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“目前，陆上风电的满发小时数为2000小时，收益率在12%左右。虽然海上风电投资成本高，但是由于海上风电电价高于陆上风电电价，且满发小时数要由2000小时增加到3000小时，甚至3500小时，因此与陆上风电相比，海上风电收益水平不会有太大差距。”上海电气风能设备总经理金孝龙在接受记者采访时表示。
海上风电代表着风电技术领域的前沿和制高点，是世界主要风电市场重点关注的发展方向，也是我国战略性新兴产业的重要内容。《高端装备制造业“十二五”发展规划》明确提出，全面推进以海洋风能工程装备为代表的海洋可再生能源装备。我国可供开发的海上风能资源丰富，场址靠近负荷中心，海上风电的开发利用不仅是风电产业纵向发展的关键一环，也是带动我国相关海洋产业协调发展的有效途径。因此，如何更健康地开发海上风电资源已成为时下各方关注的一大焦点。
明确投资 项目建设提速
海上风电的开发投资高、风险大，每千瓦容量的投资约为陆上风电投资的两倍，且对风机技术和施工条件都有极为严格的要求，因此，在海上风电电价体系不完善的情况下，投资者很难对项目开发进行准确的评估和决策，更难以测算出明晰的投资回报率，而这也成为海上风电建设在过去几年进展缓慢、项目建设进程不太理想的主要原因之一。
今年6月17日，国家发改委公布的《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确提出对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为0.75元/千瓦时，近海风电项目含税上网电价为0.85元/千瓦时。对此记者在采访中了解到，企业认为上述指导电价的出台将加速国内海上风电项目的建设。
“海上风电电价出台后，虽然业内人士大部分认为价格偏低，但是0.85元/千瓦时是当前情况下能普遍被开发商所接受的，开发商可以根据自身情况进行评估，目前，项目资源较好的开发商已经显示出较高的积极性。”金孝龙向记者表示。而这也正体现了《关于海上风电上网电价政策的通知》中推进海上风电建设、鼓励优先开发优质资源的目标。而随着海上风电在实际建设中的探索，海上风电建设的成本和收益将进一步明确。
资料显示，国内陆上风电工程造价为8000元/千瓦左右，而海上风电的工程造价在1.6万~2万元/千瓦。对此，金孝龙也表示，在风电项目的初期投资中，陆上风电60%~70%的成本来自于风机，而在我国海上风电中有大约25%的成本来自于风电机组，在欧洲这个数字只为17%，工程建设和维护成本则占据了海上风电开发中的大部分投资。
“在维护方面，如果海上风机在运行过程中出现故障，修复成本将是陆上风电的百倍。”因此，在金孝龙看来，即便风机在总投资中所占的比例不高，海上风电也不会出现陆上风电恶性竞争的现象。
数据显示，截至2013年底，我国海上风电仅装机39.5万千瓦，虽然距离国家提出的“十二五”期间装机500万千瓦的目标还相差甚远，但随着国家对海上风电发展的重视，以及上网电价的正式出台，我国海上风电的建设速度将明显提升。据《2014中国风电发展报告》显示，仅2014年开工的项目，就将达到1566兆瓦，是过去数年累计安装的3倍。而2015年及之后的开工项目预计将达到3550兆瓦。
海上风电电价不宜采取“一刀切”模式
不可否认的是，海上风电电价的出台为我国相对沉寂的海上风电打上了一针“强心剂”，将极大地促进我国未来的海上风电建设。然而，对于当前的0.8元/千瓦时的电价标准，业内人士也提出了质疑。
“这样的电价与欧洲成熟的海上风电电价相比，确实是偏低的，特别是在国内起步阶段，低电价会使开发商和产业链的所有参与者面临一定的风险。”南方海上风电联合开发有限公司副总工程师于畅表示。
另外，国电联合动力技术有限公司副总经理孙黎翔认为，我国拥有1.8万平方千米的海岸线，从南到北环境不尽相同，风电场的建设成本也随之不同，因此不应该实行“一刀切”的电价标准。
