這篇文章，基本上就是本人押寶的理由所在。當下及未來很長一段時間，風電的成本（算上調(diào)峰儲能）已經(jīng)低于火電，光伏，具備很好的經(jīng)濟性和競爭力。

這也是我一再強調(diào)風電和光伏不能一起混談的原因。

(資料圖)

原文是：金風科技的郭艷麗，我轉(zhuǎn)自公眾號智慧光伏。

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2015~2020 年，陸上單機容量 1.5MW、2MW，再到 2.xMW、 3.xMW，增長幅度相對緩和，每年平均漲幅約 350kW；而 2020 年 ~2023 年，陸上機組不斷刷新最大單機容量：4.x MW、5.x MW、6.x MW、7.x MW、8.xMW、10+MW，單機容量增幅加速，平均每年漲幅幾乎達到 1.6MW。

隨著單機功率密度提高，陸上風電場總投資、LCOE 快速下降。那 0.1 元 / 度的時代來了嗎？

本文主要從陸上機組容量變化的角度對風電場工程造價進行分析，認為國內(nèi) LCOE 水平主要集中在0.15~0.25 元 /kWh，但已經(jīng)有個別規(guī)模較大的風電項目在采用較大機組方案下 LCOE 突破了0.1 元 /kWh。隨著新產(chǎn)品、新技術、新方案的應用，未來會有越來越多風電項目的 LCOE 突破 0.1 元 /kWh。

一、陸上風電場造價水平

1、機組容量對風電場造價水平的影響

抽取典型單機容量作為代表機型進行分析：分別選取 1.5MW、2MW、3MW、4.5MW、5MW、6.25MW、8MW、10MW 八個輪轂高度不超過 130 米的代表機型為例進行工程造價分析（本文風電場工程造價包括風電場內(nèi)的風電機組、塔筒、錨栓、箱變、升壓站、吊裝工程、風機基礎、道路工程、場內(nèi)線路、環(huán)水保、建設用地、勘察設計、建管費、監(jiān)理費、預備費、建設期利息等風電場內(nèi)的所有設備、建安及其他費用。未考慮外送工程、配套儲能、資源費等因素）。

假設風電場的核準容量為 100MW，風電場位于地形地勢平坦的常規(guī)平原地區(qū)，建設條件良好，交通便利。主要設備、升壓站、道路平臺、線路、風機基礎等參考典型地區(qū)設計方案，單項造價水平本文保守估列。則分別以三種場景分析陸上風電場造價水平：1.2015~2020 年代表機型 1.5MW、2MW、3MW 為例的風電場造價水平；2. 2020~2022 年代表機型 4.5MW、5MW、6.XMW 為例的風電場造價水平；3. 大容量機型 7.XMW、10.XMW 為例的風電場造價水平。詳見表 1~ 表 3。

表 1 2015~2020 年代表機型 1.5MW、2MW、3MW 為例風電場造價水平

以 2015 年 ~2020 年代表機型方案為例，風電場造價水平分別是：①裝機 67 臺 1.5MW 機組，單位千瓦動態(tài)總投資約在 8309 元 /kW；②裝機 50 臺 2MW 機組，單位千瓦動態(tài)總投資約 7544 元 /kW；③裝機 34 臺 3MW 機組，單位千瓦動態(tài)總投資約在 6412 元 /kW。

表 2 2020~2022 年代表機型 4.5MW、5MW、6.25MW 為例風電場造價水平

以 2020 年 ~2022 年代表機型方案為例，風電場造價水平分別是：④裝機 23 臺 4.5MW 機組，單位千瓦動態(tài)總投資約在 5360 元 /kW；⑤裝機 20 臺 5MW 機組，單位千瓦動態(tài)總投資約在 4402 元 /kW；⑥裝機 16 臺 6.XMW 機組，單位千瓦動態(tài)總投資約在 4080 元 /kW。

表 3 當前大容量機型 8MW、10MW 為例的風電場造價水平

以大容量機型方案為例，風電場造價水平分別是：⑦裝機 13 臺 8MW 機組，單位千瓦動態(tài)總投資約在 3764 元 /kW；⑧裝機 10 臺 10MW 機組，單位千瓦動態(tài)總投資約在 3277 元 /kW。

通過表 1 至表 3 可以看出，隨著單機容量的增加，風電場總投資不斷降低，逐年降低額詳見圖 1 不同單機容量造價水平示意圖所示，在總裝機容量 100MW 不變的情況下，隨著單機容量的提升，臺數(shù)從 67 臺、50 臺、34 臺逐漸降低至 23 臺、20 臺、16 臺、13 臺、10 臺，造價受此影響，在臺數(shù)降低的同時，風機機組、塔筒、吊裝、風機基礎、箱變、錨栓等工程造價量級減少；連接風機點位的道路、線路路徑長度以及用地費用也隨臺數(shù)降低而減少，進而造價降低；根據(jù)設備、建安等費率取值的其他費用也隨之下降。以近兩年實際并網(wǎng)的機組 3MW 和 6.25MW 為例，工程造價從 6412 元 /kW 降低到 4080 元 /kW，降幅約 2332 元 /kW，若以歷史機型 1.5MW 對比 6MW，降低更是高達 4229 元 /kW。

為什么已建成并網(wǎng)風電場工程實際造價單千瓦六七千元，而當下投資評價的前期項目造價單千瓦才四千多元？

已建成并網(wǎng)的風電場一般采用的是過去的小容量機型，而處于立項、可研、決策等風電場前期階段的項目擬選的機型方案一般是大容量機組。繼續(xù)以圖 1 為例來說，裝機容量 100MW，假設建成的風電場用的是 3MW 機型，則裝機 34 臺；而未建設前期項目，若采用 6.25 機型僅裝機 16 臺，整整節(jié)約了 18 臺風機點位，我們來看看這個差異造成的表 4 單項造價差異明細表。相信通過這個表，大家對風電場這幾年風電造價降本的細節(jié)更加清楚。雖然單機容量的增加、葉片長度的增加會導致載荷增加，風機、塔筒、基礎的單臺總費用（萬元）都有一定程度的漲幅，但是單 kW 指標卻大大降低了，其中受單機容量影響的風機、塔筒等設備類約降低了 1701 元 /kW，風機基礎、道路平臺、線路、吊裝等建安類降低了 331 元 /kW，建設用地及其他費用降低了 328 元 /kW。降低總額 2332 元 /kW，降幅高達 36%。

表 4 單項造價差異明細表（理想場景下評估，均保守估列，造價水平僅用于本文分析）

兩種機型方案除了風電場造價降幅顯著外，大容量機型較小容量機型節(jié)約的 18 個點位，再建一個 100MW 的風電場也綽綽有余。

當然，隨著風電場總裝機容量的增加，整體分攤費用變小，風電場造價水平會進一步降低，大基地項目會更低。而分散式、小規(guī)模的風電場造價水平會進一步提升。本文不再展開細說。

2、地形、塔高對造價水平的影響

風電場建設受地形條件影響較大，不同的地形即使在同一機型方案條件下，造價也千差萬別。以風電場總裝機規(guī)模 100MW 為例，單機容量 5MW 和 3MW 分別為例，按照典型設計方案，造價水平保守估列。不同地形不同塔高，風電場造價水平差異情況如圖 2 所示。本樣本中，以建設條件最好的戈壁灘和建設條件非常復雜的山地地形為例，3MW 機型方案的造價差異約 900 元 /kW，5MW 機型方案造價差異約 700 元 /kW。

二、陸上風電場 LCOE 水平

本文 LCOE 以國家能源局發(fā)布的國內(nèi)現(xiàn)行通用標準公式計算：

經(jīng)濟評價基準參數(shù)根據(jù)《風電機經(jīng)濟評價規(guī)范》、《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》并結(jié)合以往實際風電場運行情況綜合考慮計列。其中 10 萬年均經(jīng)營成本約 776 萬元考慮，50 萬風場年均經(jīng)營成本約 3245 萬元考慮（經(jīng)營成本包括了運營期人工工資及福利、運維修理費、材料費、保險費及其他費用）；固定資產(chǎn)折舊時間 20 年考慮，殘值率 5%；年利率按照 4.3% 計列，貸款年限 15 年。

以相同發(fā)電小時數(shù) 2600h 為例分析，不同單機容量下的 LCOE 變化如圖 3，隨著單機容量的增加，在相同發(fā)電小時 2600h 的場景下，LCOE 從 0.3136 元 /kWh 降低到 0.1370 元 /kWh 下降了 56.32%，降幅顯著！

假設風電場規(guī)模分別以 100MW、500MW 兩種情況考慮，國內(nèi)陸上發(fā)電小時數(shù)的選取根據(jù)全國各地開發(fā)建設的風電場風速差異，選用 1500~3600h 范圍分析。根據(jù)上文造價趨勢分析，結(jié)合國內(nèi)陸上風電場主流投標機型、未來趨勢、配套儲能以及不同的地形建設條件等多種因素，造價區(qū)間選取 3000~5000 元 /kW 的范圍分析風電場 LCOE 分布情況。根據(jù)以上邊界條件， LCOE 測算結(jié)果分布如圖 3、圖 4 LCOE 分布表。橫軸為風電場造價的區(qū)間范圍，單位元 /kWh，縱軸為風電場發(fā)電小時數(shù)的區(qū)間范圍，單位 h。

從圖 3、圖 4 不同容量下 LCOE 分布表可以看出，淺紅色填充部分為 LCOE 達到或超過 0.1 元 /kWh 的水平，其中在 100MW 時造價小于 3400 元 /kWh，發(fā)電小時數(shù)大于 3400h 時，LCOE 基本突破 0.1 元 /kWh；在 500MW 時造價小于 3400 元 /kWh，發(fā)電小時數(shù)大于 3200h 時，LCOE 基本突破 0.1 元 /kWh；當然，對于更大規(guī)模的大基地、沙戈荒風電場類型，突破 0.1 元 /kWh 會更容易實現(xiàn)。

三、分析與結(jié)論

近兩年持續(xù)激烈的風機設備價格戰(zhàn)和新機型方案的研發(fā)，使風場整體投資降幅較大，對于西北地區(qū)風資源較好發(fā)電量較高的區(qū)域，已經(jīng)有個別規(guī)模較大的風電項目在采用較大機組方案下 LCOE 突破了 0.1 元 /kWh。相信，隨著更大規(guī)模的大基地、沙戈荒風電場的開發(fā)建設，以及新產(chǎn)品、新技術、新方案的應用，未來會有越來越多風電項目的 LCOE 突破 0.1 元 /kWh。

當前，面對 LCOE 的不斷降低優(yōu)化，大部分陸上風電項目經(jīng)濟指標 IRR 實際遠高于行業(yè)基準收益率，所以建議業(yè)內(nèi)的價格戰(zhàn)或許應該更理性一些，在保證項目滿足基準收益率的同時，我們可以讓風電行業(yè)回歸到良性友好的競爭道路上來，讓行業(yè)為低碳新時代發(fā)力的同時更加健康的可持續(xù)發(fā)展。

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