保障开发企业收入预期的同时引入市场竞争，是英国海上风电电价屡创新低的关键。
英国于近期公布了第三轮差价合约(Contracts for Difference，CfD)中标结果，其中海上风电项目最低中标电价为39.650英镑/兆瓦时(约等于0.35元/千瓦时)，相比于2017年的第二轮中标电价降低了31%。
英国商业、能源和产业战略部公布的信息显示，共有6个总计5466MW的海上风电项目中标，其中2023/24年度并网的项目共计2612MW，中标电价为39.65英镑/兆瓦时;2024/25年度并网的项目共计2854MW，中标电价为41.611英镑/兆瓦时。相比指导电价，2023/24年度、2024/25年度并网项目的实际中标电价降幅分别达到29%、21%。
英国海上风电电价水平正在快速下降。2015年第一轮CfD海上风电中标电价高达119.9英镑/兆瓦时，2017年第二轮中标电价为57.5英镑/兆瓦时，再到今年第三轮的39.65英镑/兆瓦时，创下历史新低。
差价合约机制在降低英国海上风电电价中起到了关键作用。在2014年以前，英国通过可再生能源义务政策支持可再生能源项目：发电企业通过出售可再生能源义务凭证获取电价之外的补贴。
2017年以后，可再生能源义务政策被差价合约机制取代。差价合约有效期长达15年，只对单位交易价格进行保护而不保障交易量。开发商可以通过差价合约避免因电价波动带来的投资风险，从而获得较为稳定的收益预期。
目前国内海上风电也已经开始通过竞争性配置方式确定上网电价，对于2019年新核准的近海海上风电项目，其指导电价已经降至0.8元/千瓦时，2020年调整为0.75元/千瓦时。
浙江、上海等已经陆续制定了海上风电项目竞争配置办法，竞争要素通常包括企业能力、设备先进性、实施方案和上网电价，其中上网电价所占的分值最高。但在实际操作中，上网电价反而并不是企业中标的决定性因素，企业能力和设备先进性才是决定企业中标的主要因素，而这两项指标通常有利于本地企业或者在当地投资设厂的企业。
地方政府出于“资源换产业”的考虑，政策往往倾向于本地企业，寄希望通过资源开发带动相关产业发展。
前不久，奉贤海上风电作为国内第一个通过竞争性配置确定开发业主的项目，虽然有开发商报出0.65元/千瓦时的最低电价，但根据竞争配置规则，最低的申报电价并不能明显拉开与其他企业的评分差距。
除了政策因素，英国丰富的风能资源是低电价的基础，北海海域的平均风速能够达到10m/s，中国近海海域通常在7—8m/s。高风速意味着高利用小时数，这也使得开发商能够接承受较低的上网电价。并且此次中标的海上风电项目，并网时间都在4年之后，这也意味着市场有足够的信心降低海上风电的整体造价。
中国海上风电需要探索出适合自身发展的路径，但无论是英国还是中国，公平透明的市场环境对于提高海上风电竞争力尤为重要。
