4月6日，金山海上風電場一期項目競爭性配置，涉及16家風電業主企業參會，最終確定中國長江三峽集團有限公司、上海綠色環保能源有限公司、中海油融風能源有限公司聯合體為項目業主，項目上網電價為0.302元/ KWh，低于0.4155元/ KWh的上海市煤電基準上網電價。
4月8日，新疆自治區發展改革委印發《完善我區新能源價格機制的方案》。《方案》明確，用好用足國家新能源發電上網電價政策，將2021年起投產的新能源平價項目發電量全部納入電力市場，目標上網電價0.262元/ KWh。文件將風電等新能源目標上網電價定為0.262元/ KWh，和新疆0.25元/ KWh煤電基準上網電價基本持平。
從特許權風電項目到如今的風電平價項目，中國風電產業發展已有30余年，期間，風電電價大致歷經了4個階段。
標桿電價階段。2009年7月20日，國家發展改革委發布《關于完善風力發電上網電價政策的通知》（發改價格〔2009〕1906號），按照風能資源狀況和工程建設條件,把全國分為四類資源區,并核定了對應的標桿上網電價。同時規定，風電項目上網電價包括脫硫標桿電價和綠電補貼兩部分；上網電價在當地脫硫燃煤機組標桿上網電價以內的部分，由當地省級電網負擔，并隨脫硫燃煤機組標桿上網電價調整而調整；高出部分通過全國征收的可再生能源電價附加分攤解決。
2014-2016年期間，國家主管部門根據風電行業發展情況，對陸上風電的標桿上網電價進行了相應的降價調整。并鼓勵通過招標等競爭方式確定陸上風電項目的業主和上網電價；同時規定，通過競爭方式形成的上網電價不得高于國家規定的當地風電標桿上網電價水平。
競價階段。2018年，根據國家能源局印發的《關于2018年度風電建設管理有關要求的通知》（國能發新能〔2018〕47號）要求，從2019年起，新增核準的集中式陸上風電項目和海上風電項目應全部通過競爭方式配置和確定上網電價。以競爭的方式配置風電項目和競價上網成為風電行業新趨勢。
指導電價階段。2019年5月21日，國家發展改革委發布的《關于完善風電上網電價政策的通知》（發改價格〔2019〕882號）提出,集中式項目標桿上網電價改為指導價，新核準上網電價通過競爭方式確定，不得高于項目所在資源區指導價；對于分布式項目，參與市場化交易的由發電企業與電力用戶直接協商形成上網電價，不享受國家補貼；不參與市場化交易的，執行項目所在資源區指導價。風電指導價低于當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵電價，下同）的，以燃煤機組標桿上網電價作為指導價；2021年1月1日起，新核準的陸上風電項目全面實現平價上網，國家不再補貼。
風電平價階段。陸上風電平價時代于2021年1月1日底開啟，海上風電平價時代于2022年1月1日開啟，海上風電由各地方自行安排扶持補貼政策，截止22年4月12日，已有廣東、山東出臺補貼政策，浙江也明確將出臺相關政策。
從上述電價演變史來看，我國風電產業電價變化相對平穩，每一段都有2到3年的一個過渡期，筆者認為，我國風電產業正在適應平價，貿然“躍進”低價可能會導致風電產業矛盾加劇，不利于行業發展，風電低電價需因地制宜，因項目而議。
全球范圍內，在海風、陸風、光伏中，陸上風電的LCOE最低，已經達到0.25元/KWh，在一定條件下，國內陸上風電相關項目已經可以做到0.1元/KWh左右。
根據國際可再生能源署（IRENA）公布的全球平準化度電成本數據，海上風電、陸上風電、光伏在2010-2020年間分別下降了48%、56%、85%，截至2020年，海上風電、陸上風電、光伏的度電成本約在0.54元/KWh、0.25元/KWh、0.37元/KWh。
一位開發企業人士向筆者表示，風電低價需具備足夠的條件。第一、風資源要非常豐富，確保風機利用小時數足夠高，第二，項目建設成本足夠低，項目施工、設備價格、后續運維、融資等成本綜合起來達到低價水平，第三，確保風機等設備可靠，后期不會出現大的故障或事故。
平價尚未完全達成，萬不能以低電價去做項目。該開發商認為，在風機設備等下降幅度的如此大的階段，國內很多地區依舊達不到平價要求，開發低價風電項目更加達不到收益標準。
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