面对蹒跚前行的海上风电产业，业内寄希望于“十三五”期间实现突破，但在各方准备大显身手之前，业内还须回答好几个问题：技术路线怎么走？整体成本怎么降？运行维护怎么做？
　　
　　从2007年上海东海大桥项目立项算起，我国海上风电已经走过9个年头，期间经历了从示范性项目到特许权招标的过程，目前仍处于起步阶段。据全球风能理事会（GWEC）和中国可再生能源学会风能专业委员会（CWEA）的统计，2015年中国海上风电新增装机容量360.5兆瓦，累计装机容量达到1014.68兆瓦，位居全球第四。“实事求是地说，能坐上全球第四把交椅实属不易。”有业内人士表示，“现在回头看看，这一路走来还是比较曲折的，虽然有高潮，但更多的则是低谷。”
　　
　　积极稳妥是“十三五”主基调
　　
　　2010年，国家能源局启动了一轮总装机容量为100万千瓦的4个海上风电特许权项目招标。是年，上海东海大桥海上风电场并网发电，再加上随后“十二五”海上风电发展目标的公布，业界普遍预期“十二五”期间我国海上风电将迎来爆发期。但随后的发展过程却是大家始料未及的，不仅4个特许权项目迟迟未能开工建设，500万千瓦的规划目标也仅完成了五分之一。
　　
　　“十二五”期间海上风电发展缓慢，这是事实。但是从某种意义上来说，对于我国刚起步的海上风电而言，“十二五”更像是一个探索期，它为接下来的发展打下了坚实基础。“在各方的努力下，除了规划目标之外，技术进步的各个领域基本完成了预期的目标，具备了进一步规模化发展的条件。目前介入海上风电开发的企业明显增多，海上风电项目开发建设的数量也明显增多，就是很好的证明。”国家能源局领导此前在宁波象山举行的“2016海上风电领袖峰会”上谈到。
　　
　　这里提及的“进一步规模化发展的条件”，指的是通过这一时期的实践，不仅增进了业内对于海上风能资源特性和开发的理解，相关技术也有了长足的进步。随着企业对研发投入的加大，机组研制、施工技术基本成型，相关装备趋于成套化，技术路线也逐步统一。一批海上风电项目以及试验机组的投运，也为业界提供了技术改进和项目开发方面弥足珍贵的经验。此外，在技术和市场的推动下，沿海省份纷纷制定各自的规划，这也为未来一段时间的发展确定了方向。比如，江苏和广东相关政府部门负责人向记者透露，江苏的“十三五”海上风电开工目标或在400万千瓦以上，广东省则可能在100万千瓦以上。当然，这样的规划目标能否顺利完成，还有待时间的检验。
　　
　　与地方政府相比，作为国家能源主管部门的国家能源局则显得更为谨慎。今年是“十三五”的开局之年，虽然目前风电“十三五”规划还未公布，但从多位该局官员在公开场合的表态中可以看出，海上风电的规划目标预计在1000万千瓦左右，并将趋于更加积极稳妥。“‘十二五’规划提出的500万千瓦海上风电发展目标没有实现，差距还比较大，这说明了海上风电的难度和规划制定的盲目性。”国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山表示，“‘十三五’规划如何制订海上风电的目标，要很好总结‘十二五’规划的经验，必须更加务实可行，不能只是纸上谈兵。”
　　
　　政策环境有待进一步优化
　　
　　就目前情况来看，要在下一个五年做到这一点实际上并不容易，政策环境、成本、技术、运维等环节都有待进一步完善。
　　
　　与陆上风电的情况类似，海上风电发展也在很大程度受到政策环境的影响，这一点在海域征迁问题上表现得最为明显。目前，我国用海的审批涉及各级海洋局、军事单位以及海事部门等，各方基于海洋综合利用、环境保护、军事以及航道安全等考虑往往对发展海上风电持不同的立场。在某些特殊海域，用海还会牵涉到一些其他因素。比如在渤海湾，中海油也是重要的利益相关方。据熟悉该公司业务的人士介绍，渤海是中海油的“传统势力范围”，根据其制定的勘探和开发计划，能用于发展海上风电的区域所剩无几。而在福建，虽然台湾海峡的风能资源很好，但开发也受到了诸多限制。
　　
　　这些因素叠加在一起，直接的表现就是协调难度非常大。一位江苏省海洋管理部门的官员告诉记者，该省曾经召开过一次由常务副省长参加的协调海上风电开发的会议。“会上，能源部门和交通部门争论得十分厉害，交通部门说至少要离岸8公里，能源部门说只能是2公里，最后两位领导拍桌子离开了会场。”很多时候，海上风电开发实际上就演变成政府部门之间以及政府部门与开发企业之间的博弈过程，环评和核准周期被大大拉长。比如，广东省首个海上风电试点项目——珠海桂山海上风电场示范项目于今年7月获得核准，而该项目的前期工作启动于2012年，并且由于不确定将会对海洋产生何种影响，项目规模也由申报的20万千瓦“缩水”为12万千瓦。
　　
　　在业内人士看来，解决上述问题，既要加强协调，更要形成区域一体化开发的理念。“我们设想如果要在渤海海域发展海上风电，是不是可以把山东、辽宁、河北作为一个整体，而不是从各个省的角度来考虑？”河北省发展改革委的官员建议。
　　
　　另一个对海上风电发展产生重要影响的政策因素是标准。标准的出台往往有着深刻的时代背景，但其中一些在实施过程中也产生了争议，比如“双十”规定。2011年，国家能源局、国家海洋局正式下发《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》，提出“海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局”。此后，该原则逐渐成为一条“红线”。多位地方政府官员和企业负责人在接受记者采访时指出，“双十”规定在当前有无必要作为刚性要求，值得商榷。某开发企业负责人就表示，“‘双十’规定可以作为指导性原则，但不能限制得太死。确实有些项目离岸很近，但是不一定会影响海洋其他功能的发挥。相反，我们在与福建莆田、福清谈合作的时候，当地政府还希望我们把风电开发与渔业养殖结合起来。”
　　
　　不仅是“双十”规定，与海上风电诸多环节相关的国家或者行业标准都处于不完善，甚至是空白的状态。在这种情况下，不少标准是企业自行制定的，只适用于一个企业，甚至是单个项目。标准的不统一，使得企业无法基于同一个体系做出评价，导致在机组选型、出质保验收等环节上出现混乱。业内专家认为，当前亟需由国家主管部门或者行业协会牵头，组织企业尽快制定各项相关标准，完善评价体系。
　　
　　除了标准，电价无疑是业内最为关心的话题之一。目前执行的海上风电电价政策是2014年制定的，其中潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。电价之所以在今年格外引发行业关注，是因为根据2014年的政策文件，上述上网电价只适用于2017年以前投运的项目，“2017年及以后投运的海上风电项目，将根据海上风电技术进步和项目建设成本变化，结合特许权招投标情况另行研究制定上网电价政策”。这也意味着2016年将会是海上风电电价调整的窗口期。
　　
　　对此，史立山在“2016海上风电领袖峰会”上表示，“电价政策是明确的，唯一担心的是今后如何变化，我认为再提高电价不大可能。唯一需要讨论的是这个电价是否要降低，从目前来看，‘十三五’期间保持这个电价水平不变是合理的，我们努力来协调这个政策。”根据此前陆上风电上网电价的调整情况，业界普遍担忧海上风电上网电价也会相应调低，这将进一步压缩企业的收益空间。目前，近海风电项目的投资仍是陆上风电的2倍，在16000元/千瓦左右。测算显示，含税海上风电成本不低于0.84元/千瓦时。因此，在中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩看来，目前的电价只能给开发企业提供基本收益，要想盈利就必须严格控制各个环节的支出，否则稍有不慎就可能赔本。正是考虑到海上风电项目建设周期长，在上网电价缺乏吸引力并且存在很大不确定性的情况下，一些开发企业采取“拖延战术”，在项目获批之后迟迟不愿意开工，不仅造成极大的资源浪费，也阻碍了行业发展。
　　
　　管理与创新是降本关键
　　
　　然而，从长远来看，通过逐步调低电价来推动成本下降是必然的趋势。“但是海上风电绝对不能为了降成本而降成本，不能只盯着初始投资成本，更要考虑整个项目全生命周期内的度电成本。”有专家提醒。
　　
　　从初始投资角度而言，由于风险大，收益不确定，融资难一直困扰海上风电的发展，致使融资成本居高不下。从国外的经验来看，企业实力是左右融资情况的核心条件之一。新疆金风科技股份有限公司总裁王海波向记者介绍，一些欧洲银行之所以愿意贷款给海上风电项目，最重要的一个原因是西门子提供了10年以上的质保和运维。而国内的企业要做到这一点，尚有很长的路要走。此外，要解决融资难问题，政府层面的引导也是非常重要的。对此，江苏省能源局新能源处处长唐学文建议，应该广开融资渠道，建立多方位、多渠道、多方式的融资途径，“如果能够在国家层面建立引导基金当然是最好的”。目前，一些省份已经开始进行实践探索。据唐学文介绍，江苏省在全国首个推出抵押贷款，并成立了沿海基金。
　　
　　除了融资，机组制造、施工建设、运行维护也是助推成本下降的关键性因素。在这些方面，技术创新无疑是核心因素，而这恰恰是我国相关企业比较欠缺的。由于市场尚未培育成熟，企业还缺少加大技术创新投入的积极性，这在导致核心技术缺失的同时，也使得目前已投用的产品种类远不如陆上风电那么丰富。再考虑到性能和运行稳定性，开发商在机组选型时的可选择范围十分有限。以机组研发和制造为例。目前，除了少数几家国内整机制造商有成熟的机型投入市场外，西门子等国外品牌的机组仍在国内市场占有举足轻重的地位。国外企业在技术研发方面也走在了前列，一些关键技术和部件上，国内企业还依赖于进口，国产化程度亟待提高。
　　
　　这一幕也出现在了施工建设和运维阶段。国电集团公司水电与新能源处处长林洪介绍，“国内的施工主要依靠的还是国外的设备，国内的施工船也只有两三艘，所以现在装备制造业是限制我们产业发展的一大瓶颈。”
　　
　　装备制造业发展滞后，设备可选择范围狭小，很难促使企业通过技术创新来降低成本。事实上，市场不成熟、技术创新缓慢、成本下降无法启动这三者之间已经处于恶性循环中。
　　
　　市场因素之外，技术创新能力不足还源于企业的“基因”缺陷。国内设备制造、开发等企业基本都是从陆上风电起家，缺少“下海”经历，对海洋的认识远远不够，极大地影响了企业的技术创新能力以及对项目风险点的判断。
　　
　　在这方面，欧洲国家则具有明显的优势。经过数百年的开发，欧洲在建立起完整海洋经济产业链的同时，对海洋的认识也是国内企业短期内无法企及的。长期的海洋开发活动，比如海上石油、天然气开采，相应培养了一大批成熟的海上施工队伍以及运行维护队伍。此外，欧洲的开发商本身具有非常强大的技术工程能力。据远景能源（江苏）有限公司董事长张雷介绍，东能源公司有600多个工程师在从事海上风电的基础设计和整体设计。“所以，可以做到针对每一个机组设计个性化的基础，进而降低成本。”
　　
　　鉴于此，有专家认为，国家必须出台激励政策，尤其要加大在基础技术研究方面的投入，快速提升海上风电设备的国产化水平。此外，还需要加大示范项目建设，为应对台风等特殊气候条件下的技术研发提供合适的测试场地。当然，这也可以为下一个阶段的发展积累必要的经验。比如，从欧洲的经验来看，开发远海风资源是必然的趋势。虽然我国目前的项目都处于近海和潮间带，但有必要尽早为远海风电场开发做准备。据上海市发展改革委能源处处长朱明林介绍，该市今年就设立了一个课题，组织风电企业对开发深远海示范项目的经济性以及技术风险等展开前期研究。
　　
　　当然，提高管理水平也是降低成本的重要手段，尤其是在施工建设和运维阶段。目前，在无成熟经验可借鉴的情况下，很多国内企业依然采用陆上项目的管理模式来对海上风电项目进行管理，无形中增加了风险。众所周知，海上风电项目受到洋流、海底地形以及天气等因素的强烈影响，施工和运维难度更大，过程管控需要做得更加细致。为此，在业内专家看来，“企业应该针对海上风电项目开发的特点制定标准，培养专门的施工和运维人员队伍，建立起专用的运维平台，以在施工、安装过程中实现标准化作业。”目前，包括金风科技、华锐风电在内的一些企业已经开始运用互联网技术建立起相应的平台，在提高人员培训效率的同时，大大提高了运维的智能化水平。
　　
　　当下，在“三北”地区弃风限电问题短时间内难以彻底解决的情况下，大力发展海上风电是我国实现能源革命的必经之途。虽然还存在上述种种困难，但在史立山看来，“海上风电的发展前景不容置疑”。面对我国海上风电产业目前的“无利可图”尴尬局面，必须综合运用政策、技术、管理等手段，由政府部门、开发商和设备制造商协调一致，各司其职，风险共担，以合作共赢的方式加速推动海上风电在下一个五年实现又快又好的发展。这用某企业负责人的话来说就是，“我们要以一种情怀和责任把海上风电产业做好”。