海上風電具有風資源持續(xù)穩(wěn)定、風速高、發(fā)電量大、不占用土地資源等特點，且海上風電靠近經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)，距離電力負荷中心近，風電并網(wǎng)和消納容易。因此，發(fā)展海上風電已成趨勢。　　
　　海上風電發(fā)展現(xiàn)狀　　
　　我國海岸線3.2萬公里，其中大陸海岸線1.8萬公里，島嶼海岸線1.4萬公里。近海區(qū)域、海平面以上50米高度技術(shù)可開發(fā)容量約2億千瓦。目前，我國近海風場的可開發(fā)風能資源是陸上實際可開發(fā)風能資源儲量的3倍，其風能儲量遠高于陸上，未來發(fā)展空間巨大。到2020年，我國“海上風電三峽”的建設將使海上風電裝機容量超過1000萬千瓦，大部分分布于江蘇沿海及潮間帶，容量超過800萬千瓦。發(fā)展海上風電已成為我國風電發(fā)展的重要方向。　　
　　國家能源局已責成沿海各省根據(jù)自身的資源狀況，制定各省的海上風電發(fā)展規(guī)劃。目前已有上海、江蘇、浙江、山東和福建等多個省市區(qū)提出了各自的海上風電發(fā)展規(guī)劃。其中江蘇、浙江相對于渤海灣地區(qū)的風功率密度較大，同時無強臺風，適合大規(guī)模建設海上風電場，成為海上風電場大規(guī)模建設的排頭兵。江蘇省計劃到2020年建成1000萬千瓦的風電場，其中海上風電場700萬千瓦，浙江省總規(guī)劃為100萬千瓦。　　
　　2009年1月，國家能源局在北京召開海上風電開發(fā)及沿海大型風電基地建設研討會，會后印發(fā)《海上風電場工程規(guī)劃工作大綱》，明確工作范圍、工作原則、工作內(nèi)容、組織管理和工作職責等。　　
　　2009年6月，國家發(fā)展改革委在南通組織召開了海上風電開發(fā)建設協(xié)調(diào)會議，并印發(fā)會議紀要，對風電的開發(fā)規(guī)劃工作進行了進一步安排和部署。　
　　2009年11月26日，上海市海上風電場規(guī)劃報告進行審查。經(jīng)各相關部門的領導和專家評審，審定的上海海上風電發(fā)展規(guī)劃為：共規(guī)劃8個海上風電場，包括東海大橋、奉賢、南匯、崇明、長江北支、橫沙島、金山和深遠海域風電場。規(guī)劃期至2030年，總?cè)萘?95萬千瓦。2010年完成東海大橋風電場建設，容量10萬千瓦；2011—2015年，規(guī)劃新增裝機容量40—60萬千瓦；2016—2020年，規(guī)劃新增裝機容量85—105萬千瓦。　　
　　2010年8月31日，上海東海大橋10萬千瓦海上風電示范項目風電場全部34臺華銳風電(601558,股吧)SL3000風電機組，順利完成海上風電場項目240小時預驗收考核。拉開了海上風電大幕，創(chuàng)造風電史上多個第一。該項目位于東海大橋東側(cè)的上海市海域，距離岸線8-13千米，平均水深10米，總裝機容量102兆瓦，全部采用華銳風電自主研發(fā)的34臺3兆瓦海上風電機組。預計未來年發(fā)電量可達2.6億度。　　
　　2010年10月8日，海上風電特許權(quán)項目四個項目招標，總裝機容量為1000MW，全部位于江蘇鹽城，共包括濱海、射陽、東臺和大豐四個風電項目。中標以上項目的風電場運營商都是央企子公司，分別歸屬大唐集團、中國電力投資集團、國家電網(wǎng)公司和國電集團。而為四個風電項目提供風機的整機廠商也圈定，華銳風電拿下濱海300MW、射陽300MW兩個項目，金風科技(002202,股吧)獲得大豐200MW項目，上海電氣(601727,股吧)則獲得東臺200MW項目。　　
　　本次海上風電項目，濱海、射陽、東臺、大豐四個項目的中標電價分別為0.7370元/千瓦時、0.7047元/千瓦時、0.6235元/千瓦時、0.6396元/千瓦時，和陸上最高風電標桿電價0.61元相近。　
　　此前，國家能源局已向遼寧、河北、天津、上海、山東、江蘇、浙江、福建、廣東、廣西、海南等11省份有關部門下發(fā)通知，要求各地申報海上風電特許權(quán)招標項目。　　
　　發(fā)展海上風電并非一帆風順　
　　從世界范圍來看，經(jīng)過10多年的發(fā)展，海上風電技術(shù)已經(jīng)比較成熟，海上風電已經(jīng)成為歐洲國家未來發(fā)展風電的主要方向。然而，相對于陸上風電，海上風電場建設不僅技術(shù)難度大，施工困難，而且還要面臨海上浮冰，臺風等一系列不可控制因素帶來的風險。　
　　國家能源局將于今年下半年啟動第二批海上風電特許權(quán)項目的招標準備工作，總建設規(guī)模將在200萬千瓦左右，較第一批海上風電特許權(quán)項目擴大一倍。對于國內(nèi)風電設備制造商來說，這不僅僅是一次機遇，更是一次挑戰(zhàn)。
       （一）政策方面
　　目前所采用特許權(quán)招標上網(wǎng)電價政策，價低者中標的權(quán)重較高，這必然會讓一些有實力的企業(yè)為了能夠拿到海上風電招標開發(fā)權(quán)、經(jīng)營權(quán)和業(yè)主資格，不惜壓低電價，最終不利于海上風電的發(fā)展　
　　（二）成本方面　
　　由于海上風電機的設備要求高和施工難度大，投資額比陸地風電高約70％。而海上風電機的選型要求功率一般都比較大，常規(guī)成本同比核算，功率增加一倍，造價可降低20％。由于較高的輸電和設備安裝成本，海上風電項目的成本是一般陸上風電項目的2.5倍左右。國內(nèi)陸地風力發(fā)電工程造價平均為8000元/千瓦，其中風力發(fā)電設備造價約5000元/千瓦，而海上風電的造價在2萬元/千瓦左右。　
　　從風電發(fā)展的趨勢來看，風機價格不斷下降是行業(yè)規(guī)律。海上風機制造起步相對較晚，價格也遠高于陸上風機價格。但是隨著新一輪海上風電開發(fā)熱潮的興起，新一輪的海上風機價格戰(zhàn)也有可能爆發(fā)，風機設備制造商如何在價格和質(zhì)量之間尋找合適的平衡點將會成為企業(yè)需要面對的問題。　
　　（三）技術(shù)方面　
　　海上風電機組面臨挑戰(zhàn)。海上風電設備所需防腐蝕技術(shù)更為復雜，要求更高，發(fā)電機系統(tǒng)可靠性要求更高、單機容量要求更大。現(xiàn)在歐洲已經(jīng)實現(xiàn)了5兆瓦以上的風機生產(chǎn)，我國3兆瓦甚至更大容量的風機技術(shù)與國外還存在一定的差距。　　
　　核心零部件如變流器、軸承、電控系統(tǒng)等仍然依賴進口，雖然我國現(xiàn)在在整機制造方面取得了較大進展，并且制造能力也排在世界先進行列，但在一些主要零部件方面還需要依賴進口，這樣無形中大大增加了風機制造的成本。維修水平相對落后，因為我國開發(fā)海上風電的時日尚短，對風機的維護和維修方面缺乏經(jīng)驗。