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   導讀：隨著海上風電第二批招標準備工作的啟動，業內人士再一次嗅到了“風起云涌”的氣味。設備商開始摩拳擦掌，躍躍欲試。

中國沿海海上風電場圖片來源：百度圖片

　　相比“微利潤”的陸上風電，在投入成本更大、對風機質量要求更高、風險更大的海上風電項目上，眾多風電運營企業能否獲利，目前還是未知數。

　　隨著海上風電第二批招標準備工作的啟動，業內人士再一次嗅到了“風起云涌”的氣味。

　　6月召開的一次海上風電會議上，國家能源局為中國海上風電定下的目標為，2015年建成海上風電500萬千瓦，2020年達到3000萬千瓦。

　　為了完成上述目標，能源局決定于今年下半年啟動第二批海上風電特許權項目的招標準備工作，預計明年上半年完成招標，總建設規模在150萬~200萬千瓦之間。跟第一批特許權項目相比，這次招標不僅規模翻番，而且覆蓋范圍更廣，將從江蘇延伸至河北、山東、浙江甚至廣東等地區。

　　海上爭風

　　第二批招標啟動在即，設備商開始摩拳擦掌，躍躍欲試。

　　在去年第一批海上風電特許權項目招標中，作為整機供應商，新疆金風科技股份有限公司（以下簡稱“金風科技”）獲得江蘇大豐20萬千瓦項目。“第二輪招標至少不能低于首期，這是金風的目標。”在金風科技于6月30日舉行的媒體溝通會上，金風科技總工程師崔新維的表態頗為保守。

　　崔新維同時透露，金風科技首臺6兆瓦直驅永磁海上風電機組樣機將于明年上半年并網發電，2014年實現量產。同時金風科技已經作好了迎接50萬甚至百萬千瓦海上風電場挑戰的準備。

　　在風機整機制造上，機組大型化是一個重要發展趨勢。

　　“大型化將是海上風電機組的發展趨勢。通過增加單機容量，可以提升機組在風電場建設中的成本占比，有效降低海上風電場的總建設成本。”崔新維解釋說，“理論上說，與陸上風電相比，相同單機容量的海上風電成本高出40%以上，而目前已經示范的案例表明，這個數字還要更高。風電機組大型化勢在必行，6兆瓦機組將是未來海上風電的主流機型。”

　　據崔新維透露，金風科技將在“十三五”期間推出10兆瓦級樣機。

　　“目前金風推出的6兆瓦風機應用的依然是直驅永磁技術。”崔新維說，“金風始終堅持的直驅永磁技術路徑是符合未來技術發展趨勢的。”

　　而在此之前，國內最大的風電設備制造商華銳風電高調宣布，國內首臺6兆瓦風電機組在江蘇鹽城綜合產業基地正式出產。華銳風電表示，這臺風機由其自主研發，公司擁有完全自主知識產權，可以廣泛應用于陸地、海上、潮間帶各種環境和不同風資源條件的風場。在海上風電場，大功率的風機不僅可節約建筑成本，且更加適應海上環境。

　　據了解，國電聯合動力、上海電氣、華儀電氣等主要設備廠商也紛紛瞄準6兆瓦大功率風電機組研發。維斯塔斯、西門子、GE等國外各大整機商都在進行6兆瓦機產品的布局。而根據相關研究顯示，到2020年6兆瓦級產品的應用將占海上風機市場的50%。

　　風電機組“6.0兆瓦”時代正加速開啟，而熱情高漲的整機商要想在特許權項目招標中再下一城，要面對的是更加激烈的競爭形勢。

　　“海上風電是風電技術的制高點，金風科技在技術路徑上擁有先天優勢，我們不可能放棄對制高點的爭奪。”崔新維說。

　　出海“暈船”

　　風電企業摩拳擦掌的背后，是海上風電廣闊的市場。

　　中國擁有著漫長的海岸線，中國氣象局風能資源詳查初步成果顯示，中國海域5~25米水深、50米高度風電可裝機容量約2億千瓦；5~50米水深、70米高度風電可裝機容量約5億千瓦。

　　與陸地風電相比，海上風電未來將可以就近供應沿海城市，并網難題和長距離輸送的技術問題或將更容易解決。由于風資源具有持續穩定、發電量大等特點，海上風電被中國寄予厚望。

　　不過與歐洲企業近20年的海上風電運行經驗相比，中國才剛剛起步。中國自2007年起步以來，已建成海上風電裝機14.25萬千瓦，初步具備了海上風電設計、施工及設備制造的能力。

　　“根據規劃，到2020年建成海上風電3000萬千瓦，幾乎是未來幾年風電市場的15%。”在崔新維看來，海上風電是風電技術的制高點，是企業必須要攻下的高地，而隨著海上風電資源的進一步開發和技術的不斷提升，海上風電或成為因并網受限而陷入低谷的風電行業轉折點。

　　然而，風電出海并非一件容易的事。

　　與陸地風電基地相比，海上風電面臨的首要難題是高額的成本。

　　據崔新維介紹，一般而言，陸上與海上風電場在成本比例方面差異較大。“陸上方面：風機成本占64%、基礎占16%、電網連接占11%，其他為9%；而在海上，風機成本約為45%、基礎占25%、電網連接占21%、安裝占7%，其他為2%。”

　　他透露，在不考慮海上風電場運行期間的維護費用與可能發電量損失的情況下，相同容量的海上風電場建設成本要高40%以上。“主要是涉及到海上的打樁、安裝船的費用，海底電纜的鋪設、海上變電站的建設，這些與陸上風電相比都是額外的。”崔新維說。

　　除了成本高昂，海上風電面臨的較大風險對風電機組質量提出了更高的要求。

　　在6月舉行的2011年上海國際海上風電及風電產業鏈大會上，中國最大的風電運營商龍源電力總經理謝長軍對國內風機質量的抱怨已然公開化。

　　“你（華銳風電）要是暴露了太多的質量問題，我沒法買你的設備。但是我上次跟老韓（華銳風電董事長兼總裁韓俊良）說了，沒辦法，我只能買你的啊，因為海上有些機型別人沒有，但是如果別人有，我就不買你的了。”謝長軍給國內最大的風機制造商提出了“友好的建議”。

　　面對海上風電與陸上風電的施工、運行、管理差異，以及國內風機制造企業的質量問題，謝長軍調侃地說道，“龍源做陸上風電還是很生龍活虎的，做海上現在有點暈船”。

　　外資風電“扳回一城”

　　在龍源電力的海外風電設備供應商名單上，西門子第一次被納入其中。

　　就在謝長軍公開抱怨華銳風機的質量“不穩定”的同時，他透露，西門子將為江蘇如東海上示范項目提供21臺功率為2.3兆瓦的風力發電機組。項目業主方為江蘇海上龍源風力發電有限公司，即龍源電力集團股份有限公司的子公司。

　　來勢洶洶的國外同行，讓中國本土風機制造商倍感壓力。

　　作為西門子在中國贏得的第一份海上風電訂單，該裝機容量為50MW的項目是西門子在可再生能源領域的重大突破。項目預計2011年底投入商業運營。合同供貨范圍涵蓋了5年維護服務協議。“這標志著我們在幫助中國實現可持續發展的進程中又建立了一個新的里程碑。”西門子（中國）有限公司總裁兼首席執行官程美瑋表示。

　　在2.3兆瓦機組上，面對金風科技與西門子兩大設備制造商，龍源選擇了后者。

　　“我們的風機沒有成為首選，龍源還是選擇了西門子的風機，對我們還是有壓力的。”對此，崔新維坦言。

　　對于中國的設備商們來說，確實感到壓力了。

　　“今年以來明顯感覺到國外企業的訂單多了起來。”一位業內人士告訴記者，他解釋，一是因為國外的風機便宜了，再就是“開發商也明白了，國外設備高的那部分售價，很快就能通過較高的穩定性補回來”。

　　“西門子已在歐洲水域安裝了600多臺風力發電機組，總裝機容量超過180萬千瓦，是海上風電市場當之無愧的領軍者。同時我們也清楚地看到中國沿海用電負荷中心周圍的淺海區域海上風電機會。”西門子風電業務部門首席執行官邵杰仕說。

　　西門子此舉被視為外資制造商在中國海上風電市場上“扳回一城”的成功案例。

　　在陸上風電領域，外資設備制造商表現平平。2005年發改委出臺一項規定——風電設備國產化率要達到70%以上。政策護航下，本土風電企業高歌猛進。2004年，國外風機廠商還占到了中國幾乎80%的市場，而在6年之后，中國本土企業的市場份額卻已反超到了60%以上，而華銳風電、金風科技和東方電氣三家就達到55%。維斯塔斯也僅能位列其后，而GE、西門子、歌美颯等巨頭更是被甩出一線陣營。

　　然而，在經歷了5年的草莽時代之后，中國風電開始進入精英階段，面對剛剛開啟的海上風電藍圖，這或許意味著，以西門子為代表的外資風電企業可能迎來翻身機會。

　　“這份訂單是西門子進入中國快速發展的風電市場的重要一步。”邵杰仕補充道。中國陸上風電總裝機容量已經超過44GW，在過去的3年中增長率超過73%，已經成為全球最大的風電市場。

　　作為西門子全球化戰略的組成部分，2010年西門子在英國、德國、美國和中國先后成立了海上風電部門。2010年11月，西門子在上海落成其第一家葉片制造廠。2011年春天，機艙廠也在上海投入運營。

　　業內人士坦承，中國的風電企業在海上風電領域與維斯塔斯、西門子等國際一流企業還是有距離的。

　　“西門子的產品確實是好東西，但如果價格能低點就更好了。”這幾乎代表了絕大多數風電業主多年來的真實心態。

　　這種情況在近兩年逐步出現改觀。中國風能市場或開始告別純粹的規模為王時代，電場業主開始審視質量、技術和電場實際運營成本。而在此時，中國制造的風機經過5年使用也開始頻繁出現質量問題，甚至有的風葉被風吹斷，有的風機一年維修次數達到十幾次。盡管價格比外資風機便宜約20%，但“后患”也開始逐漸讓業主轉變心態。

　　特別是進入海上風電領域中，對設備可靠性的要求被提高至前所未有的高度。

　　崔新維告訴《科學時報》，海上風電技術門檻很高，與陸上風電相比海上風電需要極高的穩定性，“一旦大部件出問題，就需要幾個月的時間才能修復”。

　　“可靠性是最重要的。”崔新維說，“我們會把可靠性放在第一位。為了可靠性可以在經濟性上做一些犧牲。”

　　“一臺風機的壽命往往在20年以上，對于風機價格，我們更加重視一臺風機在全生命周期所能給業主帶來的收益，我們的目標是為了業主爭取更長遠的經濟利益。”崔新維說。

　　價格擠壓利潤空間

　　雖然海上風電制造在中國起步時間并不長，但是價格戰同樣殘酷。

　　“現在風電企業主體眾多，打價格戰，我們成本壓力很大。不過對于未來，我們并非一味地追求大裝機容量，而是要注意整個產品的各個環節，注意技術質量可靠性。必須考慮到長期運行的安全與可靠性。”金風科技戰略及全球發展總監周彤的表態略顯輕松。

　　給設備制造商帶來壓力的，還有不斷被擠壓的利潤空間——陸上風電的低價投標現象也蔓延到了海上項目。

　　提起第一次海上風電特許權項目招標，多數參與企業仍心有余悸。

　　去年海上風電特許權項目最終的中標價格結果是：濱海30萬千瓦的風電項目的中標價為0.737元/千瓦時；射陽30萬千瓦的風電項目的中標價為0.7047元/千瓦時；大豐20萬千瓦風電項目的中標價為0.6396元/千瓦時；東臺20萬千瓦風電項目的中標價為0.6235元/千瓦時。當時眾多專家對于這一價格能否在長期實現贏利表示懷疑。

　　高投入的海上風電并非能夠帶來高回報。

　　“這個潮間帶的投資，造價在每千瓦1.5萬元 ，發電量可以折算成2400~2500小時。目前國家能源局給的電價0.65元左右，股本回報率在12%左右。想賺大錢，就別做海上風電，沒有錢的也不要做，海上是很危險的。我勸民營企業就不要嘗試海上風電了。民營企業以贏利為第一目的，而目前海上項目是掙不到太多的錢的。只有像國企，大型企業，去嘗試海上風電。”謝長軍曾在公開場合作出這樣的表述。

　　相比“微利潤”的陸上風電，在投入成本更大，對風機質量要求更高，風險更大的海上風電項目上，眾多風電運營企業能否獲利，目前還是未知數。

　　相比2010年，目前油價上漲導致施工成本增加，加息也導致企業財務成本大幅增加。“去年中標電價已經觸底，針對這種市場情況，第二批項目競標應該回歸理性。”周彤呼吁，風電企業不應該通過惡性競爭來壓低價格，從而吞噬整個行業的利潤。

　　周彤說：“如果電價壓得很低，上下游產業每個環節都會受到擠壓，也就意味著大容量海上風機產業在剛剛起步、還需要大量投入的時候就要面臨造價上的壓力，很有可能會直接影響產品的可靠性。”

　　“其實就算價格壓得再低，中國肯定也是有企業愿意上馬的，但是這對整個海上風電行業的健康發展沒有好處。應該在技術成熟后，再考慮價格競爭的問題。”周彤說。