早春的江蘇如東環港外灘海邊，天朗氣清。記者跟隨國電龍源電力的運維船下海，船隻緩緩駛出洋口外閘之後，一排排巨大的白色豎桿在眼前逐漸顯現，頂端的三角風葉均勻有力地旋轉著，橙色的底樁深深扎入海底。

“想要從大海‘嘴裏’討能源並不容易，海上風電項目不但要照顧到臨海其他産業的發展需要，而且必須要按照海洋環境的自然規律來辦事。”江蘇海上龍源風力發電有限公司副總經理高宏飆向記者介紹道。

一個月前，我國風電行業以一份捎著暖意的2013年成績單宣告了與低谷的告別。海上風電的重啟，也被視作是拉動整個風電行業走出困境的有力韁繩。

面對“十二五”的風電藍圖，沿海省份、電力集團、風機設備製造商在這輪海上風電大餐中表現如何？在技術、管理和電價體系開始顯露突破之光時，是否意味著海上風電已掌握更穩健的未來？

掌握屬於自己的技術

走進離龍源江蘇如東150兆瓦海上（潮間帶）示範風電場不遠的升壓站中控室，記者看到，一排並列的液晶屏上清晰呈現著不同品牌不同型號風機的實時監控畫面。螢幕邊緣，風場發電暫態值和總發電量正伴隨著畫面中迎風轉動的風機葉片不斷跳動變化。

“海上風電資源放在那裏，需要開啟資源的鑰匙。其中最首要的一把鑰匙就是技術，屬於我們自己的技術。”高宏飆説。

江蘇省如東縣能源局副局長張立新告訴記者，潮間帶風電項目在如東海上風電項目中佔據了主流地位。雖然我國只有江蘇、上海和山東等少數省份擁有潮間帶風電資源，但上述地區的潮間帶平均風速可達6米/秒至7米/秒。而且我國潮間帶地區靠近電力負荷中心，潮間帶風電能夠有效得到消納，與近海相比，在潮間帶建設風電場的成本和難度較低。

“技術難題對潮間帶風電場提出了更多要求，一是運作檢修人員需全天候值班；二是配備更先進的施工及檢修工程裝備；三是風機設備本身品質要過硬。”高宏飆介紹，潮間帶灘塗地質鬆軟，用腳輕輕踩幾下，本來“堅硬”的灘面就會液化成“漿糊”狀。在這樣的“鐵板沙”上，施工必需的重型機械毫無立足之地，只有幾米的水深也讓常規施工船舶施展不開。“在這樣的灘面上打樁，相當於要在豆腐上鑽個眼兒。”高宏飆的比喻形象生動，充分説明瞭海上風電開發的真正掣肘是風機基礎即打樁技術。

記者在採訪中了解到，為保證單樁基礎的垂直度，國外採用帶過渡段的單樁結構形式。這種施工方法不僅增加了施工成本和施工週期，而且國外已經出現了大量單樁基礎灌漿料連接部分發生微裂紋，導致過渡段滑移。

“取消過渡段對單樁基礎的垂直度提出了高精度的要求，為此我們優化了頂法蘭結構，研製了大型扶正導向架，通過沉樁垂直度實行監測與校正成套施工工藝技術，實現了打樁過程中單樁的有效導向和糾偏。”高宏飆耐心地向記者解釋打樁過程的精細度，“50多米長、5米直徑、幾百噸重的單樁基礎打入海底40多米的位置，最終垂直度誤差率控制在千分之二以內，這不是在辦公室簡單説説就能辦到的。”“省去過渡段不僅每台風機節約了40~60噸重的鋼材，省去每台風機漿料成本近70萬元，而且使施工功效大幅度提高，從至少需要8天時間減少到平均僅需半天時間。”龍源電力集團規劃發展部范子超説。

高宏飆認為，目前我國海上風電發展最大的問題不僅僅是限電等外部環境限制，更重要的是缺乏專業的風電維護隊伍，以及核心技術和製造工藝是否掌握在自己手中。

等待中的電價

所有賽跑者弓著腰站在起跑線上，只等發令槍響——只可惜槍聲遲遲未傳來。這個槍聲，就是一直未出臺的海上風電標桿上網電價。

對於我國的海上風電行業而言，2010年首批海上風電特許權招標的啟動具有特殊的意義。在那次招標的4個項目中，中標電價最低為0.6253元/千瓦時，價格接近陸上風電，最高為0.7370元/千瓦時，僅比陸上風電最高標桿電價0.61元高20%。

據介紹，目前，潮間帶風電項目每千瓦造價在1.5萬元左右，近海每千瓦造價在1.8~2萬元。相較于陸上風電目前每千瓦7000~8000元的造價，高出一倍。如此看來，特許權項目的電價水準並不能全面反映海上風電項目的高額投資成本。

“目前參與海上風電投資的主要是‘國字頭’的電力集團，動輒上百億的項目投資，似乎也只有央企拿得出來。”張立新説。

而作為中標企業之一的龍源電力也是一肚子苦水。“龍源項目以前算潮間帶，現在圍墾完了之後要向更遠、更深海域延伸，40%機位將調整，離岸距離由20多公里調增為30多公里，已變為以近海為主的海上風電場。”江蘇省南通市海洋局局長助理黃永輝介紹説。

“相較于陸上風電的審批，海上風電　項目涉及軍事、海洋、農漁、海事等多個部門，致使海上風電推進過程中面臨的困難和磨合較多。”江蘇海上龍源風力發電有限公司總經理助理吳迪坦言，中標的大豐項目場址調整後，風機基礎及海纜投資明顯增加。建設成本和運維費用大幅提升，0.6396/千瓦時的項目標桿電價卻沒有調整，項目必然面臨虧本的風險。

“第一批海上風電特許權招標只是探索中國海上風電開發模式及價格水準的一種方法和思路，其中標價格並非全國海上風電最終標桿價。海上風電還處於起步階段，還需要進一步加強對資源條件以及建設、施工、安裝和運作成本進行摸索、總結，逐步研究制定合理的上網電價。”國家可再生能源資訊管理中心常務副主任易躍春説。

易躍春給記者算了這樣一筆賬：對於陸上風電來説，一年2500小時的利用小時對應的是0.51元/千瓦時的電價，此電價對標的是9000元/千瓦的投資成本，內部收益率可以達到10%；如果海上風電投資成本按照1.5萬元/千瓦的成本計算，相對於陸上投資增加了60%，電價相應的也提高60%的話，則在0.8元/千瓦時左右。

據江蘇省電力公司電力調控中心水電及新能源處副處長雷震介紹，2013年江蘇省風電平均利用小時數2150小時，其中龍源海上風電平均利用小時數達到2600小時。“江蘇經濟發展快，能源需求大，同時電網結構強，風電入網條件好。我省風電自投産以來,一直不存在棄風現象,做到了100%全額消納。”雷震説。

“由於沒有棄風限電的煩惱，0.778元/千瓦時的電價對於我們來説投資回報率也僅10%。其意義還在於，到目前為止海上風電還沒有像陸上風電一樣的標桿電價，因此0.778元/千瓦時的電價對未來的海上風電電價制定也是一個重要的參考。”吳迪還建議，根據項目離岸距離、海水深度、颱風等氣候災害情況不同，電價也應該區別對待。

500萬千瓦的目標與現實

根據《可再生能源發展“十二五”規劃》目標，到2015年，我國累計並網風電裝機達到1億千瓦，年發電量超過1900億千瓦時，其中海上風電裝機達到500萬千瓦，基本形成完整的、具有國際競爭力的風電裝備製造産業。

來自中國風能協會的統計顯示，截止到2013年年底，我國已建成的海上風電項目約43萬千瓦。而這離規劃的500萬千瓦目標還有約450多萬千瓦的差距。“即使各環節現在開始快馬加鞭，完成這個目標的可能性也很渺茫了”。張立新説“隨著大批新項目的不斷推進，海上風電必然從潮間帶走向近海、深海。在風電場建設方面，國內目前海上風電設計、施工技術及裝備、事故診斷及運作維護能力不足。離岸型海上升壓站建設和220千伏海底電纜製造還在起步階段。”高宏飆透露，龍源電力也將繼續在風電領域進行投資，並且逐步向遠海推進。

在易躍春看來，不必為“500萬千瓦”的目標是否完成擔憂。除了特許權項目外，還有其他項目和示範項目蓄勢待發，只要國家政策逐步明朗，前期工作逐步到位，就具備了加快推進的潛力。“500萬千瓦目標只是釋放我國發展海上風電的信號，更重要的是，通過500萬千瓦項目的實踐，我國海上風電開發管理體系得以逐步建立，制度、政策、標準體系不斷完善；同時，設備製造和施工安裝能力不斷加強，海上風電指導電價也將逐步形成，為中國‘十三五’及以後海上風電健康快速發展打好基礎。”易躍春總結道。

“真是個好消息，我得回去馬上準備準備。”如東風場期間的採訪結束返回南通市的車上，吳迪接了一個電話後特別興奮。他告訴記者，江蘇省海事局將在後天召開會議，對龍源電力2014年擬核準的兩個海上項目進行通航論證評審，這也是除項目可研、海域使用論證、海洋環評等專題外，項目核準所需的一個重要支撐性材料。

新能源的發展終究是不可阻擋的歷史進程，電力用戶、電網企業、發電企業等不僅是其發展的推動者、承擔者，不遠的將來也會成為其發展成果的擁有者、享有者。