“《风电发展”十二五“规划》指出，2015年，我国海上风电装机容量将达到500万千瓦。现在离此期限还有1年，实际情况是目前我国海上风电累计装机约为40多万千瓦。”12月2日，中国水电水利规划设计总院新能源处处长谢宏文在 “中欧海上风电海上风电工程及装备制造技术论坛”上指出，即使目前国家已批复前期工作的410万千瓦海上风电项目到2015年能够全部建成，实现500万千瓦的 “十二五”海上风电规划目标也几无可能。
今年以来海上风电政策频出，业界将2014年称为海上风电“元年”。与市场乐观情绪有所不同的是，目前拟定的“十三五”规划思路中，对于海上风电的开发定位是“稳妥推进”，坚持以资源定规划，以规划定项目。“‘十二五’规划提出，2020年我国达到3000万千瓦的海上风电装机目标。
考虑到实际发展现状，‘十三五’规划拟定该装机目标将调整至1000万千瓦。”谢宏文说。
成本决定蛋糕能做多大
事实上，下调海上风电装机目标的不止我国。记者从该论坛上了解到，英国去年底下调了英国海上风电发展预期，到2020年该国海上风电规模将达到1000万千瓦，与2011年预测的1800万千瓦相比下降明显。作为仅次于英国和丹麦的全球第3大海上风电市场，德国今年也下调了2020年海上风电发展目标，从之前的1000万千瓦下调至650万千瓦。
与会专家透露，近期我国将落实并开启一个新的海上风电建设方案，大致规模在100万千瓦左右。据悉，这次方案和之前最大的不同是，此次在市场准入方面不设置门槛。“只要是愿意干的项目，只要在用海上没有冲突的，原则上都会积极支持”。
此方案一旦出台，意味着在质疑和争论中挣扎的海上风电市场即将再次开启。对于摩拳擦掌已久的国内外装备制造和服务企业无疑是重大利好。
今年以来，在风电整体回暖的同时，政策面也在助力海上风电的发展。6月，海上风电标杆电价的出台，也在一定程度上解决了海上风电发展的部分核心瓶颈，部分已招标或正在前期工作已获批准的项目将加速推进。
“海上风电标杆电价的出台将对2014年至2016年3年间的海上风电发展起到重要作用。这一时间段是大规模海上风电成本与电价水平的实际摸索阶段，意味着到2017年会有一个更加客观合理的电价政策。”中国风能协会秘书长秦海岩表示。
建设投资成本高，一直是导致海上风电项目进展缓慢的原因之一。记者了解到，海上风电每千瓦造价基本在15000 元以上。以海上风电“十三五”拟定的1000万千瓦的装机目标计，其对应的将是1500亿元的市场蛋糕。秦海岩表示。由于海上风电的主要成本集中在安装和运输上，可以预计，随着专业化程度的提高，海上风电开发成本也跟陆上风电开发一样将有大幅下降的空间。
在即将启动的海上风电盛宴面前，风电设备制造企业也加快了设备研发的进程。“目前，国内的风电设备制造企业已经可以生产制造5兆瓦和6兆瓦等大容量风电机组，机组研发制造能力明显增强。”谢宏文说。
技术标准体系有待进一步完善
据海上风电资源调查结果显示，我国5~25米水深、50米高度海上风电开发潜力约为2亿千瓦，5~50米水深、70米高度海上风电开发潜力约为5亿千瓦，部分潮间带及潮下带滩涂资源和深海风能资源也较为丰富，开发潜力远高于陆上风电。
而且相对陆上风电而言，海上风电更接近于用电中心，不易受到风电间歇性的影响，并网瓶颈没有那么显著。
比起上述有利于我国海上风电开发的条件，与会专家认为，目前我国海上风电发展存在的问题还很多，这直接导致海上风电开发进展迟缓。
“目前中国海上风能资源评价工作还未系统开展，海洋水文测量、海底地质勘查工作也较薄弱，且这些工作条件艰苦、周期长，影响了海上风电工程建设的顺利推进。”除了基础工作相对薄弱之外，谢宏文认为，海上风电开发的统一管理协调工作有待加强。海上风电开发涉及多个领域，各部门对发展海上风电的认识不一，各地相关职能部门实际执行管理标准不一，从而加大了前期工作周期。她介绍，我国目前海上风电项目海域使用论证获得许可、通过海洋环评、通航安全论证的周期一般需要两年以上。
检测认证是产品进入市场前必不可少的环节，产品的安全和稳定性能与产品的技术水平同等重要。“目前，我国虽然制定了部分前期工作技术标准，但还未形成完善的技术标准体系，在工程勘察、施工、安装、运行管理和维护方面缺乏技术规范，难以对工程全过程实践实现有效指导，海上风电面临技术风险和成本方面的控制。”秦海岩表示。
对此，北京鉴衡认证中心蔡继丰向记者介绍并分析了现有两大海上风电设备检测认证系统在目前海上机组的检测认证工作中应用的困难，包括设计评估时未选定安装场址，难以考虑海况参数和基础的影响等。
“我国海上风电还处在发展初期，技术、管理、政策等方面还不成熟。特别在风电项目审批权下放到地方后，海上风电在规划阶段不仅需要国家做好宏观引导和加强用海协调，而且在项目建设运行过程中，更需要加强事中事后的监管工作。”谢宏文说。