作为资金密集型项目，2021年海上风电“抢装”与2019年陆上风电不同。由于急于安装陆上风力发电，起重机的租赁价格有所上涨，但其安装已实现标准化生产。然而，海上风电项目需要定制海上安装船，不仅成本高，而且无法在短时间内实现批量生产。施工资源不足，表现为安装资源短缺、主机材料短缺、备件短缺、物流运输不畅。
“十一五”以来，我国海上风电装机容量快速增长，海上风电补贴政策带来了较强的激励效应。截至2020年底，海上风电装机容量已达7.06 GW，约占全球海上风电总装机容量的20%，仅次于英国和德国。虽然海上风能资源相对有限，但深远海风能源的开发处于起步阶段，资源可占整个海上风能资源的80%左右。随着“碳中和”目标的提出，海上风电作为一种清洁能源具有良好的发展前景。2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发的文件提出，要按规定完成审批(备案)，2021年12月31日前完成海上风电并网发电，并按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。同时，根据政策要求，2018年底前获批的海上风电需要在2021年底前并网，才能获得0.85元/kWh的获批电价。
当然，地方政府也可以根据自己的需要进行补贴。2021年1月，广东省政府在2022年取消海上风电中央补贴后，明确了广东海上风电补贴标准。2022年和2023年，广东最高补贴金额为55.5亿元。除了对风电厂商推广平价项目的激励额度外，广东还将投入61.5亿元支持海上风电发展。补贴范围涵盖2022年、2023年广东省全容量并网海上风电项目，补贴方式为“全容量并网，先到先得”。2021年2月，浙江明确“十四五”期间将新增海上风电4.5GW，重点推进海上风电发展，打造“海上和深远海上风电应用基地、海洋能源陆上产业基地”新发展模式，积极推动海上风电可持续发展，加快建立省级财政补贴制度，通过竞争手段配置新项目，支持海上风电有序发展。
随着对“碳中和”目标认识的加深，海上风电将迎来快速发展。随着中央财政补贴力度的下降，除广东、江苏外，其他沿海地区应很快明确地方海上风电补贴政策。
2021年海上风电窗口期，对产业链的扰动效应明显。一是推高工程成本，降低工程投资收益率；第二，项目
与此同时，海上风电建设企业的业绩压力也越来越大。为确保项目能如期完工并网，投资企业往往与项目总承包商、主机厂商签订违约协议，从并网到并网的压力在产业链上层层传递。预计我国在建海上风电项目约1200万千瓦，部分项目仍处于基础设施建设阶段。不到11个月的工期使得项目建设更加紧迫。质量是海上风电的生命线。在这种情况下，海上风电建设应如履薄冰，注重质量和安全。
与陆上风电、光伏相比，海上风电平价之路相对艰难。据相关智库测算，以广东海上风电项目为例，在项目成本低于1.7万元/kW、发电利用小时数大于3600小时、上网电价大于0.65元/kWh的边界条件下，海上风电项目投资可满足8%的内部收益率要求。目前上网电价仍明显低于成本，海上风电工程成本有待进一步降低。
基于以上情况，笔者对我国海上风电的发展提出几点建议。
首先，海上风电发展潜力巨大，需要政府进一步支持。中央财政补贴下降后，建议地方政府补贴政策继续接力，在电价补贴、退税、融资贷款等方面给予一定支持。从而推动海上风电向平价快速过渡。但地方政府的补贴政策需要更加透明和具有前瞻性，避免窗口期“抢装”海上风电对产业链的扰动，促进可持续健康发展。
其次，要推动海上风电全产业链发展，合力降低成本。从海上风电全生命周期来看，平价的主要驱动力是风电技术进步、风电机组效率提升、更好的商业模式和规模效应。大型兆瓦级海上风力涡轮机的调试可以稀释电力消耗成本。全球风能理事会预测，2020年全球海上风电机组平均容量为6.5兆瓦，到2025年将升至10-12兆瓦。从产业链角度，建议推进风电机组基础设计、塔架及主机设计一体化，合理调度船舶、飞机资源。建议中央统筹海上风电发展，推进海况、海洋地质资源、风资源数据库共享共建，共享海上升压站和输送通道，降低并网维护成本。
第三，推动海上风电开发商业模式创新是降低成本的重要方面。结合海上风电基地，可建设氢能、海水淡化、储能、海上牧场、海上石油开发等其他相关领域，实现海上风电开发效益最大化。
