首页这篇文章，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。
(相关资料图)
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。
————————（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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关键词：
营业执照公示信息