根据发改委文件，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。2017年以前(不含2017年)投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税，下同)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。

对于这样的定价，多位风电开发商均感觉价格偏低，但已经可以保证盈利，如果未来各地方继续出台补贴政策，盈利空间将进一步增加。

盈利预期

发改委鼓励通过特许招标等市场竞争方式确定海上风电项目开发业主和上网电价。通过特许招标确定业主的海上风电项目，其上网电价按照中标价格执行，但不得高于以上规定的同类项目上网电价水平。

中国可再生能源学会风能专业委员会秘书秦海岩认为，如果项目所在海域风资源具有优势、风机质量、施工成本可以控制，上网电价可以为企业带来8%~10%左右的收益率。但目前，国内海上风电规模有限，缺少实际操作经验，运维成本高，海上风电仍然处于示范阶段。

该价格出台后，一位龙源电力内部人士向记者表示，“价格偏低”，特别是近海项目价格偏低。一位中广核内部人士则告诉记者，价格属于“比较理性”，但是按照公司内部的测算，“按照国家给的这个价格，海上风电项目内部收益率到8%已经不错了，有些机构测算的10%是不可能的。”

上述中广核内部人士指出，国家的电价政策出台后，相应的各地方也会出台地方的补贴政策，如果加上地方的补贴，收益率能更好一些。目前，只有上海出台了针对海上风电的地方补贴政策，为0.2元/千瓦时。

此次，发改委只制定2017年之前投运的海上风电项目上网电价。对于2017年及以后投运的海上风电项目上网电价，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招标情况研究确定。

800亿装机市场待启

我国拥海上风资源储量丰富，但开发规模偏低。

“十二五”规划提出，到2015年投入运行海上风电装机容量500万千瓦，2020年达到3000万千瓦。重点开发建设上海、江苏、河北、山东海上风电，加快推进浙江、福建、广东、广西和海南、辽宁等沿海地区海上风电的规划和项目建设。

但是，由于海上风电上网电价一直不明朗，加之海上风电涉及海洋部门、渔业、能源、国防等多个部门，风电场规划与海洋功能区划、海岸线开发规划、国防用海规划等协调难度大，海上风电进展缓慢。

2010年国家能源局对首轮海上风电特许权招标，总建设规模100万千瓦。但实际建成装机规模只有40万千瓦，实现2015年海上风电装机500万千瓦目标几无可能。

中国风能协会统计，截至2013年底我国海上风电建成装机容量42.86万千瓦，仅占全国风电装机总容量的约0.5%，其中近海项目12.81万千瓦。2013 年，海上风电进展缓慢，仅有东汽、远景和联合动力3家企业在潮间带项目上有装机，新增容量39MW，同比降低69%。

为稳步推进海上风电建设，发改委、能源局研究制定鼓励政策。今年2月底，国家能源局可再生能源司副司长史立山透露，国家计划出台海上风电标杆电价以鼓励项目业主加快建设。

海上风电相对于陆上风电，项目综合成本高出近一倍，开发商对于海上风电谨慎。根据国家能源局公布的《2011~2012年电力工程造价情况》，2011-2012年投产陆上风电工程概算、决算单位造价分别为9418元/千瓦和8103元/千瓦。

行业人士称，海上风电每千瓦造价在15000元以上，上海东海大桥风电场造价成本为每千瓦23000元。如果按照15000元/千瓦造价成本测算，2015年建成500万千瓦装机所需投资800亿元左右。

除此外，海上风电开发风险大，开发商需要严密的前期准备工作。这些前期工作包括，风资源测量与评价、海洋水文观测与评价、风电场海图测量、工程地质勘察及工程建设条件评价、建设用海初步审查等。如果地方海洋功能出现调整，出现用海权的纠纷，项目前期投入就会打水漂。

值得注意的是，不同于陆上风电，海上项目后期运维成本高，需要动用船只、直升机运输吊装，风机对于防腐性要求也高。