随着陆上风电场剩余场址限制和电能上网受限严重等问题的凸显，我国大规模商业化海上风电开发将成为新的方向，在未来五到十年内将会得到快速增长。在我国的海上风电项目开发的前期，对风险因素的研究还不够全面和深入，对某些风险因素的研究有缺失和不足。结合欧洲海上风电开发的实际案例和发展现状，同时也结合中国海上风电所面临的实际情况，从风资源评价、发电量预测、海上风机、施工安装和检修维护这5个方面展开进行风险因素的识别、分析（定性或定量）和风险控制研究。结合欧洲A海上风电场的风资源评价和发电量预测工作，分析了海上风资源评价中隐含的统计误差和系统误差风险程度，包括仪器误差、可用率、扰流影响、纵向外推、水平转换、数据集时间段和长期趋势等，对结果影响总计达5.6%。随后，定量研究了发电量预测隐含的不确定性（功率曲线、尾流损失、电气损失和可用率）风险对发电量的影响程度，总计达9.6%（含风资源评价中隐含风险影响）。评估分析了台风对中国近海风电场发电量的影响，在福建、广东、海南和台湾分别为2.41%、2.48%、6.5%和10.91%。从海上风机的技术特点出发，结合风机容量增长趋势、单位造价和技术壁垒，量化了风机容量差距带来的建设成本风险（约10%）。结合齿轮箱和直驱传动的故障调查，得出故障风险水平分别为2.2%和1.2%。对比齿轮传动和直驱传动的优劣，建议中国重点发展永磁直驱型海上风机。依据欧洲最新施工技术发展，建议风机应在海上整体安装。经研究发现目前中国大型海上施工船舶的施工能力可满足需要，而且2台同型号船舶同时使用的成本风险较小。在施工工期研究中，提出需要重点考虑“天气窗口”和施工船舶能力与可利用性的风险。结合欧洲已投运海上风电场的数据统计，分析量化了A风电场单次检修时间（9天）、齿轮箱单次故障对风电场可用率的影响0.45%，和单次更换的成本预测9,354,000元/年。