與其他新能源相比，風電具有建設周期短、投入運營快的特點，其技術相對較為成熟，發電成本接近火電成本，近年來我國風電裝機以每年超過１００％的速度增長。至２００９年末，我國風電裝機已達１６１３０ＭＷ，其中全部為陸地風電。由于我國陸地風能資源主要分布在“三 北”地區，裝機容量占比７５％左右，但這些地區絕大部分屬于中國電網的末端，電網建設相對落后，從２０１０年規劃裝機及區域電網容量看，內蒙、東北、甘肅、新疆地區風電裝機已超過當地電網總容量的１０％，因此，未來３—４年，在特高壓電網建成之前，這些區域的風電發展規模將遭遇電網消納能力瓶頸（國際普遍經驗表明，風電上網電量在電網容量３％以內對電網沒有影響，５％左右時可通過適當的技術措施減少影響，１０％以上將影響電網的穩定運行）。
　　海上風電與陸上風電相比具有風速高且穩定、年利用小時數高、不占陸地面積、對環境影響小、靠近電網負荷中心等特點。在陸上風電短期遭遇電網瓶頸的背景下，我國啟動了海上風電項目特許招標項目。
　　世界海上風電發展現狀
　　目前的風電場主要分為陸上（包括灘涂）和海上。其中海上風電場又分為潮間帶和中、深海域。
　　１．海上風電發展規模及速度
　　海上風電開發在全世界都是新生事物，其開發難度要遠大于陸上風電，從技術上來講，海上風力發電技術要落后于陸上風力發電１０年左右，成本比陸上風電高１—２倍。
　　目前世界海上風電主要集中在歐洲，占全球總裝機量的９９％。自１９９１年丹麥第一座海上風電場建成到２０００年的十年中，僅完成了３１．４５ＭＷ的海上風電裝機容量。隨著海上風電整機技術及風電場建設技術的逐步成熟，從２０００年到２００８年，歐洲海上風電裝機容量年復合增長率達到３７．１％。從歐洲的８個國家已有規劃來看，２０１０年、２０１５年歐洲海上風電裝機容量將分別達到 ３５００ＭＷ、１５０００ＭＷ，未來五年歐洲海上風電將進入大規模發展期。
　　２００８年歐盟的海上風電裝機容量為１４７０ＭＷ，從各國占比看，英國和丹麥分別占４０％和２６％，其次是荷蘭約占１７％，瑞士占９％。但由于政策支持力度的差異，丹麥海上風電止步不前，未來５年德國將異軍突起，海上風電占比將從２００８年的１％提高到２０１０年的３０％，屆時，英國和德國將是海上風電的主力軍。
　　２．歐洲海上風電投資及成本
　　根據國外多個海上風電場投資的統計數據顯示，海上風電場投資成本一般在１７００—２０００歐元／ｋｗ之間（外國陸上風電場投資成本在１０００歐元／ｋｗ左右），每度電成本在０．０８—０．１０歐元之間。但專家預測，這個價格有望在未來降到０．０４—０．０６歐元／ｋｗ。
　　由于丹麥海上風電場建設起步較早，積累了較多的經驗，在技術和安裝設備方面也相對比較成熟，所以他們的建設成本比平均水平略低，而英國的兩個風電場的平均單位千瓦成本則高達２７２２歐元和４１００歐元。
　　海上風電經濟性分析
　　雖然我國陸上風電場已開始大規模運行，但目前尚缺乏海上風電大規模運行的經驗，且海上風電場建設成本及運行成本與陸上風電差別較大，因此國內只能以歐洲已運行風電場成本來估算海上風電建設、運營成本。
　　１．成本經驗值
　　以目前歐洲的經驗值來看，一般來說水深２０米和離岸２０公里兩個指標是海上風電場投資成本變化的分水嶺。一般地，離岸２０公里的海上風電場水深會小于２０米，采用小于３．６ＭＷ的機組。
　　２．建設成本與運營成本構成
　　海上風電分建設期和營運期，一般建設期為兩年左右，營運期應該在２０年以上。海上風電場建設期成本中的基礎建設、并網接線等費用在總投資成本中所占份額要高于陸上風電場；營運期維修費用和折舊費用占營運成本比例遠高于陸上風電場。
　　海上風電的風機相比陸地風機從設計上要考慮到冰凍、臺風、閃電、海水對風機的腐蝕等影響，要采用先進的鍍膜技術以及先進的防腐蝕材料等，因此對海上風機的要求比陸地要高，其造價也高，陸地風機成本平均５０００元人民幣／千瓦，海上風機在７—８千元／千瓦。但是從海上風電場建設總成本來講，占陸地風電場建設成本６５％—７５％左右的風機在海上風電場建設中只占３０％—５０％。
　　從營運成本考慮，海上風電場的營運成本仍然主要由財務費用和折舊費用構成，但是兩項占比由陸上的７７％提高到８５％，同時維修費用也由陸上風電的５％提高到８％。
　　３．我國東海大橋海上風電場經濟性分析
　　東海大橋海上風電場是國內第一座海上風電場，由上海電力、大唐電力、中廣核聯合投資興建，計劃２０１０年完工。該項目總裝機容量１０２兆瓦，安裝３４臺國產單機容量３ＭＷ的離岸型風電機組，距離岸線８—１３公里，平均水深１０米，全部采用華銳自主研發的３４臺３兆瓦海上風電機組。
　　據悉，目前該項目３４臺風機已安裝完畢，總投資成本２３．６５元，項目資本金比例２０％，貸款年限１８年，按照年設備利用小時數２６００小時、電價０．９７４５元／度（含稅價）計算，項目每年發電收入２．５８億元。根據德國設備制造商ＲＥｐｏｗｅｒ提供的數據，歐洲海上風電場運營成本約為１—１．５歐分／ｋｗ·ｈ，考慮到歐元去年貶值較大，我們按照年初的匯率來計算并結合我國實際測算，項目運營成本約為４０００萬元人民幣／年，粗略估算其內部收益率為４．３３％。
　　考慮到東海大橋海上風電場是我國第一個示范性海上風電場，其投資成本與營運成本較高是難免的，預計未來隨著技術水平的提高以及維護營運經驗的增長，海上風電的電價有望降低，若國家出臺財政、稅收支持政策，海上風電收益率有望提高。
　　海上風電主要風險因素
　　１．技術風險
　　我國海上風電的安裝技術、設備生產技術都只是剛剛起步階段，目前全世界風電專家均認為全球還沒有研發出真正意義上的海上專用風機，全球還沒有真正成熟的海上專用兆瓦級風機，現有的風機均為陸上風機改造而成，不適應海上復雜的自然條件，故障率居高不下，維護費用大。我國目前能生產海上風機的華銳、金風等設備廠家的設備尚未經過海上長期運行檢驗，能否經受鹽霧腐蝕、海浪及潮流沖擊等環境的考驗，能否真正保障電力供應仍是未知數。
　　２．政策風險
　　與其他新能源發電一樣，由于其成本高、不成熟，需要得到國家政策支持，政策支持力度決定風電場開發速度。從歐洲風電場運營經驗來看，從示范工程建設到大規模開發一般為兩年左右的時間，但是由于政策支持力度的不同，各國發展速度差異較大。盡管丹麥是最早開發建設海上風電的國家，由于政策支持力度不夠，導致近五年海上風電場進入停止狀態；相反，英國、德國由于國家補貼政策到位，海上風電場運營能保持較高的活力水平，發展迅速。在我國，雖然國家能源局表態未來海上風電是風電發展的重要方向，但尚無實質性的支持政策出臺，還需要在政策層面進一步明確具體的界定和范圍。