海上风电难解定价“心结”切削刀具

招标还是参考示范，何种价格形成机制才能有效启动市场?

年初以来，中广核如东、三峡响水等海上风电示范项目陆续获得核准。其中既有审批权下放前国家能源局核准的，也有审批权下放后江苏省核准的，但一个共同点是，核准文件中均未明确上网电价。

海上风电近期最热的话题，莫过于风电“十二五”规划中500万鸡眼机千瓦海上风电建设目标“肯定完不成了”。我国海上风电资源可开发量达5.1亿千瓦，但目前并网运行总量不到40万千瓦，与陆上风电每年1500万的增量相比，“印后设备慢得可怜”。未来两年半海上风电还需投产460多万千瓦才能实现目标，“即使各环节现在开始快马加鞭，也绝对不可能了”重晶石。

然而，记者在采访中发现，对于海上风电来说，质量比数量更重要。“眼下，完成目标并不重要，重要的是能否形成有效的价格机制作为杠杆撬动市场，合理的电价机制是促进海上风电健康发展的重要内因。”很多业内人士称。

特许权招标为何昙花一现

2010年9月，国家能源局组织了我国首轮海上风电特许权招标。江苏盐城海域的4个项目，总建设规模为100万千瓦，当时的中标价为0.62-0.74元/千瓦时。

“电价怎么也要0.8-0.9元才能干吧?”一家开发企业负责人说：“海上风电每千瓦造价成本几乎是陆上的一倍，电价却只高几分钱。不盈利、投资风险大，我们怎么干?”目前，陆上风电的标杆电价为0.51-0.61元/千瓦时，江苏省为0.61元。

显然，首轮招标电价难以让企业动心。没有心动，自然没有行动。此外，4个项目后因各种原因调整建设海域，导致实际建设成本又有不同程度的增加。

第一期中标项目迟迟不动，直接导致第二期招标“难产”。三年来价格始终是海上风电的心结，引发的思考是，用特许权招标方式启动海上风电市场合适吗?

“特许权招标是探索中国风电电价一个比较成熟的经验。”一行业资深专家说，2003年以前风电上网电价1元多，市场规模很小。“当时国家研究了一两年，借鉴了很多国家的做法，最后认为特许权招标可以作为探索我国风电价格的一种方式。”

2003 年我国启动第一期陆上风电特许权招标，江苏如东和广东惠来两个10万千瓦的项目分别以0.4365元和0.5013元的价格中标。中标价格使得当时对风电的质疑声和唱衰声不断，因为项目肯定不盈利。但此后随着每年的招标和机制不断完善，使得最终的风电电价趋于合理。

“特许权招标对于陆上风电的意义在于，它把各地的资源条件、造价水平、建设运维成本等情况都摸清了。在此基础上测算出相对科学的标杆电价。”该专家说。

然而，同样的做法在海上风电上却难以为继。陆上特许权首轮招标价格虽低，但企业后来克服困难干起来了;而海上风电还面临技术不成熟、建设难度大及海洋协调复杂等问题，没有企业干起来。

“这样看来，海上风电用特许权招标的方式，似乎不是很成熟。”一位权威人士评价说。“促进产业发展需要探索不同的道路。目前国家能源局也没有明确说启动二期招标，但也没有明确说放弃招标。”

示范项目可否作为定价参考

目前已投产的项目中，有上海东海大桥10.2万千瓦示范项目和龙源江苏如东18.2万千瓦潮间带示范项目。据称，龙源潮间带项目0.778元的电价基本可以覆盖建设成本。由此，有业内人士建议通过建成的示范项目作为标杆电价的参考。鞋钉

一种建议是：“根据每个海域的特点、风资源、水深、离岸远近等划定区域标杆电价。例如，离岸10公里给0.7元左右的电价，离岸30公里给0.8元甚至更高的电价。最好引入像水电行业那种流域开发的概念，以规模提高经济性。”

还有一种说法：“全国设定一个统一固定的标杆电价，例如0.8元。选择权在企业手里，他们会选择资源开发条件好、可以盈利的海域先开发，剩下的等待今后的技术进步和规模化拉低造价后再说。”

对此持反对观点者也有之。“示范项目的确可以作为参照系，但目前的参考点太少。龙源项目在潮间带，东海大桥在近海，离岸距离都不是很远，且数量少。需要有更多合理布局的示范项目，才能具备价格参考的可行性。”

电价形成机制需要创新探索

“特许权招标不是制定电价，而是为制定电价提供准备。”一位资深专家表示，陆上风电的标杆电价经过了前期探索和5轮特许权招标，才确定了目前相对客观的价格区间。“海上第一次特许权招标到现在看没有意义，示范项目的参考性尚弱，短期内海上风电价格机制形成难。”

“国家发改委价格司的犹豫可能在于，海上电价不能随便开口子，一定有一个科学的价格形成机制才可以对社会和产业有所交代。”上述专家说。

价格、协调管理难度和技术能力被认为是目前影响海上风电发展最重要的三大因素。值得高兴的是，据了解，经过国家能源局与国家海洋局的协调，海洋局也将下放相关的海上风电审批权，此举将使开发企业的前期工作大大提速。

万事俱备，海上风电只待合理电价“东风”。