风能
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沿山脊的高程剖面（垂直比例已夸大）
架设在迎风山脊上的风力发电机组 
通往山脊机组点位的山区道路 
近距离拍摄的机组塔筒与机舱 
开阔起伏地形中的多台风力发电机组，展现风电场规模
投资备忘录
面向机构与零售投资者的完整项目文件。下文所有数据均取自本页所汇总的财务模型；原始资料来源列于文末。
1. 执行摘要
本项目为一座 30 MW 风电场，由五台 6.0 MW 风力发电机组组成，布置在伊万诺-弗兰科夫斯克州一处海拔约 1,100 m 的迎风山脊上，以 110 kV 电压接入布尔什滕能源岛内部电网。对于本项目核心处的取舍，我们应当直言不讳：喀尔巴阡并非乌克兰最优的风资源区。南部草原地区 100 m 高度风速可达 7–8 m/s，且施工成本明显更低。喀尔巴阡所提供的是另一些东西——安全性、电网接入与季节互补性；而在战时的乌克兰，这些是值得付出代价的。基准情景下股权内部收益率（IRR）为 12.1%，在 14 年债务期限内最低偿债覆盖率（DSCR）为 1.56 倍。
€49,610,000资本支出总额
12.1%股权内部收益率（IRR，含杠杆）
1.56x最低偿债覆盖率（DSCR）
30 MW总装机容量
30.1%净容量系数
79,058 MWh第 1 年净发电量
€19,844,000股权部分
€29,766,000优先级债务（65%）
€5,788,465第 1 年 EBITDA
10.6%项目内部收益率（IRR，无杠杆）
€2,226,672按 10% 折现率计算的净现值（NPV）
8.8 年份简单投资回收期
€110/MWh平准化电力成本（LCOE）
25 年份设计寿命
2. 既然别处风资源更好，为何仍选择喀尔巴阡
尽管风资源仅属中等，仍有四点理由支持开发该场址；同时也有一点理由几乎足以否定它。
这是乌克兰最安全的地带
伊万诺-弗兰科夫斯克州是全国距接触线最远的地区，其能源基础设施受损也最轻。对于一项设计寿命 25 年、融资期限 14 年的资产而言，这比容量系数上的一个百分点更为重要。南部草原上风资源最好的场址，恰恰也是遭受炮击的那些场址。
场址位于布尔什滕能源岛之内
布尔什滕周边的 UA-BEI 区域早在 2022 年该国其余地区紧急同步之前，就已与欧洲大陆电网同步运行。此处的发电资产在物理上可接入匈牙利、斯洛伐克与罗马尼亚市场，这构成一项真实的出口选项，也是对国内电价风险与交易对手风险的一种对冲。
冬季发电与光伏项目形成互补
喀尔巴阡风电出力在冬季达到峰值，恰逢乌克兰电价最高之时——2025 年 12 月日前市场指数为 €130/MWh，而全年均值为 €104/MWh——同时也恰逢「光伏加储能」项目表现最弱之时。同时持有两类资产的组合，其季节性远低于其中任何一类单独持有。
在乌克兰，风电的捕获电价远优于光伏
在乌克兰，光伏会蚕食自身电价：其发电集中在正午时段，而此时电价跌向零——这正是储能项目存在的全部理由。风电则不然。风电在夜间及晚间高峰时段出力，此时系统中已无光伏出力，电价处于最高位。我们测算的捕获电价为 €105/MWh，对应约 €104/MWh 的基准指数——大致持平；相比之下，未经储能的光伏所获电价仅约为其三分之一。
反对的理由
复杂地形施工成本高昂，而风资源仅属中等，因此平准化电力成本（LCOE）为 €110/MWh。这远高于国际上陆上风电通常报出的 $30–40/MWh，也高于米科莱夫州草原场址所能达到的水平。就电力成本而言，本项目不具竞争力。它的竞争力在于经风险调整后的可交付性；不接受这一判断框架的投资者，不应投资本项目。
3. 风资源与发电量
喀尔巴阡的风资源高度依赖海拔。谷底年均风速仅 1.0–3.7 m/s，对发电毫无价值；但在约 600 m 以上，风速随海拔几乎呈线性上升，海拔 1,000 m 以上的迎风山脊即具备可行性。我们的场址正是据此选定。
| 指标 | 数值 |
|---|---|
| 轮毂高度年均风速 | 6.8 m/s |
| 山脊海拔 | 1,100 m |
| 轮毂高度 | 120 m |
| 风轮直径 | 150 m |
| 单位千瓦扫风面积功率（比功率） | 340 W/m² |
| 毛容量系数 | 36.5% |
| 净容量系数 | 30.1% |
| 第 1 年净发电量 | 79,058 MWh |
| 等效满负荷小时数 | 2,635 h |
毛发电量至净发电量的损失瀑布
36.5% 毛容量系数→30.1% 净容量系数
- 机组之间的尾流损失−3.5%
- 复杂地形湍流与流场畸变−3.0%
- 冬季覆冰与叶片污染−4.5%
- 机组不可用（可用率 96%）−4.0%
- 电气与变压器损失−2.0%
- 本地电网弃风限电−2.0%
4.5% 的覆冰损失取值值得特别关注，因为这是喀尔巴阡可行性研究中最常被低估的一项损失。海拔 1,100 m 处的雨凇在尚未触发机组停机之前，就已使叶片气动外形劣化，而这些损失恰恰累积于电价最高的冬季月份。我们此处采用的是通用取值；由测风塔观测活动得出的场址专项覆冰评估属于先决条件，而非可有可无的加分项。
6.8 m/s 的年均风速来自中尺度数据与区域海拔关系的推算，而非实测。为期 12 个月的轮毂高度测风塔观测活动，并据此出具可用于融资的 P50 与 P90 发电量评估，是本项目最重要的一项未决事项——敏感性分析表说明了原因。没有它，任何贷款人都不会为建设提供融资，股权投资者同样不应如此。
4. 机组配置
选用一款常规的低比功率陆上机型，以适应中等风速、高湍流的场址条件。
| 指标 | 数值 |
|---|---|
| 风力发电机组 | 5 |
| 单台机组额定功率 | 6.0 MW |
| 总装机容量 | 30 MW |
| 轮毂高度 | 120 m |
| 风轮直径 | 150 m |
| 沿山脊的机组间距 | 600 m (4.0 D) |
| IEC 湍流等级 | IEC IIIB / S——需开展场址专项适应性评估 |
| 低温型配置包 | 叶片加热、低温润滑油脂、覆冰探测 |
| 发电量年衰减率 | 0.5% 每年 |
| 设计寿命 | 25 年份 |
5. 资本支出
国际上陆上风电造价区间为 $1,150–1,800/kW，上限区间对应物流受限与地形困难的情形。本项目为 €1,654/kW，接近该上限区间，原因在各项成本科目中一目了然：山区道路、岩石基础与一条 14 km 线路。
- 机组供货、运输与吊装€34,500,00069.5%
- 基础、吊装平台与硬化场地（岩石开挖）€3,600,0007.3%
- 山区施工道路——新建与改扩建€2,200,0004.4%
- 场内变电站与 14 km 110 kV 架空线路€3,200,0006.5%
- 项目开发、环境影响评价、测风塔、许可审批、法律与融资费用€1,600,0003.2%
- 不可预见费（10%）€4,510,0009.1%
| 合计 | €49,610,000 |
|---|---|
| 单位千瓦装机资本成本 | €1,654/kW |
| 进口增值税与关税 | 光伏与储能设备免征（第3853-IX号和第3854-IX号法律） |
本项目的规模是上述成本结构的必然结果。在山区场址，道路、电网接入与项目开发的费用基本是固定的，因此必须摊薄到山脊所能容纳的全部容量之上。我们最初测算过 18 MW 方案：其单位造价为 €1,751/kW，更严重的是，下行情景下 DSCR 仅 0.93——即在风资源偏弱的年份无力偿付自身债务。在 30 MW 规模下，同一下行情景可达 1.09 倍。此处的三十兆瓦并非雄心，而是最低可行规模。
6. 收入与运营成本
收入仅有单一来源：在日前市场与日内市场售电，或通过企业购电协议（PPA）售电。既无套利也无储能，这使本项目的建模远比储能项目简单——同时也远更依赖风资源。
| 指标 | 数值 |
|---|---|
| 净发电量 | 79,058 MWh |
| 捕获电价 | €105/MWh |
| 第 1 年收入 | €8,301,056 |
€105/MWh 的捕获电价大致等于 2025 年全年基准指数 €103.8/MWh。我们假设风电的捕获电价与基准指数持平，不高于它。对于一个冬季出力占比更高的电源、且身处冬季电价高出年均值 25% 的市场而言，这一假设是保守的，并且刻意将出口与 PPA 的上行空间排除在基准情景之外。
第 1 年运营成本
| 指标 | 金额 |
|---|---|
| 机组全包式运维合同（€48/kW/年） | €1,440,000 |
| 偏差考核与平衡市场费用（€6/MWh） | €474,346 |
| 保险（资本支出的 0.4%） | €223,245 |
| 资产管理与项目公司（SPV）行政管理 | €150,000 |
| 实体安保与站点防护 | €75,000 |
| 土地租金与林地使用费 | €90,000 |
| 社区惠益基金与地方税费 | €60,000 |
| 运营成本合计 | €2,512,591 |
€6/MWh 的平衡费用是真实存在的，且为风电所特有。储能项目可调度，能够通过自身交易消除偏差；而风电场则必须为预测误差付费。乌克兰的偏差结算毫不宽容，若功率预测水平不佳，这一科目还会上升。
从收入到 EBITDA
€8,301,056第 1 年收入
− €2,512,591运营成本合计
€5,788,465第 1 年 EBITDA
7. 收益、融资与敏感性分析
在同一资本结构下给出三种情景。请注意，下行情景并不宽裕，我们也未对其加以美化。
基准情景——市场化售电、捕获电价持平
- 项目内部收益率（IRR，无杠杆）10.6%
- 股权内部收益率（IRR，含杠杆）12.1%
- 最低偿债覆盖率（DSCR）1.56x
- 简单投资回收期8.8 年份
净容量系数 30.1%，捕获电价 €105/MWh，负债比例 60%，利率 8.5%，期限 14 年。
乐观情景——风资源上限区间叠加 PPA
- 项目内部收益率（IRR，无杠杆）14.3%
- 股权内部收益率（IRR，含杠杆）19.4%
- 最低偿债覆盖率（DSCR）2.03x
- 简单投资回收期6.9 年份
- 乐观情景下第 1 年收入增量+22.0%
净容量系数 33.5%，若测风塔确认风资源处于上限区间、且低温型配置包有效抑制覆冰损失，则该水平可以实现；同时叠加冬季加权后 €115/MWh 的捕获电价，或同等价位的企业购电协议（PPA）。
下行情景——风资源偏弱年份叠加拍卖保底电价
- 股权内部收益率（IRR，含杠杆）5.2%
- 最低偿债覆盖率（DSCR）1.09x
- 简单投资回收期12.2 年份
容量系数 28.3%，捕获电价 €88/MWh。股权几乎无回报，DSCR 降至 1.09 倍。项目仍能偿付债务，但仅是勉强维持；正是该情景决定了负债比例的上限。
资本结构
| 指标 | 数值 |
|---|---|
| 资本支出总额 | €49,610,000 |
| 股权部分 | €19,844,000 |
| 优先级债务（65%） | €29,766,000 |
| 优先级债务占比 | 60% |
| 优先级债务利率 | 8.5% |
| 优先级债务期限 | 14 年份 |
欧洲复兴开发银行（EBRD）与国际金融公司（IFC）均未公布其乌克兰能源贷款的利差或期限，因此基准情景的 8.5% 利率为我们的估算，而非引自资料来源的数据。下文的融资敏感性分析显示了结论对该假设的依赖程度。
乐观情景 + 优惠贷款下的股权内部收益率（IRR）
与储能项目一样，运营情景与融资方案是两个相互独立的杠杆。若在乐观情景下采用利率 6.5% 的优先级债务——即由欧洲复兴开发银行（EBRD）或国际金融公司（IFC）提供、并附带欧盟乌克兰投资框架首损担保的融资安排所隐含的水平——则杠杆后回报可进一步提升。
20.9%乐观情景 + 优惠贷款下的股权内部收益率（IRR）
2.29x最低偿债覆盖率（DSCR）
1.9 年份投资回收期缩短
敏感性分析
股权内部收益率（IRR）与捕获电价（€/MWh）的关系
- 855.8%
- 959.0%
- 10512.1%
- 12016.9%
- 13522.0%
股权内部收益率（IRR）与净容量系数的关系
- 25%6.9%
- 28%10.0%
- 30.1%12.1%
- 33%15.2%
- 36%18.4%
股权内部收益率（IRR）与资本成本偏差的关系
- -15%16.4%
- -7.5%14.1%
- Base12.1%
- +7.5%10.5%
- +15%9.1%
股权内部收益率（IRR）与优先级债务利率的关系
- 5.5%14.1%
- 6.5%13.4%
- 7.5%12.8%
- 8.5%12.1%
- 9.5%11.5%
容量系数与捕获电价影响最大，而在测风塔观测活动完成之前，这两个变量恰恰是我们掌握得最不精确的。容量系数若偏差三个百分点，股权内部收益率约损失两个百分点。这是测风塔观测前风电项目的常态，也正是为何关键路径在于风资源评估，而非机组采购。
平准化电力成本（LCOE）
€110/MWh平准化电力成本（LCOE）
€100/MWh乐观情景——风资源上限区间叠加 PPA
按 11% 折现率、25 年期计算。以 €110/MWh 计，按国际陆上风电标准本项目造价偏高，在德国或西班牙不会被建设。它在此地可行，是因为乌克兰批发电价高企、监管价格上限为 ₴15,000/MWh，而风资源更好的替代场址承担着本场址所没有的战争风险。
8. 场地布置与实景图片
五台机组沿山脊按 600 m 中心间距布置——相当于四个风轮直径，其间距足以在风向以横穿山坡为主的山脊上将尾流损失控制在较低水平。一条施工道路串联各机位，场内变电站设于地势较低的东端，110 kV 线路由此接出至电网。
示意性布置图与高程剖面
| 指标 | 数值 |
|---|---|
| 已租用的山脊走廊 | 3.0 × 0.8 km |
| 机组间距 | 600 m (4.0 D) |
| 叶尖离地高度 | 195 m |
| 施工道路（新建与改扩建） | 8.5 km |
| 至并网点的架空线路 | 14 km |
| 接入电压 | 110 kV |
机位为示意性布置。最终微观选址将依据测风塔观测活动、场址专项湍流评估与环境筛查确定，其中任何一项都可能使机位移动数百米甚至被取消。高程剖面插图采用夸大的垂直比例，以便机组清晰可辨；平面图中的水平距离按比例绘制。
参考实景照片
以下为可比的山脊式风电项目照片，用于展示电站的实体形态。这些并非本场址的照片，本项目尚未建成。
9. 监管框架与许可审批
喀尔巴阡的风电开发在法律上并不复杂，但在环境层面颇具争议。后者才是真正的制约因素。
许可审批与土地
免许可发电容量门槛已提高至 20 MW，有效期至 2028 年 1 月 1 日；因此本项目 30 MW 的规模需向监管机构申领发电许可证。山脊土地通常属于国有林地，这意味着除土地租赁之外还需办理林地用途变更——相较光伏项目所采用的农用地租赁，该流程更慢，也更受政治因素影响。
环境评价
必须开展包含公众听证的完整环境影响评价。喀尔巴阡场址还额外涉及《喀尔巴阡公约》、翡翠网络指定地块，以及沿山脊线分布的鸟类与蝙蝠迁徙通道。欧洲议会议员曾就森林砍伐问题公开批评乌克兰喀尔巴阡地区的风电开发；乌克兰也面临尖锐质询：一方面接受国际资金用于保护森林，另一方面却为架设风机而清林。任何在此开发的主体都应预见并预先规划应对有组织的反对，而不应对此感到意外。
拍卖支持机制
风电可参与国家可再生能源拍卖，并可单独参与 1,505 MW 灵活性容量招标。基准情景中两者均未计入；拍卖电价在下行情景中作为保底电价建模。
电网接入
以 110 kV 电压接入 UA-BEI 电网。本地电网强度弱于主干系统，因此我们在损失瀑布中计入 2% 的弃风限电取值。确定性的接入容量与费用须待系统运营方出具接入技术条件后方可确认。
税务
企业所得税税率为 18%。进口光伏与储能设备免征增值税与关税。加速折旧允许机械设备在 2030 年底之前于两年内摊销完毕，从而为项目初期现金流提供税务屏蔽——该项已反映在模型中。向非居民股东分配股息适用 15% 预提税；若股东持股比例不低于 20%，依据乌克兰—塞浦路斯税收协定可降至 5%。
控股架构
由一家乌克兰有限责任公司持有土地租赁权、并网权与各项许可，其股权再由一家欧盟控股公司持有，投资者资金经该控股公司注入。股息汇出仍受乌克兰国家银行战时管制措施约束，已作为待决事项予以披露。
10. 风险清单
| 指标 | 严重程度 | 缓释措施 |
|---|---|---|
| 风资源不确定性——尚无测风塔数据 | 高 | 发电量测算依据中尺度模拟而非实测。为期 12 个月的轮毂高度测风塔观测活动并出具可用于融资的 P50/P90 评估，是最终投资决策的先决条件。在其完成之前，容量系数应视为估算值，合理区间为 ±3 个百分点；据敏感性分析表折算，约相当于 ±2 个百分点的股权内部收益率。 |
| 环境层面的反对与许可审批延误 | 高 | 喀尔巴阡风电开发因森林砍伐与生物多样性问题而受到持续质疑，包括在欧洲议会层面。缓释措施包括：尽早并真诚地与社区及自然保护机构沟通、机位避开翡翠网络地块、设立有资金保障的社区惠益方案，以及制定预留合理浮动时间的许可审批计划。该风险可能导致项目延期甚至彻底失败，且开发方无法将其完全缓释。 |
| 军事与资产实体损毁风险 | 高 | 伊万诺-弗兰科夫斯克州是乌克兰受威胁程度最低的地区，这也是选址的主要理由之一；但该国没有任何地点能免受远程打击，而风力发电机组的修复难度很大。乌克兰能源基础设施实际上仍无法获得战争风险保险；缓释方式为取得国际金融机构的首损担保，若无此类担保，该风险由股权承担。 |
| 覆冰与冬季性能 | 中 | 假设覆冰损失为 4.5%。海拔 1,100 m 处的雨凇会在电价最高的月份削减发电量，且通常被低估。缓释措施为采用带叶片加热与覆冰探测的低温型机组配置包，并依据测风塔观测活动开展场址专项覆冰研究。 |
| 复杂地形的施工成本与通行条件 | 中 | 山区道路、岩石基础与陡坡吊车通行是最有可能超支的成本科目，而将叶片运抵海拔 1,100 m 也限制了可选机型。缓释措施为签订带违约金条款的固定总价交钥匙 EPC 合同、尽早开展岩土勘察，并在选定机型之前完成运输路线勘测。已计入 10% 的不可预见费。 |
| 市场电价与捕获电价风险 | 中 | 收入为单一且未作对冲的来源。缓释措施为以拍卖电价作为保底、与布尔什滕区域内的工业用电方签订购电协议（PPA），以及向匈牙利与斯洛伐克出口的选项。下行情景已对此直接建模。 |
| 弃风限电与接入容量 | 中 | UA-BEI 电网强度相对较弱。已计入 2% 的弃风限电取值；确定性接入容量须待接入技术条件出具。在变电站处同址配置储能是后续阶段显而易见的缓释措施，并可同时提升捕获电价。 |
| 货币错配 | 低 | 收入以格里夫纳计价，而债务与投资者回报以欧元计价，且缺乏成熟的长期对冲市场。部分对冲因素在于：乌克兰批发电价跟随以欧元计价的进口平价，且监管价格上限会定期上调。 |
11. 实施时间表
- 第 1–14 个月完成测风塔安装与 12 个月观测活动；出具可用于融资的发电量评估报告
- 第 6–18 个月土地租赁与林地用途变更、环境影响评价与公众听证、电网接入技术条件
- 第 18–24 个月完成微观选址，签署机组供货合同与 EPC 合同，取得发电许可证，完成融资文件签署
- 第 24–33 个月施工道路建设、基础与吊装平台施工、变电站与 110 kV 线路
- 第 33–39 个月机组交付与吊装、调试、电网导则符合性测试
- 第 39 个月起商业运行，对照发电量评估进行性能校验，按季度向投资者报告
12. 影响力与 ESG
在乌克兰受攻击威胁最小的地区新增三十兆瓦冬季出力见顶的容量，不仅有助于脱碳，更是对国家能源安全的直接贡献。诚实的另一面是：在喀尔巴阡山脊施工确有实际的生态代价，而这一代价应与效益并列陈述。
33,204 吨 CO₂e年度替代 CO₂ 排放量
24,706可供电户数
79,058 MWh年发电量
1,862,279 MWh25 年累计发电量
生态代价
在有林山脊上修建施工道路与机组平台需要伐木，会造成生境破碎并改变山区水文，而山脊线本身又是鸟类与蝙蝠的迁徙通道。这些影响在资产运行期内是持续性的，运行期结束后亦部分不可逆。缓释措施——机位避开敏感地块、迁徙期实行季节性停机规程、开展补偿性造林，以及设立有资金保障的社区惠益方案——只能减轻而无法消除上述影响。高度看重生物多样性的投资者应当知悉：相较于建在农田上的「光伏加储能」项目，本项目在 ESG 上是一个更难成立的案例。
13. 假设、资料来源与免责声明
本页每一项量化陈述均可追溯至下列资料来源之一，或基于这些来源构建的财务模型。凡无法从原始资料核实的数据，我们均已在相关章节中明确说明，而不会将估算值当作事实呈现。
所有欧元数据按 €1 = ₴51.0 折算，即 2026 年 7 月的市场中间价。
原始资料来源
- ENTSO-E Transparency Platform — UA hourly day-ahead prices
- SC "Market Operator" (OREE) — DAM indexes and weighted average prices
- SC "Market Operator" — 2025 annual spot market report
- NEURC — maximum prices on the DAM, IDM and balancing market
- NEURC — Ukrenergo transmission tariff for 2026
- German-Ukrainian Energy Partnership (GIZ) — Ukraine BESS Market Analysis, Oct 2025
- pv magazine — Ukraine prioritises solar-plus-storage in renewables auctions (Law 4777-IX)
- CMS — Ukraine publishes draft tender documentation for 1.5 GW capacity auction
- BloombergNEF — Energy Storage System Cost Survey 2025 / Battery Price Survey
- Ember — How cheap is battery storage? (LCOS methodology and build-up)
- IRENA — Renewable Power Generation Costs in 2024
- EBRD — solar-plus-storage financing in Ukraine (Kernel / Energy RTB 2, 106 MW)
- DTEK / Fluence — 200 MW / 400 MWh battery storage energised in Ukraine
- Dentons — Ukraine extends VAT and customs duty exemptions for energy equipment
- Dentons — war risk insurance in Ukraine: from stopgap to scaling capacity
- Damodaran — country default spreads and risk premiums (Jan 2026)
- PwC Worldwide Tax Summaries — Ukraine (corporate)
重要提示
本文件仅供参考，不构成出售证券的要约或购买证券的邀请，亦不构成投资、法律或税务建议。前瞻性数据系基于所述假设的模型预测，与实际结果必然存在差异。乌克兰能源项目所涉风险包括但不限于武装冲突、资产损毁、货币不可兑换、监管变动以及交易对手违约。投资者可能损失全部投资金额。潜在投资者在出资之前应自行取得独立专业建议，并自行确认每一项假设的准确性。