2019年全球风电成本概况

本刊 | 孙一琳

2020年6月，国际可再生能源署（IRENA）发布了2019年版《可再生能源发电成本》（Renewable Power Generation Costs in 2019）报告。报告基于该机构调研超过1.7万个项目建立的可再生能源成本数据库，主要分析了2010－2019年全球可再生能源发电成本变化趋势。

受益于技术进步、供应链成熟、开发经验积累以及规模化发展等因素，可再生能源发电成本在过去10年内大幅下降。自2010年以来，光伏发电（PV）、光热发电（CSP）、陆上风电和海上风电的平准化度电成本（LCOE）分别下降82%、47%、39%和29%。生物质能发电全球加权平均平准化度电成本从0.076美元/千瓦时（约合人民币0.537元/千瓦时）降至0.066美元/千瓦时，已经处于新建化石燃料发电项目成本区间的低端。2019年，新投用地热发电项目的成本约为0.073美元/千瓦时。2019年，在所有新近投产并网的大规模可再生能源发电项目中，有56%的项目成本都低于最便宜的化石燃料发电项目的成本。

本文选取该报告中陆上风电和海上风电的成本情况进行简要介绍。

陆上风电

一、概述

国际可再生能源署重点分析了15个国家，其中，美国、瑞典、印度、中国和巴西2019年陆上风电的加权平均平准化度电成本都低于0.05美元/千瓦时，处于化石燃料发电成本的较低区间。

表1为2010年与2019年按区域划分的国家/地区陆上风电加权平均平准化度电成本第5和95百分位1：第95百分位表示所选取的数据集合中，有95%的数据小于此值；同理，第5百分位表示有5%的数据小于此值。数的变化范围。2019年，其他亚洲国家（不含中国和印度）风电项目的加权平均平准化度电成本为0.099美元/千瓦时，北美地区为0.051美元/千瓦时。2010－2019年，陆上风电平准化度电成本降幅最大的是大洋洲和南美洲，分别为54%（由0.117美元/千瓦时下降至0.054美元/千瓦时）和44%（由0.101美元/千瓦时下降至0.057美元/千瓦时）。

风电机组成本、总安装成本、运维成本和资金成本等是影响陆上风电平准化度电成本的要素。

二、风电机组的成本和趋势

风轮直径增大、轮毂高度提升和机组大型化是风电机组技术发展最主要的几个趋势。

在风速相同的地点，更大风轮直径的机组能捕获更多风能。在相同位置上，轮毂高度的提升也能够使机组获得更高的风速。假设发电量随风速的3次函数增加，则可以提高容量系数。与此同时，单机容量的增加能推动更大规模项目的建设，并有利于降低风电场的总安装成本。

表1 2010年与2019年按区域划分的国家/地区陆上风电加权平均平准化度电成本

2：亚美尼亚、阿塞拜疆、格鲁吉亚、俄罗斯、土耳其

图2为2010－2018年间一些主要陆上风电市场的风电机组平均单机容量和风轮直径的变化情况。其中，瑞典、德国、中国和加拿大的变化最为明显，2010－2018年，其项目所用机组的平均风轮直径和单机容量均增长了40%以上。按百分比计算，单机容量增长最快的是爱尔兰（104%），其次是丹麦（71%）。风轮直径增幅最大的是加拿大（78%），其次是中国（60%）。

在上述国家中，2018年机组平均单机容量最大、平均风轮直径最大的分别是丹麦和瑞典，单机容量最小的是印度，风轮直径最小的是英国。总体而言，2018年，各国所用风电机组的平均单机容量在1.96 ～3.59 MW之间，风轮直径在100～126m之间。

风电机组的价格在2000－2002年达到了一个低点，随后急剧上涨的原因在于大宗商品（特别是水泥、铜、钢和铁等）价格的上涨，供应链出现瓶颈以及机组设计的改进，将更大、更高效的机型引入市场。然而，由于政府增加了对风电的政策支持，这一时期也出现了需求强劲和供应紧张之间的严重矛盾，使得整机厂商的利润率显著提高。

风电机组的价格曾在2007－2010年间达到一个峰值（具体取决于市场情况），但随着供应链的发展和产能的提高，此后一直下降，2019年年底下降了44%～78%，价格达到560～830美元/千瓦。随着竞争的加剧，整机商面临着越来越大的利润率压力，但这对开发商有利。例如，根据彭博新能源财经2020年提供的数据，维斯塔斯的风电机组销售利润率在2019年下降到10%以下。越来越多的国家针对可再生能源启用竞争性采购程序，从而加剧了这种竞争。这促使风电机组和基础设施领域的企业加快合并，并且转向制造成本较低的国家。

与此同时，尽管风轮直径、轮毂高度和单机容量增加，但不同风轮直径的机组之间的价格差异在持续缩小。在2019年，风轮直径超过100m（785美元/千瓦）和风轮直径小于100m（752美元/千瓦）的机组价格百分比差异极小，仅为4%。

三、总安装成本

1983－2019年，全球陆上风电项目的加权平均总安装成本下降了72%，从5179美元/千瓦降到1473美元/千瓦。全球累计陆上风电装机容量每增加一倍，平均总安装成本就下降9%，风电机组价格和配套设备成本下降推动了安装成本的降低。

具体来看，不同国家之间甚至同一国家内部，由于物流限制、土地使用政策、劳动力成本等不同，项目安装费用差别也较大。与新兴市场相比，竞争激烈的成熟市场的项目总安装成本在较长时期内降幅更大。2019年加权平均安装成本按降序排列为亚洲地区（不含中国和印度）、中东和非洲地区、欧洲、中美洲和加勒比地区、南美洲（巴西除外）和大洋洲。与邻国相比，巴西、印度和中国拥有更成熟的市场和更低的成本结构。其中，印度和中国的加权平均总安装成本最有竞争力，分别为1055美元/千瓦和1223美元/千瓦。自2010年以来，印度和中国的总安装成本分别下降了23%和10%。

四、容量系数

容量系数表示风电场每年的发电量占其最大发电量的百分比，并且主要由两个因素决定：风电场所在地的风能资源，以及所使用的风电机组和配套设施技术。过去的10年里，在大多数市场中，风轮直径和轮毂高度的提升使机组的发电量和容量系数都在增长。

1983－2019年，全球陆上风电的加权平均容量系数增长了81%。过去10年（2010－2019年）同样存在这种上升趋势。在此期间，容量系数几乎增加了1/3，从2010年的27%增至2019年的36%。风能资源对容量因素有重大影响，且无法通过技术进步来降低其影响。因此，由于风能资源的不同，市场之间仍存在很大差异。

值得注意的是，由于数字化技术的进步，对风能资源特性的掌握和机组布置的方式得到了改进，这有助于提升风电场的效益。

五、运维成本

国际可再生能源署的数据显示，2018年，陆上风电场运维成本约占风电平准化度电成本的30%。

技术进步、经验的积累和服务商之间激烈的竞争都压低了运维服务的价格。为了获取更多利润，整机厂商越来越多地着眼于运维市场。尽管如此，他们在运维市场所占的份额仍然在持续萎缩，越来越多的业主选择自行开展风电场的运维工作或外包给独立的第三方服务商，以降低运维成本。研究机构Make Consulting的数据显示，整机商在运维市场所占的比重从2016年的70%下降到2017年的64%，预计到2027年将进一步降低10个百分点左右。

图3为2008－2019年， 丹麦、德国、爱尔兰、挪威、瑞典、美国的陆上风电项目全生命周期运维定价指数（初始和续订）和加权平均运维成本。

海上风电

一、概述

2010－2019年，全球海上风电加权平均平准化度电成本下降了29%，从0.161美元/千瓦时降到0.115美元/千瓦时。竞拍结果显示，从2023年开始，电价将下降到0.05～0.10美元/千瓦时，这一价格即使在新兴海上风电市场中也可以实现。

二、产业发展趋势

虽然海上风电在2010年还是一个处于发展中的新兴产业，但随着技术的迅速成熟，情况早已今非昔比。事实上，2010－2019年，海上风电累计装机容量增长了9倍，从3GW增加到28GW，欧洲约占其中的78%。目前，全球海上风电在风电装机中所占的比重低于5%。然而随着成本降低和技术趋于成熟，各国都在积极发展海上风电产业。2017－2019年，全球海上风电年均新增装机容量超过4.5GW。

与陆上风电项目相比，海上风电的建设、运维必须在恶劣的海洋环境中进行，这意味着高昂的成本，并且交货时间也大大延长。海上风电场的规划、开发复杂，建设更是如此，由此增加了总安装成本。考虑到离岸距离的因素，海上风电项目也会有更高的电网连接和建设成本。全球海上风电项目的安装成本在2012年至2013年间达到过一个峰值，因为当年的项目离岸距离更远，水域更深，而且各大企业一直在尝试更先进的技术。

产业的日趋成熟还体现在风电机组和基础设计的标准化、为大型海上风电场区域提供操作维护的规模和优化效益、海工技术的成熟、设备专业度的提升等。

深远海一直是海上风电发展的趋势。2019年，全球海上风电项目的加权平均离岸距离和水深分别为60km和32m，此后这些指标将继续攀升。基础建设和风电机组在安装期间从港口运送节点的距离，以及基础的体积和重量、适合安装的距离和水深都会影响总安装成本，同时还对运维和退役成本产生影响。

此外，机组大型化趋势在海上风电中更加明显。2010－2019年，全球海上风电加权平均单机容量增加了114%，从3MW增加到6.5MW。2019年全球海上风电并网项目的机组单机容量比2018年的平均水平—5.6MW高出16%。

三、总安装成本

2010－2019年，全球海上风电加权平均总安装成本下降了18%，从4650美元/千瓦降至3800美元/千瓦。在2013年，全球海上风电加权平均总安装成本曾达到5740美元/千瓦的峰值，至2019年下降了近33%。

需要注意的一点是，与陆上风电和光伏相比，海上风电市场发展仍不成熟，安装成本依然不稳定。项目地点的特殊性（离岸距离、水深等），市场成熟度（劳动力成本、大宗产品价格等）以及本地区供应链规模的不同会导致各个项目间存在较大差异。

因此，区分观察各国的总安装成本变化趋势对于理解成本结构的演变很重要。比如，德国是全球累计海上风电装机容量第二大的国家（约7.5GW），2010－2019年，该国海上风电的平均总安装成本下降了37%，从6428美元/千瓦降至4077美元/千瓦。

在此期间，英国和日本的海上风电项目加权平均总安装成本增加了1%。在英国，较高的总安装成本主要由于在2019年，中标项目的加权平均离岸距离和水深最高分别为113 km和43m，高于已建成项目的水平。而日本的市场仍处于商业化发展的前期阶段。

四、容量系数

海上风电场容量系数的范围非常广。首先，不同地点的气象条件不同。其次，受所用技术和风电场配置的影响，即最佳的机组间距可最大程度地减少尾流损失，并提高发电量。利用大数据、智能化手段对运维策略的优化，也是全生命周期容量系数的重要决定因素。

2010－2019年，全球投产的海上风电场加权平均容量系数从37%增长至44%。在2019年，新安装项目的容量因子范围（第5百分位和第95百分位）介于30%和55%之间。其中，欧洲海上风电项目的加权平均容量系数从2010年的39%增加到2019年的47%。

五、运维成本

目前，海上风电运维市场尚未成熟，没有足够可供参考的数据。

2018年，部分代表性项目每年的运维成本介于70美元/千瓦至129 美元/千瓦之间。运维成本主要受策略优化程度、区域集群协同效应及业主在项目出质保期后采用的海工设备等因素影响。

随着海上风电运维行业的发展，运维服务商竞争日益激烈，由此产生出很多降低运维成本的策略，包括使用第三方服务商、借助整机商的渠道、海上工程承包商或三者结合等模式。除了经验的积累和激烈的竞争，单机容量的增加也降低了运维成本。据悉，沃旭能源在2015－2018年将运维成本降低了43%以上，从每年的118美元/千瓦降低到67美元/千瓦。