首轮中标两年未开工 海上风电开发何时实现？
“首轮海上风电特许权招标4个中标项目还没开工，正在办手续，需要经过国家海洋局、交通运输部以及国家海事局等部门的核准，最后上报到国家发展改革委。目前没有一个项目报上来。”国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山向本报记者表示，4个项目中标方已经做了规划设计等前期工作，“审批通过应该没问题”，预计一年多时间之后将会陆续开工建设。但他同时表示，第二轮海上风电特许权招标尚无时间表。
2010年9月，国家能源局组织了江苏省盐城市海域4个海上风电特许权项目的招标，这是我国首轮海上风电特许权招标，总建设规模100万千瓦。山东鲁能集团有限公司、大唐新能源股份有限公司和中国电力投资有限公司以及华能新能源股份有限公司将位于滨海、射阳、东台、大丰等市(县)近海和潮间带区域的4个项目收入囊中。但整整两年过去了，这4个项目却迟迟未有实质性进展。
日前发布的《中国风电发展报告2012》指出，中国海上风电建设有序推进，上海、江苏、山东、河北、浙江、广东海上风电规划已经完成;辽宁大连、福建、广西、海南等地的海上风电规划正在完善和制定。完成的规划中初步确定了43吉瓦的海上风能资源开发潜力，目前已有38个项目、共16.5吉瓦在开展各项前期工作。
但《报告》也显示，截至2011年底，全国海上风电共完成吊装容量242.5兆瓦。这与之前提出的到2015年海上风电发展达到5吉瓦，2020年达到30吉瓦的规划目标相比差距甚远，首轮海上风电特许权招标项目推进的尴尬境遇可见一斑，这也进一步导致二轮招标遥遥无期。
对此，中国可再生能源学会风能专业委员会副理事长施鹏飞向本报记者表示，“即便是在全球范围内，海上风电仍处于探索阶段，中国亦不例外。”
中国三峡新能源公司副总工程师王玉国更是直白地告诉本报记者：“早着呢!海上风电发展是个综合性问题，涉及体制、政策、技术等多个层面，尚需时日。”
首轮海上风电特许项目重新选址
“还在走审批程序，目前主要由华东分公司负责，江苏省能源局也帮着在跑，估计快核准了。”中标企业——大唐新能源股份有限公司副总经理孟令宾向本报记者透露。
同样作为项目中标方的华能新能源股份有限公司目前似乎也纠结于跑项目审批上。该公司在首轮特许权招标中，拿下了大丰30万千瓦近海风电项目，但必须将项目设计等文件提交国家海洋局审批，“负责跑审批的同事跑得十分辛苦，审批最近似乎也陷入了停滞的状态。”华能集团一位不便具名的人士向本报记者表示。
该人士称：“国家海洋局似乎在慎重研究。因为海上风电还牵扯到海域功能区划、航道、海缆、环保等一系列问题，国家海洋局审批有点慢，各个部门也有自己的安排。”据施鹏飞介绍：“原来说是在今年7、8月份审批通过，结果又往后拖了。”
而审批的焦点集中在了海域使用管理上。这就必须上溯到两年前，当时首轮海上风电特许权招标由国家能源局主持开展，国家海洋局等部门却并未参与其中，虽然中标项目花落各家，但随后国家海洋局等部门则开始介入，把海域使用管理作为其行政管理的重要组成部分，这就造成了国家能源局审批通过的海上规划和项目难以有效执行。
因此，海上风电用海成为国家能源局和国家海洋局重点关注的问题。2010年，两部门联合制定出台了《海上风电开发建设管理暂行办法》明确了各自分工，前者负责中国海上风电开发建设管理，后者负责海上风电开发建设海域使用和环境保护的管理和监督。随后，两部门又出台了《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》。
《细则》规定，海上风电场原则上应在离岸距离不少于10千米、滩涂宽度超过10千米时海域水深不得少于10米的海域布局。同时，在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、重要渔业水域、典型海洋生态系统、河口、海湾、自然历史遗迹保护区等敏感海域，不得规划布局海上风电场。
《细则》和《全国海洋功能区划(2011~2020年)》提出的“深水远岸布局”等原则要求加大了海上风电开发的难度，导致了4个首轮海上风电特许权招标项目都要重新确定区域，影响了项目推进的速度。
例如，鲁能中标的潮间带项目之前也不得不向海洋深处推进了15千米，“差点变成近海项目”，鲁能一位人士表示。据了解，目前4个项目基本完成了海域使用、环评以及路由等相关专题论证，正待核准。
对此，中国企业投资协会金融委员会副秘书长韩晓平亦向本报记者表示，海上风电绝非简单的能源问题，而涉及到国家海洋、海事等多个部门，而各个部门对水域管理的看法也并不一致，“协调各个利益主体是一件比较麻烦的事情。”但他同时指出，海上风电建设确实会影响渔民捕鱼以及船只航行安全甚至给当地生态造成一定的负面影响，而在他看来，目前军方也未就此问题表态，也凸显出海上风电对国家军事安全层面的影响，审批慢似乎也“情有可原”。
风险之忧
通过审批只是万里长征的第一步，审批通过后，面临的建设运营风险也成为项目开发商不得不面对的问题。
“招标电价太低了，能不能盈利和什么时候盈利都是未知数。导致大家后续建设的积极性不高。”曾经参与过首轮特许权招标的神华国华能源投资有限公司项目开发部副总经理冯学佩告诉本报记者，中标电价在0.62元/千瓦时至0.74元/千瓦时之间，已接近陆上风电最高上网价格，但海上风电建设维护成本高，盈利几乎不太可能。
所以曾有人指出，很多企业参与招标只是为了“圈海”，不过史立山并不赞成这种观点，他表示：“大家在做一项事业，肯定会做起来。”
前述华能集团人士也表示，首轮招标对参与投标的企业的规模和实力已经做了要求，最后中标的也是大型国企，既有实力也有社会责任来发展海上风电这一具有前瞻性产业。不过，他坦承，今后建设与未来运营面临的诸多挑战和风险，企业对项目设计的盈利水平产生怀疑。
首先是管理风险，这些国企多是第一次做海上风电，属于摸着石头过河，没有成熟的队伍，一切需要在实践中积累经验。前述华能集团有关人士表示。
二轮招标无时间表 海上风电开发困局
其次是技术和施工风险。海上风电施工技术目前国内尚不成熟，外部不确定性因素很多，一台机组往往需要打好几个桩子，打一个桩子的投入就是几十万元，一个平台就需百十万元。此外，由于海底地质条件多样，一旦前期测绘不详细，就会导致海缆铺设出现错误而进一步增加施工成本。
前述华能集团有关人士特别强调，较之上海东海大桥项目，首轮中标的近海项目的升压站并非设在岸边而是将变电塔建在海上平台，需要铺设大量海缆，来外送电力，这都会增加成本和风险。
另外，还有运营风险。风机在海上运行环境恶劣，设备可靠性尚待检验，出海巡检、维修成本高昂，一次少则几万元，多则十几万元，再加上机组本身零部件的更换，又是一笔不小的开支。而项目建设本身就至少需要三年时间。而要凭借0.8元/千瓦时左右的上网电价将数十亿元投资收回来，也需要一个过程。
分布式项目为突破口?
冯学佩也表示，其实业界并不赞成采用特许权招标的方式开发海上风电，因为国内现行招标机制实际上就是低价拿标模式，中标价格往往严重低于实际情况。所以他认为，要以维持项目正常运行以及成本构成合理为原则确定一个“合理低价”，来确保项目的推进。
不实行招标制而实行审批制是否就合理了呢?施鹏飞和冯学佩对此都指出，这又会带来一个问题，即上网电价如何确定?目前陆上风电已经制定了分区域上网电价，但海上风电仍处于示范阶段，相关机制和标准仍未确定，上网电价自然也没有一定之规。
在韩晓平看来，应该实行“业主制”，即由开发商和地方协商，通过协议方式确定电价。但这似乎又绕开了电网，如何与电网协商又是一个新的问题，“这需要电力改革。”
韩晓平认为，面临当前高额的建设成本和风险，海上风电开发不宜求大求快，而应重点发展分布式海上风电项目，“搞个3至5台机组，这就减少了跟国家和地方海洋功能区划的冲突和摩擦以及对当地生态的潜在影响，又可以很好的实现电力就地消纳。”
无论怎样，不可否认的是，中国海上风电开发目前还处于起步和探索阶段，在规划和标准、设备制造、工程、设计、施工安装、成本控制、运行维护、政策和管理等方面均缺少成熟的经验，面临的挑战贯穿全产业链。
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