日前，國家發改委出臺《關于調整新能源標桿上網電價的通知(征求意見稿)》，擬對新能源標桿上網電價進行調整。其中，在海上風電方面，擬對非招標的海上風電項目,區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價,2018年12月31日以前投運的近海風電項目上網電價調整為每千瓦時0.8元(含稅),潮間帶風電項目上網電價調整為每千瓦時0.7元(含稅)。這意味著近海項目電價和潮間帶項目電價將分別比現行電價下調每千瓦時0.05元。
　　
　　一石激起千層浪。不少業內人士向記者直言，今年海上風電剛剛有點啟動的跡象，一旦下調電價，可能使海上風電再度陷入停滯。
　　
　　緣何下調電價
　　
　　MAKE中國市場分析師李小楊對本報記者表示，主管部門這次醞釀電價下調既在意料之中也在意料之外。目前可再生能源補貼的缺口已超過550億元，隨著可再生能源的高速發展，補貼壓力也會越來越大。相關部門希望通過下調海上風電等新能源的電價，緩解補貼壓力。
　　
　　除了來自日益增長的可再生能源補貼壓力外，有相關人士告訴記者，主管部門也擔心新能源行業投資出現普遍過熱現象，有引導理性投資的意味。“不過，對于海上風電而言，目前面臨的不是過熱的問題，而是如何升溫，調動開發商積極性的問題。”該人士認為。
　　
　　不是調價的合理時機
　　
　　確定標桿電價是發展海上風電的基礎性工作，這樣開發商才可以根據標桿電價水平合理確定投資行為。現行電價標準是依照2014年6月國家發改委發布的海上風電電價政策實施的。對非招標的海上風電項目，潮間帶為0.75元/千瓦時(含稅)，近海為0.85元/千瓦時(含稅)。
　　
　　有業內人士告訴記者，即使在現行電價下，只有部分選址的海上風電項目經濟性可以接受。若按近海0.85元的電價來測算，平均下來，勉強可以達到8%的內部收益率水平。
　　
　　據業內人士回憶，在海上風電標桿電價政策出臺之前，2010年首輪海上風電特許權招標中，四個項目中標價在0.62元/千瓦時-0.74元/千瓦時之間。當時之所以出現如此低價，主要是企業處于中標需要報出，并不能全面反映我國海上風電項目的開發和投資成本。其后導致的結果就是，企業拿著項目卻不敢實施，海上風電一度陷入停滯。
　　
　　業內資深人士金寶年近10年來一直在一線參與風電機組技術研發，見證了我國風電事業的崛起。在他看來，國內海上風電剛剛開始發展，即使按照現行電價，電價都還是偏低的，甚至低于歐洲的電價水平，此時再下調電價不利于海上風電產業的發展及技術進步。
　　
　　金寶年向本報記者表示，今年以來，有幾個海上風電項目有了實質進展，甚至實現了投產，這些項目主要是原有的特許權及示范項目。而更多項目需要等到明年甚至后年才能投產。即使要調整海上風電標桿電價，也要等到近期開發建設方案中的項目建設完成，并積累相關實際運行數據之后，根據運行項目反饋的比較全面的信息再研究電價調整方案比較合適。
　　
　　“目前我國正式投運的海上風電項目還為數甚少，需要通過規模化發展，探索技術經濟最優的方案，為未來海上風電的大規模發展奠定基礎，此時調價難免操之過急。”一位風電開發企業的相關人士也告訴記者。
　　
　　李小楊認為，目前，在近海開發經驗以及海上機組技術不成熟、建設成本降幅有限的情況下，電價下調或將進一步降低開發商的開發熱情。
　　
　　“對于仍處于發展初期的國內海上風電而言，情況并不樂觀，根據我們的項目收益率的測算，以近海200兆瓦項目為基準，除了江蘇和廣東勉強維持8%的項目收益率以外，上海、浙江和福建的項目平均收益率跌破8%。”李小楊說。
　　
　　而根據彭博新能源財經的測算，下調電價將導致近海項目和潮間帶項目投資回報率（無杠桿）分別下降90-110基點和110-140基點左右。在新電價情景下，近海項目投資回報率（無杠桿）為6.2-7.8%, 而潮間帶項目投資回報率（無杠桿）為7.5%-9.6%左右。
　　
　　或導致拉大海上風電技術差距
　　
　　從目前海上風電開發的情況看，在潮間帶0.75元/千瓦時和近海0.85元/千瓦時的現行電價下，海上風電建設積極性仍未調動起來。
　　
　　根據中國風能協會的數據，截至2016年9月底，納入2014-2016年海上風電開發建設方案的項目僅有4個建成投產、裝機容量21.17萬千瓦，占比僅有2%。即使算上核準在建的8個項目，裝機容量共226.37萬千瓦，也僅占方案確定總容量的21%。此時調整電價，將進一步導致開發積極性下降，影響海上風電發展。
　　
　　業內人士告訴記者，在電價沒有下調的情況下，“十二五”海上風電裝機目標都沒有完成，從而可以看出海上風電發展的困難程度、風險程度以及開發商較低的積極性。
　　
　　“即使不下調電價，海上風電投資短時間內也不會過熱。本來海上風電投資就高，進入的門檻也高，有能力進入的開發商屈指可數。在海上風電仍處于初級發展階段的現狀下，進行電價下調對于整個行業不能起到積極的推動作用。目前，并不是一個合適的時機去進行海上風電電價下調。”李小楊說。
　　
　　金寶年認為，前些年國內海上風電一直處于停滯階段，歐洲海上風電卻在快速發展，致使國內的海上風電技術與國外的差距進一步拉大。“維斯塔斯等跨國巨頭已經在8兆瓦等級海上風電機組實現了商業化應用，而國內仍停留在5兆瓦、6兆瓦樣機和示范階段。”他擔心，如果海上風電電價下調，項目開發再度陷入停滯，沒有了項目依托，我國海上風電機組技術的進步就變成了無源之水。
　　
　　此外，李小楊向記者表示：“我們更傾向于結合各省的建設成本、建設難度、風資源情況等來進行電價的劃分，而不是簡單的通過潮間帶、近海這種項目類型來制定電價。”