此前，國家能源局新能源與可再生能源司司長王駿就表示，“在這次招標中，電價只占六成因素，其余四成比重要看投標企業出具的經營管理方案是否科學合理。”

　　他解釋，雖然能否中標并不完全取決于電價，但國家能源局希望通過競爭性招標，建立良好市場環境，推進裝備研發并降低開發成本。在政府補貼資金有限的情況下，最大限度地提高資金的使用效率，因此，電價仍是競標的主要參考因素。

　　王駿此言的背景是，按照《可再生能源法》規定，我國可再生能源上網電價超出火電標桿電價的部分，由可再生能源電價附加補貼。

　　目前，在我國第一個海上風電示范項目，上海東海大橋海上風電場項目中，最終確定的稅后上網電價為 0.978元/千瓦時。那么，以火電平均標桿電價0.3元/千瓦時為標準，就意味著海上風電每發一千瓦時的電，國家財政就要拿出將近0.7元/千瓦時的補貼。
 

　　即使是與2009年7月，我國根據區域風資源劃分的四類風資源標桿電價，即每千瓦時0.51元、0.54元、0.58元、0.61元相比，海上風電也幾乎沒有競爭力。

　　“在海上風電增加的成本中，大部分來自海上運輸吊裝的費用。”明陽風電副首席整機技術工程師張學接受記者采訪時曾表示。

　　根據中水珠江規劃勘測設計公司測算，在我國海上風電場項目中，風機只占到總成本的35%，其他成本來自于建設安裝、運行維護、并網、管理和回收等部分，其中，建設安裝占24%，運行維護占22%。

　　不過盡管建設安裝在成本中所占比重如此之大，短期內這部分也沒有太大的可能降低。以風電發展更具規模的歐洲為例，海上風電技術成本及運輸吊裝也占到總成本的49%，機械成本占21%，海上電纜和變壓器的成本占16%。

　　“我們還沒到降低成本的階段，‘特許招標’就是為了摸一摸成本。”中國風能協會副理事長施鵬飛告訴記者。

　　“雖然大幅度降低成本是不可能的任務，但與已經握有相對成熟安裝技術的企業捆綁，在競標電價上，還是可以有一定的優勢。”上述了解明陽風電且關注海上風電發展情況的人士表示。

　　民營企業的期盼

　　自2003年開始推行風電項目特許權建設方式，雖然為中國風電[0.81 1.25%]裝機容量躍居亞洲第一奠定了基礎，但“最低價者得之”的模式也導致了另一結果的出現——民營資本幾近全面出局、贏利模式的模糊、大量風電無法上網。

　　而根據招標規則要求，投標者可以投多個項目、多個標段，組件廠商可獨立投標，而投資商必須捆綁組件廠商。因此，自央企圍標的結果背后，民企更多的將在二級設備市場展開激烈的爭奪。

　　事實上，民企對國有資本欲拒還迎。一方面，國企進來，以極強大行政資源及財力，可迅速打開光伏發電新興市場。另一方面，民企又懼怕國企以取得項目、搶占優質資源為出發點，而不是以項目投資收益為出發點，這種非理性出價導致競標價格與合理水平相差甚遠。

　　專家認為，“特許權項目招標不應簡單的以‘低價者得之’為標準，而應該設置合理的IRR水平、參照國際市場行情、每個季度的發電量等標準，這樣才能驅動信托、保險、民營資本等資金進入，光伏發電成本的降低與市場的健康運行才能并行不悖”。

　　“中國的政策可能不具備西班牙及意大利有20%的利潤，但至少有像基建這樣10%的利潤回報，才能支撐起這個市場的成長，并驅動民企進入。”上述專家說。

　　賽維LDK高管認為，“目前民營資本進入除了國家政策扶持外，更需要金融創新工具的引入。光伏電站的投資類似建設高速公路，需要好的贏利模式，使得信托與保險等機構進入，民營方面才可有金融支撐。”

　　而單從技術市場監督來看，證券分析師有其看法。由于海上風電對風力發電機組有特殊的要求，渤海證券分析師李新渠表示，預計此次招標將以3MW機型為主，2MW及2.5MW機型因單機容量太小，即使經過改進，應該不會有太大份額。此外有分析師表示，上海東海大橋風電場全部采用華銳風電3MW機型，已在上月正式并網發電。從目前看來運行良好，此次招標可能會參考該項目經驗。

　　到目前為止，國內有能力量產3MW機型并且有運營經驗的公司，只有華銳風電和金風科技，其他廠商則多處于研發階段。因此業內人士表示預計此次招標，很有可能是華銳風電和金風科技兩家公司獲得大部分份額。