“相較于陸上風電的審批，海上風電　項目涉及軍事、海洋、農漁、海事等多個部門，致使海上風電推進過程中面臨的困難和磨合較多。”江蘇海上龍源風力發(fā)電有限公司總經(jīng)理助理吳迪坦言，中標的大豐項目場址調整后，風機基礎及海纜投資明顯增加。建設成本和運維費用大幅提升，0.6396/千瓦時的項目標桿電價卻沒有調整，項目必然面臨虧本的風險。
　　“第一批海上風電特許權招標只是探索中國海上風電開發(fā)模式及價格水平的一種方法和思路，其中標價格并非全國海上風電最終標桿價。海上風電還處于起步階段，還需要進一步加強對資源條件以及建設、施工、安裝和運行成本進行摸索、總結，逐步研究制定合理的上網(wǎng)電價。”國家可再生能源信息管理中心常務副主任易躍春說。
　　易躍春給記者算了這樣一筆賬：對于陸上風電來說，一年2500小時的利用小時對應的是0.51元/千瓦時的電價，此電價對標的是9000元/千瓦的投資成本，內部收益率可以達到10%；如果海上風電投資成本按照1.5萬元/千瓦的成本計算，相對于陸上投資增加了60%，電價相應的也提高60%的話，則在0.8元/千瓦時左右。
　　據(jù)江蘇省電力公司電力調控中心水電及新能源處副處長雷震介紹，2013年江蘇省風電平均利用小時數(shù)2150小時，其中龍源海上風電平均利用小時數(shù)達到2600小時。“江蘇經(jīng)濟發(fā)展快，能源需求大，同時電網(wǎng)結構強，風電入網(wǎng)條件好。我省風電自投產(chǎn)以來,一直不存在棄風現(xiàn)象,做到了100%全額消納。”雷震說。
　　“由于沒有棄風限電的煩惱，0.778元/千瓦時的電價對于我們來說投資回報率也僅10%。其意義還在于，到目前為止海上風電還沒有像陸上風電一樣的標桿電價，因此0.778元/千瓦時的電價對未來的海上風電電價制定也是一個重要的參考。”吳迪還建議，根據(jù)項目離岸距離、海水深度、臺風等氣候災害情況不同，電價也應該區(qū)別對待。