海上风电发展迅猛，但目前海上风电项目经济性较低，仍存在较大提升空间

海上风电发展迅猛，新增装机快速起量。相比于陆上风电，我国海上风电的发展较为滞后。2010年，我国首个海上风电场——东海大桥100MW海上风电场并网发电，这也是当时亚洲首个大型海上风电场。2013年，累计完成海上风电项目13个，均为小规模试验或示范性项目。在这一阶段，由于我国欠缺专业开发团队，核心技术也尚不成熟，而海上复杂的工况导致风电安装维护工作相当困难，致使投资成本高昂，导致我国海上风电行业发展及其缓慢。截止2015年底，我国海上风电累计装机容量仅为1GW，远未达到“十二五”规划曾经定下的5GW目标。2016年，国家能源局印发《风电发展“十三五”规划》，提出海上风电重点发展地区——浙江、福建、广东及江苏等地，要求确保在2020年实现海上风电并网5GW，风电累计并网装机容量达到210GW以上。在这一阶段，我国海上风电技术快速发展，再加上政策补贴的推动，截止至2019年末，我国海上风机累计装机容量达到6.8GW，提前完成“十三五”规划目标。随着海上风电行业逐渐成熟，国家补贴的逐步退坡，因而在2020年和2021年海上风电也出现了一波“抢装大潮”，2021年新增风电装机中海上风电占据25%以上，同比增长373.20%。

我国海上风电新增装机规模快速提升

资料来源：公司公告

目前海上风电项目经济性较低，仍存在较大提升空间。在当前的海上风电机组价格水平下，海上风力发电项目的内部收益率并不高，海上风机的经济性仍有较大提升空间。以 500MW 装机规模的海上风力发电场为例，设计以下内部收益率测算模型：假设风电机组价格占项目总成本 40%，项目自有资金占比 25%，贷款利率 4.6%，电价 0.4 元/kWh，还款周期 15年（单利先息后本），施工建设周期 1 年，项目运营周期 20 年，忽略税收、折旧等复杂因素。测算结果显示，当海上风电机组价格下降至 4000元/kw 以下时，若年均发电小时数超过 4000h，则项目的资本金 IRR 能够提升至 6% 以上，基本能够满足运营商对海风回报率的要求。事实上，我国目前海上风电的年均发电小时数为 2500h 左右，仅有极个别海域能达到3000h 以上，因此还需要通过增大单机容量等方式进一步降低风电机组的单瓦成本，以提高其经济效益。

目前海上风电项目资本金内部收益率较低

注：假设风电机组价格占项目总成本40%，项目自有资金占比25%，贷款利率4.6%，电价0.4元/kWh，还款周期15年（单利先息后本），施工建设周期1年，项目运营周期20年，忽略税收、折旧、残值等因素。