施鵬飛認為，中國陸上風電標桿電價的出臺經過了六年時間，積累了1200萬千瓦實際裝機量，是把不同地區風能資源、基礎建設等數據統計分析后得出合理電價。而中國海上風電目前區區40萬千瓦裝機量，與1200萬千瓦相去甚遠，要立馬拿出一個合理電價是不可能的。從宏觀上說，全國各地風能資源、水深和地質條件千差萬別，上網電價“一刀切”也是不可能的。海上電價的合理歸位，還需要一個探索過程。
　　對于這一醞釀良久的電價，行業各方反應不一。中國水電水利規劃設計總院副總工程師易躍春認為，電價出臺將對大部分海上風電起到較好的激勵作用。由于海上風電開發面臨成本高、風險大，各地造價水平和風電開發建設成本不一，明確的上網電價有利于各主要能源投資開發企業，實質性地推動海上風電開發建設項目。
　　“臨時電價能不能激起市場的浪花，還有待進一步觀察，但我認為這能對海上風電起到積極推動作用。明陽在珠海桂山的海上試驗工程，按項目計劃今年年底應該裝出來，會執行按目前0.85元的電價，我覺得應該能賺錢。但具體多少錢還需要測算。”廣東明陽風電產業集團總裁趙學永表示。
　　國泰君安研究報告指出，按潮間帶15000元/千瓦的投資成本和2800-3200利用小時反推，0.7元~0.9元/千瓦時的標桿電價將使海上風電運營的內部收益率與陸上風電相近，具備啟動的經濟性。
　　“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，上網電價可為企業帶來8%~10%的收益率。”中國可再生能源學會風能專業委員會秘書長秦海巖在接受《中國能源報》采訪時說道。按照秦海巖觀點，按照每千瓦時0.85元的電價測算，一個100MW的近海風電場，以等效小時數2600小時，投資額每千瓦時13000元，貸款期限15年、利率為6%計算，該風場財務內部收益率約為9.62%，發1度電的成本約為0.57元。
　　然而，這一電價水平并未受到所有人的歡迎。對于大多數企業而言，0.75元/千瓦時、0.85元/千瓦時的電價缺乏吸引力。海上風電前期工程與后期運維成本太高，除了福建等風能資源較好的地區，其他項目或面臨收益承壓。
　　根據行業龍頭企業新疆金風科技股份有限公司（下稱“金風科技”）的測算，這一電價水平只能說剛剛吻合了項目投資的基本需求。
“從目前的這個電價我們還看不到未來的海上收益會有多高的收入，可能這個電價和我們之前的預期還是有一個差距，因為我們也做過測算，靠0.85元、0.75元這樣一個海上電價來做項目，業主的收益多多少少還是有一些風險。”金風科技董事長助理兼集團市場總監侯玉菡稱，從企業自身來看，公司還是秉持“積極關注，謹慎實施”的原則逐步開發出更大容量、高可靠性、高發電效率的適合海上運行環境的風力發電機組。