千米的海岸線，從南到北環(huán)境不盡相同，風(fēng)電場的建設(shè)成本也隨之不同，因此不應(yīng)該實行“一刀切”的電價標(biāo)準(zhǔn)。
    據(jù)記者了解，在這方面德國的做法值得學(xué)習(xí)。
    當(dāng)前根據(jù)德國政府的能源戰(zhàn)略，海上風(fēng)電己經(jīng)成為德國排名第二的可再生能源。然而，由于海上風(fēng)電尚存在技術(shù)風(fēng)險、融資困難和電網(wǎng)接入困難等問題，很多項目的開發(fā)都遠(yuǎn)遠(yuǎn)滯后。因此，海上風(fēng)電項目目前還享受一個特殊的補貼一一啟動者補貼，約合3．5歐分／千瓦時。這個補貼加在海上風(fēng)電的初始電價上，使得初始電價水平約為15歐分／千瓦時。初始電價的有效期約為12年，之后根據(jù)項目的水深和離岸距離遞減。
    此外，德國政府還根據(jù)不同的項目需求，推出了其他的電價模式，如“可選擇折損電價”。這種模式比初始電價水平高，但是持續(xù)時間短，僅為8年，選擇這一電價的項目必須在2017年前上網(wǎng)。    德國政府預(yù)計到2014年將有1.5吉瓦新項目上線，到2020年海上風(fēng)電項目發(fā)展目標(biāo)為6.5吉瓦，2030年的目標(biāo)
直指15吉瓦。
    而在我國，除了當(dāng)前海上風(fēng)電上網(wǎng)電價外，只有部分地方政府出臺扶持政策促進海上風(fēng)電發(fā)展，如上海于今年5月4日發(fā)布的新能源發(fā)電補貼政策中提出對海上風(fēng)電的補貼標(biāo)準(zhǔn)為0.2元／千瓦時，是陸上風(fēng)電的2倍。但這樣政策的出臺也只是在少數(shù)地區(qū)，且補貼模式很單一。
    雖然當(dāng)前種種舉措都有力地說明了各級政府發(fā)展海上風(fēng)電的決心，也使投資海上風(fēng)電的收益預(yù)期更加明確，有利于吸引更多資本進入該領(lǐng)域，并將利好風(fēng)電開發(fā)企業(yè)和風(fēng)電設(shè)備企業(yè)。但即便如此，目前我國海上風(fēng)電開發(fā)仍存在一些問題，影響了海上風(fēng)電開發(fā)速度，若想加快海上風(fēng)電發(fā)展的步伐，仍需多方合力推進項目建設(shè)。
    金孝龍表示，國內(nèi)海上風(fēng)電處于起步階段，海上風(fēng)電技術(shù)有待驗證，海上風(fēng)電的投資也需要開發(fā)商在實際項目中摸索，因此，未來海上風(fēng)電不宜采取跨越式發(fā)展，需要在發(fā)展過程中穩(wěn)步推進。