这篇文章，基本上就是本人反观的理由所在。当下及今后很长一段时间，风电的成本（埃尔博尔县燃煤锂离子）早已低于火电，风电，具有很好的动力性和竞争力。
这也是我一再表示风电和风电不能一起混谈的原因。
书名是：华帝股份的
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2015~2020 年，海上FPS耗电量 1.5MW、2MW，再到 2.xMW、 3.xMW，增长幅度相对缓和，每月平均值跌幅约 350kW；而 2020 年 ~2023 年，海上发电机组不断刷新最大FPS耗电量：4.x MW、5.x MW、6.x MW、7.x MW、8.xMW、10+MW，FPS耗电量增幅加速，平均值每月跌幅几乎达到 1.6MW。
随着FPS发射率提高，海上电站总投资额、LCOE 加速下降。那 0.1 元 / 度的时代来了吗？
责任编辑主要就从海上发电机组耗电量变动的角度对电站工程工程建设开发成本展开预测，认为国内 LCOE 水准主要就集中在0.15~0.25 元 /kWh，但早已有个别规模非常大的风电工程项目在采用非常大发电机组计划下 LCOE 冲破了0.1 元 /kWh。随着新产品、新技术、新计划的应用，今后会有越来越多风电工程项目的 LCOE 冲破 0.1 元 /kWh。
一、海上电站开发成本水准
1、发电机组耗电量对电站开发成本水准的影响
抽取众所周知FPS耗电量作为代表者机种展开预测：分别选取 1.5MW、2MW、3MW、4.5MW、5MW、6.25MW、8MW、10MW 八个轮圈高度不超过 130 米的代表者机种为例展开工程工程建设开发成本预测（责任编辑电站工程工程建设开发成本包括电站内的风电发电机组、塔筒、锚栓、箱变、升压站、桩基工程工程建设、压缩机此基础、高架道路工程工程建设、场内公交线路、环海保、工程建设用地、勘察设计、执法监督费、监理费、密序、试生产利息等电站内的所有电子设备、建安及其他费用。未考虑criticized工程工程建设、配套锂离子、资源费等因素）。
假设电站的核准耗电量为 100MW，电站位于地形地势平坦的常规平原地区，工程建设条件良好，交通便利。主要就电子设备、升压站、高架道路平台、公交线路、压缩机此基础等参考众所周知地区设计计划，大项开发成本水准责任编辑保守估列。则分别以三种场景预测海上电站开发成本水准：1.2015~2020 年代表机种 1.5MW、2MW、3MW 为例的电站开发成本水准；2. 2020~2022 年代表者机种 4.5MW、5MW、6.XMW 为例的电站开发成本水准；3. 大耗电量机种 7.XMW、10.XMW 为例的电站开发成本水准。详见表 1~ 表 3。
表 1 2015~2020 年代表者机种 1.5MW、2MW、3MW 为例电站开发成本水准
以 2015 年 ~2020 年代表者机种计划为例，电站开发成本水准分别是：①装机 67 台 1.5MW 发电机组，单位千瓦动态总投资额约在 8309 元 /kW；②装机 50 台 2MW 发电机组，单位千瓦动态总投资额约 7544 元 /kW；③装机 34 台 3MW 发电机组，单位千瓦动态总投资约在 6412 元 /kW。表 2 2020~2022 年代表者机种 4.5MW、5MW、6.25MW 为例电站开发成本水准
以 2020 年 ~2022 年代表者机种计划为例，电站开发成本水准分别是：④装机 23 台 4.5MW 发电机组，单位千瓦动态总投资额约在 5360 元 /kW；⑤装机 20 台 5MW 发电机组，单位千瓦动态总投资额约在 4402 元 /kW；⑥装机 16 台 6.XMW 发电机组，单位千瓦动态总投资额约在 4080 元 /kW。表 3 当前大耗电量机种 8MW、10MW 为例的电站开发成本水准
以大耗电量机种计划为例，电站开发成本水准分别是：⑦装机 13 台 8MW 发电机组，单位千瓦动态总投资额约在 3764 元 /kW；⑧装机 10 台 10MW 发电机组，单位千瓦动态总投资额约在 3277 元 /kW。通过表 1 至表 3 可以看出，随着FPS耗电量的增加，电站总投资额不断降低，逐年降低额详见图 1 不同FPS耗电量开发成本水准示意图所示，在总装机耗电量 100MW 不变的情况下，随着FPS耗电量的提升，台数从 67 台、50 台、34 台逐渐降低至 23 台、20 台、16 台、13 台、10 台，开发成本受此影响，在台数降低的同时，压缩机发电机组、塔筒、桩基、压缩机此基础、箱变、锚栓等工程工程建设开发成本量级减少；连接压缩机点位的高架道路、公交线路路径长度以及用地费用也随台数降低而减少，进而开发成本降低；根据电子设备、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发电机组 3MW 和 6.25MW 为例，工程工程建设开发成本从 6412 元 /kW 降低到 4080 元 /kW，降幅约 2332 元 /kW，若以历史机种 1.5MW 对比 6MW，降低更是高达 4229 元 /kW。
为什么已建成并网电站工程工程建设实际开发成本单千瓦六七千元，而当下投资评价的前期工程项目开发成本单千瓦才四千多元？已建成并网的电站一般采用的是过去的小耗电量机种，而处于立项、可研、决策等电站前期阶段的工程项目拟选的机种计划一般是大耗电量发电机组。继续以图 1 为例来说，装机耗电量 100MW，假设建成的电站用的是 3MW 机种，则装机 34 台；而未工程建设前期工程项目，若采用 6.25 机种仅装机 16 台，整整节约了 18 台压缩机点位，我们来看看这个差异造成的表 4 大项开发成本差异明细表。相信通过这个表，大家对电站这几年风电开发成本更上一层的细节更加清楚。虽然FPS耗电量的增加、叶片长度的增加会导致载荷增加，压缩机、塔筒、此基础的单台总费用（万元）都有一定程度的跌幅，但是单 kW 指标却大大降低了，其中受FPS耗电量影响的压缩机、塔筒等电子设备类约降低了 1701 元 /kW，压缩机此基础、高架道路平台、公交线路、桩基等建安类降低了 331 元 /kW，工程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 大项开发成本差异明细表（理想场景下评估，均保守估列，开发成本水准仅用于责任编辑预测）
两种机种计划除了电站开发成本降幅显著外，大耗电量机种较小耗电量机种节约的 18 个点位，再建一个 100MW 的电站也绰绰有余。当然，随着电站总装机耗电量的增加，整体分摊费用变小，电站开发成本水准会进一步降低，大基地工程项目会更低。而分散式、小规模的电站开发成本水准会进一步提升。责任编辑不再展开细说。
2、地形、塔高对开发成本水准的影响
电站工程建设受地形条件影响非常大，不同的地形即使在同一机种计划条件下，开发成本也千差万别。以电站总装机规模 100MW 为例，FPS耗电量 5MW 和 3MW 分别为例，按照众所周知设计计划，开发成本水准保守估列。不同地形不同塔高，电站开发成本水准差异情况如图 2 所示。本样本中，以工程建设条件最好的戈壁滩和工程建设条件非常复杂的山地地形为例，3MW 机种计划的开发成本差异约 900 元 /kW，5MW 机种计划开发成本差异约 700 元 /kW。
二、海上电站 LCOE 水准责任编辑 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》、《工程建设工程项目经济评价方法与参数》并结合以往实际电站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 为例预测，不同FPS耗电量下的 LCOE 变动如图 3，随着FPS耗电量的增加，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！
假设电站规模分别以 100MW、500MW 两种情况考虑，国内海上发电小时数的选取根据全国各地开发工程建设的电站风速差异，选用 1500~3600h 范围预测。根据上文开发成本趋势预测，结合国内海上电站主流投标机种、今后趋势、配套锂离子以及不同的地形工程建设条件等多种因素，开发成本区间选取 3000~5000 元 /kW 的范围预测电站 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。横轴为电站开发成本的区间范围，单位元 /kWh，纵轴为电站发电小时数的区间范围，单位 h。从图 3、图 4 不同耗电量下 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 的水准，其中在 100MW 时开发成本小于 3400 元 /kWh，发电小时数大于 3400h 时，LCOE 基本冲破 0.1 元 /kWh；在 500MW 时开发成本小于 3400 元 /kWh，发电小时数大于 3200h 时，LCOE 基本冲破 0.1 元 /kWh；当然，对于更大规模的大基地、沙戈荒电站类型，冲破 0.1 元 /kWh 会更容易实现。三、预测与结论
近两年持续激烈的压缩机电子设备价格战和新机种计划的研发，使风场整体投资降幅非常大，对于西北地区风资源较好发电量较高的区域，早已有个别规模非常大的风电工程项目在采用非常大发电机组计划下 LCOE 冲破了 0.1 元 /kWh。相信，随着更大规模的大基地、沙戈荒电站的开发工程建设，以及新产品、新技术、新计划的应用，今后会有越来越多风电工程项目的 LCOE 冲破 0.1 元 /kWh。
当前，面对 LCOE 的不断降低优化，大部分海上风电工程项目经济指标 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，在保证工程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高架道路上来，让行业为低碳新时代发力的同时更加健康的可持续发展。
