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有研究机构测算，根据出台的上网电价，在年利用小时数2500~2700小时的情况下，海上风电场运营的内部收益率将达到8%至18%之间。与陆上风场收益相近或略高，已具备大规模开发的经济性。
无独有偶，国际知名风能研究咨询机构MAKE(丹麦美科丹风)针对日前出台的海上风电并网电价做出一份评析。MAKE认为尽管国内海上风电电价低于大部分业界预期,但若能有效降低建造成本,选用优良风机提高年发电量同时严格风险控管及降低运维成本,中国海上项目仍然能够达成约10%的内部回报率。
开发商有了投资依据
海上风电技术要求高，建设条件复杂，投资需求大，导致海上风电开发成本高，如没有清晰的电价政策，投资者很难对项目建设进行评估和决策。而此次出台的海上风电上网电价无疑给了开发商一个有效依据，从而打破了长期以来海上风电相互观望的局面。
“0.85元/千瓦时的电价水平利好并不是那么大，对于福建、广东等风力资源 较好地区的项目而言，盈利是没有问题的，但一些风力资源较差的地区仍然无利可图。”业内相关人士表示，这恰恰也体现了 《关于海上风电上网电价政策的通知》中的思路 “鼓励优先开发优质资源”，随着成本的下降和项目运行经验的成熟，再逐渐大范围推广海上风电。
据了解，国内陆上风力发电工程造价平均为8000元/千瓦，而海上风电的工程造价在1.6万元/千瓦～2万元/千瓦。国内风电龙头企业龙源电力2011年全公司的平均建设成本为每千瓦7880元，海上风电的建设安装成本却高达每千瓦1.5万元。
根据MAKE2014年第二季度的风能市场展望报告，中国海上风电至2023年的市场规模将达到约130亿美元。然而，要满足这一庞大的市场需求，供应链仍需进一步发展完善。一些处于市场领先地位的整机商已于2012年起分别成功吊装了5兆瓦以上的海上风电机组样机，但机组的后续调试乃至量产仍需时间。同时,目前中国近海项目的瓶颈在于施工建设、海上变电站以及电缆敷设等领域，相对缺乏的技术经验也为欧洲同 业带来新的市场机会。
“从风资源和地理条件的勘察和评估方面来看，海上的条件和陆上条件不一样，海上地质条件和风资源的条件在工程和规划前期都要深入探讨，这不能像几年前开发陆上风电一样，因为海上风机的安装设施代价特别大，还有一致配套的公共设施，如果跟不上也会影响整个项目的滞后，甚至实现不了目标。”明阳风电集团有限公司总裁赵学永说，目前来看，我国在工程设备的配套和工程规划管理方面存在差距，不能一窝蜂式的发展海上风电。
需进行严格风险管理
根据已经出台的海上风电上网电价，开发商需仔细核算项目的成本经济性。海上风电项目建设成本是陆上项目的两倍多，原因在于风电机组本身的价格更高，而复杂的施工也使其成本更加高昂。基于新出台的上网电价，海上项目确实有机会实现合理的内部收益率，然而开发商必须进行严格的风险管理，以免出现成本超支。
开发商需考虑的关键因素一是选用质量好的风电机组以确保发电量最大化以及运维费用最小化。二是选取具有最佳风况的风场场址。三是海工建设成本的持续降低。
最新出台的标杆电价将促进中国海上风电的发展，并支持海上风电价值链的成长。然而，开发商需要谨慎选址，并做好各项风险和成本管控。海上风电市场2017年之后的成长将不仅仅依赖于国家制定的上网电价政策，政府部门加速彼此的协调沟通,届时行业的发展对海上风电度电成本是否能持续降低,才是最终能有效保证更多海上资源开发利用的根本。
“我国风电产业要持续健康稳定科学的发展下去，一要避免无序的恶性价格竞争，二要建立科学的风电产业价值链条。前些年中国风电快速发展，取得了辉煌成就。
但应该看到，在市场竞争中存在过分追求价格竞争的弊端。价格战影响了产品质量，事实上我们也为此付出了惨重代价。”赵学永说，从保证风机质量、推动行业健康发展的角度出发，需要从业主、供应商、整机厂等形成一个合理的价值和利益分配链条，要有一个健康合理的结构，没有这个就不能保证风电产业持续、稳定的发展下去。
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