当前，我国已迎来海上风电的大发展。2014年底，国家能源局印发了《全国海上风电开发建设方案（2014-2016）》，列入全国海上风电开发建设方案（2014-2016）项目共44个，总容量1053万千瓦。列入开发建设方案的项目视同列入核准计划。
我国海上风电发展“十三五”相关规划，我国要积极稳妥推进海上风电建设，根据资源、建设条件及建设基础等分类推进，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。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百万千瓦以上；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。据统计，截止2017年8月底，我国海上风电开工项目累计容量已达到4799.5MW。海上风电项目核准、开工的速度不断加快。随着海上风电的发展，各地也都相应的调整了海上风电布局。
近期已实现并网的典型海上风电场工程
中广核如东150MW海上风电场，采用西门子4MW海上风电机组。该海上风电场建设了亚洲首座真正意义上的海上升压站，也是是国内第一个实现离岸距离10公里、水深10米以上的海上风电场，离岸距离25公里，最大水深18米。
三峡福建兴化湾300MW海上风电场一期，是大型海上风电机组示范项目，共使用了5MW、6MW、6.7MW等7个机型14台风电机组，是国家首个5兆瓦以上大功率海上风电样机试验分厂，这个项目对未来我国海上风电机组的整体上台阶将起到积极的作用。项目离岸2—5千米，水深2—8米。
三峡响水20万千瓦海上风电项目，采用西门子4MW机组37台、金风3MW机组18台，项目已投产运行。
华能如东300MW海上风电场9月30号全部投产，亚洲已建成最大海上风电场。采用50台西门子4MW机组和20台海装5MW机组，离岸12—25千米，水深5—15米。
鲁能东台200MW海上风电项目是国内建成海上风电离岸距离最远的海上风电项目，场区中心离岸距离36公里，项目海况是最为复杂的，有陆地、滩涂、浅水、浅滩、高滩、深水等情况，采用50台4MW风电机组。
各省海上风电规划动态调整情况
预计到2020年，江苏将开工建设1600万千瓦，主要区域包括如东、东台、大丰、射阳、滨海等；广东预计到2020年开工建设1200万千瓦，投产200万千瓦，到2030年投产3000万千瓦，主要规划区域包括汕头、揭阳、汕尾、惠州、珠海、江门、阳江、湛江等地；浙江、福建、山东、上海、河北、海南等也对海上风电规模做出调整。
当前我国海上风电建设成本
近年来，随着海上风电技术的快速发展，设计和建设经验逐步积累，海上风电投资逐步下降，福建、广东海域投资仍然较高。江苏区域近海海上风电单位千瓦投资约在15000-18000元/kW，福建、广东区域约在18000-20000元/kW。
近期，以英国、丹麦、荷兰为代表的欧洲国家实现海上成本快速下降，欧洲海上风电平均度电成本下降至12.6美分/kWh（约为0.83元/kWh）。欧洲通过完善招标许可和政府一站式前期服务，减少海上风电开发企业政策和商业风险，探索成本下降，英国招标电价达57.5英镑/MWh（0.506元/kWh），丹麦甚至招出0.37元/kWh全球最低价。
一方面在北欧这些国家资源条件非常好，平均风速达到8-9米左右，而我国除了福建沿海，其他地方海上风电的风速大约是在7米左右，因此我们发电量是2000多不到3000小时，而北欧海上风电项目可以达到3-4千。第二方面，国外海上风电的升压站及送出线路都是电网公司投建，而我国是项目业主建设。另外，国外的贷款利率是百分之一点几，我国的贷款利率是百分之五点多，加上税收等相关因素，因此我们与国外的海上风电项目电价在短期内无法相比。未来推动技术进步和成本降低仍是海上风电的主要方向，逐步实现平价上网。
海上风电发展面临的主要风险与挑战
当前我国海上风电发展主要面临政策、技术、经济、环境、运维方面的风险。
政策风险主要体现在价格补贴和政策调整，以及渔业补偿标准不一，军事设施引发的规模和核准调整、规划符合性带来的调整等；
技术风险主要体现在风电机组可靠性要求、风电机组选型影响场区发电量及经济性，施工工期的延长等；
经济风险主要体现在投资模式、机组价格、利率变化、养殖赔偿等；
运维风险主要体现在保修以外的不确定性、长期运维成本的不确定性、海底海缆损坏等；
环境风险主要体现在极端气候、地质灾害、环保风险等。环保调整可能回成为场址颠覆性因素。
参考资料：
易跃春，《当前我国海上风电建设成本、各省海上风电规划动态调整及2020年各省海上风电开发布局情况》
