作为分频输电之父，中国科学院院士、西安交通大学教授王锡凡长期研究如何将分频输电技术与风电等新能源相结合。在他看来，海上风电建设施工困难、检修成本高，环境较为恶劣，不同方案的综合经济效益可能相差较大。因此，对海上风电系统进行整体优化设计和规划具有重要意义。
“海上风电系统包括风电机群、集电系统、输电系统等。优化的目标是综合经济效益最优，而综合经济评估主要包括成本核算、收益分析、网损及可靠性评估等。不同层次的优化，重点各有不同。”王锡凡认为。
电价政策尚处于摸索阶段
国家能源局方面日前表示，将督促沿海各省加快开工建设海上风电项目，对海上风电建设进展情况及时跟踪监测。加大项目推进协调力度，力争2016年底前有较大突破。
或许是为了使陷入尴尬的海上风电尽快启动，一年来海上风电频繁受到政策的青睐。国家发改委在2014年6月正式推出海上风电标杆电价政策，明确非招标的海上风电项目，2017年前投运的近海海上风电项目上网电价为0.85元/千瓦时，潮间带风电项目上网电价为0.75元/千瓦时。2014年12月，国家能源局发布《全国海上风电开发建设方案（2014-2016）》，1053万千瓦的44个海上风电项目被列入开发建设方案。
据了解，在标杆电价政策推出之前，海上风电一直通过特许权招标确定上网电价，2010年国内进行了首次海上风电项目招标，通过招标确定了四个项目，但其进展非常缓慢。当年首轮招标时，为顺利抢占资源，企业不得不压低价格。首轮中标的四家企业，中标电价分别为0.7370元/千瓦时、0.7047元/千瓦时、0.6396元/千瓦时和0.6235元/千瓦时，这甚至远低于后来确定的上网标杆电价。“虽然企业顺利拿到了项目资源，但是接近于陆上风电的中标价格没留下盈利的空间，项目只能一拖再拖，这也致使海上风电建设全局工作陷入僵局。”中国农机协会风能设备分会的相关人士介绍说。
多位受访人士向记者表示，虽然主管部门近来出台了一系列产业政策，但从目前状况来看，仍难以使海上风机真正“转”起来，大多数企业目前只是在“跑海圈风”，抢占资源先机，为将来做准备。而其根源在于，在目前电价政策、技术能力等多种因素综合作用下，运营海上风电，企业仍可能面临无钱可赚的局面。
目前，我国海上风电的建设成本维持在1.5—2万元/千瓦左右，是陆上风电的2倍。 据称，年发电小时数达到3000小时以上才可盈利，而目前来看，我国风电年平均发电小时数在2000小时左右。
新能源研究人士吴可仲认为， 现在风能资源较好的地区几乎已被瓜分完毕，考虑到海上风电漫长复杂的建设工期以及后期高昂的运维成本，这样的投资成本和电价水平对于企业而言，要想确保盈利仍然面临一定的风险。
不过，也有业内人士认为，目前确定的标杆电价，可以看作是对大规模海上风电成本与电价水平的实际摸索，2017年之后，或许会有一个更加客观合理的电价政策。
产业配套体系需尽快建立
“海上风电要发展起来，就必须提升其与其他能源相对比的经济性。在电价政策确定的前提下，企业需要通过技术创新把成本降下来。而海上风电专用设备在成本中占了很大比例。”中国机械工业联合会相关专家向记者表示。
据了解，海上风电项目主要由风电整机、风塔及桩基、海底电缆三部分构成。海上风电的总投资中，整机、风塔、海底电缆等设备投资约占50%-60%。
上述专家表示，海上风电的成本要降下来，需要完整的产业配套支撑，而我国目前在海上风电的许多设备环节仍受制于人，致使综合成本居高不下。
不久前，南京理工大学机械工程学院和南通润邦重机有限公司合作承担的江苏省科技成果转化专项资金项目——“面向海上风电作业的超大型多功能吊装装备的研发及产业化”通过验收。
南通润邦重机有限公司相关负责人介绍说，长期以来，我国专业海上风电大型吊装设备完全依赖进口，风电场施工以租借设备为主，安装成本高成为制约海上风电发展的瓶颈之一。
防腐环节是另一个缩影。海上风电设备要经历严苛的环境挑战，长期受到水汽、盐雾侵蚀及海浪的冲击，很容易发生腐蚀问题，因此，为保证风电装备20年的正常服务寿命，必须采取相关的保护措施，而涂料保护是其中重要的一环。然而，目前我国海上风电设备防腐市场基本上被荷兰的阿克苏诺贝尔、美国的PPG、丹麦的海虹老人、挪威的佐敦等国际涂料巨头垄断。
数字背后反映出的问题比数字本身更有意义。一位业内人士向记者表示，装机数据比预期低一些，产业发展慢一点，并非完全是坏事。前几年陆上风电盲目追“风”，致使整个行业一度陷入“寒冬”。因此，海上风电不应重蹈覆辙，盲目追求规模效应。
“目前，国内海上风电仍处于起步示范阶段，在这个阶段就是要发现产业发展中的各种问题并加以解决，才能在后期推动整个产业健康持续发展。”该人士表示。
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