的確，對于剛剛起步的海上風電來說，電價制定需要經過一系列項目的探索。據業內人士介紹，如東項目的審定電價主要對標上海臨港項目，而第一批特許權項目電價過低，如同陸上風電初期的特許權招標電價一樣，招致業內一片噓聲。《中國風電發展報告2012》稱，特許權海上風電項目的內部收益率低于6%，又加之融資成本變高，開發商面臨虧本的風險。

對此，易躍春認為并不要大驚小怪。陸上風電從1993年起步，歷經20年的發展，才基本把造價、資源情況探索清楚。在此背景下，國家發展改革委、國家能源局出臺了針對陸上風電的電價政策。

“從1993年到2003年，我國共完成40多萬千瓦風電裝機，2003年后又通過5期特許權招標，最終總結后形成標桿電價。回想當時第一批陸上風電特許權招標，大家積極性很高，中標電價偏低，業內擔心之聲并不亞于現在海上風電特許權招標。后經不斷總結完善陸上風電特許權招標工作，加上開發企業的逐步認識和理性對待，為中國陸上風電電價的最終形成探索了一條很好的路。第一批海上風電特許權招標只是探索中國海上風電開發模式及價格水平的一種方法和思路，其中標價格并非全國海上風電最終標桿價。海上風電還處于起步階段，還需要進一步加強對資源條件以及建設、施工、安裝和運行成本進行摸索、總結，逐步研究制定合理的上網電價。”

據介紹，目前，潮間帶風電項目每千瓦造價在1.5萬元左右，近海每千瓦造價在1.8萬-2萬元。相較于陸上風電目前每千瓦7000-8000元的造價，高出一倍。同時，風機每千瓦高于陸上一千多元。

易躍春給記者算了這樣一筆賬，對于陸上風電來說，年2500小時的發電量對應的是0.51元/千瓦時的電價，此電價對標的是9000元/千瓦的投資成本，內部收益率可以達到10%；如果海上風電投資成本按照1.5萬元/千瓦的成本計算，相對于陸上投資增加了60%，電價相應地也提高60%的話，則在0.8元左右。

值得一提的是，作為一項政治意義更強的工程，為趕工期，在缺乏現場風能資源測量的情況下，上海東海大橋項目風能資源評估按照當時沿岸指標進行推測，與實際運轉結果存在誤差。項目可研階段推測年發電小時數2600-2700小時，實際數字為2300小時，導致經濟效益與預期有差距。

而在東海大橋項目開工建設之前，在一些場合，有專家提出，海上風電比陸上風電投資成本增加一倍，發電量增加50%，而實際實驗的結果是，造價幾乎增加了一倍，發電量僅增加了10%-20%。

“不同省份資源情況不同，電價應該區別對待。”一開發商人士提醒記者。以浙江為例，由于其遭遇破壞性臺風的幾率較高，對于風電機組安全提出更高要求，無疑增加了機組造價；葉片抗臺風的要求，長度略短，使發電量降低；浙江海域淤泥較厚，基礎造價也有所提高。

造成的結果是，人們印象中風能資源更好的省份如廣東、福建、浙江，由于臺風此種特殊情況，發電小時數可能并不高于其他省份，相反地，投資卻增加。國家有關部門也注意到此種情況，據了解，水電水利規劃設計總院正受國家能源局委托，對海上風電電價進行測算，長江以南地區的海上風電電價可能會高于長江以北地區。

500萬千瓦的現實

如此巨額投資以及高風險，技術、管理、電價體系尚需提升和完善，“十二五”期間海上風電能走多遠？

根據我國《可再生能源發展“十二五”規劃》，到2015年，累計并網風電裝機達到1億千瓦，年發電量超過1900億千瓦時，其中海上風電裝機達到500萬千瓦，基本形成完整的、具有國際競爭力的風電裝備制造產業。到2020年，累計并網風電裝機達到2億千瓦，年發電量超過3900億千瓦時，其中海上風電裝機達到3000萬千瓦，風電成為電力系統的重要電源。

對于2015年海上風電裝機達到500萬千瓦的目標，一些業內人士對目標達成表示擔憂。截至目前，除了上海東海大橋一期海上風電場項目(10.2萬千瓦)、龍源如東潮間帶示范項目（18.2萬千瓦）兩個大型項目外，海上風電機組零星地散布于各個沿海省份，多為制造商為實驗風機性能而立，包括中海油渤海綏中單機1.5兆瓦機組、江蘇響水3臺共6.5兆瓦機組、山東濰坊6兆瓦機組、福建福清市三山鎮5兆瓦機組，以及東海大橋西側安裝了單機容量3.6兆瓦和5兆瓦的試驗機組各一臺。這也就意味著目前海上風電裝機在30萬千瓦左右，離500萬千瓦還有470萬千瓦的差距。

事實上，為了促進海上風電的發展，國家能源主管部門的態度也發生了一些轉變。2012年2月，國家能源局新能源司副司長史立山在中英海上風電政策研討會上表示，在2012年將“十二五”規劃的500萬千瓦海上風電目標落實到企業的具體項目，長期會考慮推出海上風電標桿電價政策，鼓勵企業積極投資。此外，開發商只要具備條件可以向國家能源局提出申請，能源局原則上會把前期工作先安排下去。

在易躍春看來，不必為目標是否完成擔憂。除了特許權項目外，還有其他項目和示范項目蓄勢待發，只要國家政策逐步明朗，前期工作逐步到位，就具備了加快推進的潛力。

截至目前，在全國主要沿海省份，都有一些海上風電項目獲取路條或者正在開展前期工作。比如，在上海，將有東海大橋項目二期、臨港一二期共40萬千瓦的項目儲備；在河北，河北建投和國電電力共有50萬千瓦項目；在廣東，南方電網與粵電集團牽頭負責的分別位于珠海和湛江兩個項目，都已獲得路條，總計40萬千瓦；在福建，龍源電力擁有40萬千瓦的項目儲備，其中一期5萬千瓦的項目已獲得路條，此外，福建投資集團在莆田平海灣5萬千瓦海上風電項目也獲得路條；在浙江，國電、中廣核、三峽集團以及中國電力建設集團也有80萬千瓦-100萬千瓦的項目儲備。

值得關注的是，作為我國三個海上千萬千瓦級風電基地之一的山東省，因受江蘇特許權項目價格的影響，開發商寄希望于國家電價政策的進一步完善。在山東，幾大風電開發商如國電電力、大唐、華能、三峽、中海油均有海上風電項目，處于預可研階段。“由于山東還沒項目作為價格參照系，開發商對此保持謹慎。只要電價有新的信號，就能很快往下推進，因而，其可能一兩年沒動靜，也有可能有大批項目上馬。”上述業內人士稱。

在上述業內人士看來，如果以上項目均能在“十二五”期間開工，500萬千瓦的目標并不難實現，10多個項目就能達成規劃目標。“500萬千瓦目標只是釋放中國發展海上風電的信號，更重要的是，通過500萬千瓦項目的實踐，中國海上風電開發管理體系得以逐步建立，制度、政策、標準體系不斷完善；同時，設備制造和施工安裝能力不斷加強，海上風電指導電價也將逐步形成，為中國“十三五”及以后海上風電健康快速發展打好基礎。”易躍春總結道。

龍源海上試驗樣本

在施工復雜、維修成本高昂的海上風電領域，龍源電力在探索中前行，逐步找到一條屬于自己的發展路徑。

11月23日，瀕臨黃海的如東縣城已寒風刺骨。早晨7時許，記者搭乘一艘漁政船開始出海之旅，不斷升高的海浪拍打著船的四周，船只在顛簸中航行了大約一個小時后，透過輕薄的霧氣，隱隱約約地看到遠處高達80米的巨型風機。

這是風機從戈壁灘、草原、荒漠走向大海的現實圖景。在幾乎國內沒有太多經驗可借鑒的前提下，作為我國最大的風電開發商，龍源電力將74臺共182MW風機樹立于這片如東縣環港外灘上。

相較于陸上工程的快速，安裝這些龐然大物花費了兩年多的時間。和摸索一臺臺海上風機安裝經驗一樣，龍源電力希冀通過一個個風場試驗摸索海上風電發展之路。“海上風電各式各樣的試驗都在做，風機質量及配置需要時間檢驗，我們要避免歐洲早期海上風電出現的一些問題。”此前，龍源電力集團公司總經理謝長軍在接受記者專訪時如此表示。