尽管我国海上风电上网电价已经高达0.85元/千瓦时，但是依然难以平衡高昂的开发成本。能否把开发成本降低到市场可以承受的程度，是我国海上风电开发成功与否的关键。
《可再生能源发展“十二五”规划》显示，2015年我国海上风电装机计划达到500万千瓦，但是国家能源局公布的数据显示，截至2015年末，我国在建和投产的海上风机仅有176.3万千瓦，与目标相差悬殊。
“降低开发成本对于我国开发海上风电市场至关重要，也是我们华电重工股份有限公司（以下简称“华电重工”）切入该行业的立足点。以前市场开发成本高达2.2万元/千瓦左右，而在国家电投滨海北H1区100兆瓦海上风电项目，华电重工采用的单桩无过渡段基础施工方式，首次实现了我国海上风电开发成本的大幅降低。”华电重工总经理王汝贵向记者表示。
华电重工进行的是一场怎样的探索，一度为外界所猜测。
谜一样的华电重工
海风呼啸，海浪重重地拍打着船舷，也拍打着赖福梁的心，但赖福梁早已忘记了甲板剧烈的晃动，不停地远眺广阔的海上风电场。
国家电投滨海北H1区，一排排数十米高的风机傲然伫立在海平面上，缓慢旋转着的巨型叶片，宁静、安详。
赖福梁是福建省新能海上风电研发中心主任，该中心为福建省发展改革委直属企业，承担着福建地区海上风资源开发任务。台湾海峡属于我国海上一类风资源地区，但是由于复杂的海洋气候、洋流条件以及海洋花岗岩地质结构，导致该地区海上风电开发迟迟未能起步。为此，赖福梁带领自己的团队几乎跑遍世界各地，寻求合理的开发技术路径。无果。
“在国内为数不多的海上风电项目开发中，华电重工承建的国家电投滨海北H1区海上风电项目，施工速度是最快的，施工成本也是最低的。”赖福梁抹了一把溅到脸上的水珠，指着远处的巨型风机告诉记者。
据了解，国家电投滨海北H1区海上风电项目是国内第一个以制桩、制塔筒、打桩、安装风机“四合一”方式承接，第一批应用单桩无过渡段基础形式的海上风电项目。
“华电重工技术能力在国内应该首屈一指，这是保证项目创下多个国内第一的必要条件，国家电投滨海北H1区海上风电项目有望成为国家海上风电开发的示范工程。”国家电投江苏海上风力发电公司总经理张翼如此评价说。
从2007年中海油在渤海湾竖起第一台风机，我国海上风电开发经历了近十年的历程。而华电重工2013年才刚刚涉足海上风电开发，在高技术、高投入、高风险的海上风电开发领域，华电重工在如此短时间内因何后来者居上？“我们2013年开始布局海上风电业务，当时国内海上风电开发是复制的陆上开发经验，成本极高。我们确定的发展思路就是降低开发成本。后来我们走访了欧洲多个海上风电场，经过反复研究，决定采用欧洲海上风电开发模式，购买了国内首台海洋风电自升式平台“华电1001”号，开始布局我国的海上风电开发市场。”华电重工海洋与事业部总经理袁新勇接受记者采访时表示。
从华电1001号开始
对于国家电投江苏海上风力发电公司来说，如何确定承建方也是个艰难的选择。国家电投滨海北H1区海上风电项目承担的国家电投“十三五”海上风电开发战略“首战”使命，让身为国家电投江苏海上风力发电公司总经理的张翼备感压力。
国家电投滨海北H1区风场平均风速达7米/秒，施工难度较大，而国家电投选择的西门子4兆瓦海上风电机组机舱重达246吨，且主机与塔架连接过程必须实现静对静安装。在波涛汹涌的大海上完成如此高标准的安装任务，考验着施工方。