在福建省水利水电勘测设计研究院教授级高级工程师朱光华看来，目前的电价水平对福建省来说还是有一定经济性。“我们测算出来8毛5可能是一个临界点，最好是9毛或者9毛多，盈利空间比较理想。但如果靠8毛5盈利对福建地区都比较难的话，别的区域难度就更大了。”
长期关注风电开发气候研究的国家气候中心研究员张秀芝指出，除了福建沿海年平均风速可达到8.5米/秒甚至10米/秒外，中国大多数区域的海上风资源并非很丰富。
对于浙江、江苏、广东等风资源在7.5米/秒以下又受台风影响较大的区域，上述电价便相对吃紧。在这些地区，地方政府的补贴，则成为了另外一根救命稻草。
在发改委临时电价出台之前，上海公布了《上海市可再生能源和新能源发展专项资金扶持办法》（下称《办法》）。《办法》称，对风电项目根据上网电价对项目投资主给予奖励，陆上风电补贴0.1元/千瓦时，海上风电补贴0.2元/千瓦时。奖励时间为连续5年，单个项目的年度奖励金额不超过5000万元。这也是目前唯一出台的海上风电地方补贴政策。
对于广东珠海桂山海上风电示范项目，来自投资方南方海上风电联合开发有限公司的副总工程师余畅的观点就没有明阳风电那么乐观。余畅称“该风场场址条件年平均风速是7.33m/s，条件很一般。水深有7-11米，但地质条件比较差，最深的地方淤泥层达到40多米。0.85元这个电价对我们投资的回报率是挺大的挑战。”除了工程降本外，向地方政府申请补助也被列为应对这一挑战的重要途径。
若以上海东海大桥海上风电二期项目为例，目前已进入设备交付阶段，预计今年年底，首台二期机组将并网发电；2015年年底前，28台机组全部并网发电。也就是说，该工程可适用于《通知》中近海项目0.85元/千瓦时的上网电价，加上上海本地补贴，将拥有1.05元/千瓦时的电价，高于一期项目0.978元/千瓦时的上网电价。
那么东海大桥一期风电场的盈利状况如何？
公开资料显示，东海大桥一期风电场投产三年后，发电量逐年增加。根据上海东海风力发电有限公司主要财务数据显示，2010年实现盈利6500万元，2011年为4800万元，2012年则下降至4370万元，三年平均资本金净利润率约为11%。其中由于政策支持，该项目每年获得财政贴息约4000万元。
据东海大桥项目有关负责人透露，该项目投资22.8亿元，贷款达18亿元。上海东海风力发电有限公司内部人士称，东海大桥一期风电场资本金回收期为12年，前六年是还贷高峰期。随着《可再生能源扶持资金管理办法》政策支持之一的3年期财政贴息到期，经营也将进入困难期。而在25年全寿命周期内，东海大桥风电场一期平均年生产总成本16514万元，其中年平均折旧费用8410万元，年均财务费用4115万元，年均经营成本3989万元。
也就是说，一期项目总投资23.65亿元，若按资本金20%计算，利润率就很低了。
秦海岩坦言，8%~10%左右的收益率“账目”只是理论推算，现实中还有很多特定因素难以囊括。目前国内海上风电规模有限，缺少实际操作经验，运维成本高，海上风电仍然处于示范阶段。
根据国家能源局日前公布的《2011-2012年电力工程造价情况》，2011-2012年投产陆上风电工程概算、决算单位造价分别为9418元/千瓦和8103元/千瓦。而作为中国首个海上风电场的东海大桥海上风电场，造价成本为23000元/千瓦。可与东海大桥一期项目作比较的位于江苏如东的潮间带风电场项目，造价15000元/千瓦。按陆上风电单位千瓦造价8000元计算，依照东海大桥和如东项目，海上风电和潮间带风电单位千瓦造价成本分别比陆上贵出2-3倍。
冷静对待海上
“摸着石头过河”
即使越过了上网电价这道门槛，摆在中国海上风电面前的依然不是坦途。
江苏海上龙源风力发电有限公司副总经理高宏飙表示：“现在为止（江苏）如东用了10个厂家13种机型。这里面传统说法就是给国内厂家提供这么一个平台，作为试验样机安装。但带来一个很大的问题，现在厂家基本上都趴下了。我开玩笑说，我们给你们提供一个平台让你们表演，表演出什么结果呢？很多在舞台上面歪掉了，还有好几家从舞台上面掉下来了。”他所说的，正是国产风机的稳定性与可靠性问题。
风机质量的“水土不服”，并不是孤例。海上风电经营成本高、可到达性差，因而对风机的质量和使用寿命提出了更高的要求。面对海上风电与陆上风电的施工、运行、管理差异，不少此前仓促投身“海上”的国内风机制造企业都在风机质量上栽了跟头。
从成本占比来看，陆上风电有60%~70%的成本来自风机，但是海上风电在欧洲大概只有17%的成本由风机产生，前期基础建设和后期运维占据了海上风电开发成本的大部分。
上海电气风能有限公司经理金孝龙认为，国内海上风机所占成本可能达到25%。而高宏飙则认为这一比例仍有提升空间，国内海上风电的主设备占比将达到30%~40%。
“做到0.85元以下，很多厂商主设备价格偏低，这样的主设备肯定是很不实用的，后期运维费很高。所以在0.85元这个行情下，一定要留足比较多主设备的费用。”高宏飙提醒，虽然目前出台的上网电价并不理想，但确保风机本身质量的可靠性，无疑是重中之重，也是风电场全生命周期成本控制的关键所在。
当被问及目前国内海上风电的整体技术水平是否已能支撑行业的迅速发展时，多位国内整机制造商对坦言，若从全产业链角度来考察，的确还未准备就绪。
“要解决整机的问题，首先要解决部件的问题。我们现在的部件，尤其是国产部件，创新能力、研发能力亟待进一步提高。和欧洲国家相比，中国的海洋工程基础本来就相对薄弱。在这样的基础上，如果还没有一个强大的部件制造能力，各方面的差距叠加，就会造成很大的问题。”侯玉菡称，海上风电面临的挑战贯穿全产业链。
不同于陆上，海上风机一旦出现设备故障，面临的是施工窗口狭小与维修成本高昂的双重夹击。
金孝龙对此深有感悟：“我举个例子，陆上要换个齿轮箱，拉台吊机进去一天可能就换完了，大概花个20万。但是如果在海上要换一个齿轮箱，就需要大型海上施工船过去，现在的价格水平是起板价15天，15天施工周期，起板价就是1500万。这是20万的多少倍？七八十倍。像东海一期，烧了一台机组，更换费用除去机组本身的话，施工费用、租船的费用就将近2000万。”
而具体到工程配套设施，也还存在空白与不足。据高宏飙介绍：“目前国内自有三艘海上施工船，三分之二是中国制造。三艘船的能力还是有一定问题。今后如果在单机能量偏大的情况下，三艘支撑式平台都是有点问题的，可能吊装能力上面有一点不太适应。”
而大机组，恰是海上风电的发展趋势之一。基于此，丹麦、挪威、德国、荷兰等海上风电强国的海上施工平台受到了国内企业的热捧。