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日前，国家发改委下发的《关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》提出，将降低陆上风电标杆上网电价，明确海上风电标杆上网电价。其中，近海风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.85元，潮间带风电项目标杆上网电价为每千瓦时0.75元。
业内专家认为，此次海上风电标杆上网电价未作调整，体现了国家在发展海上风电方面的政策连续性，海上风电将成为我国未来新能源发展的重点。
在一系列的政策刺激下，目前我国在海上风电发展上取得了不少成绩，但受自然环境、技术、质量、政策、成本等因素的制约，我国海上风电发展并不乐观。据了解，到2015年全国风电并网装机达到1.29亿千瓦，其中海上风电并网装机仅为75万千瓦。
对此，秦海岩表示，制约我国海上风电发展存在四大问题 第一，成本高，包括风机、并网、基础配套设施、安装以及运营维护等成本。目前，我国海上风电每千瓦造价在1.5万-2万元，大约是陆上风电的2-3倍，成为制约我国海上风电发展的根本原因。
第二，技术难题。目前我国海上大型风电设备制造、海上风电施工设备制造、海底电缆制造和敷设等关键技术以及以及海上风电接入技术、海上与潮间带施工成套技术、海上机组支撑结构设计技术等海上风电专用技术研发相对薄弱;海上风电机组的单机容量大，而海水盐度高，对风电机组防腐蚀等要求更为严格，质量问题尤为重要等。
第三，海上风电面临着“多头管理”的问题。发展海上风电涉及海域使用、选址、海洋环评等领域，需要发改委、能源局、海洋局、环保部门以及军事等多部门审核，这会导致项目审批周期长、建设进度缓慢，同时也大大增加了建设海上风电的时间成本。
第四，严酷的海洋环境。海上发电建设的风机不仅需要经受住高咸度的海水腐蚀，还要经受海浪、海底地震、台风、暴雨等恶劣气候，这不利于海上风电施工建设和后期维护，也会导致海上风电发生的故障率高。
国家可再生能源产业技术创新联盟理事长张平也表示，海上风电建设成本高，一旦出现问题维护成本也是难以想象的，特别是出现大的事故，导致不可逆转的后果，会让所有的投入打水漂。
“发展海上风电是一个系统工程。”时璟丽表示，我国发展海上风电面临着成本高、工程复杂、运行环境恶劣、施工难度大、技术要求高等难点。同时，未形成完善发展海上风电的标准体系，在工程勘察、施工、安装、运行管理维护等方面缺乏技术规范。这些都是我国海上风电发展缓慢的重要原因。
降成本成为发展海上风电的关键
此次调整海陆上风电标杆上网电价政策，反映出国家将放缓陆上风电发展速度和规模，海上风电将成为我国未来风电发展的风口。而能否把成本降低到市场可以承受的程度，是未来我国推进海上风电的重中之重。
“虽然此次海上风电标杆上网电价未作调整，但标杆上网电价还是偏低。”秦海岩表示，国家应进一步完善海上风电标杆上网电价政策，形成合理的海上风电标杆上网电价，这是降低海上风电发展成本的基础性工作。
秦海岩还表示，加强海上风电专用技术创新，是降低风力发电成本的重要驱动力，也是推动海上风电发展的重要手段，如高质量、大容量的海上风电机组产品、远海大型风电系统、风电场集群运控并网系统。同时加快出大力发展智能电网技术，发展和挖掘系统调峰能力。
张平表示，国家要培育完善具有竞争力的海上风电产业服务体系，加强海上风电技术标准、规程规范、设备检测认证、信息监测工作，形成覆盖全产业链的设备制造和开发建设能力。同时，加快配套电网建设，将海上风电并网工程优先纳入电网建设。
此外，秦海岩表示，发展海上风电应结束“多龙治海”的局面，避免多部门互相推诿和打架，应建立由一部门主导、多部门联动的工作和审批机制，优化论证、审批、监管等流程，大大缩短海上风电建设周期，从而降低时间成本。
时璟丽表示，不仅国家进一步完善发展海上风电的政策和加大补贴力度，各地方政府也应出台海上风电上网电价补贴、奖励政策，作为国家海上风电电价政策的重要补充，共同推动海上风电发展。
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