有測算顯示，目前含稅海上風電成本不低于0.84元/千瓦時。這意味著當前0.85元/千瓦時的近海風電項目含稅上網電價，僅能給開發企業提供基本收益，如果競價后帶來電價繼續下探，企業必須要提前謀劃應對策略。

“大容量機組的應用是推低度電成本關鍵因素�！迸聿┬履茉簇斀浉呒壏治鰩熤軕洃浾f，目前歐洲的機組單機容量在6至8兆瓦級別，而中國目前的機組容量普遍在3至5兆瓦，而且機組升級的速度要比歐洲更慢，這是影響成本降低的一個瓶頸。

金風科技股份有限公司總工程師翟恩地表示，與陸上風電比，海上風電的建設成本高出很多，采取更大容量的機組，其建設成本（包括全場設備吊裝成本、全場基礎造價）以及后面的運維成本等都明顯低于小容量的機組。同時，我國受到漁業養殖、通航、軍事等因素影響，海域面積受限，這也要求上馬更大容量的機組。

近海項目的水深和離岸距離同樣是影響海上風電度電價格下降主要因素，雖然遠距離的海上風電項目前期建設成本和后期的運維成本比較高，但是增加的發電量足以覆蓋這部分投資。

此外，項目開發機制的不同也會對成本帶來較大影響。比如，由于開發機制不同，荷蘭和丹麥的海上風電招標價格遠遠低于英國。周憶憶說，英國主要使用的是開發商為主導的機制，但是荷蘭和丹麥使用是集中式開發機制。集中式開發機制是通過政府主導前期的項目的開發，包括風能測量、選址、海底電纜鋪設等，都是由政府主導完成，這導致開發商負責部分的造價和風險得以大大降低。中國也可以嘗試采取這種機制。

據彭博新能源財經預測，當一個市場累計裝機到300至400萬千瓦時，可實現從新興市場到成熟市場的切換。預計中國在2018至2019年可實現這一目標，海上風電度電成本將快速下降。