风电项目的收益除了与建设期投资、运营期成本有着密不可分的一定的关系外，满发小时对项目收益的影响远高于前两者。多数业内人士，参照满发小时数的多少来考虑是否投资某个风电场。在机型比选阶段，也通常以各机型满发小时数对比优选出更适用的机型。
那么，满发小时数达到多少方能满足风电行业基准收益呢?1800h?1900h?2000h?最近听有些人说风电场达到1800h以上就具备基准收益，其实不然。不同电价存在一定的差异性。
下面我们以装机容量50MW、单位千瓦8000元/kW、成本费用770元/kW为基础数据进行估列测算，并以全部投资税前内部收益率为8%进行反算。在同一测算基础上，反算结果如下：
Ⅰ类电价区 0.51元/kW满发小时2118 h，
Ⅱ类电价区 0.54元/ kW 满发小时2000h，
Ⅲ类电价区 0.58元/ kW 满发小时1862h，
Ⅳ类电价区 0.61元/ kW 满发小时1770h，
以上四类电价区为风电行业现行的标杆电价，若陆上风电价格一旦下调，则反算结果如下：
Ⅰ类电价区 0.47元/kW满发小时2298 h，
Ⅱ类电价区 0.5元/ kW满发小时2160h，
Ⅲ类电价区 0.54元/ kW 满发小时2000h，
Ⅳ类电价区 0.59元/ kW 满发小时1830h，
从以上反算结果可初步了解到，不同电价区达到基准收益的满发小时数差异性大，不能一概而论。若初步判断某个风电场是否具备一定的投资经济型、是否满足行业基准收益，可简单参考上述反算数据。
若价格下调，则
Ⅰ类电价区满足基准收益的满发小时数上升180h
Ⅱ类电价区满足基准收益的满发小时数上升160h
Ⅲ类电价区满足基准收益的满发小时数上升138h
Ⅳ类电价区满足基准收益的满发小时数上升60h
可看出达到基准收益的满发小时数在电价区越高的地区(如：Ⅳ类电价区)受价格下调影响越小，反之，在电价区越低的地区(如：Ⅰ类电价区)受影响越高。
那么如何提高风电场的满发小时数呢?满发小时数除了受到风能资源的影响，还与选用机型有很大关系。而资源是人们无法改变的，随着风电开发，资源越来越有限。机型比选成为风电场前期工作的重中之重，它对风电场整个运营期约20年的收益都起着决定性作用。
