【eo独家】海上风电涅槃（下）
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海上风电涅槃（下）
eo记者 何诺书
昂贵试验
传言将于年内开工的四个特许权招标项目，其实只有江苏海上龙源的大丰项目在做实质的前期工作。被认为在海上风电领域经验最丰富的江苏海上龙源在如东的试验和示范项目中投入了高昂的成本，才得以成为最有底气的开发商。
2008年，江苏海上龙源在筹建期间，江苏省能源局局长李玉琦曾与张钢谈话，建议江苏海上龙源为中国海上风电的发展做试验。李玉琦认为，国家将海上风电作为未来风电发展的重要方向和趋势，但当时国内风机事故频发，质量良莠不齐，如果在这样的情况下贸然大规模往海上开发，最后的结果可能得不偿失。龙源作为中国风电领军企业，是不是可以考虑为国家做一个试验，建设试验风电场，一方面为中国海上风电探索施工方式和路径，另一方面为风机厂商提供试验平台，避免他们盲目下海。
张钢把这个想法上报龙源集团，得到了集团的支持，制订了“先小规模试验，再中等规模示范，后续大规模开发”的思路，江苏海上龙源公司在32MW的试验风电场投产并网后，又完成了150MW示范风电场的建设。考虑到项目的试验性质和困难程度，龙源集团并没有要求江苏海上龙源公司实现盈利。
这也并没有让江苏海上龙源轻松多少。这个32MW的试验项目一开始也没有电价，是在项目基本建成后，公司负责人才向当地物价部门一层层反映，定下了0.778元/千瓦时的上网电价，150MW示范风电场也沿用这个电价。32MW项目是在2010年9月28日全部竣工投产的，与东海大桥项目相隔不远，但电价却相差近两毛。
许多业界人士认为，潮间带项目较近海项目施工容易，成本较低，所以电价应与近海项目拉开距离。但江苏海上龙源公司通过实践给出了另外一种看法。
江苏海上龙源公司副总经理高宏飙告诉记者，单从账面上看，0.778元的电价稍微能让公司有点盈利，但有两点没有考虑在内，一是从全生命周期成本来看，后期的运营维护投入压力更大；二是施工费用没有核算进去，由于施工单位是龙源与振华重工合资成立的江苏龙源振华海上工程公司，与江苏龙源海上公司是分开核算，所以施工费用并没有算入项目的成本中。
高宏飙认为，潮间带资源本身面积和范围肯定相对潮下带要小，很多人觉得潮间带区域会比潮下带区域容易建设，其实不然。江苏海上龙源的经验表明，潮间带海上风电建设最困难的正是施工，如东几个项目的施工设备必须量身定做，且通用性低，龙源振华投资了四五个亿的施工船并不能用于其他条件的海上风电施工。并且潮间带项目施工窗口期短，退潮时期，大型的施工设备无法在滩涂上来去自如并顺利施工，“我们联系过很多专业的施工队，包括做大型桥梁工程的队伍，都做不到。”
“反而近海施工现在已经渐趋成熟，国内国外的施工单位都可以做。觉得潮间带好做其实是一种误区，另一个跟我们如东项目同期拿到路条的项目至今没有解决施工难题”，高宏飙透露，“至于成本方面，表面上看潮间带造价确实较低，但这套施工设备的成本并没有摊销进去。如果一定要对比，建设前期近海项目的投入还是比较高，毕竟离岸距离远，基础平台投入较高；但如果从整个生命周期来看，算上运行维护，由于潮间带施工设备量身定做，不适用于其他项目的特性，以及施工期短的问题，整体考虑，两者的总投入相差并不如业界想象的那么大。”
若不把施工费用核算在内，如东潮间带项目的平均成本为15000元/千瓦，如东整个项目经过扩容，整体容量达到23万千瓦，总投资达到35亿元左右。
与颇受政府支持、略带政治意味的东海大桥项目相比，龙源的如东潮间带项目更像一次企业的实践行为，消化如此高昂的成本和技术风险主要凭企业自身的能力。随着将来海上风电往深水远岸推进，潮间带项目预计不会大规模增加，但现有已规划或在建的潮间带项目，光是在江苏就有将近200万千瓦的容量。江苏龙源海上公司作为目前潮间带项目开发经验最完整、最成熟的开发商，始终占据着制高点和绝对优势。
RWE Innogy公司Gwynt-y-Mor海上风电项目的项目总监Toby Edmonds认为，在海上风电行业，学习曲线的建立相当重要，其效应可能会对价格产生戏剧化的影响。龙源所做的正是这项工作，尽管这个行业投资成本始终居高不下，但有了如东潮间带项目的经验，这家公司在下一阶段的海上风电规划推进中仍然比其他企业更具勇气和信心。
张钢认为，海上风电是一个从近海到深海推进的过程，包括大丰特许权项目的离岸距离也往海里推了几公里，投资成本势必增加。作为一个企业，投资一个高投入、高风险，但目前还远远不算高回报的行业，对这个行业未来的经济前景到底抱持什么样的想法？“我们还处于小规模的试验阶段，还在摸索，对企业来说，经济性当然是很重要的一个方面，但现阶段，我们首先要考虑占领市场份额”。
二十五年的考验
一位东台特许权项目参与者向记者透露，尽管有标杆电价年内出台的消息，首批特许权招标项目前景仍不明朗。在项目停滞的三年里，4家开发商都尽力做了一些前期工作，但除了龙源电力，其他公司在海上风电开发方面都没有太多经验，不敢做实质性的投入，而江苏海上龙源公司已经在做海上升压站的设计、建设陆上监控中心以及电缆招投标。
这位参与者还提到一个情况，除了标杆电价没有最终出台，导致开发商不敢贸然行动以外，风机主设备的不确定性也是阻碍项目推进的因素之一。
相信大家犹记得，在海上风电首批特许权招标中，投标主体采取的是开发商与主设备厂商、施工单位捆绑的形式参与。当时，中标射阳、滨海项目的开发商中电投和大唐捆绑的是同一家主机厂商——华锐风电，华锐也因此成为这次招标中的设备商大赢家，总共100万千瓦的项目容量独占60%的份额。但在过去两年，华锐相继出现多次质量事故和重大人事变故，其在风电行业中的排名和市场份额大跌，声誉严重受损，这两个项目的开发商不希望继续使用华锐的风机，正在寻求解决办法。不但受到特许权项目开发商的质疑，原本作为东海大桥一期项目设备商的华锐还在二期项目的主设备招标中落败，二期改用上海电气的3.6MW海上风电机型，华锐的海上风电市场前景堪忧。
除了华锐成为一个尴尬的存在，整个海上风电风机市场也发生了很大变化。市场排名前十的厂家基本都具备了自己的海上风电主力机型，目前市场占有率较高的除了金风、华锐两家起步较早的厂家，上海电气、明阳、湘电等拿到地方项目订单的厂家也在崛起，与东海大桥项目时期全国只有一家厂家能做海上风电风机的情况已经截然不同。
虽然目前开发商的选择更多，但这些厂家的质量与能力是否能满足海上风电的发展要求？江苏海上龙源的如东潮间带试验风电场建设的初衷之一就是为了回答这个问题。
如东潮间带试验风电场内引进了八个厂家的九种海上风电机型，在风资源条件相近的同一片区域安装比较，性能质量优劣一览无遗。
根据江苏海上龙源副总经理沈启海介绍，试验风电场几年运行下来，表现最好的是远景的风机，发电量连续几年排名第一，今年以来，金风的风机表现也在提升。沈启海认为，远景之所以表现突出，主要原因在其零部件质量过硬，“所有核心零部件都是国际一线品牌，故障率较低；其他一些厂家如果选用的零部件品牌认可度不是那么高，故障率明显就高”。
此外，除了32MW的试验风电场有多种机型可供比较外，其150MW的示范风电场内还有国外厂家西门子的2.38MW海上风机可供参考。比对西门子和国内厂家的平均水平可以发现，在发电能力和发电量上，双方差距不大，但在风机的可靠性方面，国产风机有明显差距，故障率比国外风机高。
沈启海表示，陆上风电风机的可利用率一般可以达到98%，而海上风电风机的可利用率相对低很多，国外风机平均水平都达不到90%。但他同时认为，不能单纯用海上风机的可利用率与陆上风机相比，毕竟海上的运维难度高多了。陆上风机坏了随时可以上去修理、更换，海上则要看海上天气、风浪情况，一个小问题的维修可能要下海、上岸来回好几次，可介入性太差，这些都直接影响到风机的可利用率，所以即使是对国外的厂家，如西门子，在可利用率上都不能提出太高要求。
在风电场的实际运行历程中，与其强求可利用率，保证机组的利用小时数才是更实际的要求。“不管可利用率是多少，机组能达到可研报告中的发电小时数就能保证发电量，而可利用率的统计有太多不可控的因素”，沈启海这样说道。然而，在开发商和设备厂商签署的合同中，风机的利用小时数要求并不是一个主要的核心条款。
东海大桥二期项目从2011年开始就安装了上海电气3.6MW的样机试运行，两年多时间下来，上海电气风电技术副总监王力雨发现，风机遇到的故障问题与陆上相差不大，甚至因为其设计上的特殊性，故障率比陆上更低，但“一旦发生故障，可维护性很差，由于海上环境复杂，小故障的维修可能都要十天半个月的时间；如果是较大的故障，这个投入更高得可怕，所以在质保期内，整机厂商一定要做好风险管控”。
王力雨强调，整机厂商除了基本的质量把控和质保期内的维护，还需要特别重视两个问题，一是海上机组的防腐蚀，这一难题暂时没有非常有效的解决方法，只能看厂商具体的防腐工作有没有到位；另一个是台风问题，虽然上海电气所获得的项目所在地没有灾难性的台风天气，但需要考虑到风机运行寿命在二十五年以上，还是有一定几率会遇上台风灾难。王力雨认为，像风电机组遇上强台风这种情况应该有相应的保险机制来保障，目前风电机组上的保险主要有设备的重大故障险、火灾险等，都是比较成熟的险种，但灾难天气保险还没有得到开发，这是未来一个很大的保险需求所在。
尽管在国家大层面上看，海上风电处于停滞胶着状态，但部分地方项目的相继开展使得整机设备厂商活跃了起来，尤其各厂商在大功率海上风机的研发上取得的成功更为将来的发展打下基础。
东海大桥项目一期的单位千瓦造价高达2.3万元，其中占最高比例的还是主设备造价，当时华锐的3MW海上风电机组造价为8800元/千瓦，到了东海大桥二期，通过招标，换了上海电气的机组，设备价格大幅度下降至5000元/千瓦，已接近陆上风电机组价格。可见厂商在抢占市场份额上仍有较明显的冲动，风机厂家恶性竞价的苗头再现。
从东海大桥的例子来看，海上风电风机市场的价格战似乎将要打响，但在风机设备质量不稳定，真正可靠的选择稀缺的情况下，价格竞争能否为下一阶段海上风电成本下降带来动力仍是未知之数。有欧洲风电专家预测，海上风电到2020年通过各种手段，建设成本可以下降40%，但主要的下降空间不是来自设备制造，而是融资成本和运维管理，机组设备成本的下降空间可能不到5%。
施工成本坚挺
相比主设备成本，真正下降空间不大的其实是施工成本。建设一支成熟专业的海上风电施工队伍的投入，动辄需要好几亿，且不同于主设备市场，海上风电施工的高门槛和高专业度决定了这个行业的竞争不会太激烈，因此不会带来大幅度的成本下降。
目前，国内海上风电施工单位中只有一个霸主，那就是中交三航局。这家中交系统的航务施工企业占领了目前海上风电安装市场超过70%的份额，手头上的订单总额超过55亿元。
但龙头地位并没有让中交三航局在海上风电的困难时期好过多少。中交三航局中标了四个特许权招标项目中的三个，在这三个项目停滞期间，中交三航局庞大的施工队伍几乎完全闲置，全靠公司养着，中交三航局董事长方彦透露，“海上风电停摆这几年，我们的成本压力很大，光是一艘‘风范号’一年的折旧费就要三千万”。
“风范号”是中交三航局海上风电施工的专业安装船，斥资3亿多元打造，只用于海上风电安装，另外还有两个由荷兰引进的液压锤，各1.5亿元，加上在一些地区有大型的海上风电安装基地的维护费用，缺乏开工项目的三年来，中交三航局只能用其他较为通用的船只去做其他码头、桥梁等工程，以缓解压力。
今年，中交三航局将有东海大桥二期和珠海桂山两个项目确定开工，其海上风电业务情况将有明显好转。但当方彦谈到整个行业的成本问题时，则表示其下降趋势并不明显。他这样解释道，海上风电施工成本主要由材料成本加船机成本组成，材料成本方面，今年以来钢材价格正在逐步下调，比起当初投标的价格有所下降；船机成本则相对固定，近年来没有太大变化。对施工单位来说，更多的项目开工，设备的可利用率提升，其成本压力自然有所下降，但近年来人工成本不断上升，因此，总体来说其对开发商的报价不会有明显的下降。
这也是由整个海上风电安装市场的发展态势决定的。海上风电施工是个新兴产业，打造专业施工设备和团队所费不菲，三四年前基本没有专业从事这项工作的公司，但现今，海上风电却成为部分传统船舶、桥梁、重机械加工、海上工程公司转型的重要方向。中交三航局在这一领域先行先试，其后中船重工、振华重工等公司纷纷试水，作为整机制造商的明阳风电在全产业链发展策略的思路下也引进打造了自己的施工团队。这个行业一时间显得遍地开花，形态多样。
然而，真正能分食到海上风电蛋糕的只有寥寥三四家企业，市场份额高度集中。方彦表示，这个行业的准入门槛太高，对比陆上风电施工很多地方电建都能做的情况，海上施工对设备和专业水准的高要求决定了这不会是一个竞争激烈的行业。
中交三航局副总经理季振祥告诉记者，虽然过去三年海上风电一片沉寂，但公司判断其作为能源战略转型的重要方向这一事实没有改变，因此利用这段空闲期，进一步完善海上风电设备队伍的建设，使其更加成套化，目前中交三航局下面七个主力公司，每个公司都有一支专业海上风电队伍。
在施工技术方面，中交三航局开始强调不同项目的量身定制化，保证面对不同海洋环境和地质条件都可以提出最合适的基础施工和吊装方案。尽管施工成本下降困难，但中交三航局仍尽量提出最经济的方案，“无论基础形式是单桩、高桩承台还是导管架，我们要做全方位的设计测量，匹配最佳的工期方案、最严格的质量把控，尽可能为业主单位降低工期和费用，节省投资”，季振祥介绍，工期降下来，投资方可以尽早投入发电，提高收入。
有风电专家认为，中国海上风电的施工安装水平并不比国外差，主要也是由于目前国内的航运、桥梁等重工企业具有相当高的海上施工技术水平。但除了中交三航局以外，其他安装公司很难将业务重点放在海上风电上，目前项目稀缺对施工单位来说是最大的发展障碍。龙源振华重工海上工程公司攻克了潮间带施工这么大的难关，但后续发展仍有很大压力。方彦认为，像这样由开发商和重工企业合资的公司，也是强强联合，但未来最可能的路径是重点转向海上风机维修。
桂山模式
今年以来，海上风电重启呼声高扬，媒体盛传年内会有7个甚至更多项目开工，但如果标杆电价政策不落地，实际开工情况肯定大打折扣，恐怕连一半都没有。
在确定开工的几个项目中，珠海桂山项目是一个非常特殊的案例。
珠海桂山海上风电项目是广东省首个海上风电项目，设计总装机容量200MW，将安装66台海上风机，属于近海风电场，位于珠江河口的伶仃洋水域,万山群岛范围内的6个岛屿附近。配套建设110kV的海上风电场升压站，通过35kV海岛联网电缆相联，并通过110kV送出海缆与陆上电网接入站并网。这个项目有几个特点，一是近海项目，需要建设海上升压站，海缆费用增加；二是位于广东沿海，台风高发区域；三是项目地质条件欠优，施工困难。所有这些都使投资成本高企，该项目总投资44.5亿元，设计年发电量49591.5万千瓦时，单位千瓦造价高达2.2万元。
这样一个投资巨大的项目推进速度却相对较快，除了海上风电本身繁复的审批程序，其他由开发商主导的环节执行效率相当高。究其原因在于这个项目的投资主体形式及其商业模式。
桂山项目的业主单位是南方海上风电联合开发有限公司，该公司成立于2012年6月，是一家由南方电网综合能源有限公司牵头，联合了广东广业资产经营有限公司、粤电力、明阳风电、广东电力投资有限公司、国电电力广东新能源开发有限公司、大唐国际、三峡新能源、广州发展新能源有限公司等8家企业合资成立的海上风电开发公司，除了南方电网综合能源公司占股20%外，其他8家分别占股10%。
这样的投资主体在海上风电开发中几乎前所未有，其中包括了电网、整机制造企业、发电企业、国有资产管理企业等等涉及海上风电不同环节的单位。在电网企业的主导下，通过将各利益相关方捆绑，一方面凝聚整合了所有可用资源，另一方面又分散了海上风电的高风险和投资压力，并且到了项目后期，发电并网的衔接早已通过电网的介入得到解决，最大程度上缩减了各方协调的时间和成本。
尽管目前项目尚未正式开工启动，但这种商业模式对所有有志于投资海上风电的开发商都是一个重要启示。在高风险、高投入，且还有那么多不明因素的行业里，如果你的项目不像东海大桥项目那样备受政府支持，又不是龙源那种自身实力强大到能消化风险的企业，那就要想办法做多方捆绑，寻求各方支持。
即使在全球范围内，海上风电都仍然是相对困难的投资选择，但在欧洲，尤其是英国、德国等海上风电发展较为成熟的国家，起码能保证两点，一是有一个明确合理的价格机制，二是有一个有效流畅的跨部门协作机制，再加上相对完善的产业链，其发展前景无疑比中国明朗得多。在国内，支撑企业坚持投资海上风电的主要还是对政府发展绿色电力的信心，以及东部区域电源结构调整的压力。然而，在一个缺失的政策框架下谈海上风电发展，对整个能源结构的调整几无任何作用。
中国可再生能源学会风电专业委员会秘书长秦海岩日前撰文称，“截至2013年，中国已建成43万千瓦海上风电项目的成绩与中国‘十二五’规划500万千瓦海上风电装机的目标相比仍相差甚远。同时如果一些问题（电价、协调机制）不能得到有效的解决，中国海上风电的发展仍将是小打小闹，难以成器”。
多年过去，海上风电仍然只是少数人的游戏。
（全文完）
选自《南方能源观察》2014年6月刊