同样作为资金密集型项目，2021年的海上风电“抢装”和2019年陆上风电“抢装”有所不同。陆上风电抢装导致吊车租赁价格上涨，但其安装已实现标准化生产，而海上风电项目需要定制化的海上安装船，不仅造价高昂，而且短时间内无法实现量产，施工资源有所不足，具体表现在安装资源紧缺、主机物资供应不足、零部件供应不足、物流运输不畅等。
“十一五”以来，中国海上风电装机容量迅速增加，海上风电的补贴政策带来了很强的激励作用。2020年底，海上风电装机容量已经达到7.06吉瓦，约占全球海上风电总装机容量的20%，仅次于英国和德国。虽然近海风能资源相对有限，深远海风能资源的开发处于萌芽阶段，资源量大概能够占整个海上风能资源的80%。随着“碳中和”目标的提出，海上风电作为清洁能源有较好的发展前景。2020年1月财政部、国家发展改革委和国家能源局联合发布的文件提出，按规定完成核准（备案）并于2021年12月31日前全部机组完成并网的存量海上风力发电，按相应价格政策纳入中央财政补贴范围。同时按照政策要求，2018年底前核准的海上风电需要在2021年底前并网，才可以获得0.85元/千瓦时的核准电价。
当然，地方政府还可以根据自己的需要进行补贴。2021年1月，广东省政府明确了2022年海上风电中央补贴取消后，广东地方的海上风电的补贴标准，2022和2023年两年，广东最大补贴金额为55.5亿元。如再加上奖励风机制造商推动平价项目的金额，广东还将投入61.5亿元来扶持海上风电发展，补贴范围为广东省管海域2022年及2023年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”期间新增海上风电4.5GW,重点推进海上风电发展，打造“近海及深远海海上风电应用基地+海洋能+陆上产业基地”发展新模式，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，通过竞争性方式配置新增项目，支持海上风电的有序发展。
随着社会各方对“碳中和”目标理解的加深，海上风电将迎来快速发展。随着中央财政补贴退坡，除广东和江苏外，其他沿海地区应该也会很快明确地方海上风电补贴政策。
2021年海上风电的窗口期“抢装”对产业链的扰动效应明显。一是推高工程造价，降低项目投资收益率；二是项目工期紧张，施工质量和工程建设风险增加；三是给海上风机制造交付、海缆敷设施工、海上升压站建设等带来挑战。
同时，海上风电施工企业的履约压力不断加大，为保证项目能够如期建成并网，投资企业多与项目总承包方、主机厂商等签订违约协议，来自并网的压力在产业链内层层传导。据估计，当前国内在建海上风电项目约1200万千瓦，部分项目还在基础建设阶段，尚不足11个月的工期让项目建设更为急促。质量是海上风电的生命线，在这种情况下，海上风电的施工建设更应该如履薄冰、注重质量安全。
与陆上风电和光伏相比，海上风电的平价之路相对艰难。根据相关智库测算，以广东海上风电项目为例，在工程造价17000元/千瓦以下、发电利用小时数3600小时以上、上网电价0.65元/千瓦时以上的边界条件下，海上风电项目投资才可以满足8%的内部收益率要求。目前上网电价还是大幅度低于成本，海上风电的工程造价需要进一步下降。
基于上述情况，笔者对于中国海上风电发展有几个建议。
首先，海上风电还具有很大的发展潜力，也需要政府进一步支持。中央财政补贴退坡后，建议地方政府补贴政策继续接力，在电价补贴、税收返还、融资贷款等方面给予一定支持，推动海上风电向平价快速过渡。但是，地方政府的补贴政策需要更加透明和更有前瞻性，尽可能避免海上风电的窗口期“抢装”对产业链的扰动，促进可持续健康发展。
其次，应推动海上风电全产业链发展，协同降低成本。从海上风电全生命周期看，平价的主要驱动力是风电技术进步，风机效率提升，比较好的商业模式和规模效应。大兆瓦海上风电机组的投用可以摊薄度电成本，全球风能理事会预计，2020年全球海上风电平均机组容量为6.5MW，到2025年可以升至10-12MW。从产业链说，在项目设计和施工建设方面，建议推进风机基础设计与塔筒、主机设计一体化，合理调度船机资源。建议中央政府协调推进海上风电集中连片开发，推动海况、海洋地质资源、风资源数据库共享共建，共享海上升压站和外送通道，降低并网和维护成本。
第三，促进海上风电发展的商业模式创新是降低成本的重要方面。可以结合海上风电基地，建设包括其他相关领域如氢能、海水淡化、储能及海洋牧场、海洋石油开发等的综合体，实现海上风电开发效益最大化。
