依据国家能源局《关于印发海上风电场工程规划工作大纲的通知》（国能新能〔2009〕130号）的规定，海上风电分为三类，分别为潮间带和潮下带滩涂风电场、近海风电场和深海风电场。

潮间带和潮下带滩涂风电场,指在沿海多年平均大高潮线以下至理论最低潮位以下5米水深内的海域开发建设的风电场。

近海风电场,指在理论最低潮位以下5米～50米水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无居民的海岛和海礁上开发建设的风电场。

深海风电场,指在大于理论最低潮位以下50米水深的海域开发建设的风电场，包括在相应开发海域内无居民的海岛和海上开发建设的风电场。

此前我国潮间带风电资源开发已经接近饱和，深海风电项目开发难度仍较大，下一阶段开发的主要为近海风电。根据我国海上风能资源普查成果，我国近海风能资源丰富，近海风电的可开发风能资源是陆上可开发风能资源储量的3倍， 5-25米水深、50米高度近海海上风电开发潜力约2亿千瓦，5-50米水深、70米高度近海海上风电开发潜力约5亿千瓦。

我国海上风电的上网电价[1]前后经历了不同时期，从最初的通过招标方式确定具体项目电价，到执行国家确定的标杆上网电价，再到国家确定指导电价，具体项目通过竞争性配置方式确定电价。2020年起新核准的海上风电项目已不再纳入中央财政补贴范围，由地方政府根据当地实际情况自行通过竞争性配置的方式确定上网电价，并自行承担燃煤标杆电价与核定上网电价差额的补贴资金。

1. 特许权招标时期

本世纪以来，全球风电持续迅猛发展，随着欧洲地区把风电开发重点转向海上风电，我国海上风电也开始进入起步阶段，但海上风电仍面临诸多技术难题，建设成本尚存在不确定性，无法准确核定上网电价。

2010年1月，《海上风电开发建设管理暂行办法》颁布，明确海上风电工程项目优先采取招标方式选择开发投资企业，招标条件为上网电价、工程方案、技术能力和经营业绩，单个海上风电项目的电价通过招标方式确定。

2010年9月，我国第一轮海上风电特许权项目完成首次招标，标志着我国海上风电时代的来临，为今后海上风电更好发展奠定了一定的基础。

2. 标杆上网电价时期

我国海上风电在特许权招标时期经过技术引进、模式探索、示范项目建设等阶段的发展，相关产业逐渐成熟，迫切需要出台海上风电电价政策，提供相对稳定的市场发展环境。

2014年6月，国家发展改革委印发《关于海上风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2014〕1216号），明确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，2017年以前(不含2017年)投运的近海风电项目上网电价为每千瓦时0.85元(含税，下同)，潮间带风电项目上网电价为每千瓦时0.75元。

2016年12月，国家发展改革委印发《国家发展改革委关于调整光伏发电陆上风电标杆上网电价的通知》（发改价格〔2016〕2729号），明确2017年及以后投运的海上风电项目的标杆上网价格保持不变，仍按照近海风电项目每千瓦时0.85元、潮间带风电项目每千瓦时0.75元执行。

2019年5月，国家发展改革委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价，即仍按照近海风电项目每千瓦时0.85元、潮间带风电项目每千瓦时0.75元执行。

2014年后海上风电项目进入标杆上网电价时期，因海上风电项目建设周期较长、开发成本较高，为保持对海上风电的支持，标杆上网电价长期保持稳定。对2018年底前已核准、非招标的海上风电项目，只要在2021年底前全部机组完成并网的，上网电价均按照近海风电项目每千瓦时0.85元、潮间带风电项目每千瓦时0.75执行。

3. 指导价时期

随着海上风电行业的进一步发展，和陆上风电一样，海上风电降低补贴也将是大势所趋，面对海上风电较高的标杆上网电价，大幅度的补贴也让国家财政面临着压力，需要制定国家补贴的退坡政策。

2019年5月，国家发展改革委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），将海上风电标杆上网电价改为指导价，2019年新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元；新核准的海上风电项目全部通过竞争性方式确定上网电价，其中新核准的近海风电不得高于前述指导价，新核准的潮间带风电项目不得高于项目所在资源区陆上风电指导价。

此期间，国家为有效降低海上风电成本，推进海上风电尽快实现平价上网，调整了电价机制，将风电标杆上网电价调整为指导价，为风电项目的竞争性配置开展提供价格依据。海上风电项目采用竞争性配置方式确定电价，风电上网电价高于当地燃煤标杆电价部分仍由中央财政补贴。

4. 平价过渡时期

随着海上风电的进一步降本增效，为确保海上风电的可持续发展，取消国家补贴，顺利过渡到平价上网势在必行。

2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），规定新增海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，海上风电由国家补贴调整为地方政府补贴；同时明确，通过竞争性方式配置新增项目，在年度补贴资金总额确定的情况下，通过市场竞争的方式优先选择补贴强度低、退坡幅度大、技术水平高的项目。2020年6月8日，全国首个地方海上风电补贴办法出台，上海市发展改革委、市财政局研究发布《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法（2020版）》，明确近海风电奖励标准为度电0.1元，奖励时间为连续5年，单个项目年度奖励金额不超过5000万元。

2021年6月，国家发展改革委印发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号），规定自2021年8月1日起新核准海上风电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成，上网电价高于当地燃煤发电基准价的，基准价以内的部分由电网企业结算。再次明确之后新核准的海上风电项目不再纳入中央财政补贴范围，海上风电由国家补贴调整为地方政府补贴。

虽然海上风电项目仍采用竞争性配置方式确定电价，全面实现平价上网仍有一段很长的路要走，但风电上网电价高于当地燃煤标杆电价部分，中央财政不再补贴，而由地方政府进行补贴，开始加速进行平价化，部分省份新核准的海上风电项目已计划实现平价上网。

2018年5月，国家能源局印发《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》，要求从2019年起，各省（自治区、直辖市）新增核准的海上风电项目应全部通过竞争方式配置和确定上网电价。随后，各地陆续发布当地的竞争性配置政策文件。2019年5月国家发展改革委印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），再次明确新核准的海上风电项目全部通过竞争性方式确定上网电价。但大部分省份在竞争性配置政策文件生效前，已核准了规模庞大的海上风电项目，实际上只有上海、浙江和山东的少数几个项目是通过竞争性配置确定海上风电项目投资主体，2019年-2021年期间，海上风电竞争性配置推进情况并不理想。

《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》配发的《风电项目竞争配置指导方案(试行)》及《国家能源局关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）配发的《风电项目竞争配置指导方案（2019年版）》，并未区分陆上风电和海上风电，具体配置方案如下：

1. 竞争配置风电项目的类型

竞争配置风电项目类型分为已确定投资主体的风电项目和未确定投资主体的风电项目两类。

已确定投资主体的项目，是指投资企业已与当地政府签署风电开发协议并完成测风评价、场址勘察等前期工作的项目。

未确定投资主体的风电项目，是指地方政府已组织完成风电开发前期工作的场址区域，已商请省级电网企业落实电力送出和消纳条件的项目。

2. 竞争要素

对于已确定投资主体项目，竞争要素主要为企业能力、设备先进性、技术方案、已开展前期工作、接入消纳条件及申报电价。对于未确定投资主体项目，竞争要素主要为企业能力、设备先进性、技术方案及申报电价。其中，上网电价均为最重要的竞争要素，采取综合评分法的，电价权重不得低于40%。

经我们检索，目前福建、广东、广西、山东、浙江、江苏、上海等地均先后根据《风电项目竞争配置指导方案(试行)》及《风电项目竞争配置指导方案（2019年版）》的要求，制定了当地海上风电竞争性配置政策文件。我们以海上风电规模较大的江苏和浙江的配置方案为例进行分析。

1. 江苏的配置方案

江苏省为目前国内海上风电并网装机容量最大的省份，且潮间带海上风电项目主要位于江苏省。2021年11月，江苏省发改委制定并下发了《江苏省2021年度海上风电项目竞争性配置工作细则》（以下简称"《细则》"），明确江苏海上风电竞争性配置电价执行当地燃煤发电基准价，进行平价上网，电价不作为竞争要素，评分标准（竞争要素）分别为企业能力（36分）、设备先进性（22分）、投资合理性（15分）、降本措施（20分）和调峰能力（7分），其中企业能力为最核心的竞争要素。

此外，《细则》规定，海上风电项目投运前不得进行主体变更和股权转让，同时为确保项目能及时并网投产，《细则》还对项目核准、开工、建成及并网时间及法律后果也作了规定，投资企业应确保在竞争性配置结束后（省发展改革委印发文件确定中选企业之日起计算）一年内取得核准支持性文件；核准后，一年内未开工的，收回开发权；开工后，应在一年半内完成 50%风机吊装、两年内全容量并网，未全容量并网的，每逾期一个季度，项目全部机组上网电价降低 0.01 元/千瓦时。

2. 浙江的配置方案

为促进浙江省海上风电高质量发展，2019年9月，浙江省能源局制定了《浙江省海上风电项目竞争配置办法》，对未确定投资企业的海上风电项目和已确定投资企业但未在2018年底前核准的海上风电项目规定了不同的配置方案，其中上网电价均为最核心的竞争要素。

对未确定投资企业的海上风电项目，需通过公开招标确定投资企业、上网电价和开发排序，评分标准（竞争要素）分别为企业能力（25分）、设备先进性（15分）、技术方案（20分）和上网电价（40分）。

对已确定投资企业但未在2018年底前核准的海上风电项目，需通过公开招标确定上网电价和开发排序，评分标准（竞争要素）分别为企业能力（20分）、设备先进性（10分）、技术方案（10分）、已开展前期工作（10分）、接入消纳条件（10分）和上网电价（40分）。

海上风电项目具有单机容量大、技术水平先进、靠近负荷中心等特点，随着建设成本逐年优化以及配套产业链日趋成熟，海上风电越来越受到包括各类央企和大型能源集团的青睐。同时由于海上风电投资规模巨大，不仅能够增加地方税收，还可以有效带动其他相关产业，因此沿海各省份的地方政府也纷纷提出了宏大的海上风电发展计划。今后，随着通过竞争性配置的方式加快实现平价上网，海上风电必将得到大力发展，成为新能源行业的"风口"，并对于国家发展海上风电产业、优化能源结构、保障能源安全、发展海洋经济产生积极作用。

值得注意的是，虽然国家能源局印发的《关于2019年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》（国能发新能〔2019〕49号）明确要求，地方政府部门在项目开发过程中不得以资源出让、企业援建和捐赠等名义变相向项目投资企业收费，不得强制要求项目投资企业直接出让股份或收益用于应由政府承担的各项事务，不得强制要求将采购本地设备作为捆绑条件。但实践中，部分地方政府仍以各种形式要求项目投资企业支付资源费，或以区域开发等与海上风电产业无关的投资建设作为取得海上风电项目开发权的条件。因此，在开发海上风电项目的过程中，地方政府和投资人的博弈还将继续。作为地方政府，在进行资源竞争性配置过程中，应严格按照国家法律和政策规定进行；作为投资人，在争取海上风电项目开发权的过程中，更要特别注意防范相关法律风险，避免做出事实上无法完成或可能导致项目亏损的承诺。