施鵬飛認為,中國陸上風電標桿電價的出臺經過了六年時間,積累了1200萬千瓦實際裝機量,是把不同地區風能資源、基礎建設等數據統計分析后得出合理電價。而中國海上風電目前區區40萬千瓦裝機量,與1200萬千瓦相去甚遠,要立馬拿出一個合理電價是不可能的。從宏觀上說,全國各地風能資源、水深和地質條件千差萬別,上網電價“一刀切”也是不可能的。海上電價的合理歸位,還需要一個探索過程。
對于這一醞釀良久的電價,行業各方反應不一。中國水電水利規劃設計總院副總工程師易躍春認為,電價出臺將對大部分海上風電起到較好的激勵作用。由于海上風電開發面臨成本高、風險大,各地造價水平和風電開發建設成本不一,明確的上網電價有利于各主要能源投資開發企業,實質性地推動海上風電開發建設項目。
“臨時電價能不能激起市場的浪花,還有待進一步觀察,但我認為這能對海上風電起到積極推動作用。明陽在珠海桂山的海上試驗工程,按項目計劃今年年底應該裝出來,會執行按目前0.85元的電價,我覺得應該能賺錢。但具體多少錢還需要測算。”廣東明陽風電產業集團總裁趙學永表示。
國泰君安研究報告指出,按潮間帶15000元/千瓦的投資成本和2800-3200利用小時反推,0.7元~0.9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。
“如果項目所在海域風資源具有優勢,風機質量、施工成本可以控制,上網電價可為企業帶來8%~10%的收益率。”中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖在接受《中國能源報》采訪時說道。按照秦海巖觀點,按照每千瓦時0.85元的電價測算,一個100MW的近海風電場,以等效小時數2600小時,投資額每千瓦時13000元,貸款期限15年、利率為6%計算,該風場財務內部收益率約為9.62%,發1度電的成本約為0.57元。
然而,這一電價水平并未受到所有人的歡迎。對于大多數企業而言,0.75元/千瓦時、0.85元/千瓦時的電價缺乏吸引力。海上風電前期工程與后期運維成本太高,除了福建等風能資源較好的地區,其他項目或面臨收益承壓。
根據行業龍頭企業新疆金風科技股份有限公司(下稱“金風科技”)的測算,這一電價水平只能說剛剛吻合了項目投資的基本需求。
“從目前的這個電價我們還看不到未來的海上收益會有多高的收入,可能這個電價和我們之前的預期還是有一個差距,因為我們也做過測算,靠0.85元、0.75元這樣一個海上電價來做項目,業主的收益多多少少還是有一些風險。”金風科技董事長助理兼集團市場總監侯玉菡稱,從企業自身來看,公司還是秉持“積極關注,謹慎實施”的原則逐步開發出更大容量、高可靠性、高發電效率的適合海上運行環境的風力發電機組。