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2025中国风电度电成本路线图
编者按：风电是成本最接近传统能源的新能源，继续降低度电成本对风电成为未来主力能源非常重要。本文由GE陆上风电大中华区总裁李枫根据在2016年国际能源变革论坛可再生能源协同创新发展分论坛上的发言整理，在此分享以飨读者。
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，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”。今年伊始，我们就看到从国家到地方陆续出台的一系列管理办法、保障制度、监管措施，为保证风电在新的电力供需形势下平稳过渡、稳中求进、良性发展。基于这样的一个行业环境，我们希望就GE刚刚发布的《2025中国风电度电成本》白皮书和各位一起梳理未来的十年里风电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。
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里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。
国际能源署的《2015风电技术路线图》的公开报告也显示从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，预测新建陆上风电的度电成本将有望再下降10%。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，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。
考虑到在开发、建设、运行/、维护等方面都面临着不同的问题，我们将设定两种典型情况，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。同时在平准化度电成本的模型里也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、假设条件，以期达到对度电成本的计算更具有代表性和普遍性。从我们的模型分析中可以得到结论，目前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，复杂地形区域的度电成本普遍要高于平坦地形区域， 其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。从上述陆上风电的度电成本现状来看，现阶段它和传统发电形式相比竞争力还是不足的。这也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。
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。过去十年里，我国可再生能源行业飞速发展，陆上风电的成本照比十年前已经有了很大程度上的降低。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。未来十年风电在我国的发展不能单靠政策补贴刺激、也不能只靠产业链从上到下压成本，而是一个人人都有份的有机整合。
项目审批、补贴制度的完善会带动资源价值的最大化利用。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，为了尽早拿到资源开发权，开发主体依赖于可研报告报批项目。而目前阶段看到的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，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。
目前我国风电场开发前期对风资源的粗放性观测、采集、整理、校正，在向风资源条件更贫乏、地理及气象都更为复杂的中、东、南部地区转移过程中，对开发质量的影响尤为明显。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达0.5~0.7分/度。
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。 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0.5~1.5%的额外收益。配合微观选址模型的不断优化，风机选型最终是为了达到整场发电能力的最优化，对于开发经验相对成熟的平坦地形区域，优化的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3.1~7.0分/度。
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。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。简单提及几个我们看好的能带来显著度电成本下降的技术领域– 更长更轻的叶片、模块化叶片、3D打印的应用、ecoROTR导流罩、柔性塔、空间框架塔、一体化传动链 、碳化硅变频器、激光测风、控制技术的生机等。除了上述提到的研究和产业应用将对未来十年风电技术产生质的飞跃，前沿技术的储备和基础学科研究的投入也将带动产业的升级。未来的十年，由于技术的进步和突破使得更多的风资源可以被高效的利用起来，风力发电机组对于风能转化的效率也得到提升，即使某些新技术的产业化应用在初期内会对风电场的投资成本带来一次性提升，但是在项目生命周期里，它带动了预计5~6.7分/度的度电成本下降。
很多关于风电场运营维护的讨论中最后都会绕到如何降低运维成本上，但事实上就是在运维上多投入才能有效带动生命周期内的度电成本下降，三个特别要强调的方面，从业人员的专业化、标准化培训，在保证其设计使用寿命和安全的前提下“量身定制”的升级改造，不能无序地给风机“加码”，以及数字化精益管理。
与能源结构改革相呼应的输配电改革、需求侧改革、电力交易等会加速其适应能源的市场化竞争。电网的运行和调度是涉及能源安全和能效提升非常重要的一环，也是可再生能源在未来发展的保证。随着电力交易透明化、市场化进程，运行机制的完善，辅助服务市场的建立和完善，传统能源电厂调峰能力的提升，灵活调节电源的增加(如燃气发电机组等)，储能技术的成熟，需求侧响应的发展，电网运行的优化对风电度电成本的影响鲜明可见，预计2025年由全新的电力调度技术和行为带来的度电成本下降空间可达2.5~2.9分/度。
真正的数字化工业时代应该说还没有到来，但也指日可待。GE是业界最早提出数字化风场的概念的公司之一。就风电行业来讲，它将从根本上改变风电场从资源评估、选址选型对于个人经验判断的依赖程度和对现有软件模拟的局限性，在地形复杂、风机机组型号/塔高混合排布、尾流影响较为突出的风电场规划设计中，可以帮助提升高达10%的发电量。数字化风场在运行管理上也提升了排除故障的准确程度和时效性，更精确的预测发电能力、高效参与电力交易，对风电场潜在发电能力的判断和方案也将更定制化。在带来1~3%可预见的发电能力提升时，将非计划检修变成计划检修提升1%的可利用率，同时节省近10%的维护成本。未来的十年，数字化工业必将在风电行业大展拳脚，保守的估计，可以预见其带来的度电成本下降空间达1.7~1.9分/度。
在风电场生命周期平准化度电成本的讨论中，财务成本也占有相当重要的比重。比如长期贷款利率下降1%，可直接影响度电成本近3%的降幅。虽然我们很难预见未来十年整个金融资本市场的波动和融资成本的涨落，可以肯定的是，可再生能源领域的发展势头和大趋势可以增强更多民间资本的投资信心。而我国相对稳定的可再生能源扶持政策也有助于降低投资风险和融资成本。其实各国迫于可再生能源补贴力度的日益萎缩，在不断从技术、管理水平上寻找度电成本突破的同时，也在积极探索全新的商业模式，共享风电场的投资成本和风险，以分担其财务的压力，比如绿色发电证书、碳指标等机制的引入，和全新金融手段、商业模式的创新，保守估计会为风电的度电成本带来0.9~1.1分/度的下降空间。
综上，我们对2025年我国陆上风电的度电成本作出了大胆预测，平坦地形区域的度电成本下降空间预计可达0.13-0.21元/度。 复杂地形区域的度电成本随着开发经验的累积，下降空间更为丰厚，预计可达0.19-0.25元/度。而这一切的实现，既需要决策者从宏观层面的调控到具体执行细则的梳理，也需要产业链从上游到下游的参与方深刻认知风电投资、成本与回报之间的复杂关系，持续投入在基础研发、产业化应用、服务精益化和人员培养上，更需要电力消费者对可再生能源其社会价值的认可。
中国的风电时代不是等风来，而是需要我们每一个将情怀、梦想、汗水、智慧都倾洒在这里的从业人员共同创造出来的。具有经济竞争力的风电时代不再只是一个愿望，我们有理由也有途径使之成为现实。感谢过去十年技术的进步成就了如今的能源世界，让我们抓住机遇、携手合作、释放无限能源，在未来的十年创造属于我们的风电时代。
