在海域使用問題上，該項目面臨著和東臺特許權項目同樣的困境，即風電場與江蘇圍墾區規劃、江蘇省上報的珍禽保護區局部有重疊。應國家海洋局要求龍源電力與江蘇相關部門協商調整了用海方案。這引起了項目執行與規劃銜接等一系列問題，在架空線、電纜鋪設等方面勢必要增加成本。
　　事實上，項目執行成本的壓力不僅來源于用海方案調整引起的成本增加，海上特許權中標電價過低是另一個重要因素。以海上風電場建設配套的220千伏海上升壓平臺為例，國內沒有相關的建設經驗，同時國內海纜生產廠家也沒有220千伏海纜生產經驗，而國外產品價格昂貴，遠高于特許權電價承受能力。
　　在2010年國家海上特許權投標中，各開發商為了獲得海上風電開發先機，在評標打分規則影響下，中標電價低于預期值，接近于江蘇陸地風電電價。與2010年投標時相比，外部條件發生了很大變化，尤其是原材料大幅漲價，融資成本明顯增加，給開發商帶來了很大的壓力。
　　3.射陽項目：海域征用困難
　　江蘇射陽海上風電場30 萬千瓦風電特許權項目位于射陽北區H4#風電場，離岸距離36km，為近海風電場，規劃海域面積150km2。工程擬安裝100 臺單機容量3.0MW 的風電機組，裝機容量300MW，風電機組轉輪直徑113.3m，輪轂高度90m。風電場配套設置一座220kV 海上升壓站及一座陸上集控中心，集控中心布置在海堤內側。工程建設總工期約為42 個月，工程靜態總投資約52.5億元，工程動態總投資約54.7 億元人民幣。
　　海域征用困難似乎是每一個海上風電特許權項目都繞不過的問題。由于射陽項目220千伏海纜登陸點處于國家自然保護區試驗區內，按環保要求，保護區內的線路不能架空，只能采取地埋方式。
　　由于海上風電屬于新興產業，海洋相關職能部門在以往的海洋功能區劃中沒有考慮海上風電使用需求，導致項目用海報批程序反復、漫長。此外，中電投還做了大量調研工作來確定海上技術施工方案。根據可研報告，本項目風電機組基礎形式選用單樁結構；安裝方式以分體安裝作為首選，整體安裝作為備選；220千伏海上升壓站和海纜路由優化將借鑒國外經驗；碼頭初步定為在射陽港新建碼頭或直接利用華銳風電設備出運碼頭以滿足分體吊裝的方案要求；就項目所需的3兆瓦離岸型風電機組，除了對質量可靠性的要求外，還要求齒輪箱、變槳軸承等關鍵零部件采用本土設備；塔筒將采用物理防護和電化學防護等措施作為防腐手段。
　　4.濱海項目：應變經驗缺乏
　　江蘇濱海海上風電場30萬千瓦風電特許權項目位于濱海縣廢黃河口至扁擔港口之間的近海海域，中心位置離海岸線直線距離約21千米，規劃海域面積約150平方千米。工程擬安裝100臺單機容量3兆瓦的風力發電機組，總裝機容量300兆瓦，均采用華銳風電研發生產的3兆瓦風電機組。預計工程建設總工期約為36個月，工程靜態總投資約50.2億元，工程動態總投資約52.4億元。2013年8月15日，獲得江蘇省發展和改革委員會核準批復。
　　濱海項目風電機組基礎施工選擇三樁導管架結構，風電機組運輸安裝采用改進整體吊裝方案。濱海特許權項目的海洋地質情況差，表面淤泥及淤積質黏土較厚，與國外已建成的海上風電地質情況相比差異較大，海上風電機組基礎結構施工難以完全套用國外成型的單樁結構。而且該項目所處海域的海洋表面承載力差，風電機組吊裝無法完全采用國外成熟的分體吊裝方案。
　　值得一提的是，220千伏海上升壓站的設計安裝在國內尚屬于首次，大唐新能源通過與國外有經驗的海上升壓站設備廠家的交流探討，擬對該項目的海上升壓站實施整體吊裝，在陸地完成鋼結構和所有部件安裝調整。而海底電纜的施工還需要對國內現有船舶設備進行改造更新。“此外，我們也正在對海上防腐、消防冷卻等進行技術論證。”該項目負責人補充說。
　　然而，這看似順利的進展也遇到了難題，該項目面臨著海域使用面積減小的尷尬。根據濱海特許權項目海域使用評審意見，原計劃安裝100臺風電機組的用海面積縮小了1/3，造成單機可利用率降低，也大大影響了風電的發電量和安全運行。大唐新能源眼下急需在用海面積縮小的情況下確保項目的收益率。