在合理利用小时数仅为年均2600小时、十四五后新增项目将不再享有国家层面补贴后，海上风电项目风险调整后回报显著下降，业主抢装热情备受打击，未来发展方向并不像陆上风光那样一马平川。
不过，近期行业政策和市场的三个变化，为海上风电项目的回报率提升带来重大转机。
从标杆到平价的回报率腰斩
以一个广东地区含补贴海上风电来说，如能顺利抢装，在0.85元/kwh电价下可以实现合理回报。
但如果无法顺利全额并网保电价，在其他条件不变的情况下，电价将从0.85元/kwh下降为0.453元/kwh，投资回报也将随之腰斩，接近陆上平价风电光伏项目回报，无法反应与海上风电风险相匹配的应有回报水平。为此，出于对无法在2021年底全额并网保电价的担忧，部分已核准海上风电项目业主选择放弃2021年抢装，改为等待平价时代风机及整体造价下降后的投资机遇。
但是最近，政策和市场发生了有利变化。
转机1：分条线并网
11月25日，财政部发布《关于加快推进可再生能源发电补贴项目清单审核有关工作的通知》（下称《审核通知》），后附《可再生能源发电项目全容量并网时间认定办法》（下称《全容量并网认定办法》）对近期部分第八批项目进清单时产生的全容量并网争议进行了澄清，同时提出了分批并网的可能性。其中：
《审核通知》指出，按照国家价格政策要求，项目执行全容量并网时间的上网电价。对于履行程序分批次并网的项目，除国家另有明确规定以外，应按每批次全容量并网的实际时间分别确定上网电价。
《全容量并网认定办法》表示，项目履行程序分批完成并网的，应分别承诺每一批全部容量并网发电的时间，分批进行核验和认定。
从实际操作角度出发，一个大型发电项目进行分批并网的前提应该是从设计、施工上就要能够实现物理分批，并单独安装两个关口表分别结算电量，建成后独立成两张利润表，并根据不同投运时间享受两个起点的三免三减半税收优惠政策。正在抢装、拟在2020年底前全容量并网保电价的项目应该来不及作出调整。更可能适用分批并网的项目范围应该是一前一后的两类项目：
一是历史已并网、实际全容量并网时间存在争议的光伏项目。比如假设某光伏项目需要在某年630时点全容量并网保电价，但由于组件发货延迟，实际上630时点并网量只有30%，剩余装机在其后数月陆续并网。按照上述政策，如能清晰界定各批次并网时间，可以分批享受各阶段应有电价，有利于提高度电补贴水平。
二是准备明年并网保电价的项目，尤其是大型海上风电项目，在设备、安装船供应紧张的情况下，可以考虑与当地电网、能监部门沟通分批并网可行性，保住部分装机的标杆电价，缓冲全额转平价导致的收益率陡降。
假设有一半容量在2021年底并网保电价，剩余容量在2022年以平价方式并网，其他假设不变的情况下，投资组合回报可以显著回升，考虑到抢装期过后招标价格的下行趋势，整体投资组合回报还存在进一步的上升空间。
转机2：经营期延长
下半年以来，多个主机厂家在营销活动中提出了延寿方案。对于以设备销售为主要盈利来源的主机厂家来说，鼓励业主延迟更换设备似乎并不合理。一个可能原因是，对于主机厂家来说，在降低当前造价和延长远期寿命之中，后者实现的可能性和性价比更高。
历史上，陆上风电项目习惯采用20年作为经营年限的基本方案或者说唯一方案。这主要源于两个限制，一是补贴电价期限，二是风机载荷保证期限。在平价时代，项目没有补贴电价，也就不存在补贴期限的掣肘；同时以目前的风机技术成熟度和海外项目经验来看，风机安全稳定运行25年以上也是完全可实现的。因此，部分业主已经开始对陆上平价风电项目采用延寿模式进行投资回报测算。
对于海上风电项目来说，历史上习惯采用25年作为经营期和折旧期假设，20年作为补贴期假设。如果考虑海上风电设备延寿可能，在其他要素不变的情况下，经营期和折旧期延长到30年，即使是平价模式回报率也可以得到一定程度改善，叠加了分批并网保电价的方案后，回报率将进一步上升。
转机3：融资期延长
在陆上风电项目经营期上限为20年的预期之下，商业银行给风电项目提供的长期贷款还款期限也习惯性控制在15年以内。相比，火电和水电项目长期贷款还款期可以达到18-20年。在项目现金流相同、贷款利率低于项目IRR的情况下，贷款还款期限延长，有利于提高早期股东自由现金流及整体回报。
当经营期限突破20年、电价进入无补贴的薄利多销时代之后，陆上风电融资期限理应考虑突破15年的天花板。对于海上风电来说，由于初始经营期假设为25年，更具备了与银行洽谈更长期还款期的条件。事实上，目前融资市场已经出现了融资期限为20年的案例，在风电项目经营期和偿债能力得到更广泛的认可后，超过15年的债权融资期限将逐步成为常态。
对于项目本身来说，债权期限属于融资结构方面的调整，并不会给项目IRR带来提升，只是相同项目IRR前提下股权投资人和债权投资人的利益再分割。为此，要充分利用债权期限延长带来的股权投资回报提升效果，首先应该改变的是业主的投资标准，不能单纯以项目IRR高低作为决策标准，而更应该重点叠加融资结构后股权IRR的多寡。
在新增海上项目没有国家层面补贴、存量海上项目合理利用小时数低于预期的阴霾中，海上项目业主普遍希望将平价海上风电的压力传导给设备厂家和施工主体，但煮豆持作羹, 漉菽以为汁，逼死上游并不是促进行业良性发展的最佳方式。在降低期初造价之外，其实还存在其他提升回报的手段，值得业主关注和利用。
