2010年6月8日，所有風機并網發電。東海大橋風電場通過35千伏海底電纜接入岸上110千伏風電場升壓變電站，再經過110千伏電纜接入上級220千伏變電站，接入上海市電網。
　　投入商業運行后，運營收效超過預期，朱開情的擔心有所緩解。
　　國家電網上海市電力公司數據顯示，東海大橋風電場一期投產兩年半發電量逐年增加——2010年發電量為12196.29萬千瓦時，2011年為22584.60萬千瓦時，2012年為24589.81萬千瓦時。根據上海東海風力發電有限公司主要財務數據顯示，2010年實現盈利6500萬，2011年為4800萬、2012年則下降至4370萬，三年平均資本金凈利潤率約為11%。其中由于政策支持，該項目每年獲得財政貼息約4000萬元。此前可研報告的利潤預測值為2000萬元。海上風電成本高、投入大、回報期長，目前的利潤水平超出預期，回報期將有所縮短。
　　盡管發電量逐年增加，但由于還貸壓力加大，利潤逐年下滑。據東海大橋項目有關負責人透露，該項目投資22.8億元，貸款達18億元，2010年為貸款緩沖期，2011年及2012年每年還貸2億。
　　還貸壓力還將持續。“東海大橋風電場資本金回收期為12年左右，前六年是還貸高峰期，今明兩年將進入經營困難期。”上海東海風力發電有限公司內部人士透露。
　　此外，二氧化碳減排量的交易收入大幅縮減無疑使經營雪上加霜。
　　二氧化碳減排量的交易收入曾經是風電場非常可觀的一筆收入。但是隨著第二個承諾期京都議定書的結束，每噸核證減排量已經由高峰期的30歐元左右下降到如今的不到1歐元，碳市場大幅跳水給風電場經營帶來了不利。東海大橋風電場一期CDM項目碳排放購買方也表示無力以每噸12.66歐元的合同價履約，提出采取市場浮動價交易。這將讓風電場的收入大大縮水。
　　另一方面，《可再生能源扶持資金管理辦法》的政策支持之一的3年期財政貼息也已到期。“投產3年連續實現三年盈利，主要靠的是3年期的財政貼息。接下來，沒有了財政貼息，加上貸款余額較大，財務成本較高，2013年和2014年會連續兩年存在經營壓力。”上述內部人士稱。
　　據了解，上海東海風力發電有限公司正醞釀二期項目建設來緩解所面臨的經營壓力。任浩翰對本報記者說：“海上風電場規模化經營能降低成本，同時二期前幾年獲得的財政貼息可以緩解整體的虧損壓力。”
　　經驗與難題
　　項目為海上風電建設運營提供經驗，但運行維護和人才培養仍是難題
　　在東海大橋海上風電項目建起之前，我國海上風電場的建設和運營還是一片空白。
　　參股上海東海風力發電有限公司的上海綠色環保能源有限公司當時有諸多考慮，其總經理唐征岐說：“陸上風電開發有經驗，但對海上風電的開發心里也沒有底。很多設計和技術都是首創。”
　　他介紹，國外海上施工主要以分體吊裝為主，整體吊裝雖然也有成功的個案，但技術嚴格保密。根據實際情況，東海大橋風電場采用了風機整體吊裝方法，通過自主研發的具有海上精確定位和軟著陸功能的緩沖系統，使海上惡劣自然條件下風機安裝的技術難題得以解決。
　　第一臺風機在海上安裝時，風電場很多工作人員都和唐征岐一樣，心都提到了嗓子眼上了。如果一次安裝沒有成功，意味著損失慘重——機高近百米，葉片長達91米，重達幾百噸，成本近千萬的風電機將會沉入海底。
　　直到全部風機都安裝完成，唐征岐心里的石頭才落下來。但正如他所說，海上風電開發的風險與挑戰遠遠不止如此。
　　海上風電機組的質量穩定性，是海上風電場25年壽命期要面臨的考驗。“不同于陸上風電場，海上風電場維護要通過船舶才能靠近，這就導致對于需要現場復位或修復的故障不能及時解決，影響發電量。同時海上故障的排除，所需時間更多，且大型船機設備成本高，這都是海上風電經營過程中需要考慮的難題。”任浩翰解釋。
　　提高海上風電運行管理水平，加強風電巡回檢查，通過狀態監測等先進技術手段提高故障診斷和排除能力成為海上風電維修的重點。
　　而在朱開情看來，海上風電人才的培養越來越重要。“東海大橋風電場一期工程建設至今，需要專業化的人才已經很迫切了，直到去年才有院校開設海上風電相關專業，我們今年也會制定方案進行人才培養。”
　　希望延長三年補貼