一般而言，海上风电场区域一般包括潮间带、潮下带滩涂以及近海、远海风电。潮间带和潮下带滩涂指多年平均大潮高潮线以下至理论最低潮位以下5m 水深内的海域;近海风电场，指最低潮位以下5m-50m 水深内的海域;深海风电场，指最低潮位以下50m 水深的海域。本文着重分析近海风电场的电价水平。影响近海风电场电价的因素有很多，主要有：1)风能资源情况;2)工程造价水平;3)经营成本，等。
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1.风能资源情况分析
1.1 我国海上风能资源情况良好
根据国家气候中心的分析结果，70m以上高度，我国东海沿海，从粤东到浙江中部近海年平均风速达8m/s，台湾海峡最大8m/s-9m/s，浙北到长江口7m/s-8m/s，粤中到粤西6.4m/s-8m/s，南海西南部7m/s-8m/s，北部湾5.8m/s-7m/s。黄海海域年平均风速呈中间大、两边小的分布形式，其中江苏近海6.5m/s-7.5m/s。渤海和黄海北部为5.8m/s-7.5m/s。等效满负荷年可利用小时数从2200h-3200h。我国东南沿海风能资源整体较好，具有较好的开发价值[3]。
在海上风电开发的初期，建议选择等效满负荷年可利用小时数2400h以上的风能资源场所进行开发。
1.2 台风影响海上风电机组选型
与此同时，我国东南沿海大部分区域都受到台风的影响，部分地方100m高度左右，50年一遇最大风速达到50m/s，某些地方甚至接近或超过70m/s。所以这些海域，考虑风电机组的抗风安全性，应选择IECI类风电机组或者特殊设计S类风电机组。
以东海大桥一期项目为例，10分钟平均最大风速为43.9m/s，当时出于安全考虑选择了IECI类机组，投产后满负荷等效年可利用小时数仅为2405小时左右。但是如果选择特殊设计S类机组，叶片长度可适当加长，风能利用系数增加，满负荷等效年可利用小时数能提高至少10%，达到2600h以上。
所以对于我国海上风电机组选型来讲，既要考虑抗台安全性，同时也要考虑风电场投产后的经济性。
2.近海风电场工程造价水平分析
近海风电场的单位千瓦造价较大，是陆上风电场单位千瓦造价的两倍以上。海上风电场处于产业发展的初期，过低的造价不利于整个产业链的发展。选择几个主要的方面简析如下：
2.1 风电机组设备造价
首先，海上风电机组设备价格不宜压得过低。质量优良的风电机组有利于后续运营维护，有利于降低运维成本，特别是海上运维检修的船机设备价格高昂。另外，海上风电的重要部件采用进口部件比较多，备品备件方面也要适当考虑。最近，国内某海上风电机组的中标价已经超过7000元/kW，目前，海上风电机组(不含塔架)的合理价格水平应不低于6000元/kW。
过低的设备造价控制，容易将我国海上风电机组制造商以及配套商带入打价格战的轨道，打价格战压低价格，损失的不仅是设备商的利益，同时也将给开发商后续维护带来麻烦和高额的经营成本。海上风电机组在我国属于起步阶段，还是应该重视质量和科技，立足长远[4]。
2.2 建安工程造价
目前，海上风电场海上工程施工的造价有待逐步优化。海上风电安装，由于船机设备稀缺，竞争性局面尚未形成，费用较大。海上风电机组基础形式设计尚需比较论证和优化，海上防腐、防撞等方面的考虑，使得海上机组基础的造价不菲。
随着风电场水深变深，工程造价将上涨，经测算，水深每增加10m，估算导致总造价将增加3%左右。
另外，随着风电场离岸距离增加，工程造价也将上涨，假定离岸距离10km以内的风电场采用中低压电缆连接至陆上变电站，而10km以外的风电场采用海上升压站加高压电缆登陆的模式，经测算，离岸距离每增加1km，造价将增加1200万元左右。
2.3 其他费用
海上风电场开发从前期工作到建成投产，审批程序复杂，建设周期长，涉及面广，费用项目多。而且取费费率一般高于陆上风电场开发。
其中，海上风电所涉及海上利益相关方较多，比如渔业资源补偿、渔民安置、海底电缆交越补偿以及国防和军队训练海域赔偿等，费用缺乏收费标准，加之利益相关方均涉及民生关切和军事机密等，议价难度非常大。总体上，其他费用控制难度大。
综上所述，目前海上风电处于开发初期，造价应维持在合理水平。对比2010年投产的东海大桥一期项目：该项目离岸距离约10km，水深约10m，总装机容量为102MW，总投资约22.8亿，单位约合22350元/kW，其中风电机组设备价约9亿(约合9000元/kW)。考虑目前海上风电机组单位造价已经低于6000元/kW,考虑其他设备、工程施工及其他费用总体略微下调，目前离岸距离10km、水深10m、装机容量100MW的近海风电场造价约19亿左右，对应单位造价约合19000元/kW。
3 经营成本分析
对于海上风电来讲，经营期内生产总成本除了财务成本和折旧以外，主要就是经营成本，由于海上风电机组的难接近性，以及海上风电技术的成熟程度，加之海上船机台班费较高，经营成本远高于陆上风电场。
目前国内的海上风电场都出现过大型部件的维修和更换工作，与陆上风电场不同，海上风电场的维修周期长，机械台班费用高，成本大大高于陆上风电场的。海上风电机组的设计一定要尽可能考虑到后续检修的便利性，这将有助于控制海上风电的检修成本。
另外，海上风电场的风险点多，检修范围也大大超过陆上风电场。比如海缆路由附近的过往船只的抛锚可能导致海底电缆损坏，海缆维修工艺复杂、成本较高。近海海上风电机组往往有受到航道周边船只撞击的风险，海上风电场的防撞设计冗余有限。这些无疑都可能增加海上风电场的检修成本。
目前国内诸多海上风电场在特许权投标阶段或者可行性报告编制阶段，在进行财务评价时，往往通过调低维修成本的取费比例，来倒算得出一个较低的电价，这是一种自欺欺人的表现。所以，维修成本的取费要有合理性。
