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（算上調峰儲能）已經低于火電，光伏，具備很好的經濟性和競爭力。

這也是我一再強調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，我轉自公眾號智慧光伏。

————————（以下是轉載的原文）——————————————————

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 LCOE 水平主要集中在0.15~0.25 元 /kWh，但已經有個別規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、場內線路、環水保、建設用地、勘察設計、建管費、監理費、預備費、建設期利息等風電場內的所有設備、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平原地區，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，單位千瓦動態總投資約在 8309 元 /kW；②裝機 50 臺 2MW 機組，單位千瓦動態總投資約 7544 元 /kW；③裝機 34 臺 3MW 機組，單位千瓦動態總投資約在 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，單位千瓦動態總投資約在 5360 元 /kW；⑤裝機 20 臺 5MW 機組，單位千瓦動態總投資約在 4402 元 /kW；⑥裝機 16 臺 6.XMW 機組，單位千瓦動態總投資約在 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，單位千瓦動態總投資約在 3764 元 /kW；⑧裝機 10 臺 10MW 機組，單位千瓦動態總投資約在 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降低而減少，進而造價降低；根據設備、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 以國家能源局發布的國內現行通用標準公式計算：

經濟評價基準參數根據《風電機經濟評價規范》、《建設項目經濟評價方法與參數》并結合以往實際風電場運行情況綜合考慮計列。其中 10 萬年均經營成本約 776 萬元考慮，50 萬風場年均經營成本約 3245 萬元考慮（經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。

以相同發電小時數 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！

假設風電場規模分別以 100MW、500MW 兩種情況考慮，國內陸上發電小時數的選取根據全國各地開發建設的風電場風速差異，選用 1500~3600h 范圍分析。根據上文造價趨勢分析，結合國內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，造價區間選取 3000~5000 元 /kW 的范圍分析風電場 LCOE 分布情況。根據以上邊界條件， LCOE 測算結果分布如圖 3、圖 4 LCOE 分布表。橫軸為風電場造價的區間范圍，單位元 /kWh，縱軸為風電場發電小時數的區間范圍，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，發電小時數大于 3400h 時，LCOE 基本突破 0.1 元 /kWh；在 500MW 時造價小于 3400 元 /kWh，發電小時數大于 3200h 時，LCOE 基本突破 0.1 元 /kWh；當然，對于更大規模的大基地、沙戈荒風電場類型，突破 0.1 元 /kWh 會更容易實現。

三、分析與結論

近兩年持續激烈的風機設備價格戰和新機型方案的研發，使風場整體投資降幅較大，對于西北地區風資源較好發電量較高的區域，已經有個別規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，隨著更大規模的大基地、沙戈荒風電場的開發建設，以及新產品、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 的不斷降低優化，大部分陸上風電項目經濟指標 IRR 實際遠高于行業基準收益率，所以建議業內的價格戰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回歸到良性友好的競爭道路上來，讓行業為低碳新時代發力的同時更加健康的可持續發展。

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