在易躍春看來，除了技術和施工瓶頸，海上風電要想發展還有兩個關鍵性要素：一是海上風電開發管理體系的成熟；另一個則是電價政策的引導。
　　此前，恩德（中國）首席執行官Jens Olsen則對《能源》雜志記者表示，由于中國海上風電的電價、運作體系尚未完善，不敢輕易進入中國海上風電市場。
　　在我國，豐富的海上風能資源主要集中于東部沿海地區，這些地區經濟發展快，能源需求大，同時電網結構強，風電入網條件好。
　　據張鋼介紹，龍源如東海上風電場總裝機容量是18.2萬千瓦，年上網電量可以達到3.75億千瓦時，可利用小時數超過2500小時，并能全部上網，不存在“棄風”現象。
　　“由于沒有限電的煩惱，0.778元/度的電價對于我們來說投資回報率能接近15%。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/度的電價對未來的海上風電電價制定也是一個重要的參考。” 龍源電力董秘賈楠松說。
　　的確，對于剛剛起步的海上風電來說，電價制定需要經過一系列項目的探索。據業內人士介紹，如東項目的審定電價主要對標上海臨港項目，而第一批特許權項目電價過低，如同陸上風電初期的特許權招標電價一樣，招致業內一片噓聲。《中國風電發展報告2012》稱，特許權海上風電項目的內部收益率低于6%，又加之融資成本變高，開發商面臨虧本的風險。
　　對此，易躍春認為并不要大驚小怪。陸上風電從1993年起步，歷經20年的發展，才基本把造價、資源情況探索清楚。在此背景下，國家發展改革委、國家能源局出臺了針對陸上風電的電價政策。
　　“從1993年到2003年，我國共完成40多萬千瓦風電裝機，2003年后又通過5期特許權招標，最終總結后形成標桿電價。回想當時第一批陸上風電特許權招標，大家積極性很高，中標電價偏低，業內擔心之聲并不亞于現在海上風電特許權招標。后經不斷總結完善陸上風電特許權招標工作，加上開發企業的逐步認識和理性對待，為中國陸上風電電價的最終形成探索了一條很好的路。第一批海上風電特許權招標只是探索中國海上風電開發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電價。”
　　據介紹，目前，潮間帶風電項目每千瓦造價在1.5萬元左右，近海每千瓦造價在1.8萬-2萬元。相較于陸上風電目前每千瓦7000-8000元的造價，高出一倍。同時，風機每千瓦高于陸上一千多元。
　　易躍春給記者算了這樣一筆賬，對于陸上風電來說，年2500小時的發電量對應的是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%，電價相應地也提高60%的話，則在0.8元左右。
　　值得一提的是，作為一項政治意義更強的工程，為趕工期，在缺乏現場風能資源測量的情況下，上海東海大橋項目風能資源評估按照當時沿岸指標進行推測，與實際運轉結果存在誤差。項目可研階段推測年發電小時數2600-2700小時，實際數字為2300小時，導致經濟效益與預期有差距。
　　而在東海大橋項目開工建設之前，在一些場合，有專家提出，海上風電比陸上風電投資成本增加一倍，發電量增加50%，而實際實驗的結果是，造價幾乎增加了一倍，發電量僅增加了10%-20%。
　　“不同省份資源情況不同，電價應該區別對待。”一開發商人士提醒記者。以浙江為例，由于其遭遇破壞性臺風的幾率較高，對于風電機組安全提出更高要求，無疑增加了機組造價；葉片抗臺風的要求，長度略短，使發電量降低；浙江海域淤泥較厚，基礎造價也有所提高。
　　造成的結果是，人們印象中風能資源更好的省份如廣東、福建、浙江，由于臺風此種特殊情況，發電小時數可能并不高于其他省份，相反地，投資卻增加。國家有關部門也注意到此種情況，據了解，水電水利規劃設計總院正受國家能源局委托，對海上風電電價進行測算，長江以南地區的海上風電電價可能會高于長江以北地區。
　　500萬千瓦的現實