蔚蓝的大海上，一排排巨大的风机叶片迎风旋舞，远处的机房中，无数信号灯不停闪烁，让人犹如身处科幻世界。——近期，我国首座规模化海上风能示范项目，上海东海大桥海上风能场34台3MW风电机组全部成功并入电网，吹响了国内海上风能建设的号角。
一位业内专家对海上风能的重要性如此评价“中国新能源产业发展看风能，风能发展前景在海上，海上风能将成为中国风能未来发展方向和制高点。”。
在所有新能源中，风能是业界公认的技术上最成熟的绿色能源，而海上风资源储量非常丰富。今年年初，据国家气象局完成的我国首次风能资源详查和评价，测得我国5米到25米水深线以内近海区域、海平面以上50米高度可装机容量约2亿千瓦。
海上风能的广阔前景让面临可再生能源配额压力的电力巨头展开了激烈争夺。由于东部沿海，特别是江苏等沿海滩涂及近海具有开发风电非常好的条件，各大电力企业“跑马圈海”成风，中电投、大唐、华电、国电、华润电力、中广核、江苏国信集团、德国索拉CCE纷纷介入。
5月份，国家能源局正式推出的国内首轮海上风能特许权招标项目，无疑是第一声发令枪。中广核、华能、神华等大型电力巨头都已购买了标书，而各地政府、大小设备制造商、配套商等等市场利益主体也都积极跃身其中，招标结果预计9月底发布。
虽然前景美妙，不过，欲速则不达。在很多业内人士看来，海上风能犹如一个“早产的婴儿”，在还没有“发育完全”的情况下就匆匆面世，很多方面都潜藏着巨大的风险。或许，新一轮的产能过剩，将在投资的欢宴中悄然酝酿。
中国能源网首席信息官韩晓平认为，虽然目前海上风能发展前景很好，但其开发难度要远大于陆上风电——海上风能发电技术落后陆上风能发电近10年，成本也要高2-3倍。同时，海上风能相比太阳能产业技术门槛较高；在电网配套方面，接纳大容量风电的技术还没有突破；与常规电源的利益分摊矛盾尚未解决。因此，目前进行大规模产业化建设还很困难。
与陆上风电发展相似，技术从一开始就是制约海上风能发展的因素之一。首先，海上风能场建设前期工作非常复杂，需要在海上竖立70米甚至100米的测风塔，并对海底地形及其运动、工程地质等基本情况进行实地观测；更关键的是，海上风能机组的单机容量更大，对风电机组防腐蚀等要求更为严格，一点瑕疵都将造成机组的停转。
据有关专家透露，虽然目前我国已经实现1兆瓦风机的国产化，并拥有自有技术，但如果大规模开发海上风能，我国3兆瓦甚至更大容量的风机技术与国外还存在一定的差距。
现在，欧美已经实现了5兆瓦以上的风机生产，目前在丹麦和英国的海上风能项目中，5兆瓦风机已成为比较成熟的选择。即便如此，一位美国的风电专家仍表示，在美国，海上风能的发展仍处于技术研究阶段，在陆上风电没有完全开发之前，不会大规模发展海上风能。
海上风能还要面临台风的考验。2006年，台风“桑美”登陆时，台风中心正面袭击苍南风电场，导致28台风机倒了20台，对风电场几乎造成毁灭性打击。
输电问题同样是制约海上风能的关键因素之一。有专家称，三相交流输电线路是连接小型近海风电场和电网经济有效的方法，而轻型高压直流技术则可能成为远海风电场的最佳选择。
2009年，ABB帮助德国意昂（E.ON）集团建成世界上规模最大的海上风能场，就采用了高压直流（HVDC）输电技术连接这个离北海海岸130公里的“遥远”风电场。通过轻型高压直流技术，人们能够对电力进行全方位控制，因此风电场具有间歇性的不稳定供电不会扰乱电网。
而在我国，输电问题则寄望于正在规划建设的智能电网，海上风能的发展速度，很大程度上取决于电网技术的发展。由于风速的不稳定性造成风电的波动性，从而对电网的安全运行带来挑战。目前，电网吸纳风电比例为10%－20%，超过此范围将会引起电网弃风情况发生。2009年冬天，内蒙古的一些风电项目由于电网弃风限电，造成一些风电场中20—30%的电量被弃，这给风电场的运行带来巨大的损失。
目前，海上风能的成本很高，海上风能场分为潮间带和中、深海域，相对陆上风电场，海上风能场面临的主要问题有高成本、复杂的环境、需要较高的可靠性、海上电力配套措施等。据了解，国内陆地风能发电工程造价平均为8000元/千瓦，其中风能发电设备造价约5000元/千瓦，而海上风能的造价在2万元/千瓦左右，是陆上风电的两倍多。
“现在看来，海上风能，仍然任重道远。”前述业内专家总结。
