11月23日，中國最大的海上風電場江蘇如東示范風電場全部投產發電，總裝機容量為150兆瓦，這是世界第二大風電開發商龍源電力開發的第一座海上風電場，同時也是國家能源局核準的第二個海上風電示范項目。
龍源電力總經理謝長軍表示，中國海上風電資源豐富，近海淺水海域資源可開發量約2億千瓦，江蘇如東項目為未來海上風電大規模開發積累了經驗。事實上，該公司正在計劃大規模開發海上風電。
龍源電力表示，該公司下一步計劃把海上風電項目擴展到江蘇和福建，并逐步推廣到其他海上資源大省。目前該公司已經在福建取得海上風電開發路條，與如東潮間帶項目不同，該項目屬于近海項目，預計造價略高于如東。
風電新機遇
由于海上風電具有資源豐富、發電利用小時數高、不占用土地、不消耗水資源和適宜大規模開發的特點，近幾年歐美國家均把風電開發的重點轉向海上，許多大型風電開發企業、設備制造企業正積極探索海上風電發展之路。歐洲風能協會也表示，在2011-2020年10年中，歐洲將在風能行業投入20億歐元，而這些資金將大部分用于海上風能的開發。截至2010年底，全球已經建成了約43個海上風電場。
目前，中國共有不到30萬千瓦的海上風電投產，龍源電力已占據18.2萬千瓦。按照“十二五”能源規劃和可再生能源規劃，2015年，我國將建成海上風電500萬千瓦，也就是說尚有470萬千瓦的缺口，需要在接下來的兩年多時間內完成，而龍源計劃完成其中的100萬千瓦。在龍源電力看來，海上風電已經成為決定未來新能源開發格局的制高點，該公司已經將開發重點逐步轉移到海上風電來。
“我國沿海地區經濟發達，電網接納風電能力較強，不存在電量消納問題，這也為我國海上風電的開發提供了便利條件”,謝長軍表示。
事實上，中國風電產業經過多年的迅猛發展，已經初具規模，但是另一方面，無論是風電機組生產廠商，還是風電開發商的日子都不好過。風電設備已進入了相對產能過剩，風電機組生產商之一的華銳風電(601558,股吧)2011年實現凈利潤7.76億元，同比下降72.84%，而另一家廠商金風科技 (002202,股吧)2011年實現凈利潤6.07億元，同比下降73.5%。
截至2011年底，中國風電裝機容量已達6236.42萬千瓦 ，占全球裝機容量的26.24%，位列世界首位。 在風電裝機及投資快速增長的同時，棄風現象日趨嚴重，三北地區棄風率高達16%。
中債資信分析師認為，棄風現象的產生主要是由于風電電源建設與電網不匹配;此外，風電安全性偏低、脫網事故頻發也是導致“棄風”現象加劇的重要原因。
“海上風電不會受到限電問題的干擾，因為沿海區域經濟發達，是電力負荷中心，接受風電和消納風電不成問題，江蘇7萬電力裝機中只有1萬多是風電，份額很低，對電網影響不大”。江蘇海上龍源風力發電公司總經理張鋼表示。事實上，江蘇的風資源并非沿海地區最好，但是正是由于存在較大的電力需求，因而使得大規模的海上風電開發成為可能。
“海上風電的主要問題在于施工和運營維護，在于企業而不是外部環境”，張鋼表示。事實上，對于潮間帶風電來說，最難的技術在于施工，此前全球尚無在灘涂上建設風電的經驗，在這些松軟的地質上，重型機械毫無用武之地，只有幾米的水深也讓常規的施工船舶施展不開，這也成為潮間帶風電大規模開發的瓶頸技術。此前龍源電力與上海振華重工(600320,股吧)合資成立了海上風電施工公司，探索出了一套施工技術，成為國內第一家海上風電施工服務公司。
事實上，在國外海上風電施工已經形成了成熟的產業鏈，如直升機運營公司、施工船租賃等，而中國的海上風電目前才剛剛具有規模，相關產業鏈的延伸也將帶來更多的投資機會。
此外，隨著海上風電的大規模開發，裝備制造業也將獲得新的訂單，有助于緩解當前的產能過剩，同時也將促進大型機組的研發能力。江蘇如東項目在試驗階段使用了8個廠家的9種機型，此后，正式在示范風電場中使用的是西門子2.38兆瓦風機、華銳風電3兆瓦風機和金風科技2.5兆瓦永磁直驅風機。
海上風電挑戰
目前影響海上風電大規模投資的核心因素除了技術，還有成本與電價。成本方面，多數業內人士均認為，風機價格已經在底部，1.5兆瓦約4000元左右已經無法再壓低。而施工成本方面，目前與國外相比，國內也處于較低水平，此次江蘇如東項目的造價為1.5萬元/千瓦，而國外相當項目的造價約3萬元/千瓦。
因此，想象空間更多集中在電價上。作為國家發改委核準的示范項目，江蘇如東項目的核定電價為0.778元/千瓦時，在張鋼看來，這個電價處于合理范圍。若與國外相比，如德國100公里海上風電的電價為1.7元/千瓦時，“這么高的電價目前國內還無法承受”。
但事實上，與國內其他項目相比，江蘇如東項目的電價已經處于較高水平。上海東海大橋項目作為第一個海上風電項目，電價為0.978元/千瓦時，自上海東海大橋項目和如東項目兩個示范項目之后，2010年9月國家能源局又組織了首輪海上風電特許權招標，在江蘇省鹽城市進行，包括海域4個海上風電特許權項目濱海、射陽、東臺、大豐，最終中標電價分別為0.7370元/千瓦時、0.7047元/千瓦時、0.6235元/千瓦時、0.6396元/千瓦時，結果與陸上最高風電標桿電價0.61元相近，均處于低水平，所以一直以來海上風電項目能否盈利成為最大疑問。
此外，海上風電因涉及較多海洋管理問題而面臨比陸上更多的行政風險。據報道，首期海上風電的特許權項目就因為海域功能區劃不明、項目規劃變動大以及一些成本技術等問題至今未能開工，山東魯能集團曾以0.6235元/千瓦時的價格拿下了兩個潮間帶項目中的一個，但該項目最終的海域使用卻較原規劃往深海處推進了15公里。由此，原本的潮間帶項目幾乎成為近海項目，成本將更超出當初規劃。
同時，濱海、射陽和大豐3個項目因尚未通過核準而遲遲沒有開工。以大豐30萬千瓦近海風電項目為例，其面臨著穿越8千米珍稀動物保護區的問題，令審批過程進一步延長。
因此，至今第二批特許權招標尚不能進行。2011年6月，國家能源局官員曾在南通召開的全國海上風電工作座談會上放風：能源局將于2011年下半年啟動第二批海上風電特許權項目的招標準備工作，預計2012年上半年完成招標，總建設規模將在150萬-200萬千瓦之間。然而，該招標一拖再拖，至今未實施。
盡管如此，海上風電投資前景仍然被看好，目前中國的風電發電量已經超過了核電，成為第三大電源，不少專家認為，未來能源結構調整主要應靠風電，在陸上風電開發進入成熟期之后，海上風電空間仍十分廣闊。
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