根據發改委文件，對非招標的海上風電項目，區分潮間帶風電和近海風電兩種類型確定上網電價。2017年以前(不含2017年)投運的近海風電項目上網電價為每千瓦時0.85元(含稅，下同)，潮間帶風電項目上網電價為每千瓦時0.75元。
對于這樣的定價，多位風電開發商均感覺價格偏低，但已經可以保證盈利，如果未來各地方繼續出臺補貼政策，盈利空間將進一步增加。
盈利預期
發改委鼓勵通過特許招標等市場競爭方式確定海上風電項目開發業主和上網電價。通過特許招標確定業主的海上風電項目，其上網電價按照中標價格執行，但不得高于以上規定的同類項目上網電價水平。
中國可再生能源學會風能專業委員會秘書秦海巖認為，如果項目所在海域風資源具有優勢、風機質量、施工成本可以控制，上網電價可以為企業帶來8%~10%左右的收益率。但目前，國內海上風電規模有限，缺少實際操作經驗，運維成本高，海上風電仍然處于示范階段。
該價格出臺后，一位龍源電力內部人士向記者表示，“價格偏低”，特別是近海項目價格偏低。一位中廣核內部人士則告訴記者，價格屬于“比較理性”，但是按照公司內部的測算，“按照國家給的這個價格，海上風電項目內部收益率到8%已經不錯了，有些機構測算的10%是不可能的。”
上述中廣核內部人士指出，國家的電價政策出臺后，相應的各地方也會出臺地方的補貼政策，如果加上地方的補貼，收益率能更好一些。目前，只有上海出臺了針對海上風電的地方補貼政策，為0.2元/千瓦時。
此次，發改委只制定2017年之前投運的海上風電項目上網電價。對于2017年及以后投運的海上風電項目上網電價，將根據海上風電技術進步和項目建設成本變化，結合特許權招標情況研究確定。
800億裝機市場待啟
我國擁海上風資源儲量豐富，但開發規模偏低。
“十二五”規劃提出，到2015年投入運行海上風電裝機容量500萬千瓦，2020年達到3000萬千瓦。重點開發建設上海、江蘇、河北、山東海上風電，加快推進浙江、福建、廣東、廣西和海南、遼寧等沿海地區海上風電的規劃和項目建設。
但是，由于海上風電上網電價一直不明朗，加之海上風電涉及海洋部門、漁業、能源、國防等多個部門，風電場規劃與海洋功能區劃、海岸線開發規劃、國防用海規劃等協調難度大，海上風電進展緩慢。
2010年國家能源局對首輪海上風電特許權招標，總建設規模100萬千瓦。但實際建成裝機規模只有40萬千瓦，實現2015年海上風電裝機500萬千瓦目標幾無可能。
中國風能協會統計，截至2013年底我國海上風電建成裝機容量42.86萬千瓦，僅占全國風電裝機總容量的約0.5%，其中近海項目12.81萬千瓦。2013 年，海上風電進展緩慢，僅有東汽、遠景和聯合動力3家企業在潮間帶項目上有裝機，新增容量39MW，同比降低69%。
為穩步推進海上風電建設，發改委、能源局研究制定鼓勵政策。今年2月底，國家能源局可再生能源司副司長史立山透露，國家計劃出臺海上風電標桿電價以鼓勵項目業主加快建設。
海上風電相對于陸上風電，項目綜合成本高出近一倍，開發商對于海上風電謹慎。根據國家能源局公布的《2011~2012年電力工程造價情況》，2011-2012年投產陸上風電工程概算、決算單位造價分別為9418元/千瓦和8103元/千瓦。
行業人士稱，海上風電每千瓦造價在15000元以上，上海東海大橋風電場造價成本為每千瓦23000元。如果按照15000元/千瓦造價成本測算，2015年建成500萬千瓦裝機所需投資800億元左右。
除此外，海上風電開發風險大，開發商需要嚴密的前期準備工作。這些前期工作包括，風資源測量與評價、海洋水文觀測與評價、風電場海圖測量、工程地質勘察及工程建設條件評價、建設用海初步審查等。如果地方海洋功能出現調整，出現用海權的糾紛，項目前期投入就會打水漂。
值得注意的是，不同于陸上風電，海上項目后期運維成本高，需要動用船只、直升機運輸吊裝，風機對于防腐性要求也高。
