记者在采访中了解到，为保证单桩基础的垂直度，国外采用带过渡段的单桩结构形式。这种施工方法不仅增加了施工成本和施工周期，而且国外已经出现了大量单桩基础灌浆料连接部分发生微裂纹，导致过渡段滑移。
“取消过渡段对单桩基础的垂直度提出了高精度的要求，为此我们优化了顶法兰结构，研制了大型扶正导向架，通过沉桩垂直度实行监测与校正成套施工工艺技术，实现了打桩过程中单桩的有效导向和纠偏。”高宏飙耐心地向记者解释打桩过程的精细度，“50多米长、5米直径、几百吨重的单桩基础打入海底40多米的位置，最终垂直度误差率控制在千分之二以内，这不是在办公室简单说说就能办到的。”“省去过渡段不仅每台风机节约了40~60吨重的钢材，省去每台风机浆料成本近70万元，而且使施工功效大幅度提高，从至少需要8天时间减少到平均仅需半天时间。”龙源电力集团规划发展部范子超说。
高宏飙认为，目前我国海上风电发展最大的问题不仅仅是限电等外部环境限制，更重要的是缺乏专业的风电维护队伍，以及核心技术和制造工艺是否掌握在自己手中。
等待中的电价
所有赛跑者弓着腰站在起跑线上，只等发令枪响——只可惜枪声迟迟未传来。这个枪声，就是一直未出台的海上风电标杆上网电价。
对于我国的海上风电行业而言，2010年首批海上风电特许权招标的启动具有特殊的意义。在那次招标的4个项目中，中标电价最低为0.6253元/千瓦时，价格接近陆上风电，最高为0.7370元/千瓦时，仅比陆上风电最高标杆电价0.61元高20%。
据介绍，目前，潮间带风电项目每千瓦造价在1.5万元左右，近海每千瓦造价在1.8~2万元。相较于陆上风电目前每千瓦7000~8000元的造价，高出一倍。如此看来，特许权项目的电价水平并不能全面反映海上风电项目的高额投资成本。
“目前参与海上风电投资的主要是‘国字头’的电力集团，动辄上百亿的项目投资，似乎也只有央企拿得出来。”张立新说。
