高宏飆認為，目前我國海上風電發(fā)展最大的問題不僅僅是限電等外部環(huán)境限制，更重要的是缺乏專業(yè)的風電維護隊伍，以及核心技術(shù)和制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(fā)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(wǎng)電價。
　　對于我國的海上風電行業(yè)而言，2010年首批海上風電特許權(quán)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(jù)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(quán)項目的電價水平并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。”張立新說。
　　而作為中標企業(yè)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(xiàn)在圍墾完了之后要向更遠、更深海域延伸，40%機位將調(diào)整，離岸距離由20多公里調(diào)增為30多公里，已變?yōu)橐越橹鞯暮Ｉ巷L電場。”江蘇省南通市海洋局局長助理黃永輝介紹說。
　　“相較于陸上風電的審批，海上風電項目涉及軍事、海洋、農(nóng)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(fā)電有限公司總經(jīng)理助理吳迪坦言，中標的大豐項目場址調(diào)整后，風機基礎(chǔ)及海纜投資明顯增加。建設(shè)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(diào)整，項目必然面臨虧本的風險。
　　“第一批海上風電特許權(quán)招標只是探索中國海上風電開發(fā)模式及價格水平的一種方法和思路，其中標價格并非全國海上風電最終標桿價。海上風電還處于起步階段，還需要進一步加強對資源條件以及建設(shè)、施工、安裝和運行成本進行摸索、總結(jié)，逐步研究制定合理的上網(wǎng)電價。”國家可再生能源信息管理中心常務(wù)副主任易躍春說。
　　易躍春給記者算了這樣一筆賬：對于陸上風電來說，一年2500小時的利用小時對應(yīng)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(nèi)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，相對于陸上投資增加了60%，電價相應(yīng)的也提高60%的話，則在0.8元/千瓦時左右。
　　據(jù)江蘇省電力公司電力調(diào)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(shù)2150小時，其中龍源海上風電平均利用小時數(shù)達到2600小時。“江蘇經(jīng)濟發(fā)展快，能源需求大，同時電網(wǎng)結(jié)構(gòu)強，風電入網(wǎng)條件好。我省風電自投產(chǎn)以來,一直不存在棄風現(xiàn)象,做到了100%全額消納。”雷震說。
　　“由于沒有棄風限電的煩惱，0.778元/千瓦時的電價對于我們來說投資回報率也僅10%。其意義還在于，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(jù)項目離岸距離、海水深度、臺風等氣候災(zāi)害情況不同，電價也應(yīng)該區(qū)別對待。
　　500萬千瓦的目標與現(xiàn)實
　　根據(jù)《可再生能源發(fā)展“十二五”規(guī)劃》目標，到2015年，我國累計并網(wǎng)風電裝機達到1億千瓦，年發(fā)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制造產(chǎn)業(yè)。