早春的江苏如东环港外滩海边，天朗气清。记者跟随国电龙源电力的运维船下海，船只缓缓驶出洋口外闸之后，一排排巨大的白色竖杆在眼前逐渐显现，顶端的三角风叶均匀有力地旋转着，橙色的底桩深深扎入海底。
“想要从大海‘嘴里’讨能源并不容易，海上风电项目不但要照顾到临海其他产业的发展需要，而且必须要按照海洋环境的自然规律来办事。”江苏海上龙源风力发电有限公司副总经理高宏飙向记者介绍道。
一个月前，我国风电行业以一份捎着暖意的2013年成绩单宣告了与低谷的告别。海上风电的重启，也被视作是拉动整个风电行业走出困境的有力缰绳。
面对“十二五”的风电蓝图，沿海省份、电力集团、风机设备制造商在这轮海上风电大餐中表现如何？在技术、管理和电价体系开始显露突破之光时，是否意味着海上风电已掌握更稳健的未来？
掌握属于自己的技术
走进离龙源江苏如东150兆瓦海上（潮间带）示范风电场不远的升压站中控室，记者看到，一排并列的液晶屏上清晰呈现着不同品牌不同型号风机的实时监控画面。屏幕边缘，风场发电瞬时值和总发电量正伴随着画面中迎风转动的风机叶片不断跳动变化。
“海上风电资源放在那里，需要开启资源的钥匙。其中最首要的一把钥匙就是技术，属于我们自己的技术。”高宏飙说。
江苏省如东县能源局副局长张立新告诉记者，潮间带风电项目在如东海上风电项目中占据了主流地位。虽然我国只有江苏、上海和山东等少数省份拥有潮间带风电资源，但上述地区的潮间带平均风速可达6米/秒至7米/秒。而且我国潮间带地区靠近电力负荷中心，潮间带风电能够有效得到消纳，与近海相比，在潮间带建设风电场的成本和难度较低。
“技术难题对潮间带风电场提出了更多要求，一是运行检修人员需全天候值班；二是配备更先进的施工及检修工程装备；三是风机设备本身质量要过硬。”高宏飙介绍，潮间带滩涂地质松软，用脚轻轻踩几下，本来“坚硬”的滩面就会液化成“浆糊”状。在这样的“铁板沙”上，施工必需的重型机械毫无立足之地，只有几米的水深也让常规施工船舶施展不开。“在这样的滩面上打桩，相当于要在豆腐上钻个眼儿。”高宏飙的比喻形象生动，充分说明了海上风电开发的真正掣肘是风机基础即打桩技术。
记者在采访中了解到，为保证单桩基础的垂直度，国外采用带过渡段的单桩结构形式。这种施工方法不仅增加了施工成本和施工周期，而且国外已经出现了大量单桩基础灌浆料连接部分发生微裂纹，导致过渡段滑移。
“取消过渡段对单桩基础的垂直度提出了高精度的要求，为此我们优化了顶法兰结构，研制了大型扶正导向架，通过沉桩垂直度实行监测与校正成套施工工艺技术，实现了打桩过程中单桩的有效导向和纠偏。”高宏飙耐心地向记者解释打桩过程的精细度，“50多米长、5米直径、几百吨重的单桩基础打入海底40多米的位置，最终垂直度误差率控制在千分之二以内，这不是在办公室简单说说就能办到的。”“省去过渡段不仅每台风机节约了40——60吨重的钢材，省去每台风机浆料成本近70万元，而且使施工功效大幅度提高，从至少需要8天时间减少到平均仅需半天时间。”龙源电力集团规划发展部范子超说。
高宏飙认为，目前我国海上风电发展最大的问题不仅仅是限电等外部环境限制，更重要的是缺乏专业的风电维护队伍，以及核心技术和制造工艺是否掌握在自己手中。
等待中的电价
所有赛跑者弓着腰站在起跑线上，只等发令枪响——只可惜枪声迟迟未传来。这个枪声，就是一直未出台的海上风电标杆上网电价。
对于我国的海上风电行业而言，2010年首批海上风电特许权招标的启动具有特殊的意义。在那次招标的4个项目中，中标电价最低为0.6253元/千瓦时，价格接近陆上风电，最高为0.7370元/千瓦时，仅比陆上风电最高标杆电价0.61元高20%。
据介绍，目前，潮间带风电项目每千瓦造价在1.5万元左右，近海每千瓦造价在1.8——2万元。相较于陆上风电目前每千瓦7000——8000元的造价，高出一倍。如此看来，特许权项目的电价水平并不能全面反映海上风电项目的高额投资成本。
“目前参与海上风电投资的主要是‘国字头’的电力集团，动辄上百亿的项目投资，似乎也只有央企拿得出来。”张立新说。
而作为中标企业之一的龙源电力也是一肚子苦水。“龙源项目以前算潮间带，现在围垦完了之后要向更远、更深海域延伸，40%机位将调整，离岸距离由20多公里调增为30多公里，已变为以近海为主的海上风电场。”江苏省南通市海洋局局长助理黄永辉介绍说。
“相较于陆上风电的审批，海上风电项目涉及军事、海洋、农渔、海事等多个部门，致使海上风电推进过程中面临的困难和磨合较多。”江苏海上龙源风力发电有限公司总经理助理吴迪坦言，中标的大丰项目场址调整后，风机基础及海缆投资明显增加。建设成本和运维费用大幅提升，0.6396/千瓦时的项目标杆电价却没有调整，项目必然面临亏本的风险。
“第一批海上风电特许权招标只是探索中国海上风电开发模式及价格水平的一种方法和思路，其中标价格并非全国海上风电最终标杆价。海上风电还处于起步阶段，还需要进一步加强对资源条件以及建设、施工、安装和运行成本进行摸索、总结，逐步研究制定合理的上网电价。”国家可再生能源信息管理中心常务副主任易跃春说。
易跃春给记者算了这样一笔账：对于陆上风电来说，一年2500小时的利用小时对应的是0.51元/千瓦时的电价，此电价对标的是9000元/千瓦的投资成本，内部收益率可以达到10%;如果海上风电投资成本按照1.5万元/千瓦的成本计算，相对于陆上投资增加了60%，电价相应的也提高60%的话，则在0.8元/千瓦时左右。
据江苏省电力公司电力调控中心水电及新能源处副处长雷震介绍，2013年江苏省风电平均利用小时数2150小时，其中龙源海上风电平均利用小时数达到2600小时。“江苏经济发展快，能源需求大，同时电网结构强，风电入网条件好。我省风电自投产以来，一直不存在弃风现象，做到了100%全额消纳。”雷震说。
“由于没有弃风限电的烦恼，0.778元/千瓦时的电价对于我们来说投资回报率也仅10%。其意义还在于，到目前为止海上风电还没有像陆上风电一样的标杆电价，因此0.778元/千瓦时的电价对未来的海上风电电价制定也是一个重要的参考。”吴迪还建议，根据项目离岸距离、海水深度、台风等气候灾害情况不同，电价也应该区别对待。
500万千瓦的目标与现实
根据《可再生能源发展“十二五”规划》目标，到2015年，我国累计并网风电装机达到1亿千瓦，年发电量超过1900亿千瓦时，其中海上风电装机达到500万千瓦，基本形成完整的、具有国际竞争力的风电装备制造产业。
来自中国风能协会的统计显示，截止到2013年年底，我国已建成的海上风电项目约43万千瓦。而这离规划的500万千瓦目标还有约450多万千瓦的差距。“即使各环节现在开始快马加鞭，完成这个目标的可能性也很渺茫了”。张立新说“随着大批新项目的不断推进，海上风电必然从潮间带走向近海、深海。在风电场建设方面，国内目前海上风电设计、施工技术及装备、事故诊断及运行维护能力不足。离岸型海上升压站建设和220千伏海底电缆制造还在起步阶段。”高宏飙透露，龙源电力也将继续在风电领域进行投资，并且逐步向远海推进。
在易跃春看来，不必为“500万千瓦”的目标是否完成担忧。除了特许权项目外，还有其他项目和示范项目蓄势待发，只要国家政策逐步明朗，前期工作逐步到位，就具备了加快推进的潜力。“500万千瓦目标只是释放我国发展海上风电的信号，更重要的是，通过500万千瓦项目的实践，我国海上风电开发管理体系得以逐步建立，制度、政策、标准体系不断完善；同时，设备制造和施工安装能力不断加强，海上风电指导电价也将逐步形成，为中国‘十三五’及以后海上风电健康快速发展打好基础。”易跃春总结道。
“真是个好消息，我得回去马上准备准备。”如东风场期间的采访结束返回南通市的车上，吴迪接了一个电话后特别兴奋。他告诉记者，江苏省海事局将在后天召开会议，对龙源电力2014年拟核准的两个海上项目进行通航论证评审，这也是除项目可研、海域使用论证、海洋环评等专题外，项目核准所需的一个重要支撑性材料。
新能源的发展终究是不可阻挡的历史进程，电力用户、电网企业、发电企业等不仅是其发展的推动者、承担者，不远的将来也会成为其发展成果的拥有者、享有者。
