三年前，四家国内大型电力公司拿下首批海上风电特许权招标项目时曾引得一片艳羡，但《经济参考报》记者通过多个渠道了解到，由于相关部门规划协调不够以及电价政策不明确等问题，它们的进展并不如人意，至今项目无一正式开工，甚至有企业萌生了退意。
众多业内人士担忧，“十二五”海上风电规划目标恐难以完成。要想改变海上风电“圈地火热、开发缓慢”的状况，还需尽早出台明确的海上风电电价政策，同时应加强各部门之间的统一管理协调。
国家能源局规划显示，“十二五”末海上风电装机要达到500万千瓦，到2020年达到3000万千瓦。
2010年9月，国家能源局组织了江苏省盐城市海域4个海上风电特许权项目招标，这是我国首轮海上风电特许权招标，总建设规模100万千瓦。其中，两个近海项目分别位于滨海和射阳地区。
“将近三年了，我们的射阳项目设计方案还没做完。原来的设计方案涉及到军事用海，需要调整，海域使用一直协调不下来。本来是希望第一波先干，现在也没这个机会了，这个项目还能不能做都不知道。”中国电力投资集团(以下简称“中电投”)相关负责人无奈地告诉记者。
滨海、东台、大丰3个项目也遇到了类似的海域使用问题。如山东鲁能集团有限公司东台项目的用海选址，因与江苏沿海滩涂围垦范围和盐城珍禽自然保护区有重叠，只好向深海方向调整10公里。
“海上风电开发涉及多个领域，各部门对发展海上风电的认识不尽相同，相关职能部门实际执行管理标准不一，从而加大了前期工作周期。”水电水利规划设计总院副总工程师易跃春介绍说，目前海上风电项目海域使用论证获得许可、通过海洋环评、通航安全论证的周期一般需要2年以上。
受累于此，鲁能在2012年11月才将项目核准申请上报到国家能源局，比原计划延迟了一年半，而龙源和大唐则更晚，直到今年才上报。截至目前，4个项目均未获得核准。
除了审批时间的延长，海域使用的变化也使得项目成本增加不少“当时招标时动态投资是48亿左右，由于海域面积压缩、建筑材料价格上涨等因素，今年可研审定稿的动态投资已经增加到56亿。现在成本多了8个亿，肯定要赔钱，所以大家推进的积极性都不是很高。”大唐相关负责人告诉记者，公司申请将电价从招标时的0.737元/千瓦时上调到0.86元/千瓦时，但预计短期内难以实现。
记者注意到，在多部门规划不统一、电价政策不明确的情况下，这种“圈地火热、开发缓慢”的状况比比皆是。“风电肯定要往海上走，但现在海上风电还没有确定政策，尤其是电价方面，所以企业也不清楚下一步怎么做，现在能做的就是先把厂址储备下来，等到政策明朗的时候再开始。”上述中电投负责人介绍说。
易跃春指出，目前我国海上风电发电工程造价约1.6万元/千瓦-1.8万元/千瓦，是陆上风电项目投资的两倍，面临成本高，风险大的问题，并且各地海上风电场风能资源、建设条件、离岸距离、造价水平和风电开发建设成本不相同。目前我国尚未形成合理的海上风电电价政策，各主要能源投资集团因投资收紧，收益较差或不明确的电价项目难以获取资金支持。
据了解，全国17个海上风电项目已获得国家能源局同意开展前期工作，总装机容量395万千瓦。“即使这些项目到2015年全部建成，实现‘十二五’建成500万千瓦海上风电的目标也非常困难。”易跃春说。
“按照国家能源局的安排，目前还没有核准的项目，将一律下放到地方进行审批，预计审批速度会加快。”知情人士同时强调，“电价政策没出来，即使审批权下放了，企业的态度还是走一步看一步，应抓紧对电价政策的研究。”
2012年7月，国家能源局委托水电水利规划设计总院组织开展海上风电电价研究工作。研究建议海上风电采取相对稳定的标杆电价管理模式，根据资源及建设条件制定分区域海上风电上网电价，并适当考虑高压海缆离岸距离对上网电价的影响。
