在近期举行的2014上海国际海上风电及风电产业链大会上，新近出台的海上风电上网电价政策被再度热议。究其具体价格，不少业内人士普遍认为“偏低”。
海上风电作为全球风电发展的最新前沿，不少国家将其作为减少污染排放、改善能源结构的重要选择。我国海上风能资源丰富，建设条件好，但并不能算“海上风电强国”。从2008年开始，中国正式建设海上风电场，截至去年年底，海上风电建成装机容量为42.86万千瓦，仅占全国风电装机总容量的0.5%左右，其中近海项目12.81万千瓦。中国风能协会统计显示，2013年，中国海上风电进程缓慢，新增装机容量仅39兆瓦，同比降低69%。究其原因，不明朗的上网电价政策导致海上风电并网效率和发电效率更低，投资者参与的积极性不高。
上月，国家发展改革委对外公布的《关于海上风电上网电价政策的通知》中显示，对非招标的海上风电项目，区分潮间带风电和近海风电两种类型确定上网电价。其中，2017年以前投运的潮间带风电项目含税上网电价为每千瓦时0.75元，近海风电项目含税上网电价为每千瓦时0.85元。在海上风电招标四年后，备受关注的电价标准终于揭开面纱，此举意义积极。
但上网电价仍然偏低，对缓解成本压力的激励作用不明显。与陆上风电相比，海上风电开发成本高，风险大，在风机吊装、部门协调等方面都比陆上风电更加复杂。一般而言，海上风电平均是陆上风电成本的2倍。目前，陆上风电的电价实行区域标杆都在0.5元/度以上，而新海上风电价格并不是陆上电价的2倍以上。纵观国际，海上风电发展较好的欧洲国家，风电上网电价折算成人民币在1.14元/千瓦时至1.6元/千瓦时之间，我国远低于这个标准。退一步说，如果项目所在海域风资源具有优势、风机制造、施工成本可以控制，上网电价可以为企业带来8%—10%左右的收益率。但目前，国内海上风电规模有限，缺少实际操作经验，制造、施工和运维成本较高，海上风电仍然处于示范阶段。
因此，一方面，海上风电上网电价有待提高；另一方面，中国企业还需从设备制造、铺设和施工等方面进一步降低成本，才能保证收益，有利于海上风电的良性发展。
