当陆上风电因弃风陷入困境时，资源充沛且易就近消纳的海上风电成为业界关注的焦点，但并未出现预期的火热。
最新数据显示，2014年底列入我国海上风电开发建设方案(20142016) 总容量为1053万千瓦的44个项目，截至今年7月底，已建成投产仅2个，装机容量6.1万千瓦，核准在建9个，装机容量170.2万千瓦，如果算上此前已建成项目，我国现有海上风电总装机量仅44万千瓦。
这与《风电发展“十二五”规划》中提出，到2015年我国海上风电装机容量达到500万千瓦的目标，相差甚远。
国家能源局新能源和可再生能源司李鹏副处长表示，海上风电进展缓慢，一方面受到政策的制约，另一方面是市场机制自发起作用的结果。
难在成本高
成本高一直是海上风电发展缓慢的主要因素。
海上风电由于环境特殊，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。
2014年前，国家没有统一的海上风电电价和补贴政策，仅通过采用特许权招标上网电价的方式开发。由于电价政策不明朗，严重制约了海上风电发展。2014年6月，国家发改委公布《关于海上风电上网电价政策的通知》，明确了海上风电价格政策：非招标的海上风电项目，潮间带风电项目0.75元/千瓦时(含税)，近海风电项目0.85 元/千瓦时(含税)。但电价政策出台已有一年，海上风电发展并未加快。
中国风能协名誉理事长施鹏飞对《财经国家周刊》记者表示，中国海上风电起步较晚规模有限，国产风机关键技术依然有待完善，进口风机成本太高，项目周边缺乏大规模的电网基础设施，产业链配套不完善，导致我国海上风电发展成本难以和新出台的电价相匹配。
中广核风电有限公司副总经理章建忠表示，在不同海域，不同的输送距离，不同的装机基础成本都不一样。“目前海上风电工程建设成本相比，0.85元的电价是企业投资积极性较差、产业发展较慢的关键原因。”
值得一提的是，现有电价政策仅包括2017 年以前项目，但风电开发具有一定的周期性，从测风到投产往往需要数年，而价格政策的波动会对其造成极大影响。2017 年后价格如何变化也给海上风电开发企业带来决策困扰，影响项目进展。
此外，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。
多头管理难审批
项目审批难也是导致海上风电项目进展缓慢的原因之一。章建忠说：“2013年开工的中广核在广东某项目，到现在环评审批手续没有办完。”
与陆地风电通常建设在人烟稀少的丘陵地带不同，海上风电常建于潮间带和近海，海洋、海事、环保等众多部门均对此有不同程度的管辖权利。
在国家能源局9月15印发的《关于海上风电项目进展有关情况的通报》中，积极协调海洋、海事、环保部门依然是其中重要内容。可见制约海上风电发展的“多头管理”依然是个大问题。
华东勘探设计研究院副总工程师赵生校对《财经国家周刊》记者表示，导致海上风电协调难进展缓慢也存在客观原因。海洋环评的专业性强，比较复杂，此前我国没有海上风电环境影响评价规范和依据，需要深入调查和论证，而这需要一定的时间。
客观原因仅是一方面。今年9月，国家能源局要求各省级能源主管部门建立部门间的统筹协调机制，做好与海洋、海事、环保等部门的沟通协调，帮助企业协调落实项目建设的用海场址等问题，促进具备条件的项目尽早开工建设。此前的2010年和2011年，国家能源局与国家海洋局就先后联合下发了《海上风电开发建设管理暂行办法》和《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》，针对海上风电开发建设中的流程进行了清晰的规定。显然，协调依然是个问题。
业内人士表示，进展慢背后关键还是利益，近海涉及众多利益主体，建设风电一旦与其形成冲突，就需要权衡。比如，建设一个海上风电项目，对当地经济拉动十分有限，不能对投资、就业、税收形成带动，部分地方政府的协调积极性就不高。对于企业来说，在未来发展中，维护好海洋、海事、环保等任何一方的关系都十分重要。如何推进，只能看各方眼色行事。
值得注意的是，2015年8月，国务院印发《全国海洋主体功能区规划》中明确支持海洋可再生能源开发与建设，因地制宜科学开发海上风能，在苏北海域统筹规划海上风电建设。这意味着，长期以来阻碍海上风电发展的海洋资源开发综合规划问题或将能够得到有效解决。
