研报速递
陆上风电项目投资回报率分析报告
编制单位：华夏绿色能源有限公司
报告日期：2026年11月
一、报告背景与目的
在"136号文"（《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》）推动新能源全面入市的背景下，陆上风电的收益逻辑由"保量保价"转向"量价协同"。本报告结合行业最新造价、机型与电价数据，对公司拟投陆上风电项目的投资回报水平进行测算与判断，为投资决策提供依据。
二、行业现状：装机高景气与机型大型化
装机规模。2025年国内风电新增吊装容量1.3亿千瓦，创历史新高，同比增长49.9%；其中陆上风电新增装机1.25亿千瓦，占全部新增装机的95.8%，仍是增长绝对主力。
主流机型。机型大型化是当前最确定的技术趋势：
指标 | 2025年（已落地） | 2026年（趋势） |
陆上平均单机容量 | 7069kW，同比+20.1% | 预计7.5–8.0MW |
主流功率区间 | 6.0–7.0MW（6.25MW为绝对主力） | 7.0–8.0MW成标配，占比超50% |
主流叶轮直径 | 170–190m | 180–200m |
轮毂高度 | 120–140m | 140–160m，混塔占比提升 |
典型机型 | 金风GWH171-6.25MW、远景EN-171-6.7MW、明阳MySE6.8-175 | 金风GWH191-8.0MW、远景EN-185-7.8MW、运达WD186-8.0MW |
大型化的经济性来源清晰：单机容量每提升1MW，单位千瓦造价下降3%–5%；叶轮直径每增10m，发电量提升5%–8%。
竞争格局。2025年国内有新增装机的整机厂由13家缩减至10家，前7家市场份额合计91.8%，金风科技以19.8%居首，中小品牌加速出清，采购端议价空间与供应链稳定性均有改善。
三、成本与收益参数
造价水平。2025年陆上风电项目平均单位千瓦总投资约4100元/千瓦，同比下降2.4%，平准化度电成本约0.19元/千瓦时。区域分化明显：西北、平原地区约3650–3800元/kW，西南、南方地区约4400–4500元/kW。
电价与政策变量。需特别注意：陆上风电自2025年11月1日起取消增值税即征即退50%优惠。据测算，该政策使陆风项目全投资IRR由约8.7%降至7.4%，降幅1.3个百分点，度电净利润减少约0.021元/千瓦时。
四、投资回报率测算结论
按风资源与电价分档测算（资本金口径）：
年利用小时数 | 风区条件 | 所需综合电价 | 资本金IRR | 投资回收期 |
≥2800h | 优质风区 | ≥0.25元/kWh | 13%–18% | 7–8年 |
2400–2800h | 较好风区 | ≥0.28元/kWh | 12%–15% | 8–9年 |
2000–2400h | 普通风区 | ≥0.30元/kWh | 9%–12% | 8–10年 |
<2000h | 弱风区 | ≥0.32元/kWh且机制电量≥70% | 可能<8% | 性价比不足 |
核心判断：只要市场加权交易均价能维持在0.25元/千瓦时以上，大部分省份的陆上风电项目仍可跨过7%资本金IRR的门槛。
五、风险提示与投决建议
建议投决口径：优先选择轮毂高度处年均风速≥6.5m/s（对应利用小时≥2200h）的场址，机型选用6.25–8.0MW成熟平台，区域优先考虑西北、华北、东北等资源富集区，并将综合电价谈判目标设定在0.28元/千瓦时以上。
说明：本报告数据来源于行业公开统计与券商研究，具体项目测算需以实际风资源评估、接入系统与电价协议为准。
