11月23日，中国最大的海上风电场江苏如东示范风电场全部投产发电，总装机容量为150兆瓦，这是世界第二大风电开发商龙源电力开发的第一座海上风电场，同时也是国家能源局核准的第二个海上风电示范项目。
龙源电力总经理谢长军表示，中国海上风电资源丰富，近海浅水海域资源可开发量约2亿千瓦，江苏如东项目为未来海上风电大规模开发积累了经验。事实上，该公司正在计划大规模开发海上风电。
龙源电力表示，该公司下一步计划把海上风电项目扩展到江苏和福建，并逐步推广到其他海上资源大省。目前该公司已经在福建取得海上风电开发路条，与如东潮间带项目不同，该项目属于近海项目，预计造价略高于如东。
风电新机遇
由于海上风电具有资源丰富、发电利用小时数高、不占用土地、不消耗水资源和适宜大规模开发的特点，近几年欧美国家均把风电开发的重点转向海上，许多大型风电开发企业、设备制造企业正积极探索海上风电发展之路。欧洲风能协会也表示，在2011-2020年10年中，欧洲将在风能行业投入20亿欧元，而这些资金将大部分用于海上风能的开发。截至2010年底，全球已经建成了约43个海上风电场。
目前，中国共有不到30万千瓦的海上风电投产，龙源电力已占据18.2万千瓦。按照“十二五”能源规划和可再生能源规划，2015年，我国将建成海上风电500万千瓦，也就是说尚有470万千瓦的缺口，需要在接下来的两年多时间内完成，而龙源计划完成其中的100万千瓦。在龙源电力看来，海上风电已经成为决定未来新能源开发格局的制高点，该公司已经将开发重点逐步转移到海上风电来。
“我国沿海地区经济发达，电网接纳风电能力较强，不存在电量消纳问题，这也为我国海上风电的开发提供了便利条件”,谢长军表示。
事实上，中国风电产业经过多年的迅猛发展，已经初具规模，但是另一方面，无论是风电机组生产厂商，还是风电开发商的日子都不好过。风电设备已进入了相对产能过剩，风电机组生产商之一的华锐风电2011年实现净利润7.76亿元，同比下降72.84%，而另一家厂商金风科技2011年实现净利润6.07亿元，同比下降73.5%。
截至2011年底，中国风电装机容量已达6236.42万千瓦 ，占全球装机容量的26.24%，位列世界首位。 在风电装机及投资快速增长的同时，弃风现象日趋严重，三北地区弃风率高达16%。
中债资信分析师认为，弃风现象的产生主要是由于风电电源建设与电网不匹配；此外，风电安全性偏低、脱网事故频发也是导致“弃风”现象加剧的重要原因。
“海上风电不会受到限电问题的干扰，因为沿海区域经济发达，是电力负荷中心，接受风电和消纳风电不成问题，江苏7万电力装机中只有1万多是风电，份额很低，对电网影响不大”。江苏海上龙源风力发电公司总经理张钢表示。事实上，江苏的风资源并非沿海地区最好，但是正是由于存在较大的电力需求，因而使得大规模的海上风电开发成为可能。
“海上风电的主要问题在于施工和运营维护，在于企业而不是外部环境”，张钢表示。事实上，对于潮间带风电来说，最难的技术在于施工，此前全球尚无在滩涂上建设风电的经验，在这些松软的地质上，重型机械毫无用武之地，只有几米的水深也让常规的施工船舶施展不开，这也成为潮间带风电大规模开发的瓶颈技术。此前龙源电力与上海振华重工合资成立了海上风电施工公司，探索出了一套施工技术，成为国内第一家海上风电施工服务公司。
事实上，在国外海上风电施工已经形成了成熟的产业链，如直升机运营公司、施工船租赁等，而中国的海上风电目前才刚刚具有规模，相关产业链的延伸也将带来更多的投资机会。
此外，随着海上风电的大规模开发，装备制造业也将获得新的订单，有助于缓解当前的产能过剩，同时也将促进大型机组的研发能力。江苏如东项目在试验阶段使用了8个厂家的9种机型，此后，正式在示范风电场中使用的是西门子2.38兆瓦风机、华锐风电3兆瓦风机和金风科技2.5兆瓦永磁直驱风机。
海上风电挑战
目前影响海上风电大规模投资的核心因素除了技术，还有成本与电价。成本方面，多数业内人士均认为，风机价格已经在底部，1.5兆瓦约4000元左右已经无法再压低。而施工成本方面，目前与国外相比，国内也处于较低水平，此次江苏如东项目的造价为1.5万元/千瓦，而国外相当项目的造价约3万元/千瓦。
因此，想象空间更多集中在电价上。作为国家发改委核准的示范项目，江苏如东项目的核定电价为0.778元/千瓦时，在张钢看来，这个电价处于合理范围。若与国外相比，如德国100公里海上风电的电价为1.7元/千瓦时，“这么高的电价目前国内还无法承受”。
但事实上，与国内其他项目相比，江苏如东项目的电价已经处于较高水平。上海东海大桥项目作为第一个海上风电项目，电价为0.978元/千瓦时，自上海东海大桥项目和如东项目两个示范项目之后，2010年9月国家能源局又组织了首轮海上风电特许权招标，在江苏省盐城市进行，包括海域4个海上风电特许权项目滨海、射阳、东台、大丰，最终中标电价分别为0.7370元/千瓦时、0.7047元/千瓦时、0.6235元/千瓦时、0.6396元/千瓦时，结果与陆上最高风电标杆电价0.61元相近，均处于低水平，所以一直以来海上风电项目能否盈利成为最大疑问。
此外，海上风电因涉及较多海洋管理问题而面临比陆上更多的行政风险。据报道，首期海上风电的特许权项目就因为海域功能区划不明、项目规划变动大以及一些成本技术等问题至今未能开工，山东鲁能集团曾以0.6235元/千瓦时的价格拿下了两个潮间带项目中的一个，但该项目最终的海域使用却较原规划往深海处推进了15公里。由此，原本的潮间带项目几乎成为近海项目，成本将更超出当初规划。
同时，滨海、射阳和大丰3个项目因尚未通过核准而迟迟没有开工。以大丰30万千瓦近海风电项目为例，其面临着穿越8千米珍稀动物保护区的问题，令审批过程进一步延长。
因此，至今第二批特许权招标尚不能进行。2011年6月，国家能源局官员曾在南通召开的全国海上风电工作座谈会上放风：能源局将于2011年下半年启动第二批海上风电特许权项目的招标准备工作，预计2012年上半年完成招标，总建设规模将在150万-200万千瓦之间。然而，该招标一拖再拖，至今未实施。
尽管如此，海上风电投资前景仍然被看好，目前中国的风电发电量已经超过了核电，成为第三大电源，不少专家认为，未来能源结构调整主要应靠风电，在陆上风电开发进入成熟期之后，海上风电空间仍十分广阔。