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在合理利用小時數僅為年均2600小時、十四五后新增項目將不再享有國家層面補貼后，海上風電項目風險調整后回報顯著下降，業主搶裝熱情備受打擊，未來發展方向并不像陸上風光那樣一馬平川。
不過，近期行業政策和市場的三個變化，為海上風電項目的回報率提升帶來重大轉機。
從標桿到平價的回報率腰斬
以一個廣東地區含補貼海上風電來說，如能順利搶裝，在0.85元/kwh電價下可以實現合理回報。
但如果無法順利全額并網保電價，在其他條件不變的情況下，電價將從0.85元/kwh下降為0.453元/kwh，投資回報也將隨之腰斬，接近陸上平價風電光伏項目回報，無法反應與海上風電風險相匹配的應有回報水平。為此，出于對無法在2021年底全額并網保電價的擔憂，部分已核準海上風電項目業主選擇放棄2021年搶裝，改為等待平價時代風機及整體造價下降后的投資機遇。
但是最近，政策和市場發生了有利變化。
轉機1：分條線并網
11月25日，財政部發布《關于加快推進可再生能源發電補貼項目清單審核有關工作的通知》（下稱《審核通知》），后附《可再生能源發電項目全容量并網時間認定辦法》（下稱《全容量并網認定辦法》）對近期部分第八批項目進清單時產生的全容量并網爭議進行了澄清，同時提出了分批并網的可能性。其中：
《審核通知》指出，按照國家價格政策要求，項目執行全容量并網時間的上網電價。對于履行程序分批次并網的項目，除國家另有明確規定以外，應按每批次全容量并網的實際時間分別確定上網電價。
《全容量并網認定辦法》表示，項目履行程序分批完成并網的，應分別承諾每一批全部容量并網發電的時間，分批進行核驗和認定。
從實際操作角度出發，一個大型發電項目進行分批并網的前提應該是從設計、施工上就要能夠實現物理分批，并單獨安裝兩個關口表分別結算電量，建成后獨立成兩張利潤表，并根據不同投運時間享受兩個起點的三免三減半稅收優惠政策。正在搶裝、擬在2020年底前全容量并網保電價的項目應該來不及作出調整。更可能適用分批并網的項目范圍應該是一前一后的兩類項目：
一是歷史已并網、實際全容量并網時間存在爭議的光伏項目。比如假設某光伏項目需要在某年630時點全容量并網保電價，但由于組件發貨延遲，實際上630時點并網量只有30%，剩余裝機在其后數月陸續并網。按照上述政策，如能清晰界定各批次并網時間，可以分批享受各階段應有電價，有利于提高度電補貼水平。
二是準備明年并網保電價的項目，尤其是大型海上風電項目，在設備、安裝船供應緊張的情況下，可以考慮與當地電網、能監部門溝通分批并網可行性，保住部分裝機的標桿電價，緩沖全額轉平價導致的收益率陡降。
假設有一半容量在2021年底并網保電價，剩余容量在2022年以平價方式并網，其他假設不變的情況下，投資組合回報可以顯著回升，考慮到搶裝期過后招標價格的下行趨勢，整體投資組合回報還存在進一步的上升空間。
轉機2：經營期延長
下半年以來，多個主機廠家在營銷活動中提出了延壽方案。對于以設備銷售為主要盈利來源的主機廠家來說，鼓勵業主延遲更換設備似乎并不合理。一個可能原因是，對于主機廠家來說，在降低當前造價和延長遠期壽命之中，后者實現的可能性和性價比更高。
歷史上，陸上風電項目習慣采用20年作為經營年限的基本方案或者說唯一方案。這主要源于兩個限制，一是補貼電價期限，二是風機載荷保證期限。在平價時代，項目沒有補貼電價，也就不存在補貼期限的掣肘；同時以目前的風機技術成熟度和海外項目經驗來看，風機安全穩定運行25年以上也是完全可實現的。因此，部分業主已經開始對陸上平價風電項目采用延壽模式進行投資回報測算。
對于海上風電項目來說，歷史上習慣采用25年作為經營期和折舊期假設，20年作為補貼期假設。如果考慮海上風電設備延壽可能，在其他要素不變的情況下，經營期和折舊期延長到30年，即使是平價模式回報率也可以得到一定程度改善，疊加了分批并網保電價的方案后，回報率將進一步上升。
轉機3：融資期延長
在陸上風電項目經營期上限為20年的預期之下，商業銀行給風電項目提供的長期貸款還款期限也習慣性控制在15年以內。相比，火電和水電項目長期貸款還款期可以達到18-20年。在項目現金流相同、貸款利率低于項目IRR的情況下，貸款還款期限延長，有利于提高早期股東自由現金流及整體回報。
當經營期限突破20年、電價進入無補貼的薄利多銷時代之后，陸上風電融資期限理應考慮突破15年的天花板。對于海上風電來說，由于初始經營期假設為25年，更具備了與銀行洽談更長期還款期的條件。事實上，目前融資市場已經出現了融資期限為20年的案例，在風電項目經營期和償債能力得到更廣泛的認可后，超過15年的債權融資期限將逐步成為常態。
對于項目本身來說，債權期限屬于融資結構方面的調整，并不會給項目IRR帶來提升，只是相同項目IRR前提下股權投資人和債權投資人的利益再分割。為此，要充分利用債權期限延長帶來的股權投資回報提升效果，首先應該改變的是業主的投資標準，不能單純以項目IRR高低作為決策標準，而更應該重點疊加融資結構后股權IRR的多寡。
在新增海上項目沒有國家層面補貼、存量海上項目合理利用小時數低于預期的陰霾中，海上項目業主普遍希望將平價海上風電的壓力傳導給設備廠家和施工主體，但煮豆持作羹, 漉菽以為汁，逼死上游并不是促進行業良性發展的最佳方式。在降低期初造價之外，其實還存在其他提升回報的手段，值得業主關注和利用。
不過，近期行業政策和市場的三個變化，為海上風電項目的回報率提升帶來重大轉機。
從標桿到平價的回報率腰斬
以一個廣東地區含補貼海上風電來說，如能順利搶裝，在0.85元/kwh電價下可以實現合理回報。
但如果無法順利全額并網保電價，在其他條件不變的情況下，電價將從0.85元/kwh下降為0.453元/kwh，投資回報也將隨之腰斬，接近陸上平價風電光伏項目回報，無法反應與海上風電風險相匹配的應有回報水平。為此，出于對無法在2021年底全額并網保電價的擔憂，部分已核準海上風電項目業主選擇放棄2021年搶裝，改為等待平價時代風機及整體造價下降后的投資機遇。
但是最近，政策和市場發生了有利變化。
轉機1：分條線并網
11月25日，財政部發布《關于加快推進可再生能源發電補貼項目清單審核有關工作的通知》（下稱《審核通知》），后附《可再生能源發電項目全容量并網時間認定辦法》（下稱《全容量并網認定辦法》）對近期部分第八批項目進清單時產生的全容量并網爭議進行了澄清，同時提出了分批并網的可能性。其中：
《審核通知》指出，按照國家價格政策要求，項目執行全容量并網時間的上網電價。對于履行程序分批次并網的項目，除國家另有明確規定以外，應按每批次全容量并網的實際時間分別確定上網電價。
《全容量并網認定辦法》表示，項目履行程序分批完成并網的，應分別承諾每一批全部容量并網發電的時間，分批進行核驗和認定。
從實際操作角度出發，一個大型發電項目進行分批并網的前提應該是從設計、施工上就要能夠實現物理分批，并單獨安裝兩個關口表分別結算電量，建成后獨立成兩張利潤表，并根據不同投運時間享受兩個起點的三免三減半稅收優惠政策。正在搶裝、擬在2020年底前全容量并網保電價的項目應該來不及作出調整。更可能適用分批并網的項目范圍應該是一前一后的兩類項目：
一是歷史已并網、實際全容量并網時間存在爭議的光伏項目。比如假設某光伏項目需要在某年630時點全容量并網保電價，但由于組件發貨延遲，實際上630時點并網量只有30%，剩余裝機在其后數月陸續并網。按照上述政策，如能清晰界定各批次并網時間，可以分批享受各階段應有電價，有利于提高度電補貼水平。
二是準備明年并網保電價的項目，尤其是大型海上風電項目，在設備、安裝船供應緊張的情況下，可以考慮與當地電網、能監部門溝通分批并網可行性，保住部分裝機的標桿電價，緩沖全額轉平價導致的收益率陡降。
假設有一半容量在2021年底并網保電價，剩余容量在2022年以平價方式并網，其他假設不變的情況下，投資組合回報可以顯著回升，考慮到搶裝期過后招標價格的下行趨勢，整體投資組合回報還存在進一步的上升空間。
轉機2：經營期延長
下半年以來，多個主機廠家在營銷活動中提出了延壽方案。對于以設備銷售為主要盈利來源的主機廠家來說，鼓勵業主延遲更換設備似乎并不合理。一個可能原因是，對于主機廠家來說，在降低當前造價和延長遠期壽命之中，后者實現的可能性和性價比更高。
歷史上，陸上風電項目習慣采用20年作為經營年限的基本方案或者說唯一方案。這主要源于兩個限制，一是補貼電價期限，二是風機載荷保證期限。在平價時代，項目沒有補貼電價，也就不存在補貼期限的掣肘；同時以目前的風機技術成熟度和海外項目經驗來看，風機安全穩定運行25年以上也是完全可實現的。因此，部分業主已經開始對陸上平價風電項目采用延壽模式進行投資回報測算。
對于海上風電項目來說，歷史上習慣采用25年作為經營期和折舊期假設，20年作為補貼期假設。如果考慮海上風電設備延壽可能，在其他要素不變的情況下，經營期和折舊期延長到30年，即使是平價模式回報率也可以得到一定程度改善，疊加了分批并網保電價的方案后，回報率將進一步上升。
轉機3：融資期延長
在陸上風電項目經營期上限為20年的預期之下，商業銀行給風電項目提供的長期貸款還款期限也習慣性控制在15年以內。相比，火電和水電項目長期貸款還款期可以達到18-20年。在項目現金流相同、貸款利率低于項目IRR的情況下，貸款還款期限延長，有利于提高早期股東自由現金流及整體回報。
當經營期限突破20年、電價進入無補貼的薄利多銷時代之后，陸上風電融資期限理應考慮突破15年的天花板。對于海上風電來說，由于初始經營期假設為25年，更具備了與銀行洽談更長期還款期的條件。事實上，目前融資市場已經出現了融資期限為20年的案例，在風電項目經營期和償債能力得到更廣泛的認可后，超過15年的債權融資期限將逐步成為常態。
對于項目本身來說，債權期限屬于融資結構方面的調整，并不會給項目IRR帶來提升，只是相同項目IRR前提下股權投資人和債權投資人的利益再分割。為此，要充分利用債權期限延長帶來的股權投資回報提升效果，首先應該改變的是業主的投資標準，不能單純以項目IRR高低作為決策標準，而更應該重點疊加融資結構后股權IRR的多寡。
在新增海上項目沒有國家層面補貼、存量海上項目合理利用小時數低于預期的陰霾中，海上項目業主普遍希望將平價海上風電的壓力傳導給設備廠家和施工主體，但煮豆持作羹, 漉菽以為汁，逼死上游并不是促進行業良性發展的最佳方式。在降低期初造價之外，其實還存在其他提升回報的手段，值得業主關注和利用。
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