2019年全球風(fēng)電成本概況

本刊 | 孫一琳

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

受益于技術(shù)進步、供應(yīng)鏈成熟、開發(fā)經(jīng)驗積累以及規(guī)?；l(fā)展等因素，可再生能源發(fā)電成本在過去10年內(nèi)大幅下降。自2010年以來，光伏發(fā)電（PV）、光熱發(fā)電（CSP）、陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）分別下降82%、47%、39%和29%。生物質(zhì)能發(fā)電全球加權(quán)平均平準(zhǔn)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(jīng)處于新建化石燃料發(fā)電項目成本區(qū)間的低端。2019年，新投用地?zé)岚l(fā)電項目的成本約為0.073美元/千瓦時。2019年，在所有新近投產(chǎn)并網(wǎng)的大規(guī)模可再生能源發(fā)電項目中，有56%的項目成本都低于最便宜的化石燃料發(fā)電項目的成本。

本文選取該報告中陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電的成本情況進行簡要介紹。

陸上風(fēng)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(fēng)電的加權(quán)平均平準(zhǔn)化度電成本都低于0.05美元/千瓦時，處于化石燃料發(fā)電成本的較低區(qū)間。

表1為2010年與2019年按區(qū)域劃分的國家/地區(qū)陸上風(fēng)電加權(quán)平均平準(zhǔn)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(shù)據(jù)集合中，有95%的數(shù)據(jù)小于此值；同理，第5百分位表示有5%的數(shù)據(jù)小于此值。數(shù)的變化范圍。2019年，其他亞洲國家（不含中國和印度）風(fēng)電項目的加權(quán)平均平準(zhǔn)化度電成本為0.099美元/千瓦時，北美地區(qū)為0.051美元/千瓦時。2010－2019年，陸上風(fēng)電平準(zhǔn)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(fēng)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(fēng)電平準(zhǔn)化度電成本的要素。

二、風(fēng)電機組的成本和趨勢

風(fēng)輪直徑增大、輪轂高度提升和機組大型化是風(fēng)電機組技術(shù)發(fā)展最主要的幾個趨勢。

在風(fēng)速相同的地點，更大風(fēng)輪直徑的機組能捕獲更多風(fēng)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(fēng)速。假設(shè)發(fā)電量隨風(fēng)速的3次函數(shù)增加，則可以提高容量系數(shù)。與此同時，單機容量的增加能推動更大規(guī)模項目的建設(shè)，并有利于降低風(fēng)電場的總安裝成本。

表1 2010年與2019年按區(qū)域劃分的國家/地區(qū)陸上風(fēng)電加權(quán)平均平準(zhǔn)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(fēng)電市場的風(fēng)電機組平均單機容量和風(fēng)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(fēng)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(fēng)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(fēng)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(fēng)輪直徑最小的是英國。總體而言，2018年，各國所用風(fēng)電機組的平均單機容量在1.96 ～3.59 MW之間，風(fēng)輪直徑在100～126m之間。

風(fēng)電機組的價格在2000－2002年達(dá)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(yīng)鏈出現(xiàn)瓶頸以及機組設(shè)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(fēng)電的政策支持，這一時期也出現(xiàn)了需求強勁和供應(yīng)緊張之間的嚴(yán)重矛盾，使得整機廠商的利潤率顯著提高。

風(fēng)電機組的價格曾在2007－2010年間達(dá)到一個峰值（具體取決于市場情況），但隨著供應(yīng)鏈的發(fā)展和產(chǎn)能的提高，此后一直下降，2019年年底下降了44%～78%，價格達(dá)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(fā)商有利。例如，根據(jù)彭博新能源財經(jīng)2020年提供的數(shù)據(jù)，維斯塔斯的風(fēng)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(fēng)電機組和基礎(chǔ)設(shè)施領(lǐng)域的企業(yè)加快合并，并且轉(zhuǎn)向制造成本較低的國家。

與此同時，盡管風(fēng)輪直徑、輪轂高度和單機容量增加，但不同風(fēng)輪直徑的機組之間的價格差異在持續(xù)縮小。在2019年，風(fēng)輪直徑超過100m（785美元/千瓦）和風(fēng)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(fēng)電項目的加權(quán)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(fēng)電裝機容量每增加一倍，平均總安裝成本就下降9%，風(fēng)電機組價格和配套設(shè)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(nèi)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(nèi)降幅更大。2019年加權(quán)平均安裝成本按降序排列為亞洲地區(qū)（不含中國和印度）、中東和非洲地區(qū)、歐洲、中美洲和加勒比地區(qū)、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(jié)構(gòu)。其中，印度和中國的加權(quán)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(shù)

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

1983－2019年，全球陸上風(fēng)電的加權(quán)平均容量系數(shù)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(shù)幾乎增加了1/3，從2010年的27%增至2019年的36%。風(fēng)能資源對容量因素有重大影響，且無法通過技術(shù)進步來降低其影響。因此，由于風(fēng)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(shù)字化技術(shù)的進步，對風(fēng)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(fēng)電場的效益。

五、運維成本

國際可再生能源署的數(shù)據(jù)顯示，2018年，陸上風(fēng)電場運維成本約占風(fēng)電平準(zhǔn)化度電成本的30%。

技術(shù)進步、經(jīng)驗的積累和服務(wù)商之間激烈的競爭都壓低了運維服務(wù)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(xù)萎縮，越來越多的業(yè)主選擇自行開展風(fēng)電場的運維工作或外包給獨立的第三方服務(wù)商，以降低運維成本。研究機構(gòu)Make Consulting的數(shù)據(jù)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(yù)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(fēng)電項目全生命周期運維定價指數(shù)（初始和續(xù)訂）和加權(quán)平均運維成本。

海上風(fēng)電

一、概述

2010－2019年，全球海上風(fēng)電加權(quán)平均平準(zhǔn)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(jié)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(fēng)電市場中也可以實現(xiàn)。

二、產(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢

雖然海上風(fēng)電在2010年還是一個處于發(fā)展中的新興產(chǎn)業(yè)，但隨著技術(shù)的迅速成熟，情況早已今非昔比。事實上，2010－2019年，海上風(fēng)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(fēng)電在風(fēng)電裝機中所占的比重低于5%。然而隨著成本降低和技術(shù)趨于成熟，各國都在積極發(fā)展海上風(fēng)電產(chǎn)業(yè)。2017－2019年，全球海上風(fēng)電年均新增裝機容量超過4.5GW。

與陸上風(fēng)電項目相比，海上風(fēng)電的建設(shè)、運維必須在惡劣的海洋環(huán)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(fēng)電場的規(guī)劃、開發(fā)復(fù)雜，建設(shè)更是如此，由此增加了總安裝成本?？紤]到離岸距離的因素，海上風(fēng)電項目也會有更高的電網(wǎng)連接和建設(shè)成本。全球海上風(fēng)電項目的安裝成本在2012年至2013年間達(dá)到過一個峰值，因為當(dāng)年的項目離岸距離更遠(yuǎn)，水域更深，而且各大企業(yè)一直在嘗試更先進的技術(shù)。

產(chǎn)業(yè)的日趨成熟還體現(xiàn)在風(fēng)電機組和基礎(chǔ)設(shè)計的標(biāo)準(zhǔn)化、為大型海上風(fēng)電場區(qū)域提供操作維護的規(guī)模和優(yōu)化效益、海工技術(shù)的成熟、設(shè)備專業(yè)度的提升等。

深遠(yuǎn)海一直是海上風(fēng)電發(fā)展的趨勢。2019年，全球海上風(fēng)電項目的加權(quán)平均離岸距離和水深分別為60km和32m，此后這些指標(biāo)將繼續(xù)攀升?；A(chǔ)建設(shè)和風(fēng)電機組在安裝期間從港口運送節(jié)點的距離，以及基礎(chǔ)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(chǎn)生影響。

此外，機組大型化趨勢在海上風(fēng)電中更加明顯。2010－2019年，全球海上風(fēng)電加權(quán)平均單機容量增加了114%，從3MW增加到6.5MW。2019年全球海上風(fēng)電并網(wǎng)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(fēng)電加權(quán)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(fēng)電加權(quán)平均總安裝成本曾達(dá)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(fēng)電和光伏相比，海上風(fēng)電市場發(fā)展仍不成熟，安裝成本依然不穩(wěn)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(chǎn)品價格等）以及本地區(qū)供應(yīng)鏈規(guī)模的不同會導(dǎo)致各個項目間存在較大差異。

因此，區(qū)分觀察各國的總安裝成本變化趨勢對于理解成本結(jié)構(gòu)的演變很重要。比如，德國是全球累計海上風(fēng)電裝機容量第二大的國家（約7.5GW），2010－2019年，該國海上風(fēng)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(fēng)電項目加權(quán)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(biāo)項目的加權(quán)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(yè)化發(fā)展的前期階段。

四、容量系數(shù)

海上風(fēng)電場容量系數(shù)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(shù)和風(fēng)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(fā)電量。利用大數(shù)據(jù)、智能化手段對運維策略的優(yōu)化，也是全生命周期容量系數(shù)的重要決定因素。

2010－2019年，全球投產(chǎn)的海上風(fēng)電場加權(quán)平均容量系數(shù)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(fēng)電項目的加權(quán)平均容量系數(shù)從2010年的39%增加到2019年的47%。

五、運維成本

目前，海上風(fēng)電運維市場尚未成熟，沒有足夠可供參考的數(shù)據(jù)。

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(yōu)化程度、區(qū)域集群協(xié)同效應(yīng)及業(yè)主在項目出質(zhì)保期后采用的海工設(shè)備等因素影響。

隨著海上風(fēng)電運維行業(yè)的發(fā)展，運維服務(wù)商競爭日益激烈，由此產(chǎn)生出很多降低運維成本的策略，包括使用第三方服務(wù)商、借助整機商的渠道、海上工程承包商或三者結(jié)合等模式。除了經(jīng)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(jù)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。