近幾年，內陸風力發(fā)達地區(qū)坐擁豐富電力資源卻難以輸出，棄風棄電情況頻現(xiàn)。與此同時，東部地區(qū)對清潔能源的需求量不斷加大。風力發(fā)電開始往東部、往海上發(fā)展。資本聚集、政策加碼，這讓海上風電成為一個風口。

政策、市場利好潛力巨大

假設以單位千瓦1.3萬~2萬元造價計算，海上風電的空間約1500億~2000億元。

根據(jù)國家能源局制定的《風電發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到2020年底，風電累計并網(wǎng)裝機容量確保達到2.1億千瓦以上，其中海上風電并網(wǎng)裝機容量達到500萬千瓦以上；風電年發(fā)電量確保達到4200億千瓦時，約占全國總發(fā)電量的6%。

根據(jù)風電“十三五”規(guī)劃，2020年全國海上風電開發(fā)布局，開工規(guī)模和累計并網(wǎng)容量分別為1005萬千瓦和500萬千瓦，其中江蘇開工規(guī)模和累積并網(wǎng)容量為450萬千瓦和300萬千瓦，占總量的44.78%和60%。

隨著資本的聚集，新技術的開發(fā)，海上發(fā)電建設和發(fā)電成本不斷降低，海上風電的競爭力將不斷加強。而且，陸上風能、光伏發(fā)電補貼不斷調低補貼力度的情況下，國家對海上風電的補貼幅度一直沒有大改變。在2016年《調整光伏發(fā)電陸上風電標桿上網(wǎng)電價的通知》文件中，明確近海風電項目標桿上網(wǎng)電價仍為0.85元/kWh，潮間帶風電項目標桿上網(wǎng)電價仍為0.75元/kWh。上述分析稱，海上風電上網(wǎng)標桿電價政策將連續(xù)三年維持不變，利好海上風電項目的開發(fā)。

企業(yè)海上風電項目受挫頻頻

7月14日，江蘇省濱?？h黃海海域發(fā)生強雷電天氣，正在施工建設的國家電投濱海北區(qū)H2#400MW海上風電場工程海上升壓站一層平臺35kV電纜發(fā)生爆燃。據(jù)江蘇廣電總臺報道，事故發(fā)生后，19名工人跳海求生，18人獲救，1人下落不明。

7月17日，華電重工針對該事故發(fā)布公告表示：海上升壓站電纜爆燃原因正在調查之中。目前還沒有接到相關通知。

上述海上風電項目由國家電投江蘇海上風力發(fā)電有限公司投資建設，項目勘測方則是首次擔任海上勘測任務的華東勘測設計研究院有限公司，華電重工股份有限公司（以下簡稱“華電重工”，601226.SH）為總承建方。

2016年9月，華電重工通過競標方式獲得項目的總施工權。隨后，華電重工與國家電投集團濱海海上風力發(fā)電有限公司簽署了《國家電投集團江蘇濱海北區(qū)H2#400MW海上風電場單樁與海上升壓站基礎施工、塔架制造、風電機組設備安裝、海纜敷設及海上升壓站建造與安裝施工合同》，合同金額約為17.69億元。華電重工稱，該項目是截至目前國家核準的最大的整裝海上風電項目。此前，華電重工曾承接鹽城濱海北區(qū)H1#100MW海上風電工程。

缺乏技術規(guī)范是目前重要難題

多位業(yè)內人士認為，海上風電建設在我國尚處于起步階段，還有很多難題需要攻克。

對于海上風電的安全性，國家海洋技術中心副研究員吳珊珊曾撰文指出，“海上風電產(chǎn)業(yè)的技術要求相對于陸上風電更高，無論在海上風電設備還是在海上風電項目建設方面均需做出突破。目前，我國海上風電產(chǎn)業(yè)技術支撐能力仍相對薄弱，在大型海上風電設備制造、海上工程施工設備制造、離岸變電站、海底電纜輸電等方面都有待加強。此外，我國與海上風電產(chǎn)業(yè)發(fā)展密切相關的配套產(chǎn)業(yè)體系不健全也制約了海上風電產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。目前，風能資源探測、海洋水文測量、海底地質勘察、風電設備的檢測認定等基礎工作薄弱，海上風電場的施工和運行維護缺乏專業(yè)隊伍，工程勘察、施工、安裝、防腐運行管理和維護方面缺乏技術規(guī)范。”

海上風電項目的建設，在現(xiàn)階段看來有些“費力不討好”。吳珊珊認為，由于海上環(huán)境特殊，使海上風電項目施工、安裝、并網(wǎng)、運行及維護難度大，加之海上風電對技術和設備本身要求高，其投資成本遠高于陸地風電場。同時，海上風電場維護費較高，增加了海上風電場投資成本。從已建成并網(wǎng)發(fā)電的上海東海大橋風電場項目看，項目投資回收期為10.7年，總投資收益率為3.16%，投資利潤率為3.32%?？梢姡椖客顿Y的回收期較長，收益水平低于固定資產(chǎn)投資，基本處于微利或虧損狀態(tài)。