“海上風電不會受到限電問題的干擾，因為沿海區域經濟發達，是電力負荷中心，接受風電和消納風電不成問題，江蘇7萬電力裝機中只有1萬多是風電，份額很低，對電網影響不大”。江蘇海上龍源風力發電公司總經理張鋼表示。事實上，江蘇的風資源并非沿海地區最好，但是正是由于存在較大的電力需求，因而使得大規模的海上風電開發成為可能。
　　“海上風電的主要問題在于施工和運營維護，在于企業而不是外部環境”，張鋼表示。事實上，對于潮間帶風電來說，最難的技術在于施工，此前全球尚無在灘涂上建設風電的經驗，在這些松軟的地質上，重型機械毫無用武之地，只有幾米的水深也讓常規的施工船舶施展不開，這也成為潮間帶風電大規模開發的瓶頸技術。此前龍源電力與上海振華重工(600320,股吧)合資成立了海上風電施工公司，探索出了一套施工技術，成為國內第一家海上風電施工服務公司。
　　事實上，在國外海上風電施工已經形成了成熟的產業鏈，如直升機運營公司、施工船租賃等，而中國的海上風電目前才剛剛具有規模，相關產業鏈的延伸也將帶來更多的投資機會。
　　此外，隨著海上風電的大規模開發，裝備制造業也將獲得新的訂單，有助于緩解當前的產能過剩，同時也將促進大型機組的研發能力。江蘇如東項目在試驗階段使用了8個廠家的9種機型，此后，正式在示范風電場中使用的是西門子2.38兆瓦風機、華銳風電3兆瓦風機和金風科技2.5兆瓦永磁直驅風機。
　　海上風電挑戰
　　目前影響海上風電大規模投資的核心因素除了技術，還有成本與電價。成本方面，多數業內人士均認為，風機價格已經在底部，1.5兆瓦約4000元左右已經無法再壓低。而施工成本方面，目前與國外相比，國內也處于較低水平，此次江蘇如東項目的造價為1.5萬元/千瓦，而國外相當項目的造價約3萬元/千瓦。
　　因此，想象空間更多集中在電價上。作為國家發改委核準的示范項目，江蘇如東項目的核定電價為0.778元/千瓦時，在張鋼看來，這個電價處于合理范圍。若與國外相比，如德國100公里海上風電的電價為1.7元/千瓦時，“這么高的電價目前國內還無法承受”。
　　但事實上，與國內其他項目相比，江蘇如東項目的電價已經處于較高水平。上海東海大橋項目作為第一個海上風電項目，電價為0.978元/千瓦時，自上海東海大橋項目和如東項目兩個示范項目之后，2010年9月國家能源局又組織了首輪海上風電特許權招標，在江蘇省鹽城市進行，包括海域4個海上風電特許權項目濱海、射陽、東臺、大豐，最終中標電價分別為0.7370元/千瓦時、0.7047元/千瓦時、0.6235元/千瓦時、0.6396元/千瓦時，結果與陸上最高風電標桿電價0.61元相近，均處于低水平，所以一直以來海上風電項目能否盈利成為最大疑問。
　　此外，海上風電因涉及較多海洋管理問題而面臨比陸上更多的行政風險。據報道，首期海上風電的特許權項目就因為海域功能區劃不明、項目規劃變動大以及一些成本技術等問題至今未能開工，山東魯能集團曾以0.6235元/千瓦時的價格拿下了兩個潮間帶項目中的一個，但該項目最終的海域使用卻較原規劃往深海處推進了15公里。由此，原本的潮間帶項目幾乎成為近海項目，成本將更超出當初規劃。