“我國海上風電技術已經實現突破性進展，具備進一步規模化發展的條件。”水電水利規劃設計總院副院長易躍春在6月22日召開的“2016海上風電領袖峰會”上表示，具體而言，“十二五”期間，我國實現了110千伏和220千伏海上升壓站順利安裝；實現了國內最長距離110千伏三芯海底光電復合纜成功敷設，突破了220千伏海纜敷設技術；實現了國內最大的自升式平臺船投運，作業水深可達40米。此外，全亞洲最大的華能如東30萬千瓦海上風電場已開工建設，應用了5兆瓦風電機組安裝、單樁無過渡段設計和施工等先進技術和裝備。
　　
　　在風電設備制造能力方面，華銳風電3.0兆瓦、上海電氣3.6兆瓦、金風科技2.5兆瓦、遠景能源4.0兆瓦機組相對成熟，湘電風能、海裝風電、東  方電氣均有5兆瓦樣機小批量銷售，華銳風電、聯合動力、明陽風電6.0兆瓦樣機已安裝。
　　
　　海上風電具備規模化發展條件
　　
　　從東海大橋海上風電項目核準建設至今，我國海上風電建設已有8年時間。
　　
　　數據顯示，截至2015年底，國內核準的海上風電項目達到482萬千瓦，已建成的海上風電項目裝機容量為75萬千瓦。
　　
　　根據規劃，“十三五”海上風電裝機容量的目標初步確定為1000萬千瓦。未來五年，海上風電項目的電價政策將保持目前水平。
　　
　　上海東海大橋10.2萬千瓦風電場項目位于東海大橋東部海域，是亞洲第一個海上風電場、我國第一個國家海上風電示范工程，項目于2010年6月8日全部完成安裝調試、并網發電，2015年12月1日進入為期兩年的后運維服務階段。5年中，該項目機組平均利用小時數達2082.4小時，累計發電量達到13.29億千瓦時。
　　
　　“該項目安裝了34臺華銳風電SL3000系列離岸型風電機組，這34臺機組已全部順利走出質保期，于2015年12月進入后運維服務階段，表明了華銳風電在海上風電中的整體實力。”華銳風電科技（集團）股份有限公司（簡稱“華銳風電”）總裁徐東福接受《中國電力報》記者采訪時表示，在成功的研發和運行經驗基礎上，華銳風電在東海大橋二期工程中成功安裝了1臺SL5000/128離岸風電機組，目前已成功運行3年，年平均可利用率達95.16%，平均利用小時數達2296小時，累計上網電量超過5200萬千瓦時。未來，基于智慧風機理念，華銳風電還將推出新一代SL5.X系列智慧風機，推動我國海上風電的發展。“為了推動海上風電發展，國家能源局曾組織了一次海上風電特許權項目招標，遺憾的是這四個項目至今都未能真正實施。”國家能源局新能源和可再生能源司副司長史立山如是說，“十三五”期間，海上風電發展不需要全面開花，不需要上規模，應重點培育出完善和有競爭力的海上風電產業體系，包括設備制造、施工安裝、標準規范等。
　　
　　降低建設成本仍是當務之急
　　
　　與陸上風電相比，目前海上風電發展所面臨的問題仍是項目建設成本高昂和行業技術不夠成熟，目前我國海上大型風電設備制造、海上風電施工設備制造、海底電纜制造和敷設等關鍵技術相對薄弱，海上風電機組的可靠性也有待進一步加強。
　　
　　在成本方面，隨著海上風電技術的快速發展，設計和建設經驗逐步積累，海上風電投資已逐步下降。水電水利規劃設計總院統計數據顯示，國內海上風電場的建設成本已由2009年的每千瓦2.3萬元下降至2015年的1.6萬元，具體而言，目前我國潮間帶風場單位千瓦造價約為1.4萬~1.6萬元，近海風場單位千瓦造價約為1.5萬~1.8萬元。盡管如此，海上風電成本仍是陸上風電投資成本的兩倍左右，其中電網成本、建造成本以及其他成本比陸上風電高出近1倍。在中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖看來，注重提升風電技術，最快速地降低成本是海上風電發展的重要方向。海上風電降本有三方面的推動力。首先，技術創新是根本，由于海上風機成本占比小，可加快更大容量機組、更大直徑風機的上馬；其次，要健全產業體系，持續穩定增長的海上風電市場，是產業能夠延續下去的關鍵；另外，要加強產業上下游的通力合作，確立建設標準。
　　
　　基于全生命周期的經營理念，海上運維服務已成為降低海上風電運行成本，提高風機發電效率的另一大利器。海上運維對尚在興起的運維市場來說，因難度大、成本高、人才少等原因成為我國海上風電發展一大瓶頸。在為東海大橋風電場項目提供質保服務期間，華銳風電建立了完善的海上風場運行管理模式和運維團隊，保證了風電機組的高穩定性和風場運營效率。
　　
　　“海上運維既是華銳新能源綜合解決方案的重要部分，可為客戶提供全生命周期的運維服務支持，也是華銳風電進軍未來海上運維市場的重要方面。未來，華銳風電將通過更全面的運維服務、‘套餐類’的運維解決方案、電量提升服務、軟件服務等來實現全系列的運維服務布局。”銳源風能技術有限公司副總經理王敬利介紹說。