这篇文章，基本上就是本人押宝的理由所在。当下及未来很长一段时间，风电的成本（算上调峰储能）已经低于火电，光伏，具备很好的经济性和竞争力。

这也是我一再强调风电和光伏不能一起混谈的原因。

原文是：金风科技的郭艳丽，我转自公众号智慧光伏。

(资料图片)

————————（以下是转载的原文）——————————————————

2015~2020年，陆上单机容量1.5MW、2MW，再到2.xMW、 3.xMW，增长幅度相对缓和，每年平均涨幅约350kW；而2020年~2023年，陆上机组不断刷新最大单机容量：4.x MW、5.x MW、6.x MW、7.x MW、8.xMW、10+MW，单机容量增幅加速，平均每年涨幅几乎达到1.6MW。

随着单机功率密度提高，陆上风电场总投资、LCOE快速下降。那0.1元/度的时代来了吗？

本文主要从陆上机组容量变化的角度对风电场工程造价进行分析，认为国内LCOE水平主要集中在0.15~0.25元/kWh，但已经有个别规模较大的风电项目在采用较大机组方案下LCOE突破了0.1元/kWh。随着新产品、新技术、新方案的应用，未来会有越来越多风电项目的LCOE突破0.1元/kWh。

一、陆上风电场造价水平

1、机组容量对风电场造价水平的影响

抽取典型单机容量作为代表机型进行分析：分别选取1.5MW、2MW、3MW、4.5MW、5MW、6.25MW、8MW、10MW八个轮毂高度不超过130米的代表机型为例进行工程造价分析（本文风电场工程造价包括风电场内的风电机组、塔筒、锚栓、箱变、升压站、吊装工程、风机基础、道路工程、场内线路、环水保、建设用地、勘察设计、建管费、监理费、预备费、建设期利息等风电场内的所有设备、建安及其他费用。未考虑外送工程、配套储能、资源费等因素）。

假设风电场的核准容量为100MW，风电场位于地形地势平坦的常规平原地区，建设条件良好，交通便利。主要设备、升压站、道路平台、线路、风机基础等参考典型地区设计方案，单项造价水平本文保守估列。则分别以三种场景分析陆上风电场造价水平：1.2015~2020年代表机型1.5MW、2MW、3MW为例的风电场造价水平；2. 2020~2022年代表机型4.5MW、5MW、6.XMW为例的风电场造价水平；3. 大容量机型7.XMW、10.XMW为例的风电场造价水平。详见表1~表3。

表1 2015~2020年代表机型1.5MW、2MW、3MW为例风电场造价水平

以2015年~2020年代表机型方案为例，风电场造价水平分别是：①装机67台1.5MW机组，单位千瓦动态总投资约在8309元/kW；②装机50台2MW机组，单位千瓦动态总投资约7544元/kW；③装机34台3MW机组，单位千瓦动态总投资约在6412元/kW。

表2 2020~2022年代表机型4.5MW、5MW、6.25MW为例风电场造价水平

以2020年~2022年代表机型方案为例，风电场造价水平分别是：④装机23台4.5MW机组，单位千瓦动态总投资约在5360元/kW；⑤装机20台5MW机组，单位千瓦动态总投资约在4402元/kW；⑥装机16台6.XMW机组，单位千瓦动态总投资约在4080元/kW。

表3 当前大容量机型8MW、10MW为例的风电场造价水平

以大容量机型方案为例，风电场造价水平分别是：⑦装机13台8MW机组，单位千瓦动态总投资约在3764元/kW；⑧装机10台10MW机组，单位千瓦动态总投资约在3277元/kW。

通过表1至表3可以看出，随着单机容量的增加，风电场总投资不断降低，逐年降低额详见图1不同单机容量造价水平示意图所示，在总装机容量100MW不变的情况下，随着单机容量的提升，台数从67台、50台、34台逐渐降低至23台、20台、16台、13台、10台，造价受此影响，在台数降低的同时，风机机组、塔筒、吊装、风机基础、箱变、锚栓等工程造价量级减少；连接风机点位的道路、线路路径长度以及用地费用也随台数降低而减少，进而造价降低；根据设备、建安等费率取值的其他费用也随之下降。以近两年实际并网的机组3MW和6.25MW为例，工程造价从6412元/kW降低到4080元/kW，降幅约2332元/kW，若以历史机型1.5MW对比6MW，降低更是高达4229元/kW。

为什么已建成并网风电场工程实际造价单千瓦六七千元，而当下投资评价的前期项目造价单千瓦才四千多元？

已建成并网的风电场一般采用的是过去的小容量机型，而处于立项、可研、决策等风电场前期阶段的项目拟选的机型方案一般是大容量机组。继续以图1为例来说，装机容量100MW，假设建成的风电场用的是3MW机型，则装机34台；而未建设前期项目，若采用6.25机型仅装机16台，整整节约了18台风机点位，我们来看看这个差异造成的表4单项造价差异明细表。相信通过这个表，大家对风电场这几年风电造价降本的细节更加清楚。虽然单机容量的增加、叶片长度的增加会导致载荷增加，风机、塔筒、基础的单台总费用（万元）都有一定程度的涨幅，但是单kW指标却大大降低了，其中受单机容量影响的风机、塔筒等设备类约降低了1701元/kW，风机基础、道路平台、线路、吊装等建安类降低了331元/kW，建设用地及其他费用降低了328元/kW。降低总额2332元/kW，降幅高达36%。

表4单项造价差异明细表（理想场景下评估，均保守估列，造价水平仅用于本文分析）

两种机型方案除了风电场造价降幅显著外，大容量机型较小容量机型节约的18个点位，再建一个100MW的风电场也绰绰有余。

当然，随着风电场总装机容量的增加，整体分摊费用变小，风电场造价水平会进一步降低，大基地项目会更低。而分散式、小规模的风电场造价水平会进一步提升。本文不再展开细说。

2、地形、塔高对造价水平的影响

风电场建设受地形条件影响较大，不同的地形即使在同一机型方案条件下，造价也千差万别。以风电场总装机规模100MW为例，单机容量5MW和3MW分别为例，按照典型设计方案，造价水平保守估列。不同地形不同塔高，风电场造价水平差异情况如图2所示。本样本中，以建设条件最好的戈壁滩和建设条件非常复杂的山地地形为例，3MW机型方案的造价差异约900元/kW，5MW机型方案造价差异约700元/kW。

二、陆上风电场LCOE水平

本文LCOE以国家能源局发布的国内现行通用标准公式计算：

经济评价基准参数根据《风电机经济评价规范》、《建设项目经济评价方法与参数》并结合以往实际风电场运行情况综合考虑计列。其中10万年均经营成本约776万元考虑，50万风场年均经营成本约3245万元考虑（经营成本包括了运营期人工工资及福利、运维修理费、材料费、保险费及其他费用）；固定资产折旧时间20年考虑，残值率5%；年利率按照4.3%计列，贷款年限15年。

以相同发电小时数2600h为例分析，不同单机容量下的LCOE变化如图3，随着单机容量的增加，在相同发电小时2600h的场景下，LCOE从0.3136元/kWh降低到0.1370元/kWh下降了56.32%，降幅显著！

假设风电场规模分别以100MW、500MW两种情况考虑，国内陆上发电小时数的选取根据全国各地开发建设的风电场风速差异，选用1500~3600h范围分析。根据上文造价趋势分析，结合国内陆上风电场主流投标机型、未来趋势、配套储能以及不同的地形建设条件等多种因素，造价区间选取3000~5000元/kW的范围分析风电场LCOE分布情况。根据以上边界条件， LCOE测算结果分布如图3、图4 LCOE分布表。横轴为风电场造价的区间范围，单位元/kWh，纵轴为风电场发电小时数的区间范围，单位h。

从图3、图4不同容量下 LCOE分布表可以看出，浅红色填充部分为LCOE达到或超过0.1元/kWh的水平，其中在100MW时造价小于3400元/kWh，发电小时数大于3400h时，LCOE基本突破0.1元/kWh；在500MW时造价小于3400元/kWh，发电小时数大于3200h时，LCOE基本突破0.1元/kWh；当然，对于更大规模的大基地、沙戈荒风电场类型，突破0.1元/kWh会更容易实现。

三、分析与结论

近两年持续激烈的风机设备价格战和新机型方案的研发，使风场整体投资降幅较大，对于西北地区风资源较好发电量较高的区域，已经有个别规模较大的风电项目在采用较大机组方案下LCOE突破了0.1元/kWh。相信，随着更大规模的大基地、沙戈荒风电场的开发建设，以及新产品、新技术、新方案的应用，未来会有越来越多风电项目的LCOE突破0.1元/kWh。

当前，面对LCOE的不断降低优化，大部分陆上风电项目经济指标IRR实际远高于行业基准收益率，所以建议业内的价格战或许应该更理性一些，在保证项目满足基准收益率的同时，我们可以让风电行业回归到良性友好的竞争道路上来，让行业为低碳新时代发力的同时更加健康的可持续发展。

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