2019年全球風電成本概況

本刊 | 孫一琳

2020年6月，國際可再生能源署（IRENA）發布了2019年版《可再生能源發電成本》（Renewable Power Generation Costs in 2019）報告。報告基于該機構調研超過1.7萬個項目建立的可再生能源成本數據庫，主要分析了2010－2019年全球可再生能源發電成本變化趨勢。

受益于技術進步、供應鏈成熟、開發經驗積累以及規模化發展等因素，可再生能源發電成本在過去10年內大幅下降。自2010年以來，光伏發電（PV）、光熱發電（CSP）、陸上風電和海上風電的平準化度電成本（LCOE）分別下降82%、47%、39%和29%。生物質能發電全球加權平均平準化度電成本從0.076美元/千瓦時（約合人民幣0.537元/千瓦時）降至0.066美元/千瓦時，已經處于新建化石燃料發電項目成本區間的低端。2019年，新投用地熱發電項目的成本約為0.073美元/千瓦時。2019年，在所有新近投產并網的大規模可再生能源發電項目中，有56%的項目成本都低于最便宜的化石燃料發電項目的成本。

本文選取該報告中陸上風電和海上風電的成本情況進行簡要介紹。

陸上風電

一、概述

國際可再生能源署重點分析了15個國家，其中，美國、瑞典、印度、中國和巴西2019年陸上風電的加權平均平準化度電成本都低于0.05美元/千瓦時，處于化石燃料發電成本的較低區間。

表1為2010年與2019年按區域劃分的國家/地區陸上風電加權平均平準化度電成本第5和95百分位1：第95百分位表示所選取的數據集合中，有95%的數據小于此值；同理，第5百分位表示有5%的數據小于此值。數的變化范圍。2019年，其他亞洲國家（不含中國和印度）風電項目的加權平均平準化度電成本為0.099美元/千瓦時，北美地區為0.051美元/千瓦時。2010－2019年，陸上風電平準化度電成本降幅最大的是大洋洲和南美洲，分別為54%（由0.117美元/千瓦時下降至0.054美元/千瓦時）和44%（由0.101美元/千瓦時下降至0.057美元/千瓦時）。

風電機組成本、總安裝成本、運維成本和資金成本等是影響陸上風電平準化度電成本的要素。

二、風電機組的成本和趨勢

風輪直徑增大、輪轂高度提升和機組大型化是風電機組技術發展最主要的幾個趨勢。

在風速相同的地點，更大風輪直徑的機組能捕獲更多風能。在相同位置上，輪轂高度的提升也能夠使機組獲得更高的風速。假設發電量隨風速的3次函數增加，則可以提高容量系數。與此同時，單機容量的增加能推動更大規模項目的建設，并有利于降低風電場的總安裝成本。

表1 2010年與2019年按區域劃分的國家/地區陸上風電加權平均平準化度電成本

2：亞美尼亞、阿塞拜疆、格魯吉亞、俄羅斯、土耳其

圖2為2010－2018年間一些主要陸上風電市場的風電機組平均單機容量和風輪直徑的變化情況。其中，瑞典、德國、中國和加拿大的變化最為明顯，2010－2018年，其項目所用機組的平均風輪直徑和單機容量均增長了40%以上。按百分比計算，單機容量增長最快的是愛爾蘭（104%），其次是丹麥（71%）。風輪直徑增幅最大的是加拿大（78%），其次是中國（60%）。

在上述國家中，2018年機組平均單機容量最大、平均風輪直徑最大的分別是丹麥和瑞典，單機容量最小的是印度，風輪直徑最小的是英國。總體而言，2018年，各國所用風電機組的平均單機容量在1.96 ～3.59 MW之間，風輪直徑在100～126m之間。

風電機組的價格在2000－2002年達到了一個低點，隨后急劇上漲的原因在于大宗商品（特別是水泥、銅、鋼和鐵等）價格的上漲，供應鏈出現瓶頸以及機組設計的改進，將更大、更高效的機型引入市場。然而，由于政府增加了對風電的政策支持，這一時期也出現了需求強勁和供應緊張之間的嚴重矛盾，使得整機廠商的利潤率顯著提高。

風電機組的價格曾在2007－2010年間達到一個峰值（具體取決于市場情況），但隨著供應鏈的發展和產能的提高，此后一直下降，2019年年底下降了44%～78%，價格達到560～830美元/千瓦。隨著競爭的加劇，整機商面臨著越來越大的利潤率壓力，但這對開發商有利。例如，根據彭博新能源財經2020年提供的數據，維斯塔斯的風電機組銷售利潤率在2019年下降到10%以下。越來越多的國家針對可再生能源啟用競爭性采購程序，從而加劇了這種競爭。這促使風電機組和基礎設施領域的企業加快合并，并且轉向制造成本較低的國家。

與此同時，盡管風輪直徑、輪轂高度和單機容量增加，但不同風輪直徑的機組之間的價格差異在持續縮小。在2019年，風輪直徑超過100m（785美元/千瓦）和風輪直徑小于100m（752美元/千瓦）的機組價格百分比差異極小，僅為4%。

三、總安裝成本

1983－2019年，全球陸上風電項目的加權平均總安裝成本下降了72%，從5179美元/千瓦降到1473美元/千瓦。全球累計陸上風電裝機容量每增加一倍，平均總安裝成本就下降9%，風電機組價格和配套設備成本下降推動了安裝成本的降低。

具體來看，不同國家之間甚至同一國家內部，由于物流限制、土地使用政策、勞動力成本等不同，項目安裝費用差別也較大。與新興市場相比，競爭激烈的成熟市場的項目總安裝成本在較長時期內降幅更大。2019年加權平均安裝成本按降序排列為亞洲地區（不含中國和印度）、中東和非洲地區、歐洲、中美洲和加勒比地區、南美洲（巴西除外）和大洋洲。與鄰國相比，巴西、印度和中國擁有更成熟的市場和更低的成本結構。其中，印度和中國的加權平均總安裝成本最有競爭力，分別為1055美元/千瓦和1223美元/千瓦。自2010年以來，印度和中國的總安裝成本分別下降了23%和10%。

四、容量系數

容量系數表示風電場每年的發電量占其最大發電量的百分比，并且主要由兩個因素決定：風電場所在地的風能資源，以及所使用的風電機組和配套設施技術。過去的10年里，在大多數市場中，風輪直徑和輪轂高度的提升使機組的發電量和容量系數都在增長。

1983－2019年，全球陸上風電的加權平均容量系數增長了81%。過去10年（2010－2019年）同樣存在這種上升趨勢。在此期間，容量系數幾乎增加了1/3，從2010年的27%增至2019年的36%。風能資源對容量因素有重大影響，且無法通過技術進步來降低其影響。因此，由于風能資源的不同，市場之間仍存在很大差異。

值得注意的是，由于數字化技術的進步，對風能資源特性的掌握和機組布置的方式得到了改進，這有助于提升風電場的效益。

五、運維成本

國際可再生能源署的數據顯示，2018年，陸上風電場運維成本約占風電平準化度電成本的30%。

技術進步、經驗的積累和服務商之間激烈的競爭都壓低了運維服務的價格。為了獲取更多利潤，整機廠商越來越多地著眼于運維市場。盡管如此，他們在運維市場所占的份額仍然在持續萎縮，越來越多的業主選擇自行開展風電場的運維工作或外包給獨立的第三方服務商，以降低運維成本。研究機構Make Consulting的數據顯示，整機商在運維市場所占的比重從2016年的70%下降到2017年的64%，預計到2027年將進一步降低10個百分點左右。

圖3為2008－2019年， 丹麥、德國、愛爾蘭、挪威、瑞典、美國的陸上風電項目全生命周期運維定價指數（初始和續訂）和加權平均運維成本。

海上風電

一、概述

2010－2019年，全球海上風電加權平均平準化度電成本下降了29%，從0.161美元/千瓦時降到0.115美元/千瓦時。競拍結果顯示，從2023年開始，電價將下降到0.05～0.10美元/千瓦時，這一價格即使在新興海上風電市場中也可以實現。

二、產業發展趨勢

雖然海上風電在2010年還是一個處于發展中的新興產業，但隨著技術的迅速成熟，情況早已今非昔比。事實上，2010－2019年，海上風電累計裝機容量增長了9倍，從3GW增加到28GW，歐洲約占其中的78%。目前，全球海上風電在風電裝機中所占的比重低于5%。然而隨著成本降低和技術趨于成熟，各國都在積極發展海上風電產業。2017－2019年，全球海上風電年均新增裝機容量超過4.5GW。

與陸上風電項目相比，海上風電的建設、運維必須在惡劣的海洋環境中進行，這意味著高昂的成本，并且交貨時間也大大延長。海上風電場的規劃、開發復雜，建設更是如此，由此增加了總安裝成本。考慮到離岸距離的因素，海上風電項目也會有更高的電網連接和建設成本。全球海上風電項目的安裝成本在2012年至2013年間達到過一個峰值，因為當年的項目離岸距離更遠，水域更深，而且各大企業一直在嘗試更先進的技術。

產業的日趨成熟還體現在風電機組和基礎設計的標準化、為大型海上風電場區域提供操作維護的規模和優化效益、海工技術的成熟、設備專業度的提升等。

深遠海一直是海上風電發展的趨勢。2019年，全球海上風電項目的加權平均離岸距離和水深分別為60km和32m，此后這些指標將繼續攀升。基礎建設和風電機組在安裝期間從港口運送節點的距離，以及基礎的體積和重量、適合安裝的距離和水深都會影響總安裝成本，同時還對運維和退役成本產生影響。

此外，機組大型化趨勢在海上風電中更加明顯。2010－2019年，全球海上風電加權平均單機容量增加了114%，從3MW增加到6.5MW。2019年全球海上風電并網項目的機組單機容量比2018年的平均水平—5.6MW高出16%。

三、總安裝成本

2010－2019年，全球海上風電加權平均總安裝成本下降了18%，從4650美元/千瓦降至3800美元/千瓦。在2013年，全球海上風電加權平均總安裝成本曾達到5740美元/千瓦的峰值，至2019年下降了近33%。

需要注意的一點是，與陸上風電和光伏相比，海上風電市場發展仍不成熟，安裝成本依然不穩定。項目地點的特殊性（離岸距離、水深等），市場成熟度（勞動力成本、大宗產品價格等）以及本地區供應鏈規模的不同會導致各個項目間存在較大差異。

因此，區分觀察各國的總安裝成本變化趨勢對于理解成本結構的演變很重要。比如，德國是全球累計海上風電裝機容量第二大的國家（約7.5GW），2010－2019年，該國海上風電的平均總安裝成本下降了37%，從6428美元/千瓦降至4077美元/千瓦。

在此期間，英國和日本的海上風電項目加權平均總安裝成本增加了1%。在英國，較高的總安裝成本主要由于在2019年，中標項目的加權平均離岸距離和水深最高分別為113 km和43m，高于已建成項目的水平。而日本的市場仍處于商業化發展的前期階段。

四、容量系數

海上風電場容量系數的范圍非常廣。首先，不同地點的氣象條件不同。其次，受所用技術和風電場配置的影響，即最佳的機組間距可最大程度地減少尾流損失，并提高發電量。利用大數據、智能化手段對運維策略的優化，也是全生命周期容量系數的重要決定因素。

2010－2019年，全球投產的海上風電場加權平均容量系數從37%增長至44%。在2019年，新安裝項目的容量因子范圍（第5百分位和第95百分位）介于30%和55%之間。其中，歐洲海上風電項目的加權平均容量系數從2010年的39%增加到2019年的47%。

五、運維成本

目前，海上風電運維市場尚未成熟，沒有足夠可供參考的數據。

2018年，部分代表性項目每年的運維成本介于70美元/千瓦至129 美元/千瓦之間。運維成本主要受策略優化程度、區域集群協同效應及業主在項目出質保期后采用的海工設備等因素影響。

隨著海上風電運維行業的發展，運維服務商競爭日益激烈，由此產生出很多降低運維成本的策略，包括使用第三方服務商、借助整機商的渠道、海上工程承包商或三者結合等模式。除了經驗的積累和激烈的競爭，單機容量的增加也降低了運維成本。據悉，沃旭能源在2015－2018年將運維成本降低了43%以上，從每年的118美元/千瓦降低到67美元/千瓦。