市場期盼已久的海上風電上網標桿電價政策終于出爐?！督洕鷧⒖紙蟆酚浾?7日從多個渠道了解到，發改委《關于海上風電上網電價政策的通知》(下稱《通知》)已在內部下發，規定2017年以前投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.85元(含稅)，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.75元。
市場人士普遍認為，一系列政策和行業利好釋放后，上千億元的海上風電市場有望加速啟動，從海上風機制造環節到海上風電運營環節，處于該產業鏈上的公司都將受益。不過，值得注意的是，包括特許權招標在內的部分項目并未享受到上述利好，在盈利難以保證的情況下，歷經四年才拿到路條的首批特許權招標項目進展緩慢，有企業仍在觀望，實質開工時間難料。
“海上風電代表了國際前沿的風電發展水平，能否在全球具備產業競爭力，就要看一個國家或一個企業能否走在海上風電領域前列。”國家能源局副局長劉琦曾如此形容海上風電發展的戰略地位。
2010年，四家國內大型電力公司拿下首批海上風電特許權招標項目時，曾引得一片艷羨，更有業內人士認為這標志著我國海上風電時代來臨。但是，電力公司經歷了設計方案的數次修改，直到2012年年底項目核準申請才陸續上報到國家能源局，一直到2013年年底才獲得開工“路條”。
上述情況只是中國海上風電發展現狀的一個縮影。根據中國風能協會統計，2013年我國海上風電已建成的項目容量42 .86萬千瓦，僅占全國風電裝機總容量約0.5%，其中近海項目12 .81萬千瓦，而這離《風電發展“十二五”規劃》提出的500萬千瓦目標仍相去甚遠。
“我國海上風電發電工程投資是陸上項目的兩倍，面臨成本高、風險大的問題，由于我國還尚未形成合理的海上風電電價政策，各主要能源投資集團因投資收緊，收益較差或不明確的電價項目難以獲取資金支持，海上風電項目前期工作推進緩慢?！彼娝巹澘傇焊笨偣こ處熞总S春告訴《經濟參考報》記者。
而此次海上風電電價政策的出臺，無疑將成為刺激海上風電市場啟動的一劑“強心針”。國泰君安研究報告指出，按15元/瓦投資成本和2800至3200利用小時反推，0 .70至0 .90元/千瓦時的標桿電價將使海上風電運營的內部收益率與陸上風電相近，具備啟動的經濟性。
“0.85元/千瓦時的電價水平利好并不是那么大，對于福建、廣東等風力資源較好地區的項目而言，盈利是沒有問題的，可以干，但一些風力資源較差的地區仍然無利可圖?！敝须娡断嚓P人士在接受《經濟參考報》記者采訪時表示，這恰恰也體現了《通知》中的思路“鼓勵優先開發優質資源”，隨著成本的下降和項目運行經驗的成熟，再逐漸大范圍推廣海上風電。
中信證券研究員測算，如果按照國家規劃的到2020年海上風電裝機達3000萬千瓦的目標，海上風電遠景市場規?？蛇_4500億到6000億元，其中整機及零部件等制造業市場可達2500億到3500億元，而海底電纜潛在市場規?？蛇_300億元。
不過，首批特許權招標項目前景并不如想象中那么美好。根據《通知》，通過特許權招標確定業主的海上風電項目，其上網電價按照中標價格執行，但不得高于以上規定的同類項目上網電價水平。
“由于海域面積壓縮、建筑材料價格上漲等因素，成本多了近10個億，按照當時的中標價格，現在肯定要賠錢。之前一直在爭取將電價上調到0 .86元/千瓦時，但看這次文件，可能也沒戲了。雖然拿到了路條，但大家推進的積極性都不是很高，還在觀望。”一家中標企業人士向《經濟參考報》記者透露。