“從東海大橋海上風電項目核準建設至今，我國海上風電建設已有8年時間。到2015年底，全國海上風電并網容量75萬千瓦，進展不算快，仍然處于起步發展階段。”國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山此前公開表示，“目前海上風電項目核準了不少，但是建成的不算多，說明了海上風電發展的復雜性。”

從爆發增長到循序漸進 海上風電將告別“花瓶”

隨著開發成本的下降和裝機容量的不斷擴大，中國的風電產業已經從可有可無的補充角色發展為替代角色。在這一新階段，“十三五”規劃的編制思路，風電乃至新能源產業的發展將不再以規模為導向，成本下降和補貼退出將成為未來五年風電產業發展的重點。

其中，對于“十三五”期間的海上風電的發展，國家能源局新能源與可再生能源司處長李鵬李鵬特別提出，絕不催熟海上風電產業，希望整個行業能夠積極穩妥發展。將進一步完善支持海上風電發展的各項政策措施，確保對海上風電的支持力度不降低，同時積極為企業開展項目建設提供便利條件，要進一步推動簡政放權，不再編制建設方案等。不急于求成，包括整機制造、施工技術研發等領域要做深做透，逐步推動全產業鏈技術水平的進步和成本下降。

從東海大橋海上風電項目核準建設至今，我國海上風電的誕生至今歷時8年。盡管被視為新的能源投資風口，但是成本高昂等一系列舊有頑疾依然存在。在新的風口下，投資者們該何去何從?

雖然目前我國在海上風電發展上取得了不少成績，但整體而言依然令人擔憂。盡管“十二五”期間中國風電行業整體上實現高速發展，并網裝機規模達到1.29億千瓦。然而，海上風電領域卻由于自然環境、技術、質量、政策等因素的制約，發展依然緩慢。到2015年底，全國海上風電并網容量僅75萬千瓦，沒有實現十二五規劃目標。

眾所周知，海上風電的高成本對行業的發展尤為不利，由于海上風電環境特殊，對于風電機組、輸變電設施、運行維護都有特殊要求，導致無論風機設備還是運維成本都要高于陸上價格。通常海上風電項目成本約為陸上風電的2倍。在風電機組運行壽命一定的情況下，投入成本高自然會增加發電成本。

而另一方面，不高的電價也是制約行業發展的一個根本因素。

國家發展改革委2014年6月印發的《關于海上風電上網電價政策的通知》(發改價格【2014】1216號)，為海上風電上網電價定下了基調。該通知規定：2017年以前(不含2017年)投運的近海海上風電項目上網電價為0.85元/kWh，潮間帶風電項目上網電價為0.75元/kWh。但在這樣的上網電價水平上，如果沒有地方的配套支持政策，海上風電項目的收益水平難以保證。

此外，海上風電建設牽扯到海域功能區劃、航道、海纜、環保、甚至國防安全等一系列問題，需要多個部門認真審核把關，導致項目審批、建設進度緩慢。在中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖看來，在現行的電價政策下，能盈利的海上風電項目很少，難以帶動相關企業的投資熱情。

上述業界資深人士還指出，多變的現場環境也是導致海上風電項目進展緩慢的原因之一。我國的海上風電場大都處于海洋性氣候和大陸性氣候交替影響的區域。這些區域氣候變化大，頻繁遭遇臺風、暴雨、潮汐、巨浪等影響，不利于進行海上風電施工建設。因此，我國東南沿海1年的有效施工天數僅為150天左右。這也導致海上風電場的施工工期延長和維護難度加大，增加了開發成本。

但企業作為市場的主體，嗅覺更加敏銳，盡管阻力重重，但中國海上風電前進的腳步并未停歇，自2009年起步以來，中國海上風電快速發展，目前已經發展成為緊隨歐洲之后的世界第二大海上風電市場。為了降低成本，中國風電企業正努力創新核心施工技術、突破技術局限。

業內認為，海上風電場，特別是遠海風電場的開發建設技術仍不成熟，需要根據中國風電場建設規劃和條件，盡快開展關鍵工程技術研究示范，探索遠海深海風電場技術。包括前期的概念研究、仿真試驗、模型測試以及真機試驗等。海上風電項目是個系統工程，只有通過系統技術創新，才能降低整個海上風電項目的成本。根據彭博新能源財經的研究數據，海上風電機組容量系數改善20%，度電成本將下降16.7%;資本支出或股本成本下降20%，度電成本將下降12.4%或10.7%。

那么，面臨諸多挑戰的海上風電在十三五到底會有怎樣的發展?國家能源局提出的海上風電發展目標是，到2020年，海上風電能夠確保并網500萬千瓦，力爭開工1000萬千瓦的規劃目標。李鵬認為，這個規劃目標是一個實事求是的數字。