据全球风能理事会(GWEC)统计，2016年全球海上风电新增装机2,219MW，主要发生在七个市场。尽管装机量比去年同期下降了31%，但未来前景看好，全球14个市场的海上风电装机容量累计为14,384MW。
根据最新数据显示，风能发电仅次于水力发电占到全球可再生资源发电量的16%。在全球高度关注发展低碳经济的语境下，海上风电有成为改变游戏规则的可再生能源电力的潜质。在人口密集的沿海地区，可以快速地建立起吉瓦级的海上风电场，这也使得海上风电可以成为通过经济有效的方式来减少能源生产环节碳排放的重要技术之一。海上风电虽然起步较晚，但是凭借海风资源的稳定性和大发电功率的特点，海上风电近年来正在世界各地飞速发展。在陆上风电已经在成本上能够与传统电源技术展开竞争的情况下，目前海上风电也正在引发广泛关注，它具有高度依赖技术驱动的特质，已经具备了作为核心电源来推动未来全球低碳经济发展的条件。
据全球风能理事会(GWEC)统计，2016年全球海上风电新增装机2,219MW，主要发生在七个市场。尽管装机量比去年同期下降了31%，但未来前景看好，全球14个市场的海上风电装机容量累计为14,384MW。英国是世界上最大的海上风电市场，装机容量占全球的近36%，其次是德国占29%。2016年，中国海上风电装机量占全球装机量的11%，取代了丹麦，跃居第三。其次，丹麦占8.8%，荷兰7.8%，比利时5%，瑞典1.4%。除此之外还包括芬兰、爱尔兰、西班牙、日本、韩国、美国和挪威等市场，共同促进了整个海上风电的发展。
欧洲风能协会（WindEurope）日前发布的《欧洲海上风电产业统计报告2016》中指出，2016年欧洲海上风电投资达到182亿欧元，创历史新高，同比增长39%。全年新增并网338台风力发电机，新增装机容量1558MW，较2015年减少了48%；累计共有3589台风力发电机并网，装机总量达12.6GW，分布在10个国家的81个风电场。2016年，比利时、德国、荷兰和英国还有11个风电项目正在建设当中，完成后将增加4.8GW装机，使得累计装机量可达17.4GW。
从地域分布来看，北海海域的装机量占欧洲海上风电装机量的72%，比前几年略微上升;爱尔兰海占16.4%的装机容量;其次是波罗的海，占11.5%。从国家来看，2016年欧洲新增并网海上风电分布在德国、荷兰和英国。德国装机量占到一半以上（155台，813 MW，占比52.1%），荷兰次之（177台，691MW，占比44.3%），第三大市场是英国（7台，56MW，占比3.6%）。
由于2016年首台8MW风机已在海上并网，欧洲海上风机平均容量从2015年的4.2MW提高到4.8MW，并网海上风电场平均规模为380MW，相比2015年增加了12.3%。2016年海上风电场的平均水深从2015年的27.2 m增加到29.2 m，平均离岸距离为43.5km，比2015年增加了0.2km。
就装机总量来看，截至2016年底，英国依然是欧洲最大的海上风电国家，其装机总量达5156MW，占全欧总装机容量的40.8%；紧随其后是德国（4108MW，32.5%），丹麦则以10.1%（1271 MW）跻身前三甲，荷兰（1118 MW，8.8%）取代比利时（712MW，5.6%）成为欧洲第四大海上风电大国。
就风机制造商市场占有率而言，西门子依旧雄踞榜首，市场占有率达67.8%；紧随其后的是三菱重工维斯塔斯（16.4%）和苏司兰（6.2%）。截至2016年底，欧洲海上风电场共计安装了4152个基座结构，其中单桩式（monopiles）基座依然为主流基座结构，数量达到3354个（占比80.8%）；其次是重力式（gravity）基座结构（313个，7.5%）；随后依次为导管式（jackets）结构（272个，6.6%）、三脚架结构（132个，3.2%）和三桩式（80个，1.9%）以及一个浮动式海上风机。
从开发商的角度来看，在新增装机中，Northland Power公司以23%的份额拔得头筹，排名前五的企业还包括DONG能源（20.4%）、全球基础设施合伙公司（10.5%）、西门子（7.7%）以及Vattenfall（7.6%）。这五家的市场份额合计69.2%。
虽然2016年并网容量相对2015年有所下滑，但是正在建设的大量项目意味着并网容量在未来两年内将明显增加。欧洲风能协会指出，还有24.2 GW的项目已获准建设，7GW的项目正在申请许可证，总计65.6 GW的项目正处于规划阶段。然而，由于欧盟成员国到2020年内要完成其“国家可再生能源行动计划”（NREAP），项目启动的数量将下降，容量增加将在2020年停止。到2020年，欧洲海上风电总容量将达24.6GW。
*数据来源：WindEurope
虽然2016年欧洲海上风电的并网容量远低于2015年，但大量项目的开工建设意味着，在未来两年，并网容量将会显著增加。
由于第三轮拍卖被延期，在2016年增长出现放缓后，英国海上风电发展速度将明显加快。德国市场将持续增长。比利时也将有新增装机，这主要来自于Nobelwind风电场和两个于2016年8月被核准的项目。未来两年，丹麦和荷兰于2015年和2016年获得特许权的项目也将开始动工。
到2019年，欧洲开工建设的海上风电项目数量将减少，因为彼时欧盟各个成员国此前依据可再生能源指令（Renewable Energy Directive）制定的国家可再生能源行动计划（NationalRenewableEnergy Action Plans，NREAPs）将到期。与2016年相似，到2020年，虽然有大量项目处于建设中，但欧洲海上风电装机规模的增长速度将趋缓。届时，欧洲海上风电的总装机将达到24.6GW。
目前正处于建设中的项目将会新增装机容量4.8GW。经WindEurope确认，有24.2GW的项目已经获得核准，即将开工建设。还有7GW的项目正处于核准中。此外，还有总计65.5GW的项目正在规划中。
德国将在2017年和2018年通过过渡招标（TransitionalTenders）的方式竞拍3.1GW的海上风电装机容量，涉及23个项目。这些项目预计将在2025年交付。
从获得核准建设的装机规模来看，英国的占比是最高的，达到48.1%，总装机容量为11,957MW。紧随其后的则是德国（6107MW，24.6%）、瑞典（1981MW，8%）、荷兰（1380MW，5.6%）、丹麦（1151MW，4.6%）、爱尔兰（1000MW，4%）和比利时（914MW，3.7%）。其他国家和地区则有348MW的装机获得核准，占比1.4%。
在荷兰，项目一旦招标结束，将很快获得核准。2017年，该国Hollandse Kust Zuid项目完成招标后，将会新增700MW的装机规模。
在爱尔兰和瑞典，短期内预计将没有项目进入建设阶段。
通过对获核准建设的风电项目进行分析可以得出，从中期来看，北海依然是海上风电开发的主要海域，占核准规模的78%，达到19,393MW。波罗的海则是另一个主要开发区域，占比14.1%（3490MW）。
大西洋海域占4.1%（1025MW），而一旦法国的海上风电项目被核准，还将新增3GW装机。
爱尔兰海占比2.6%（657MW），主要来自于WalneyExtension项目。地中海也有一些项目获得了核准，装机容量为272MW，占比1.1%。但在2020年之前，该海域的装机规模不会大幅增加。
2017年，有望完成最终投资决策的海上风电项目总装机规模预计将达到2.8GW，包括Borssele风电场1期和2期（700MW）、Borssele风电场3期和4期（700 MW）、Global Tech风电场2期（553MW）、KriegersFlak风电场（600 MW），以及DeutscheBucht风电场（252MW）的融资关闭。Butendiek风电场（288 MW）的再融资以及London Array风电场（630MW）的少数股权也计划将在2017年进入融资关闭阶段。取决于公开交易的成本情况，2017年的融资需求最高可能达到70亿欧元。
我国拥有发展海上风电的天然优势，海岸线长达1.8万公里，可利用海域面积300多万平方公里，海上风能资源丰富。根据中国气象局风能资源详查初步成果，我国5至25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度范围内，风电可装机容量约2亿千瓦时。可以看出，海上风电是我国发电行业的未来发展方向。
2016年，我国陆上风电新增装机容量有所回落，而海上风电装机实现大幅度增长。根据中国风能协会的统计，2016年，我国海上风电新增装机(吊装量)154台，容量达到59万千瓦，比上年增长64%，累计装机量达到163万千瓦，排在全球海上风电装机榜单第三位。而我国陆地风电主要位于我国西北部，当地消纳能力有限，对外输送有赖于特高压输电线路建设的现状。海上风电可发展区域主要集中在我国东部沿海地区，大力发展海上风电，不仅可以满足东部用电需求，陆、海风电相结合，更会加快我国绿色发电的步伐。
更重要的是，海上风电是我国“一带一路”倡议及“十三五”新能源规划的重点产业，是推动沿海经济发达地区能源转型的重要手段。
早在2016年11月，国家能源局印发的《风电发展“十三五”规划》就提出，到2020年，风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上。今年5月3日，山东发改委响应国家能源局号召，发布《山东电力发展“十三五”规划》。规划指出，到2020年，山东省建成风电装机1400万千瓦。规划鲁北、莱州湾、渤中等6个百万千瓦级海上风电场，总装机规模1275万千瓦。今年5月4日，国家发改委联合国家能源局印发《全国海洋经济发展“十三五”规划(公开版)》，提出应因地制宜、合理布局海上风电产业，鼓励在深远海建设离岸式海上风电场，调整风电并网政策，健全海上风电产业技术标准体系和用海标准。随着系列政策的出台落地、经验的积累和经济性的凸显，我国海上风电持续推进，有望在“十三五”期间迎来黄金时代。
根据2017年最近的统计数据，中国在建与已投产的风电累计发电功率已达到4.44GW，占到全球总量的17.95%，稳居世界第三位，同时，从中国的新增海上风电发电功率趋势来看，其增长势头强劲，与世界第二位丹麦的差距也在不断缩小。
不过，尽管迎来了较好的政策环境和市场机遇，我国海上风电发展仍面临诸多挑战。
其一，面临成本较高的问题。据国网能源研究院统计，海上风电的平均投资成本约为陆上风电的2.8倍。2015年，中国海上风电的平均投资成本约为2400美元/千瓦(折合人民币14743元/千瓦)。另据彭博财经数据统计，中国现有大部分海上风电项目的成本约为0.16美元/千瓦时至0.23美元/千瓦时(折合人民币0.98元/千瓦时至1.41元/千瓦时)，远高于煤电、气电和陆上风电的成本，也高于国家发改委规定的海上风电上网电价。
其二，面临技术风险。海上风电机组的单机容量更大，对风电机组防腐蚀等要求更为严格，质量问题尤为重要。又比如建设阶段需要更大吨位的船舶、具备建设能力的参与方数量有限、市场容量有限、设计过程复杂而漫长、行业标准缺失等。
为了迎接挑战，推动海上风电行业发展，可以从以下措施入手：
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，同时积极为企业开展项目建设提供便利条件。
进一步加大海上风电相关的投入，扎扎实实地做好技术研发，积极开展国际合作，通过工程实践进一步完善相关的技术方案和标准规范体系，克服技术难题。
扎实基础工作，包括整机制造、施工技术研发等领域，避免或降低因后期出现问题导致的高额维护成本。
政策力度不断加大，研发投入的不断增加，实践经验的不断积累，都将推动海上风电全产业链技术水平的进步和成本下降。我国海上风电竞争力将不断增强，发展前景广阔。
海上风电，作为一种较陆上风电和光伏发电更稚嫩的新能源发电技术，是扶持政策的重点对象，中国海上风电的直接激励政策历经了特许经营权拍卖到上网电价补贴，往后是否会走到配额制加绿证还不得而知，而欧洲的直接激励政策则略有不同，近些年的大体趋势却是从固定补贴转向了特许经营权拍卖。
对于一项新技术的扶持往往是一整套体系，以海上风电为例，政策扶持涉及到较多方面，如整个装机目标的确定、选址方式、电网连接、供应链发展、研发支持等，在此仅对欧洲几个海上风电发展大国的直接激励政策（补贴机制）稍作整理。
2016年，全球海上风电装机达到14.4GW，其中欧洲占据了其中的87%，尤以英国、德国、丹麦、荷兰、比利时五国为主。
※ 固定电价补贴／绿证不受欢迎
由于电力市场较为完善，欧洲大部分国家对可再生能源发电的补贴政策已经从FIT转向了FIP，即更多考虑市场电价。其中固定电价补贴（fixed-FIP）即上网电价由市场电价和补贴两部分决定，补贴多为固定额度，丹麦针对陆上风电的补贴就采取此类模式。而国内现在比较火的绿证其实与此类似，绿证可以理解为另一种补贴，其价格由不同的市场机制形成，其中英国的ROC和美国各州的RPS体系也不尽相同。对于海上风电，这种补贴模式在欧洲并不盛行。这种补贴模式下的上网电价并不固定，其中固定补贴模式下，上网电价相当于市场电价平行上抬，而绿证模式下，由于绿证价格的形成机制不同，价格灵活，上网电价更加多变。
※ 浮动电价补贴是主流
由于固定电价补贴下的上网电价不可预期，开发商收益受市场波动影响，风险较大，并不利于海上风电这种新兴技术的初期发展，丹麦以及欧洲众多国家采取了浮动式电价补贴方式。即上网电价固定，而补贴额度为上网电价和市场价的差额。成交价即海上风电厂所得上网电价，为固定值，这个价格或为政府制定，或为竞拍所得。而成交价与市场价或校准市场价之间的差额构成了补贴。其中校准市场价多为在年平均市场价的基础上考虑其他一些风险因素，进行调整，各国考虑因素也不一。
此外，各国对价格风险控制的态度也有所不同，有些设置了补贴下限，有些设置了补贴上限，有些则完全放开。
※ 竞价成为新潮流
目前，采用竞拍的方式决定上网电价正在成为趋势，英国、德国、荷兰都开始改成这种形式，与中国最初推行海上风电时实施的特许经营权有些类似。这种模式下产生的价格由竞争产生，更利于海上风电价格下降，但对于企业而言风险较大，更适宜较为成熟的市场，无论是供应链还是玩家的风险掌控能力都更强。
竞拍规则各国有所不同，欧洲各国均采取度电价格投标，以价低者中标，但最后出清价格各异，其中英国以竞拍最高价出清，而大多数国家采用中标价出清。而中国的特许经营权综合考量多方因素，价格只是其中一个要素。美国则采用商业租赁的形式，拍卖土地，价高者获得。
虽然竞价模式因竞争可以尽快降低价格，但也增大了企业的风险，存在企业违约即不履行项目或推迟项目的可能，如中国的第一次海上风电的特许经营权竞标就出现了类似的尴尬，虽然价低，但项目迟迟无法启动。
为平衡价格与风险，各国各有想法。如通过政府来确定地点而非让企业自主选择，从而降低选址失误的风险与成本，但也会一定程度上限制企业的自主性。再比如通过预选的方式，设置标准，排除一些投标。或是如荷兰增收投标保证金来提高门槛，但英国则选择免费投标，吸引更多竞争。
最后，对于未能按时履约，大多数国家都采取较高处罚措施，降低风险，而德国则选择了较低的惩罚措施。这也可以部分解释德国在今年上半年创造的零电价竞标，即完全接受市场电价无需补贴。另一方面的原因可能是，项目完成日期设定较晚，为2024年，开发商对于技术进步有较为乐观的预期。
全球海上风电发展迅速，市场广阔。2016年全球累计海上风电产能增长2,219MW，增幅18%。据全球风能理事会(Global Wind Energy Council)估计，2017年产能有望再增3GW。另外，根据市场研究机构Markets发布的报告，2017年全球海上风电市场投资约270.2亿美元，预计到2022年增长到551.1亿美元，期间复合年增长率达15.32%。
如果全球经济一直朝着无碳化的方向发展，到2030年，风电必将成为主力电源。国际可再生能源署认为，海上风电的总装机在2030年将达到100GW，但如果能够从政策层面使可再生能源在全球能源结构中的占比翻番，那么到2030年海上风电的装机规模有望进一步扩大——风电总装机将达到1990GW，其中海上风电占280GW。
海上风电产业的发展现在已经不仅仅覆盖北欧区域，开始向北美洲、东亚、印度和其他地区扩展。美国第一个海上风电场已在去年投产，中国海上风电产业也有了进一步的推动，计划将在台湾市场大力开发海上风电；在可预见的未来，尽管欧洲仍将继续称霸海上风电市场，但目前的趋势表明，在未来几年内全球海上风电将很有可能开始呈现全面腾飞的局面。
海上风电的技术发展趋势：
（1）叶片制造技术以及传动系统性能的持续改善。这使得可以应用更大型的叶片，相应地提高了单机容量。目前主流在役机组的单机容量为6MW，风轮直径达到150m。运用更大型的机组，可能并不一定会在现有设计的基础上进一步降低单位兆瓦的资本成本，但却可以通过提高可靠性以及降低单位兆瓦的基座制造和吊装成本，来降低度电成本。预计到21世纪20年代，单机容量为10MW的海上风电机组将会投入商业化应用，而到21世纪30年代，单机容量为15MW的机组将可以进入市场。
数据来源：GWEC
（2）机组吊装的便捷化。机组吊装将会不断趋于简单。通过在港口组装和预调试机组，并在海上一次性完成吊装工作，可以大大简化原有的环节。另外一种创新则是预先安装好机组和基座，再通过定制的运输船或者拖轮将其运到指定的机位点。这些方面的创新有助于降低吊装成本，并规避健康和安全风险。
（3）漂浮式基座的发展。漂浮式机组是另外一个将会对海上风电成本下降产生重要影响的创新环节，并有望在2020年实现商业化。应用该类型的基座，可以使海上风电开发进入到风能资源更好，水深超过50m的海域。在中等水深（30m—50m）的海域，相比于固定式基座，漂浮式基座无疑更具成本优势，因为其可以使基座设计标准化，并能够最大限度地减少海上作业。此外，安装这种基座时还可以使用造价低、现成的安装船。
（4）输电环节的创新。输电环节也存在诸多可以创新的方面，其中就包括减少海上高压交流（HVAC）基础设施。在输送离岸较远的风电场所发电力时，高压直流（HVDC）方式要优于高压交流（HVAC）方式，因为前者可以减少线损以及电缆成本。高压直流输电基础设施成本的下降，将可以为其打开新的应用市场，并使高压直流变电站的互联成为建设国际或者洲际高压交流超级电网的第一要素。
我国海上风电现状与规划的浅析
1、我国近海风资源概况
根据海上风能资源普查成果，中国5~25m水深、50m高度海上风能技术开发量约2亿 kW，50~50m水深、70m高度海上风能技术开发量约5亿 kW。
2、全国海上风电业务现状及规划
依据《风电发展“十二五”规划》，全国海上风电规划装机容量500 万 kW，但实际完成的海上风电装机容量约100万kW，距目标装机容量相差较大，主要原因是海上风电上网电价偏低、建设成本高及危险较大等。“十二五”期间，我国的海上新增风电装机容量大趋势是不断增加的，特别是近年来，新增装机量大幅度增加。截止到2016年底，我国海上风电累计装机量约160万kW。以下为2010~2016年海上风电新增和累计装机容量。
图1：2010~2016年海上风电新增和累计装机容量
《风电发展“十三五”规划》显示：全国海上风电开工建设规模要达到1000万kW，力争累计并网容量达到500万kW以上。按照规划目标，我国海上风电2020年的吊装规模至少要达到550~600万kW的规模，才能够实现并网容量500万kW的建设目标，未来四年年均装机量要达到100万kW。
3、各省开展海上风电的规划
《风电发展“十三五”规划》要重点推动江苏、浙江、福建、广东等省的海上风电建设，到2020年四省海上风电开工建设规模均达到百万kW以上;积极推动天津、河北、上海、海南等省(市)的海上风电建设;探索性推进辽宁、山东、广西等省(区)的海上风电项目。以下为开展海上风电省份的资源概况及规划容量。
表1：各省份的资源概况及规划容量
4、存在的问题
我国对近海风能资源探测不够，导致海上风电项目前期工作准备不足。虽然相关部门已经根据观测、卫星资料等可利用数据对近海风能资源进行了初步评估，但不确定性很大，还需要加强实地测风工作。
在关键设备研制上，我国海上风机研究还不够成熟，虽然借鉴了国外设计单位的技术和经验教训，并采用了有效地防范措施，但与国外先进水平仍有较大的差距。
海上风机的安装、运行、维护困难且成本高，应不断开发新材料、新工艺、新技术。
5、结语
为了在“十三五”期间取得重大突破，实现规划目标，不仅需要技术的大力支持，还需要国家政策的大力扶持。 政府部门、设备制造商、开发商及设计施工单位应协调一致，各司其职，风险共担，以合作共赢的方式加速规划目标又快又好的完成。
市场规模达万亿元 海上风电开发须合理布局
日前，国家发改委、国家海洋局联合印发的《全国海洋经济发展“十三五”规划》提出，要因地制宜、合理布局海上风电产业，鼓励在深远海建设离岸式海上风电场，调整风电并网政策，健全海上风电产业技术标准体系和用海标准。对此，业内专家认为，《规划》为我国海上风电发展指明了方向。
日前，国家发改委、国家海洋局联合印发的《全国海洋经济发展“十三五”规划》提出，要因地制宜、合理布局海上风电产业，鼓励在深远海建设离岸式海上风电场，调整风电并网政策，健全海上风电产业技术标准体系和用海标准。对此，业内专家认为，《规划》为我国海上风电发展指明了方向。国家将加快开发海上风电的力度，但从目前的发展情况看，我国海上风电存在诸多问题，开发利用需要进一步规范并进行合理布局。
市场规模达万亿元
与陆上风电相比，发展海上风电具有不占用土地资源、风力资源丰富且平稳以及对机组运行环境较低等优势。经过“十二五”期间的探索性开发，截至2016年，我国海上风电累计装机容量达到163万千瓦，位居世界第三，实现高速增长。
对此，中国可再生能源学会风能专业委员会秘书长秦海岩表示，我国海上风电能实现高速增长得益于国家大力支持和产业链的完善等一系列因素。
在政策体系方面，国家能源局在今年年初印发了《海上风电开发建设管理办法》，明确国家能源局今后将不再统一编制全国海上风电开发建设方案，由各地区按照规划核准项目。这将进一步提高海上风电开发的灵活性，调动沿海省份发展海上风电的积极性。在产业链建设方面，目前我国已经形成了较为完善的海上风电产业链条，在整机制造、施工建设、运维等方面的能力得到大幅提升。设备制造企业不断加大对海上风电机组的研发投入，6兆瓦等大功率机组投入商用，具备了生产部分核心零部件，如叶片、发电机、变流器等的能力;施工装备生产开始成套化，施工技术路线开始逐步统一，施工能力也在不断提升。
再加上，目前“三北”地区存在严重弃风限电现象，在开发规模和速度受限的情况下，中东部和南方地区就成为开发重心。秦海岩表示，这些地区是风能资源储备较为丰富的区域，且沿海11个省(区、市)的GDP约占全国的一半，总能耗也占全国的一半左右，因此，“海上风电将成为中东部和南方地区风电开发的关键之一。”
基于此，《风电发展“十三五”规划》明确提出，到2020年，全国海上风电开工建设规模达到1000万千瓦，力争累计并网容量达到500万千瓦以上。
“我国海上风电的发展空间依然巨大。”秦海岩表示，未来，我国沿海地区的海上风电预计可开发量达5亿-10亿千瓦，按照当前的投资水平测算，这将是一个近万亿元的巨大市场。
发展难题待突破
虽然我国海上风电发展风光无限好，但专家认为，《规划》提出的有关内容也表明目前我国海上风电在发展过程中存在诸多问题亟待解决。
“我国沿海地区和一些企业无序上马海上风电项目，布局不合理。”绿色和平气候与能源部经理袁瑛表示，目前我国海上风电项目大部分建在近海和沿海滩涂，对生态环境造成一定程度的破坏，且布局不合理造成了投资和资源上的浪费。
更重要的是，与陆上风电相比，海上风电建设成本昂贵，成为阻碍其发展的主要原因。袁瑛表示：“目前我国大部分地区的海上风电发电的度电成本约为1-1.5元，远高于煤电、气电和陆上风电的度电成本。”此外，海面气象条件复杂，对海上风电的安装、运维等方面提出了更高的要求，在大大增加了成本的同时，投资的风险也增大了。
秦海岩也表示，我国海上风电发展面临四大难题：一是政策环境有待改善。目前，海域征迁等方面的协调难度还很大，大大拉长了环评和核准的周期。此外，相关的国家或行业标准仍不完善，需要进一步推进。
二是设备研发能力滞后，技术创新动力不足。当下，我国海上风电机组和安装船等设备主要依赖进口，国产化程度相对较低。考虑到海上风电项目的开发风险较高，企业在设备研发方面缺少积极性。
三是成本居高不下。目前，我国近海风电项目的投资成本是陆上风电的2倍，高达16000元/千瓦左右，海上风电项目的盈利空间有限，对投资者缺乏足够的吸引力。
四是管理水平有待提高。我国海上风电开发、设备制造、施工、运维等企业基本都是从陆上风电起家，缺少对海洋特性的深刻认识以及对海上项目施工建设的经验，对海上风电项目的开发、施工以及运维等依然沿用陆上风电的管理办法，难以真正适应海上风电发展的需要。
合理布局是出路
针对目前我国海上风电的发展面临成本高、建设难度大、发展经验不足等方面问题，专家认为，解决这些问题，需要政府、风电企业、设备制造企业等各方积极配合，共同推动海上风电的发展。
最为重要的是，海上风电发展需要有序、健康进行规划布局，避免出现并网消纳和严重的弃风问题等。袁瑛表示，在发展海上风电的过程中，要统筹开发强度和资源环境承载能力，应该吸取教训、循序渐进、统一协调、合理规划，尤其在生态红线区内不得规划布局海上风电场。
同时，海上风电开发建设应围绕降低开发成本来发展。第一，加大技术创新力度，加快对海上基建、塔筒防腐、海底电缆等各项基础技术以及更大容量机组、更大直径风机的研发，在合理发展近海风电的同时，也要积极探索深远海风电开发，为走向更深海域积累技术经验;第二，不断健全海上风电的产业体系，包括价格政策、市场规模等，拉长风电装备制造、海洋工程等产业链，实现设备国产化;第三，要加强产业上下游的通力合作，建立行业标准;第四，政府各部门应积极为符合条件的海上风电项目开“绿灯”，缩短审批周期，大大降低海上风电项目建设的政策和时间成本。
秦海岩还表示，有必要加强对海洋特性、海上风电设备制造以及风电场施工建设等方面的基础性技术研究。同时，还要做到有针对性的运维，即通过综合运用大数据、云计算等技术，开发出规范化的平台，推动运维向智能化、预防性的方向发展。此外，鉴于当前国内专业的运维人员较为稀缺的状况，人才培养也是提高海上风电运维质量不可或缺的环节。
专家认为，只有各方通力合作，积极推进我国海上风电发展所面临的问题的解决，才能让海上风电成为我国推动能源转型的重要力量。
