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IRR是运营商判断装机项目性价比的重要因素。我们参考《建设项目经济评价方法 与参数》、《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T 31011-2019）、 《陆上风电场工程概算定额》（NB/T 31010-2019）等文件建立了仿真模型，对全 国范围内的陆上风电平价项目进行了经济性测算。

模型中设定全国平均陆上风电利用小时数为2000小时，全国平均燃煤上网电价为 0.3765元/kwh，陆上风机价格为2300元/kw；根据我们的测算结果，若以7%的全投 资IRR作为判断项目投资可行性的临界点，则在选用当前主流4MW机型的条件下， 100MW以上的陆上装机项目具备投资价值；在选用5MW机型的条件下，80MW以 上的陆上装机项目具备投资价值。

以最常见的4MW陆上风机为例，我们分别从风机价格变化、等效利用小时数变化、 上网电价变化的角度，对不同容量的陆上风电项目的全投资IRR进行了敏感性分析。 在变化其中一个条件时，其他条件与上述模型初始设定保持一致。 根据我们的测算结果，风机价格下降到1900元/kw以下，或等效利用小时数增加到 2400小时以上，或上网电价提升到0.4267元/kwh（上浮20%）时，大多数容量的陆 风项目都具有投资价值。

我们进一步测算了100MW容量、选用4MW机型情境下全国各省的陆上风电全投资 IRR，在模型中增加了以下设定：1. 等效利用小时数：按风电财经统计的各省2020年全年风电利用小时数； 2. 上网电价：按各省发改委披露的燃煤上网基准价（含税）。

由以上测算结果可知，在风机大型化和招标价格持续走低的推动下陆上风电已基本 能够实现平价，部分地区如广西、福建、云南等IRR保持在较高水平，全国共计13 个省份的IRR超过7%（西藏电价高、风资源丰富，但由于海拔较高，建造安装难度 较大）；而三北地区受到弃风限电影响，等效利用小时数较低，目前陆上风电项目 经济性较差，但随着近年弃风率持续降低，配合风光大基地配套建设特高压输送线 路增强三北地区消纳能力，可通过建设大规模大机型项目改善IRR。

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