2025中国风电度电成本白皮书.pdf

1、引 言2025 China Wind LCOE 12 2025 China Wind LCOE 引 言目 录引 言全球陆上风电度电成本趋势对中国风电时代的展望中国陆上风电度电成本现状2025 中国陆上风电度电成本路线图参考文献项目评估审批制度风资源评估选址风机选型技术进步及突破电网调度优化精益化运维数字化工业商业模式创新14161820333436380108400412414 2025 China Wind LCOE 引 言今天，如果世界上某一个地方新建一座电厂，它是可再生能源电厂的可能性与它是化石能源、核电的将一样多。这种趋势也正意味着全球电力系统长达数十年向可再生能源转型的开始。过去十年

2、里，可再生能源的强劲增长势头及其在世界各地区电力市场中日益增长的比重已经预示了这场转型。一个日益多样化、稳定可靠的、经济上可负担的、清洁的电力系统指日可待。根据 GE 的估算，今天全球仅非水可再生能源的发电就已将电力行业的二氧化碳排放量减少了 8%。中国的可再生能源的发展以水电带头，近十年里，陆上风电、太阳能、海上风电、生物质发电等都实现了从量变到质变的转型。2015 年，我国陆上风电开发量创历史新高，年新增装机超 30GW，但同时也伴随着日益严重的弃风限电，电网建设严重滞后等问题，风电开发被迫从资源富集区域向中东南部迁移，被很多业内专家称为是风电的“拐点年”。2016年伊始，从国家能源局到各

3、地方发改委、能源局等陆续出台了一系列的管理办法、保障制度、监管措施，为保证风电在新的电力历史形势下平稳过渡、稳中求进、良性发展。伴随十三五规划目标的逐步清晰，调结构仍然是能源发展和改革的重要抓手。风电作为非水可再生能源中分量最大的一员，整个行业也必将为新一轮的能源革命承担起应尽的责任。应对能源改革的大势、电力市场的开放、原材料成本下降空间的局限、资源条件日益复杂的挑战，风电真的准备好了么？引 言全球能源的可再生能源时代已经拉开序幕引 言2025 China Wind LCOE 5GE 选择在行业面临岔路口时发布这样一本白皮书，选择平准化度电成本作为一个可以量化的标尺，剖析目前我国陆上风电的经济

4、竞争性在整个一次能源消费结构中处于什么样的位置，也借机梳理未来的十年里度电成本的发展路线图，何时能够达到真正参与电力市场竞争的水平，跻身主流能源形式。希望这样的讨论可以激发更多对风电行业的关注、对技术提升的投入、对可再生能源价值的认可、对政策引导的启示。据 MACQUARIE2016 年 6 月的独立风电报告，陆上风电的平准化度电成本已经从过去十年里的峰值年 2008年水平降低了 24%。国际能源署 IEA 早前也组织过 163 名风电行业的专家对未来风电平准化度电水平的降幅作出过预测，他们认为 2020 年陆上风电的平准化度电成本将比 2014 年的基准值(79 欧元/兆瓦时)降低 10%。

5、之所以选择平准化度电成本（Levelized Cost of Energy，以下简称“度电成本”)这一个指标来作讨论，既是因为它是国际上最通用的评价度电成本的指标，可以简单明了的横向比较各不同发电形式之间的经济性，也是因为它能够纵向综合的概括风力发电的投资、运行维护、财务资金在规定生命周期内的成本。影响度电成本的因素繁多，后面我们将具体展开分析，也正因为如此，对度电成本的敏感性分析有助于我们深刻理解在风电行业发展的不同阶段，需要在哪些方面用什么样的手段和方法去带动、加速其发展，并将这些想法积极付诸于实践。度电成本不等于上网电价，虽然在一定程度上上网电价的制定是以该种发电形式的度电成本为参考，但

6、上网电价是在保证投资收益的前提下，结合宏观市场调控的需要来制定的。我们选择 2025 年作为风电发展在我国的下一个重要“拐点年”，一方面是通过分析我们看到未来十年的发展趋势将带动风电行业的飞跃式升级，实现其经济竞争性；另一方面，也是给所有风电人的一个十年之约，期待中国风电时代真正的到来。引 言中国陆上风电度电成本现状6 2025 China Wind LCOE 2025 China Wind LCOE 7中国陆上风电度电成本现状 度电成本简单来说就是发电项目每千瓦时上网电量所发生的成本，包括固定资产折旧、项目运行成本、维护成本、财务费用、税金等会计成本，还包括项目占用资本金在规定年限内的机会成

7、本。风力发电所发生的成本主要包括风电项目投资成本、运行维护成本和财务费用。投资成本是由风电项目开发和建设期间的资本投入所形成的成本，主要包括：设备购置费用、建筑工程费用、安装工程费用、前期开发与土地征用等费用以及项目建设期利息、在项目运营寿命期内固定资产的折旧。运行维护成本是在项目运营寿命期内为保证风机、电气等设备正常运行所发生的维护成本，主要包括检修费用、备品备件购置费、保险费以及管理费用。财务费用主要包含长期和短期贷款利息，是由项目建设期的长期贷款和运在前文中描述了对平准化度电成本的定义，它在一定程度上反映了风电场的经济性能。近两三年来我们也看到越来越多的机组选型评标中提到度电成本的概念，

8、横向比较不同选型方案对风电场发电和盈利能力的影响。但值得提出的一点是，本文中讨论的平准化度电成本并不单纯是机组总成本与年发电量的比值，而是从整个风电场生命周期的投资和收益来考量的。它不仅跟风机选型以及其决定的初始投资和发电能力有关，在风电场生命周期的不同阶段，它也受到项目前期对风资源评估的准确性、风电场实际运行调度、限电限功率运行、维护管理水平及财务成本波动等多方面的影响。因此，对平准化度电成本的讨论可以更全面真实的反映出风电场整个生命周期对投资、规划、选型、运行、维护、资产等方面的经济敏感性，后面讨论 2025 年陆上风电的度电成本路线图及建议也显得更有借鉴意义。正因为度电成本所包罗参数的复

9、杂性和不确定性，任何的讨论都需要先假定一个与真实情况最为接近的情景。而我国风电项目的开发规模之大、覆盖范营期的流动资金贷款所产生的成本。投资成本、运行维护成本和财务费用是在项目、建设、运营等不同阶段发生的成本。投资成本同项目的装机容量大小密切相关、运行维护成本同风机设备性能密切相关，财务费用同贷款偿还期限以及利率高低密切相关。从财务会计的角度，以上三项成本共同构成了风电项目发电财务成本，且在一定程度上相互独立。但是，它们并没有反映出项目所投入的资本金的机会成本。因此，我们采用的平准化度电成本的概念，来反映单位上网电量所发生的成本，不仅由折旧（固定资产投资所形成）、运行维护成本和财务费用以及税金

10、等会计成本所决定，而且还受项目所占用的资本金的机会成本大小所影响。资本金的机会成本以资本金内部收益率（折现率）高低来体现。围之广、风资源条件之复杂，也是全球任何国家和地区都无法比拟的，这样复杂的现状也为我们情景的设定提出了很大的挑战。过去十多年来，我国的陆上风电装机主要集中在北方平坦地区，现阶段出现了向东南、西南复杂地形区域迁移的情况。在这两种类型区域里的项目，在开发/建设/运行/维护等方面都面临着不同的问题。考虑到这两种典型情况，即平坦地形大致代表绝大部分集中在北方区域的装机和复杂地形大致代表在中部内陆省份、东南、西南地区的装机。不管是在哪一类区域，目前我们看到的风电场绝大部分都以 50MW

11、 作为标准规模或者规模单元，所以在就度电成本现状的讨论中，我们暂且都以 50MW 规模风电场作为讨论和计算的基础单元。目前风电场项目运行维护的设计生命周期，更多的是依照风力发电机组的设计使用寿命，主流整机制造商的设计使用年限都是 20 年，因此，我们设定的风电场设计生命周期是 20 年。中国陆上风电度电成本现状建设成本资产折旧、税收运维成本发电量现值固定资产残值现值8 2025 China Wind LCOE 中国陆上风电度电成本现状 近年来在欧美有很多关于老旧或即将退役机组更新换代的尝试，将已经接近设计使用年限的老旧机组更换成最新一代的风力发电机组产品，同时，尽可能的保留风资源点位和塔筒基础

12、等以节省再投资成本，重新开启风电场新一轮的生命周期。我国很多早期开发的已投运十年以后的风电场都是兆瓦级以下的机组，也在做类似的讨论和尝试。但是，在设计生命周期的风电场资产有多少可以在更新换代时被再次利用，还没有充分的数据可以论证，事实上，风电场的资源条件评估和再选型都是非常定制化的，也不会有统一的标准可言。因此，我们在这次的讨论中一律假定在风电场设计生命周期末整个风电场的资产价值（不含其征用的土地）为零，风电场所征用的土地及其相关的所有投资、税费、及生命周期间的增值等因素也都没有纳入考量和计算的范围。在讨论风电场度电成本时，整场的发电能力是至关重要的一个指标，它指代了风电场一旦建成投运后唯一的

13、收入来源，不论前期资源评定选址还是后期运行维护所采取的种种手段，其目的只有一个，那就是为了保证和提升整场发电量。正因为如此，会影响风电场整场发电量的因素众多。首先，它很难通过规划设计阶段的参数设定（如容量因子、功率曲线等)去推导，因为不同微观选址和风机选型方案在运行阶段的实际表现可能受制于对资源判断的准确性、选型的匹配性和设计阶段未考虑到的排布尾流影响等。其次，另外一个对度电成本影响起决定性因素的参数就是投资成本，它既包括了风电场规划建设期的初始投资，也包括了投运后的运维投入，而在度电成本的计算模型中，采用的是将这些投资成本及其涉及的利息、税费、资产折旧、摊销等平准化后的成本。和整场发电能力类

14、似，风电场的年化投资成本也受诸多因素的影响且复杂，这些我们都期望在数学模型中能最大程度的体现其对经济的敏感性。除了与经济波动和资产财务表征相关的参数以外，这里还希望为情景分析设定几个简明的参数来反映现阶段风电场建设管理水平。首先是风电场规划建设的初始投资，在前面我们提到了平坦地形和复杂地形两个大的情景设定，就我国现阶段风电场的开发建设水平而言，在风资源评估、微观选址、风机选型、场地准备、运输吊装等与初始投资直接挂钩的环节，复杂地形都较平坦地形的投资要大。根据我们的调研，以国内领先风电开发企业的规划、建设、管理水平，对于一个 50MW 为规模单元的风电场，平坦地形的风电场开发初始投资可在7000

15、-7500 元/千瓦，复杂地形的风电场开发初始投资则要在 8000-8500 元/千瓦，根据场地难易程度还有上下波动的幅度。其次是风电场投运后的运维投入成本，主要分两在我国风电场的实际发电能力也受到整个电力体系调度模式的制约，并不是能发多少就可以发多少，而是主动的预测和被动的调度相结合的方式，限电、限功率运行的情况在各地区的风电场都非常普遍，对发电能力的推算还应充分考虑到这一运行特性。在这次的讨论中，我们希望在将上述因素对发电能力的影响都考虑进去的同时，可以用更简明的量化指标以达到横向比较的目的。因此，我们采用了满发小时数当量的概念，也就是整场全年的总发电量如果折合成机组全部满负荷发电状态的等

16、效小时数，这和整场发电小时数或者上网小时数的概念并不一样。不难理解，风电场的整场发电小时数或者上网小时数内，由于风速的变化、调度指令、机组本身的运行状态，并不是所有机组都处于满发状态，这一点特别需要提出。在我们的情景设定里，既不能按照严重限电限功率运行的区域的满发小时数来作标准，也不能按照风资源优越又不限电的个别区域来做标准，这些都不具有代表性，更不具备参考性。因此，我们设定了一个相对覆盖较全面的范围即满发小时数介于 1600-2300 小时/年来讨论，即便如此，限电严重地区的风电场折合满发小时数可能还不及 1600 小时/年，我国绝大部分不限电地区在运风场的发电能力折合满发小时数基本都在2300 小时/年以内，个别风资源优越又不受限电影响的风电场除外，因此我们认为这个设定范围可以足够代表现今风电场的发电能力。大部分，一部分是固定性运维成本，如资产的折旧、保险、税费、人员等与风电场的发电能力不直接相关的固定性支出，主要由初始投资成本和风电场规模决定，另一部分则是波动性运维成本，如定期/不定期检修、零备件更换、事故分析与处理、电网接入等与风电场发电能力和水平直接相关的支出，主要由机组的运