在陆上风电乏地可圈后，远离电力负荷的“三北”风电送出受电网限制，人们将发展风电的目光转向了海上。
自上世纪90年代丹麦建立世界第一座5万千瓦海上风电场以来，海上风电发展历程还不到20年，中国发展海上风电更是近几年才提出的新生事物—沿海地区经济发达，用电需求量大，这是中国政府发展海上风电的考量之一。
具有里程碑意义的首批海上风电特许权项目在2010年10月确定中标单位。彼时，业内普遍认为海上风电会重复陆上风电的辉煌，迅速迎来黄金发展期。现在看来，这多少有些盲目乐观，时至今日，首期特许权招标的四个项目均尚未启动。
多重掣肘
今年7月3日，中国国电集团副总经理谢长军在一个行业论坛上表示，目前海上风电的发展条件已经具备，但仍受制于多个行政部门的复杂协调流程，特别是海洋开发规划。
此前的2010年5月，4个海上风电特许权项目（江苏滨海30万千瓦、射阳30万千瓦、大丰20万千瓦、东台20万千瓦）吸引了众央企巨头的目光，激烈角逐后，当年10月，四个项目分别由大唐新能源、中电投联合体、国电集团所属的龙源电力、山东鲁能中标。
首轮海上风电特许权招标由国家能源局主持开展，国家海洋局等部门并未参与其中。中标项目花落各家后，国家海洋局开始介入，把海域使用管理作为其行政管理的重要组成部分，这就造成了国家能源局审批通过的海上规划和项目难以有效执行。
2011年7月13日，国家海洋局下发通知，联合国家能源局共同制定了《海上风电开发建设管理暂行办法实施细则》。该细则要求，海上风电场原则上应在离岸距离不少于10公里、滩涂宽度超过10公里时海域水深不得少于10米的海域布局。
“在海上发展风电，不只是能源局说了算，海洋局是海域的直接管理部门。海洋局对海上风电的基本思想是离岸越远越好，但对投资方来说这意味着成本更高，这是一个博弈的过程。”中国能源网首席信息官韩晓平告诉时代周报。
上述细则还要求，在各种海洋自然保护区、海洋特别保护区、重要渔业水域、典型海洋生态系统、河口、海湾、自然历史遗迹保护区等敏感海域，不得规划布局海上风电场。
在一些业界人士认为，制约海上风电发展的政策性因素主要是“多头管理”，除主要涉及海洋部门外，渔业、环保、交通等多个部门也都需要协调。
“协调各个利益主体是一件比较麻烦的事情。”韩晓平说，海上风电建设可能会影响渔民捕鱼以及船只航行安全，甚至给当地生态造成一定的负面影响。
以中电投在射阳的海上风电项目为例，由于滩涂围垦计划及港口航道规划调整等因素，风场具体场址范围还有待最终确定。龙源电力在大丰的30万千瓦项目，则面临着穿越8000米珍稀动物保护区的问题，令审批过程一度延长。
除了海洋局和其他部门对海上风电的发展形成制约之外，更麻烦的是与海军的协调，在风能资源丰富的福建省，其海上风电规划尚未公布，据业内人士称，军事部门对于建设海上风电场一直未松口，只能试探性地开展一些工作。
与风电开发商火热的圈海欲望相比，一些地方政府的态度则相对消极。由于风电是可再生能源，享受国家政策优惠，增值税改革后，风电场设备可做进项税额抵扣，故风电场建设运营的前七年内，地方政府几乎拿不到税收，这意味着，地方利益在海上风电中没有得到太大体现。
此外，海上风电的一大挑战在于技术难度大。“从技术上讲，海上风电技术还存在很多问题—比如监控比较困难，大部件海上作业昂贵，腐蚀性难以处理等。”韩晓平说，
“肯定亏本”
一直以来，海上风电项目能否盈利成为最大疑问。
海上风电开发难度远大于陆上风电，其发电技术落后陆上风力发电十年左右，成本也要高两至三倍。中国第一个海上风电示范项目—上海东海大桥10万千瓦海上风电场项目，税后上网电价为每千瓦时0.978元。
“招标电价太低了，肯定要亏本。”厦门大学能源经济研究中心主任林伯强（微博）在接受时代周报采访时称，低价中标，意味着企业很难有丰厚回报。他认为，考虑到海上风电的成本投入和技术风险等因素，上网电价应定在0.9元/千瓦时以上才能保证企业一定的盈利水平。
目前，我国海上风电始终处于高成本阶段，这成为制约海上风电发展的重要因素。国内陆上风力发电工程造价平均为8000元/千瓦，而海上风电的工程造价在1.6万元/千瓦-2万元/千瓦。即便是国内风电龙头，龙源电力在2011年全公司的平均建设成本为7880元/千瓦，但海上风电的建安成本高达1.5万元/千瓦。
此外，各地海上风电场风能资源、建设条件、离岸距离、造价水平和风电开发建设成本不相同。以浙江为例，由于其遭遇破坏性台风的几率较高，对于风电机组安全提出更高要求，无疑增加了机组造价；浙江海域淤泥较厚，基础造价也有所提高。
2012年7月，国家能源局委托水电水利规划设计总院组织开展海上风电电价研究工作。研究建议海上风电采取相对稳定的标杆电价管理模式，根据资源及建设条件制定分区域海上风电上网电价，并适当考虑高压海缆离岸距离对上网电价的影响。