“从东海大桥海上风电项目核准建设至今，我国海上风电建设已有8年时间。到2015年底，全国海上风电并网容量75万千瓦，进展不算快，仍然处于起步发展阶段。”国家能源局新能源和可再生能源司副司长史立山此前公开表示，“目前海上风电项目核准了不少，但是建成的不算多，说明了海上风电发展的复杂性。”
从爆发增长到循序渐进 海上风电将告别“花瓶”
随着开发成本的下降和装机容量的不断扩大，中国的风电产业已经从可有可无的补充角色发展为替代角色。在这一新阶段，“十三五”规划的编制思路，风电乃至新能源产业的发展将不再以规模为导向，成本下降和补贴退出将成为未来五年风电产业发展的重点。
其中，对于“十三五”期间的海上风电的发展，国家能源局新能源与可再生能源司处长李鹏李鹏特别提出，绝不催熟海上风电产业，希望整个行业能够积极稳妥发展。将进一步完善支持海上风电发展的各项政策措施，确保对海上风电的支持力度不降低，同时积极为企业开展项目建设提供便利条件，要进一步推动简政放权，不再编制建设方案等。不急于求成，包括整机制造、施工技术研发等领域要做深做透，逐步推动全产业链技术水平的进步和成本下降。
从东海大桥海上风电项目核准建设至今，我国海上风电的诞生至今历时8年。尽管被视为新的能源投资风口，但是成本高昂等一系列旧有顽疾依然存在。在新的风口下，投资者们该何去何从？
虽然目前我国在海上风电发展上取得了不少成绩，但整体而言依然令人担忧。尽管“十二五”期间中国风电行业整体上实现高速发展，并网装机规模达到1.29亿千瓦。然而，海上风电领域却由于自然环境、技术、质量、政策等因素的制约，发展依然缓慢。到2015年底，全国海上风电并网容量仅75万千瓦，没有实现十二五规划目标。
众所周知，海上风电的高成本对行业的发展尤为不利，由于海上风电环境特殊，对于风电机组、输变电设施、运行维护都有特殊要求，导致无论风机设备还是运维成本都要高于陆上价格。通常海上风电项目成本约为陆上风电的2倍。在风电机组运行寿命一定的情况下，投入成本高自然会增加发电成本。
而另一方面，不高的电价也是制约行业发展的一个根本因素。
国家发展改革委2014年6月印发的《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格【2014】1216号），为海上风电上网电价定下了基调。该通知规定：2017年以前（不含2017年）投运的近海海上风电项目上网电价为0.85元/kWh，潮间带风电项目上网电价为0.75元/kWh。但在这样的上网电价水平上，如果没有地方的配套支持政策，海上风电项目的收益水平难以保证。
此外，海上风电建设牵扯到海域功能区划、航道、海缆、环保、甚至国防安全等一系列问题，需要多个部门认真审核把关，导致项目审批、建设进度缓慢。在中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩看来，在现行的电价政策下，能盈利的海上风电项目很少，难以带动相关企业的投资热情。
上述业界资深人士还指出，多变的现场环境也是导致海上风电项目进展缓慢的原因之一。我国的海上风电场大都处于海洋性气候和大陆性气候交替影响的区域。这些区域气候变化大，频繁遭遇台风、暴雨、潮汐、巨浪等影响，不利于进行海上风电施工建设。因此，我国东南沿海1年的有效施工天数仅为150天左右。这也导致海上风电场的施工工期延长和维护难度加大，增加了开发成本。
但企业作为市场的主体，嗅觉更加敏锐，尽管阻力重重，但中国海上风电前进的脚步并未停歇，自2009年起步以来，中国海上风电快速发展，目前已经发展成为紧随欧洲之后的世界第二大海上风电市场。为了降低成本，中国风电企业正努力创新核心施工技术、突破技术局限。
业内认为，海上风电场，特别是远海风电场的开发建设技术仍不成熟，需要根据中国风电场建设规划和条件，尽快开展关键工程技术研究示范，探索远海深海风电场技术。包括前期的概念研究、仿真试验、模型测试以及真机试验等。海上风电项目是个系统工程，只有通过系统技术创新，才能降低整个海上风电项目的成本。根据彭博新能源财经的研究数据，海上风电机组容量系数改善20%，度电成本将下降16.7%;资本支出或股本成本下降20%，度电成本将下降12.4%或10.7%。
那么，面临诸多挑战的海上风电在十三五到底会有怎样的发展？国家能源局提出的海上风电发展目标是，到2020年，海上风电能够确保并网500万千瓦，力争开工1000万千瓦的规划目标。李鹏认为，这个规划目标是一个实事求是的数字。
