2025中国风电度电成本白皮书.pdf

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 14 16 18 20 33 34 36 38 01 08 40 04 12 414 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 5 GE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%。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，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 7000-7500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，主要由机组的运行表现、运行维护团队的技术专业水平和管理水平决定。这些都在计算模型中有所体现，但值得特别提出的一点是，哪怕发电能力水平在设计使用寿命内保持一致，波动性运维成本也随着服役机组的使用年限增长而逐年增涨，在计算模型中也将每5年作为生命周期中的一个阶段来更细致的反应运维成本对年化后投资成本的影响。这也对后文中我们对如何逐步改善整个生命周期的运维模式和水平来降低度电成本的讨论提供参考。绝大部分项目都非全部自有资金，在风电行业比较能够被广泛接受的融资比例大概是20%自有资金和80%的不同渠道的融资，在我们的计算模型中，也是按这个比例及风电行业能取得的平均贷款利率来进行分析的。考虑到风电场的设计生命周期为20年，在财务计算中财务周期的设定为15年，这也符合全球主流地区和国家风电场开发的融资模式。个别融资结构及成本特殊的风电场开发则需另外讨论。2025 China Wind LCOE 9 中国陆上风电度电成本现状在这次的讨论中，会对传统化石能源附加的排放税（氮氧化物、硫化物等）、碳税等为风电场带来的潜在碳交易收入等均不列入考虑范围和模型计算。综上所述，我们基本上定义了一些能被业内人士普遍接受的风电场开发建设和运行指标，以期达到对度电成本的计算更具有代表性和普遍性的目的。我们看到在平坦地形区域的度电成本波动范围大致在 0.471 元 / 度至 0.668 元 / 度的水平，如果按照等效满发小时数达到1800小时/年的水平，其度电成本为0.596元/度。复杂地形区域的度电成本普遍要高于平坦地形区域，从前文中提到的几个重要的影响参数的讨论中也不难得出这样的结论，复杂地形区域的度电成本波动范围大致在 0.531 元 / 度至 0.755 元 / 度的水平，整体比平坦地区每度电的成本要高出6-9分钱，如果按照等效满发小时数达到2000小时/年的水平，其度电成本仍为0.608元/度。因为度电成本依旧是从国家宏观层面调控能源结构的重要参考依据，从上述风电的度电成本现状来看，现阶段陆上风电和众多传统发电形式相比是竞争力不足的。但也必须指出，我国现阶段风电场开发规模之大，方法之粗放，加上可预见的未来风力发电技术的不断创新和突破，机组质量和可靠性的提高，从业人员专业技术水平的提升等诸多方面，风电还有很大可以进步的空间。这些也正是后文中我们将一一讨论的。中国陆上风电及其他主要发电形式度电成本现状上网电价度电成本 50MW项目规模资产财务周期15年设计生命周期20年满发小时数1600-2300/年初始投资 7500-8500元/ 千瓦资产价值在设计生命周期末为0 陆上风电主要假设条件 A B C D E F引言全球陆上风电度电成本趋势 10 2025 China Wind LCOE 全球陆上风电度电成本趋势 2025 China Wind LCOE 1112 2025 China Wind LCOE 全球陆上风电度电成本趋势和其他国家风电发展情况相比，我国现阶段陆上风电的度电成本和其他发电形式相比还处于一定的劣势，这也进一步解释了装机量在不断攀升、风力发电在整个电力供应中的比例却一直未有突破的原因。 IEA (国际能源署）每五年会发布一份风电技术路线图的公开报告，在其2013年的报告中，就全球各风电重点区域的度电成本走势和未来预期做了阐述。国际能源署认为，可再生能源发电的成本竞争日益增强，期望其能够继续降低，从2010年到2015年，全球新建陆上风电场的度电成本下降在某些国家可高达 30%，2015年至2020年间，国际能源署预测新建陆上风电的度电成本将有望再下降10%。可见，度电成本水平是整个风电行业发展和突破的重要指标，在一定程度上也决定了该国家或区域风电所处的地位。现阶段，全球各主要风电发展区域的平均度电水平，也是参次不齐的。一些国家和地区在过去五年内度电成本取得了显著的下降，从而也带动了风电在整个发电系统中的占比，比如爱尔兰、葡萄牙、西班牙、印度等。也有一部分国家和地区虽然在持续的降低度电成本以更有竞争力的姿态存在，但由于其他资源禀赋的差异，风电在整个发电体系中的占比并没有显著的提升，比如美国、德国、中国。毫无疑问的是，在全球一体化应对气候变化和减碳排放的今天，随着技术的不断进步、对风资源的认识更加深刻、管理水平的提升，风电的度电成本的下降还将有很大的空间去挖掘，竞争力距离其跻身主流能源形式指日可待。全球陆上风电度电成本趋势全球主要风电发展区域度电成本、自2015年以来下降比例和2015年风电占总发电量比重* 爱尔兰葡萄牙西班牙意大利印度法国 * 现有度电成本欧元汇率按1欧元=7.48元人民币 0.34 18% 2.7% 2015 2011 20% 3.5% 2015 2011 0.39 10% 2% 2015 2011 0.60 9% 33.7% 2015 2011 0.53 19% 17.8% 2015 2011 0.43 10% 4% 2015 2011 0.88 30% 20% 2015 2011 0.46 17% 7.7% 2015 2011 0.55 34% 14.5% 2015 2011 0.50 23% 20% 2015 2011 0.53 德国丹麦中国美国2025 China Wind LCOE 13 全球陆上风电度电成本趋势按照之前我们对度电成本的定义，各个国家地区的风电开发形式、调度管理系统及运维服务模式各有不同，其呈现出的度电成本也将包括能影响其投资成本及收益的诸多方面，比如ITC (投资税返还）、PTC （生产税返还）等，也就是说，单一以这个指标去横向比较各国家和地区还是有很大的片面性。但作为一种参考，尤其是在过去十年、五年里，拿一个国家或地区风电度电成本的发展趋势来分析，可以说还是非常值得借鉴的。在这里我们拿美国为例，来看一下过去十年里陆上风电的度电成本降幅。过去十年里，风电技术的飞速发展，尤其是更高的塔筒和更大的叶轮直径的应用，大大增加了风机的捕风效率，其发电能力提升带来的收益也在一定程度上抵消了风机造价上的涨幅，也使得更广泛的风资源利用成为可能，即风速更低的资源开发。在美国乃至巴西，我们看到个别项目的度电成本甚至可以低于4 现有度电成本美元汇率按1美元=6.5元人民币美分/度, 相当于人民币0.26元/度。当然，这也在一定程度上归功于项目开发商在积累了一定风电项目运行经验后对购买条款的不断升级，比如更短、更灵活的交货期，更长的质保期和更多需要整机商担保的条款，更严格的运行指标保证，在这一切之上还会不断降低采购合同的最终谈判价格。还有一部分原因可以归功于融资成本的降低，随着风电开发成为主流并且有经验可循，加上相对平稳的发电税收返还政策一再续延，投资风险更明确，风电开发商如今的融资成本照比过去十年已有显著降低，这对于度电成本的计算来讲也是至关重要的一个参数。 GE也就美国未来十年风电的度电成本做出了预测，考虑到更轻质的塔筒材料和结构、叶片技术的颠覆性创新、电气控制系统的进一步升级、传动链的载荷优化以及大数据在风电场整个生命周期的应用等带来的发电量收益还可以提升高达25% , 度电成本预计有望突破3美分/度，约合人民币0.20元 / 度。美国陆上风电度电成本路线图引言 2025中国陆上风电度电成本路线图 14 2025 China Wind LCOE 2025 China Wind LCOE 15 2025中国陆上风电度电成本路线图十三五期间能源规划的重点之一就是增大可再生能源在一次能源消费结构中的比例，并以最终和清洁煤的电价匹配作为发展目标。从前面的章节中不难看出，就我国陆上风电发展的现状，距离这个目标还有很大的差距。但不可否认的是，整个行业都在朝着这个方向努力。从风电发达国家的经验来看，持续降低可再生能源的度电成本是使其跻身一次能源消费主流最重要的途径。过去十年里，我国可再生能源行业飞速发展，照比十年前在很大程度上已经降低了陆上风电的成本。但值得指出的是，我们看到更多的是从风力发电机组整机价格上、以及其带动的庞大供应链的材料成本下降，以及逐渐累积的项目开发经验带来的初始投资成本上的下降。当风电项目的开发向新的资源特性区域转移、风力发电机组要适应新的资源条件面临技术层面的突破时，整个行业面临的困局就变得尤为突出了。一方面，开发主体以丰富的项目开发经验为前提，对初始投资的预期使其一时很难接受在成本上的涨幅，上网电价的不断下调和弃风又增加了项目收益的不确定性，另一方面，风力发电机组整机厂商及运输公司、吊装公司等面临着超低风速机组的设计生产、复杂地形带来的诸多运输安装等全新的挑战，激励的竞争使其为了能占有市场分额不惜牺牲利润甚至是在赔本交易，更不用说那些技术经验累积还不足的产品及服务还将面临开发主体需要其承诺一再延长的质保期和更严苛的合同追责条款等带来的成本压力。诚然，任何一个发展兴旺蓬勃的市场都少不了由竞争带来的趋动力，但是，过度激烈且扁平化的竞争也并不利于行业长期健康的发展。这种由于产业链上游对资源获取的竞争引发的不断向下游施加的成本压力，导致下游产业无法保证其生存的合理利润、提供高质量的产品和服务，进而一步步危及到上游产业的收益，是行业最危险的信号。我们认为，这种激烈且扁平化的竞争究其源头，主要还是对整个行业的运作成本认识不够深刻、清晰，上下游利润的合理分配才能在一定程度上推动产业的进步和持续发展。我们希望以度电成本这一个能对产业纵向概括且横向比对的指标分析，梳理未来十年中国的风电将走向何处，而作为这个行业的一分子，我们又能做些什么。 2025中国陆上风电度电成本路线图风资源评估选址项目评估审批制度数字化工业风机选型技术进步及突破精益化运维电网调度优化商业模式创新 16 2025 China Wind LCOE 项目评估审批制度过去十年，我国陆上风电项目的评估和审批制度及流程已经逐渐系统完善，参与的开发主体也日渐丰富。从最初的资源区域“包干到户”指定几大传统发电公司在风电领域的试水，到“五大六小”开发格局的初显，再到如今从传统发电企业到独立发电公司甚至跨界开发商对风资源开发的百花齐放。从开发主体对项目前期工作的热情不难得出结论，对于风电乃至整个可再生能源行业来讲资源的获取才是最重要的。国家能源局每年将各地方报送的已核准项目清单公布，并明确项目执行期限，以享受上网电价的可再生能源补贴。冗长的报批手续和补贴发放的严重滞后和拖欠，不仅存在甚至愈演愈烈，让我们不禁反思，这样的评估审批制度是否还能适应中国风电未来十年大规模的发展。现阶段风资源的开发已大面积南移至内陆省份、东南部及西南部地区，资源条件既不如三北地区优越、地理条件又更为复杂，但由于地方审批权限的限制，我们看到新增核准项目中还是有超过90%的项目体量都是以5万千瓦作为单元报审的。开发主体会委托设计院就已有风资源的初步分析出具可研报告，并以此划定项目规模边界条件开始启动报审流程，一经核准后，项目体量甚至机位点位等都不能轻易更改，也就是说对这一划定区域内的一次资源容量上限已经划定，即使后期微观选址的方案改进、风机选型方案的调整、甚至是更好性能的风机产品在项目开发阶段推出有可能为其带来更可观的容量提升和发电量提升，开发主体为了避免核准后更改要进行的冗长手续，通常都会选择维持可研阶段的方案。而可研报告所要求的对整个区域风资源的理解、微观选址和选型方案的比较、投资回报的估算等都相当粗浅，甚至在很多设计单位都是套用现成的模板，为了尽早拿到资源开发权，开发主体依赖于这样仓促完成的可研报告报批项目。可想而知，依据这样的报告，会影响项目选址和选型，造成的是对投资收益的不确定性，更重要的是对资源利用的不充分。尤其在优质风资源越来越稀少的今天，项目可行性的评估呼唤更精益化的手段和流程以保证对自然资源获取的价值。其实，放眼全球的风电开发市场，获取项目资源和审批的手段机制因国家政治体制和政策扶持的不同各有千秋，但最终目的无非是为了筛选出有能力、最适合的开发主体和开发方案保证其对资源的利用最优化，从而提供高质量、可靠稳定并且经济的可再生电源。在风电开发市场化相对成熟的国家，有以电力采购协议(Power Purchase Agreement, 简称PPA)为基准的开发主体之间投标竞争决定开发权归属，也有以类似房地产开发的土地拍卖形式的风资源区域拍卖决定资源所有权等。不管是哪一种市场化形式，各有意向的开发主体之间都潜在一种可被量化的竞争，也就是对同样的一块资源区域的判断。这样的好处是为了保证在对资源开发权的竞争中占领优势且明确日后的投资回报，开发主体会更注重前期对资源形势的理解，更全面且深入的评估项目的可行性和盈利性，不依赖于单一的设计单位提供的方案，而是寻求各种整体解决方案中的最优选择。同样，资源开发也可不再拘泥于审批等级所界定的容量权限，而是根据资源定规模，最终以对资源的最优利用、提供的可再生能源发电最经济有效为标尺。这样趋向市场化过渡的项目评估审批机制，在很多国家和地区被采纳，除了对资源的利用更为优化，也可以看到相比5万千瓦为单位对项目的评估、审批、执行成本来说，开发主体初始投资可以节省 23%。其带来的对度电成本的下降预计可以折合0.91.3分/度，而对于地形复杂、风资源条件欠佳的区域来说，度电成本的下降则更为可观，预计可达 1.52.2分/ 度。项目评估审批制度 2025 China Wind LCOE 17 项目评估审批制度现有的风电项目评估审批机制项目评估审批机制的市场化 50MW为单位的项目规模根据资源定规模业主委托的设计院可研报告多方资源评估明确资源一次容量上限资源容量由开发主体判断资源竞标过程复杂资源价值最大化审批流程简单资源利用不够充分 18 2025 China Wind LCOE 风资源评估选址风资源评估选址准确的风资源评估是风电场选址和选型的第一步，其准确性有赖于长期有效的风资源测量以及不断被校正的经验模型分析，尤其是应对风资源随季节、地理地形地貌、极端气象等因素影响较为严重的区域。对风资源的深刻理解可以有助于在风电场投入运行后设定更合适的控制策略、准确地预测发电量，从而大大降低由发电能力预测决定项目投资回报预期所带来的财务风险。更好的理解风资源对风电场设计生命周期内表现的不确定性影响，首先需要经过长期验证的风资源数据本身作为输入参数。目前我国对于风电场开发前期测风数据的采集并没有清晰明确的要求，可能这首先要归咎于并没有一个开放的、精度足够高、网格划分够细致、与地形地貌气象等信息相结合的风资源数据库可寻。开发主体要根据经验在拟开发区域自己竖立测风设备，在对项目开发信心和意向并不明确的前提下，还要做到尽量控制前期开发成本。测风塔的数量有限，通常5万千瓦的风场，平坦地形立一座，复杂地形立两到三座，测风塔位置选择也多是根据经验判断。实地测风数据的收集通常在一年左右就开始编制可研报告了，而排除极端天气、大小风年、季节影响、测风塔本身的误差、数据采集的及时性等，这一年左右的测风数据中的有效数据的比例就更加有限。在复杂地形风场还会存在建设期间对地形地貌的改变，比如场地平整、修建道路等导致的海拔和微环境粗糙度的改变等。风电场实际投运后长期的气象和风数据观测，发现风速、风频分布和规划设计阶段有出入的案例在我国屡见不鲜。还有一些情况，项目前期竖立的测风塔就是日后风电场的一个机位点，在风电场建设期风资源数据采集中断，导致投运后相当长一段一时间内都无实测数据可寻。投运后重新竖测风塔时，位置选择又存在没有充分考虑上下风向、尾流等影响的情况，导致采集风数据的质量长期不全面、也不理想。对风资源的粗放性观测、采集、整理、校正，就是对资源利用的不负责任。尤其我国风电开发正在向风资源条件更贫乏、地理及气象都更为复杂的中、东、南部地区转移，对风资源准确、有效的评估对于保证开发质量来说显得特别重要。近几年，我们也看到有一些地方性的风资源数据库在逐渐成型，有的是气象部门主导的一些地理信息系统的整合，有的是民间资本的市场化行为。这些数据库除了上面提到的地理气象信息以外，还会增加更多可供参考的维度，比如离地面不同高度的风资源图层以适应越来越高的风机轮毂高度选型、剪切、湍流强度、空气密度、温度、极端天气等信息。不管是什么利益驱使，逐步实现一个高精度、高可靠性、信息集成的风资源库对整个行业向前推进都是利好的。更准确有效的风资源评估，可以积极的影响在风电场规划、选址阶段的对风电场发电能力的判断。仅由于风资源评估的不准确对年发电量预期的影响就可在1%，因此，更精益的风资源观察和评估预计可以带动度电成本下降0.40.6分/度，而对于山地、丘陵等风资源条件更为复杂的区域来说，度电成本的下降则更为可观，预计可达0.50.7分/ 度。有了详实的风资源数据就可以做好发电量预测了么？显然还远远不够。搞风资源的人都知道，风资源是靠天分，微观选址才是后天的培养，两者缺一不可，才能实现风电场的最优资源利用。2025 China Wind LCOE 19 风资源评估选址微观选址目前主要依赖于仿真计算模型，早年的微观选址模型大多以平坦地形、地表粗糙度较低的风电场为基准，在如今的风电开发形势下已不能满足要求。近年来，对于微观选址模型的不断修正、升级也成为对风电行业投资的热门，人们越来越多的意识到它的重要性。如今主流的微观选址模型除了可以把地形地貌的差异性予以修正，就一些极端情况，比如台风、覆冰、高海拔等也可做出相应的模拟，校验不同机位点的载荷图谱、尾流影响等，以期最真实的还原整个风场的发电能力。GE的数字化风场解决方案中就有对微观选址模型的全新定义，利用数字双胞胎技术，结合模块化风机的设计，从微观选址方案上的改进就可达到提升高达5%整场发电量的效果。我们有足够的理由期待在数据分析技术飞速进步的未来十年里，微观选址模型也将迎来它的自我超越，除了模拟更接近真实场景，还可以自学习优化方案，为风电场规划设计带来0.51.5%的额外收益，尤其对于现在让人头疼的复杂地形低风速风电场规划选址，预计可带动度电成本再下降0.81.1分/ 度。20 2025 China Wind LCOE 风机选型风机选型微观选址与风机选型的合力，就是把最合适的风机放在最合适的机位点，可以达到事半功倍的效果。我国目前很多风电场规划开发阶段的选址和选型都是以可研阶段设计单位提出的方案为基础（整场容量、机位点选择等），由整机厂商提出具体可选方案，开发主体单位在整机招投标过程中评议并最终确定的。由于招投标这个机制的局限性，微观选址和风机选型方案的优劣评判在很大程度上是受投标价格左右的，即使开发主体深知这一点，也很难有其他量化指标可衡量。因此，我们想就目前这种评价机制可能会忽略的风机选型带来的影响提出几点粗浅看法，以期在未来通过业内对其认识的不断深刻、评选机制的改进、新评价指标体系的引入等逐步完善，带动行业良性发展。首先，风力发电机组都有其设计的适用条件，载荷、出力、切入/切出等控制策略，作为空气动力学、材料学、机械结构、电力电子等多学科应用高度集成的一个产品，它的“出身”可以说在设计出厂那一刻就已成定局。如果说它能适应非常广泛的运行条件，那只有两种可能，一是过度设计带来的成本上的提升以满足更严苛的运行条件，二是长期疲劳运行以牺牲其自身的使用寿命甚至安全性为代价。但我们知道，风电场不同机位点的风资源和地理条件确是有差异的，这点在复杂地形风场更为突出。如何能让同样的一款风机适应20-30个机位点的运行特征，除了前面提到的微观选址的机位点的优化以外，风机本身控制策略的先进性在这里就将发挥其重要的作用。整机厂商是否有技术储备和应用能力将每个点位风机的控制策略 “定制化”，并且让它在真正的风资源环境中自学习、不断优化参数设定，达到安全、出力、寿命的最佳平衡，才是选型评价的关键。其次，功率曲线是风机的“毕业成绩单”，也是选型评价时判断其发电能力的重要依据。事实上，目前很多拿来投标的风机功率曲线都是设计的静态功率曲线或者经过模型计算模拟的动态功率曲线，可以理解这些都是在学校里模拟考试的而不是参加统一高考的成绩单。通过满足测试标准的现场实测校正过的动态功率曲线，甚至可以给出不同空气密度、湍流强度情境下的差异，才能够提供更为准确的发电能力测算依据。而几乎所有我国本土整机厂商都还不能提供出这样的功率曲线文件，这也正是造成目前很多风电场投运后的实际发电量与设计发电量误差可高达 1030%的原因。开发主体为了规避对发电能力预测不准确带来的风险，只能粗放的通过放大折减系数的手段得以补偿。展望未来的十年，随着风机型式认证等的不断推进，实测功率曲线也应该积极纳入对风机的性能评价体系，以反映其最接近真实的发电能力，同时也为风机选型提供切实的依据。最后还想强调的一点，微观选址和风机选型也是个有舍才有得的博弈过程，放弃个别资源条件很差的机位点，采用单机大功率的风机或更高的轮毂高度在资源条件好的机位点，节省初始投资阶段个别机位点的投入成本，还可以把钱花在刀刃上，让资源条件好的机位点多发电，实现整场收益的最优化。以一个5 万千瓦的风场为例，如果舍弃三个资源条件最差的点位，将其他22个机位点2.0兆瓦的风机替换成2.3兆瓦的风机，就可以节省达5%的整场初投资。风机选型的关键最终是为了达到整场发电能力的最优化，即使对于开发经验相对成熟的平坦地形区域，上述选型策略可带来的发电量都有望提升2%，对于复杂地形区域更是有5%的发电量提升空间，预计其带动的度电成本下降空间可达3.17.0分/ 度。2025 China Wind LCOE 21 技术进步及突破技术进步及突破美国风电主流机型度电成本走势过去的十年里，风电领域的技术进步和研究成果已经很鲜明的体现在了风力发电产品的更新换代和其度电成本的走势上，甚至可以说度电成本的竞争力很大程度上依赖于技术进步。据GE的统计，2006年美国主流机型1.5-70（额定功率1.5兆瓦，风轮直径70米）能够达到的度电成本大约在8.5美分/度（约合人民币0.55元/度），2016年的主流机型2.3-116（额定功率2.3兆瓦，风轮直径116米）同时实现了风轮直径、输出功率以及容量因子的飞跃式升级，其能够带来的度电成本比十年前减少了一半，大约 4.5美分/ 度（约合人民币0.29元/ 度）。未来的十年，我们可以预见到的风电领域的技术投入将比过去十年的两倍还多，除了更多新的风力发电产品问世以满足不同资源条件的项目开发之外，更多的是在旨在通过不断降低风电的度电成本以提升其在各种发电形式中的竞争力，从而跻