产业 | Industry
风电场开发成本分析
■荷兰能源研究中心（ECN）■汪洋︱译
目
前，风电机组的主要部件，即使是相同种类的部件，其成本变化也很大。本文基于齿轮箱
还无法判断供需失衡是否也起主导作用。
陆上风电的度电成本为0.04~0.05欧元/千瓦时，而考虑了资金使用成本（7%利率）及维护成本，海上风电机组的电力成本应该在0.08~0.10欧元/千瓦时（假设风速在8m/s~9.5m/s）。
和叶片生产厂的营业额及其平均分项成本，对陆上风电的成本价进行了估算（不包括运输、服务、工程、利润率和质保），估算值为570~666欧元/千瓦。制造商的营业数据表明陆上机组的销售价格约为1000欧元/千瓦（包括运输和质保）。海上风电机组的销售合同表明其价格较高（高出200~750欧元/千瓦）。直驱式风电机组的数据较少，因此其传动系的成本还无法进行比较。
近年风电场成本上涨的速度很快。对于陆上风电机组，原材料价格上涨只是成本上涨的一部分原因，关键因素则是需求的强劲增长；对于海上风电场，水深和离岸距离是造成较高成本的主要因素。但是，收集到的数据变化区间较大，
一、运行维护费用
德国国际太阳能技术研究所（ISET，目前属于IWES）WMEP数据库提供了大量陆上风电场的数据，据此可以进行较为可靠的测算。对于海上风电场，由于投入运行的数量较少，所以得到的数据有限。以下分别对陆上和海上风电场的运行维护成本进行分析。
（一）陆上风电场
陆上风电场积累了多年的运行经验，已经趋近成熟，并且有大量翔实的数据
表 1 陆上风电场运行和维护的主要成本
故障率可利用率服务合同
服务合同（包含质保期）消缺性维护（第5年）消缺性维护（第15年）设备生命期内的平均运行维护费用
及保险费用LPC（运行维护成本）
1.5~4次/年＞98%
~0.8%，5~8欧元/千瓦每年投资成本的0.5%
每年投资成本的1.0%~1.6%，10~16欧元/千瓦每年投资成本的0.5%~0.8%，5~8欧元/千瓦每年投资成本的4%~6%，40~60欧元/千瓦每年投资成本的2%~4%，5~8欧元/千瓦（设备的损坏、第三方及电量的损失）度电价格的5%~10%（其中一半用于维护），~1.5欧分/千瓦时0.5欧分/千瓦时（第1年）（第10年）
36 风能 Wind Energy
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可以参考。
根据2006年WMEP 数据库中的数据，每千瓦运行和维护成本随着风电机组额
≥1500800-1000561-630491-560421-490351-420281-350211-280141-21071-1401-70
0 5 10 15 20 25 30 35
年运行维护成本（欧元/千瓦）
图3显示了总维护费用，并将维护分为预防性维护和消缺性维护。随着风电机组单机容量的增加，预防性维护和消缺性维护的成本趋同，且总成本随着风电机组技术的成熟以及运行经验的积累而降低。
取决于机组容量的维护成本取决于机组容量的维护成本2520151050
元欧
瓦千
元欧
瓦千
机组额定功率(kW)
（二）海上风电场
由于海上风电场的运行维护数据较少，这里首先通过模型估算，然后与实际运行数据进行比较分析。
1. 基于模型的分析
根据近年来的研究，列出典型的海上风电场维护成本（包括风电场的基础设施和土木结构等的维护成本）：
（1）预防性维护：0.003~0.009欧元/千瓦时
（2）消缺性维护：0.005~0.010欧元/千瓦时
有意思的是，消缺性维护大约是预防性维护成本的两倍。原因在于一是安装海上风电设备需要使用吊装船等昂贵的辅助设备，二是其效益损失远大于陆上风电场（需要等待风平浪静才能靠近风电机组进行维护）。分析显示，效益损失约为消缺性维护的50%~80%，而上述数据由于下列因素而导致很大的不确定性：
风电机组的故障率、消缺性维护的需要
用来靠近风电机组的交通工具和吊装设备的价格波动
浪高和风速可能导致无法靠近风电机组
离岸距离
其他运输方面的因素（库存、交货期、人员配备等）
2. 海上风电场运行数据
这里只考虑总装机容量大于4 0MW 的海上风电场，收集到五座海上风电场数据（表2）。
图 1 每千瓦运行费用和风电机组额定功率的关系
定功率的增加而降低（图1）。
根据一份在2003年做过的分析（1.5MW~2.5MW 风电机组，但不包括其质保期、备件和易耗品、24小时监控等）显示，风电机组每千瓦的服务成本随着风电机组额定功率的增加而降低（图2）。
预防性维护
-制造商指定
-实际价格（ISET）
-服务项目（包括24小时监测、备件及质保）
服务成本︵/︶维护成本︵/︶
机组额定功率（kW）
制作商ISET（2002）服务项目
图2 每千瓦服务成本和风电机组额定功率的关系
■预防性（欧元/千瓦）
■消缺性（欧元/千瓦）
50 100 160 250 300 390 450 520 600 750 000 1500
机组容量（kW）
图 3 预防性维护与消缺性维护费用（每千瓦）和风电机组额定功率的关系
2010年第3期 37
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表2 部分海上风电场的运行和维护成本
风电场
Barrow Middelgr-unden North HoyleScroby SandsKentish Flats
所在国家
英国丹麦英国英国英国
风电机组
30台 Vestas 3MW20台 Bonus 2MW30台 Vestas V80 2MW30台 Vestas V80 2MW30台 Vestas V90 3MW
离岸距离（km）
7~82~37~82~38~10
水深（m）
18~222~6124~85
所掌握的可利用率（%）
67938775~8473.5~89.2
运行维护成本（欧分/千瓦时）
1.91.2~1.92.06~2.311.45~1.65
1.55
以Barrow 海上风电场为例，设备供应商提供5年的运行和维护合同。但在考察期间，发现该风电场的可利用率很低，只有67%，使得运行和维护的成本较高，达到3.2欧分/千瓦时。如果根据规划时的发电量（305GW·h/a）计算，则该风电场的运行和维护成本为1.9欧分/千瓦时。
的位置等。年的销售数据，其齿轮箱的销售从70欧元/千瓦提高到84欧元/千瓦，因此反推整个风电机组的成本为512~630欧元/千瓦（平均570欧元/千瓦）。同样，根据LM 公司的营业额数据，叶片销售价为118欧元/千瓦，可以得到风电机组的成本（不包括质保期）为536~908欧元/千瓦（平均666欧元/千瓦）。
2. 陆上风电场总承包工程的成本及分项分析
除了风电机组本身以外，风电场项目还包括其他成本，如前期开发、土地租赁、电网接入和融资成本等，而这些成本在不同国家、不同地区和不同环境有不同的成本结构。这些成本大
（一）成本分项分析
1. 风电机组成本分项分析
近几年有许多关于风电机组成本分项分析的报告，但是制造商提供的真正原始成本分项资料很少，更多的是基于模型推算的结果。表3中列出不同研究报告得出的风电机组成本分项的比例，但是不同研究结果的偏差比较大。如果将这些不同研究的数据进行平均，所得结果是，叶片及轮毂占机组总成本的23%，塔筒占20%，齿轮箱占14%，发电机及电控系统占17%。但必须注 意的是，不同种类风电机组的成本比例相差很大。
根据Hansen 传动公司发布的过去3
二、造价分析及度电成本
对于研究者而言，不同技术和设计选择对度电成本的详细划分尤其重要。以下将分析不同因素对成本的影响，如原材料价格、设计变化以及海上风电场
表3 不同研究对风电机组成本分项分析的结果（%）
数据来源
机组额定功率（MW）
塔筒叶片轮毂主轴承主轴机舱底座齿轮箱发电机偏航系统变桨系统电力电子变压器机舱罩刹车系统电缆其他总计
Repower MM92
226.322.21.41.21.92.812.93.41.32.75.03.61.41.31.011.9100
DOWEC
625.014.47.62.4—1.413.16.12.010.32.0—0.70.71.912.4100
NREL
1.511.016.07.01.32.27.016.410.61.33.910.96.54.00.3—1.6100
Ris
1.521.022.03.0—5.013.015.09.05.05.0———2.0——100
OWECOP
2.511.013.07.0—5.010.011.07.0——16.0————20.0100
REpower MM82
233.018.02.01.02.03.014.04.02.05.06.03.02.01.01.03.0100
WEH
1.518.719.52.704.511.513.39.04.5————1.8—15.5100
38 风能 Wind Energy
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表4 陆上风电场成本分项占比
项目
风电机组基础风电场电气电网联接控制系统咨询土地融资成本道路
表5 Nysted和Horns Rev 风电场成本分项
项目
风电机组（出厂价，含运输和安装）
变电站及至岸边的电缆
风电场内部电缆
基础设计和项目管理
环境评价其他
占比（%）
75.66.51.58.90.31.23.91.20.9
百分比（%）
491652163
致占风电场总投资的20%~40%，其中10%~15%用于风电机组基础的投资。表4是欧洲风能协会（EWEA）研究报告
给出的陆上风电场成本分项占比。
如果按照2008年风电机组成本占总承包投资的75.6%计算，则风电机组价格为1043欧元/千瓦。而根据2008年Vestas，Gamesa，Nordex，Suzlon 和Repower 的营业额计算，风电机组价格为1000欧元/千瓦1。
3. 海上风电场总承包成本分项分析表5是欧洲风能协会发表的基于Ris Ф对Nysted 和Horns Rev风电场的分析而计算出的海上风电场分项成本。Nysted 风电场使用重力基础支撑结构，
而Horns Rev风电场使用单桩基础支撑结构，但建设成本并没有太大差别。而欧洲风能协会也曾发表过另一份不同结果的报告（表6 ）。表7为英国Garrad Hassan公司制作的对英国第一期（Round 1）海上风电项目分项成本的分析。
据2009年欧洲风能会议论文显示，Nysted/RodsandII海上风电场的重力基础造价为400欧元/千瓦，如果项目总承包的造价是2100欧元/千瓦时，则和表6中数据吻合。海上风电机组本身价格较高，最近海上风电机组供应商的报价为1100~1750欧元/千瓦。
括材料、容量以及较为敏感的离岸距离和水深等因素。另外，当风电机组的产量不断增加，生产将不断完善，这在设计机组时也需要考虑，同时经济和市场环境也将影响风电机组成本。
1. 材料成本
风电机组使用的材料很多，大致可以估算如下：
（1）塔筒、轮毂、齿轮箱和机舱底座，大约使用钢材150t/MW（根据所收集的数据）
（2）制造海上风电机组的单桩使用钢材300t/MW（30m水深）
（3）制造海上风电机组的重力基础使用400t/MW混凝土和40t/MW钢材
（二）成本驱动因素
影响风电机组成本的因素很多，包
表6 典型 海上风电场成本分项
项目
风电机组及附属设备
支撑结构海上电气系统
风电机组和支撑结构的安装
海上电气系统的安装勘测和建设管理
保险
表7 英国第一 期海上风电项目分项成本
项目
风电机组（包括变压器和塔筒）
基础安装海上电气
9642
前期和管理工作
陆上电气开发费用风电场监控系统
百分比（%）
51199
百分比（%）
4018226.55.54.52.51.0
1. 根据可得的已经安装的风电机组销售数据，可能有一些厂家的数据包含有服务合同。
2010年第3期 39
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（4）叶片需要的玻璃纤维增强材料10t/MW
（5）使用铜约4t 左右（取决于发电机类型，根据发电机重量简单估算）
（6）陆上风电机组则需要100t 混凝土
原材料价格的波动会直接影响风电机组的成本和价格。
2. 比例关系
在过去20年里，业界不断提出一个问题：风电机组的容量增大是否可以使发电成本降低？我们可以通过风电机组设计中的比例关系来研究这个问题。同样的问题还有，采用较高塔筒和将海上风电机组布置在更深的海域对度电成本有何影响？Wind PACT和DOWEC 报告已经对成本的比例关系作了研究，并阐述了成本和一些系数的关系。首先，将单个组件的尺寸和该系数相互关联，然后根据这些尺寸数据（需要加工的表面积、铸造的尺寸等）建立成本关系式。也就是，可以线性地增大叶轮（在各个尺寸上应用同样的系数），关系式如下：
在进行比例关系的假设时，必须足够小心，因为可能会忽视很多问题。首先，这个假设的重量和设计系数关系式可能会由于系数的错误而导致计算结果错误。我们曾看到过在叶片的比例关系计算中，所收集数据显示该比例关系和D2，然而在其他报告中却是D2.53。同样，假设成本和重量呈线性关系也是不对的。成本和很多因素相关，尤其是依赖于生产工艺的成本，一个制造商可以具有经济性，但是采用不同生产设备和工艺的制造商就可能因成本过大而没有经济性。还可能由于设计时，采用不同技术花费不同的成本（降低），而导致该比例关系的变化。该比例关系需要根据主要的成本影响因素进行调整，包括风电机组的安装成本，而最直接的则是重新设计并核算真实成本。综上，使用比例关系时需要特别小心。
3. 海上风电场成本驱动力
自2006年以来，海上风电场的成本上升很快（图4）。2009年BTM 公司的报告建议海上风电场的总承包成本为3000欧元/千瓦，而在2006年仅为1700欧元/千瓦（同时期的陆上风电场的总承包成本由1260欧元/千瓦升高到1380欧元/千瓦，涨幅不大）。欧洲风能协会估计2015年该成本将回落到1550欧元至2060欧元/千瓦之间。
最近一些文章抱怨成本升高很大程度上是由原材料涨价导致的，但根据风电机组原材料的分项价格来计算，海上
风电场的成本增加应该在180欧元/千瓦，而不是现在的1300欧元/千瓦。除了上述直接成本以外，还有项目相关的成本，如离岸距离、水深等（图5）。
英国Garrad Hassan公司最近发表了一篇文章，详细描述了一个采用5MW 风电机组的“一般性”的大型海上风电场的成本模型，显示成本不仅与离岸距离及水深有关，而且还与浪高、潮差和风暴有关。图6显示每兆瓦造价与离岸距离、水深和风电机组容量的关系。
海底电缆约占海上风电场造价的5%~10%。根据Horns Rev2期、Shering-ham Shoal和Greater Gabbard海上风电场的资料，对于离岸25km 的海上风电场，交流电缆的价格大约在3~5欧元/千瓦·千米。如果离岸距离较短，则电缆的成本几乎和离岸的距离无关（成本并不降）。而对于离岸距离很远（>100km）或规模较大（>500MW）的风电场，为了提高效率，需要采用高压直流输电（HVDC）电力连接，电缆较便宜，但是变电站的成本极高。而且在选择电缆上岸的合适位置时，受各种因素的约束（主航道及其他）也很大，故成本也会根据项目的具体情况而变化。但是，图6中成本和机组容量的关系还是十分明显，但该趋势没有体现出使用大容量风电机组时的优势（与使用3MW 机组相比，如果假设故障间隔平均时间（MTBF）相同，5MW风电机组的停机次数比3MW 的低40%），在运行维护成本较高的海
M blade =C ωD 3
其次，需要将重量和成本建立关系。通常假设一个线性的关系式：
C blade =C cost M blade
上述成本关系式也可以关联于需要加工的表面积和需要加工的最大组件等等。
与岸距离水深
距离︵km ︶或深度︵m ︶
40 风能 Wind Energy
元欧/千瓦︶
过去
未来
成本︵
图4 不同海上 风电场的总承包成本（每千瓦）图5 海上风电场 的离岸距离和水深的逐年变化
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上风电场，应该会对总成本有一定影响。根据收集到的数据，当然也不能排除，大型风电机组出现故障后容易修复，而大容量风电机组的维护受到各种条件制约的可能性更大，大致成本也会增加。
4. 通过学习和改进技术来降低成本技术培训是运用技术使成本降低的方法，这需要经验、业绩、科研和使用方面的积累。包括（1）通过科研来学习：产品制造中结构方面的科研投入；（2）通过实践来学习：产品的制造过程；（3）通过使用来学习：使用者经验的反馈可以优化产品设计；（4）通过沟通来学习：在不同的机构（研究院和制造商）之间共享知识；（5）升级换代：通过技术革新使成本降低；（6）规模化带来经济性：产品的标准化可以扩大生产。总之，就生产成本而言，上述因素的影响可以用一个累计生产的对数关系式来描述：
Log C cum =logC 0+blogN cum
拟的）第一台机组的成本，N cum 是累计的产量，b是经验系数，PR指程度系数。程度系数是描述当累计产量翻番时成本降低的尺度。对于风电而言，PR 可以是已经安装的机组。截至2001年，陆上和海上风电场的程度系数约为82%（即风电机组装机翻番，成本降低了18%）。如果一直保持在该数值，那么陆上和海上总承包方案的每兆瓦成本分别可以比2001年（按2001年的欧元和材料价格计算）下降62%。
自2001年以来，市场价格的走势
元欧瓦千/︶
与岸距离（km）
距离
平均水深（m）
水深
机组功率（MW）
机组容量
成本︵
图6 海上风电场离 岸距离、水深和风电机组容量对成本的影响
并没有完全遵循某一条学习曲线，需要等市场的价格趋于平稳后，才能通过分析得出比较可靠的未来生产成本。规模化所产生的经济性应在未来几年里起到重要作用。
5. 生产成本和总承包成本及市场关注点
过去的四年里，陆上风电场的总承包成本稳步从2004年的1000欧元/千瓦上升至2007年的1380欧元/千瓦，原因在于供不应求导致的原材料价格上涨，而2009年预计的成本与2007年基本相同。如前述，原材料的涨幅只占陆上风电场成本的10%。
（三）度电成本
度电成本是反映风电场盈利能力的指标，可以通过将风电场成本、维护成本和项目结束后拆除的成本相加，而后
除以整个项目周期的发电量计算得到。即：
表8列出了一些比较，其一是当代的II 类风电机组安装在II 类风电场（平均风速达8.5m/s），则该风电机组的等效满负荷小时数可达3750，而海上风电机组可达4600（平均风速10m/s）。本文所得到的风电机组发电量数据中，有25%的风电机组可以达 到上述数值。假设陆上风电机组和海上风电机组的可利用率分别为100%和95%，那么陆上风电机组和海上风电机组的度电成本分别可达0.04欧元/千瓦时和0.08欧元/千瓦时。陆上风电机组和海上风电机组的维护成本所占比例分别为20%~26%和20%~25%。
（本文摘自荷兰能源研究中心（ECN）报告《2009年风电产业动向》，题目为编者所加）
PR =2b
C cum 是每台机组的成本，C 0是（虚
表8 陆上II类风电机组与海上I类风电机组度电成本的比
项目
风电机组总承包（欧元/千瓦）
资金成本（欧元/千瓦）维护成本/15年（欧元/千瓦）维护成本/20年（欧元/千瓦）总成本/15年（欧元/千瓦）总成本/20年（欧元/千瓦）产量/15年（kW·h/kW）产量/20年（kW·h/kW）度电成本/15年（欧元/千瓦）度电成本/20年（欧元/千瓦）
陆上II 类风电机组
1380.00892.75562.5750.002835.253022.[1**********]00.0500.040
海上I 类风电机组
3300.002134.831311.501748.006745.837182.[1**********]00.1030.082
2010年第3期 41
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■荷兰能源研究中心（ECN）■汪洋︱译
目
前，风电机组的主要部件，即使是相同种类的部件，其成本变化也很大。本文基于齿轮箱
还无法判断供需失衡是否也起主导作用。
陆上风电的度电成本为0.04~0.05欧元/千瓦时，而考虑了资金使用成本（7%利率）及维护成本，海上风电机组的电力成本应该在0.08~0.10欧元/千瓦时（假设风速在8m/s~9.5m/s）。
和叶片生产厂的营业额及其平均分项成本，对陆上风电的成本价进行了估算（不包括运输、服务、工程、利润率和质保），估算值为570~666欧元/千瓦。制造商的营业数据表明陆上机组的销售价格约为1000欧元/千瓦（包括运输和质保）。海上风电机组的销售合同表明其价格较高（高出200~750欧元/千瓦）。直驱式风电机组的数据较少，因此其传动系的成本还无法进行比较。
近年风电场成本上涨的速度很快。对于陆上风电机组，原材料价格上涨只是成本上涨的一部分原因，关键因素则是需求的强劲增长；对于海上风电场，水深和离岸距离是造成较高成本的主要因素。但是，收集到的数据变化区间较大，
一、运行维护费用
德国国际太阳能技术研究所（ISET，目前属于IWES）WMEP数据库提供了大量陆上风电场的数据，据此可以进行较为可靠的测算。对于海上风电场，由于投入运行的数量较少，所以得到的数据有限。以下分别对陆上和海上风电场的运行维护成本进行分析。
（一）陆上风电场
陆上风电场积累了多年的运行经验，已经趋近成熟，并且有大量翔实的数据
表 1 陆上风电场运行和维护的主要成本
故障率可利用率服务合同
服务合同（包含质保期）消缺性维护（第5年）消缺性维护（第15年）设备生命期内的平均运行维护费用
及保险费用LPC（运行维护成本）
1.5~4次/年＞98%
~0.8%，5~8欧元/千瓦每年投资成本的0.5%
每年投资成本的1.0%~1.6%，10~16欧元/千瓦每年投资成本的0.5%~0.8%，5~8欧元/千瓦每年投资成本的4%~6%，40~60欧元/千瓦每年投资成本的2%~4%，5~8欧元/千瓦（设备的损坏、第三方及电量的损失）度电价格的5%~10%（其中一半用于维护），~1.5欧分/千瓦时0.5欧分/千瓦时（第1年）（第10年）
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可以参考。
根据2006年WMEP 数据库中的数据，每千瓦运行和维护成本随着风电机组额
≥1500800-1000561-630491-560421-490351-420281-350211-280141-21071-1401-70
0 5 10 15 20 25 30 35
年运行维护成本（欧元/千瓦）
图3显示了总维护费用，并将维护分为预防性维护和消缺性维护。随着风电机组单机容量的增加，预防性维护和消缺性维护的成本趋同，且总成本随着风电机组技术的成熟以及运行经验的积累而降低。
取决于机组容量的维护成本取决于机组容量的维护成本2520151050
元欧
瓦千
元欧
瓦千
机组额定功率(kW)
（二）海上风电场
由于海上风电场的运行维护数据较少，这里首先通过模型估算，然后与实际运行数据进行比较分析。
1. 基于模型的分析
根据近年来的研究，列出典型的海上风电场维护成本（包括风电场的基础设施和土木结构等的维护成本）：
（1）预防性维护：0.003~0.009欧元/千瓦时
（2）消缺性维护：0.005~0.010欧元/千瓦时
有意思的是，消缺性维护大约是预防性维护成本的两倍。原因在于一是安装海上风电设备需要使用吊装船等昂贵的辅助设备，二是其效益损失远大于陆上风电场（需要等待风平浪静才能靠近风电机组进行维护）。分析显示，效益损失约为消缺性维护的50%~80%，而上述数据由于下列因素而导致很大的不确定性：
风电机组的故障率、消缺性维护的需要
用来靠近风电机组的交通工具和吊装设备的价格波动
浪高和风速可能导致无法靠近风电机组
离岸距离
其他运输方面的因素（库存、交货期、人员配备等）
2. 海上风电场运行数据
这里只考虑总装机容量大于4 0MW 的海上风电场，收集到五座海上风电场数据（表2）。
图 1 每千瓦运行费用和风电机组额定功率的关系
定功率的增加而降低（图1）。
根据一份在2003年做过的分析（1.5MW~2.5MW 风电机组，但不包括其质保期、备件和易耗品、24小时监控等）显示，风电机组每千瓦的服务成本随着风电机组额定功率的增加而降低（图2）。
预防性维护
-制造商指定
-实际价格（ISET）
-服务项目（包括24小时监测、备件及质保）
服务成本︵/︶维护成本︵/︶
机组额定功率（kW）
制作商ISET（2002）服务项目
图2 每千瓦服务成本和风电机组额定功率的关系
■预防性（欧元/千瓦）
■消缺性（欧元/千瓦）
50 100 160 250 300 390 450 520 600 750 000 1500
机组容量（kW）
图 3 预防性维护与消缺性维护费用（每千瓦）和风电机组额定功率的关系
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表2 部分海上风电场的运行和维护成本
风电场
Barrow Middelgr-unden North HoyleScroby SandsKentish Flats
所在国家
英国丹麦英国英国英国
风电机组
30台 Vestas 3MW20台 Bonus 2MW30台 Vestas V80 2MW30台 Vestas V80 2MW30台 Vestas V90 3MW
离岸距离（km）
7~82~37~82~38~10
水深（m）
18~222~6124~85
所掌握的可利用率（%）
67938775~8473.5~89.2
运行维护成本（欧分/千瓦时）
1.91.2~1.92.06~2.311.45~1.65
1.55
以Barrow 海上风电场为例，设备供应商提供5年的运行和维护合同。但在考察期间，发现该风电场的可利用率很低，只有67%，使得运行和维护的成本较高，达到3.2欧分/千瓦时。如果根据规划时的发电量（305GW·h/a）计算，则该风电场的运行和维护成本为1.9欧分/千瓦时。
的位置等。年的销售数据，其齿轮箱的销售从70欧元/千瓦提高到84欧元/千瓦，因此反推整个风电机组的成本为512~630欧元/千瓦（平均570欧元/千瓦）。同样，根据LM 公司的营业额数据，叶片销售价为118欧元/千瓦，可以得到风电机组的成本（不包括质保期）为536~908欧元/千瓦（平均666欧元/千瓦）。
2. 陆上风电场总承包工程的成本及分项分析
除了风电机组本身以外，风电场项目还包括其他成本，如前期开发、土地租赁、电网接入和融资成本等，而这些成本在不同国家、不同地区和不同环境有不同的成本结构。这些成本大
（一）成本分项分析
1. 风电机组成本分项分析
近几年有许多关于风电机组成本分项分析的报告，但是制造商提供的真正原始成本分项资料很少，更多的是基于模型推算的结果。表3中列出不同研究报告得出的风电机组成本分项的比例，但是不同研究结果的偏差比较大。如果将这些不同研究的数据进行平均，所得结果是，叶片及轮毂占机组总成本的23%，塔筒占20%，齿轮箱占14%，发电机及电控系统占17%。但必须注 意的是，不同种类风电机组的成本比例相差很大。
根据Hansen 传动公司发布的过去3
二、造价分析及度电成本
对于研究者而言，不同技术和设计选择对度电成本的详细划分尤其重要。以下将分析不同因素对成本的影响，如原材料价格、设计变化以及海上风电场
表3 不同研究对风电机组成本分项分析的结果（%）
数据来源
机组额定功率（MW）
塔筒叶片轮毂主轴承主轴机舱底座齿轮箱发电机偏航系统变桨系统电力电子变压器机舱罩刹车系统电缆其他总计
Repower MM92
226.322.21.41.21.92.812.93.41.32.75.03.61.41.31.011.9100
DOWEC
625.014.47.62.4—1.413.16.12.010.32.0—0.70.71.912.4100
NREL
1.511.016.07.01.32.27.016.410.61.33.910.96.54.00.3—1.6100
Ris
1.521.022.03.0—5.013.015.09.05.05.0———2.0——100
OWECOP
2.511.013.07.0—5.010.011.07.0——16.0————20.0100
REpower MM82
233.018.02.01.02.03.014.04.02.05.06.03.02.01.01.03.0100
WEH
1.518.719.52.704.511.513.39.04.5————1.8—15.5100
38 风能 Wind Energy
Industry | 产业
表4 陆上风电场成本分项占比
项目
风电机组基础风电场电气电网联接控制系统咨询土地融资成本道路
表5 Nysted和Horns Rev 风电场成本分项
项目
风电机组（出厂价，含运输和安装）
变电站及至岸边的电缆
风电场内部电缆
基础设计和项目管理
环境评价其他
占比（%）
75.66.51.58.90.31.23.91.20.9
百分比（%）
491652163
致占风电场总投资的20%~40%，其中10%~15%用于风电机组基础的投资。表4是欧洲风能协会（EWEA）研究报告
给出的陆上风电场成本分项占比。
如果按照2008年风电机组成本占总承包投资的75.6%计算，则风电机组价格为1043欧元/千瓦。而根据2008年Vestas，Gamesa，Nordex，Suzlon 和Repower 的营业额计算，风电机组价格为1000欧元/千瓦1。
3. 海上风电场总承包成本分项分析表5是欧洲风能协会发表的基于Ris Ф对Nysted 和Horns Rev风电场的分析而计算出的海上风电场分项成本。Nysted 风电场使用重力基础支撑结构，
而Horns Rev风电场使用单桩基础支撑结构，但建设成本并没有太大差别。而欧洲风能协会也曾发表过另一份不同结果的报告（表6 ）。表7为英国Garrad Hassan公司制作的对英国第一期（Round 1）海上风电项目分项成本的分析。
据2009年欧洲风能会议论文显示，Nysted/RodsandII海上风电场的重力基础造价为400欧元/千瓦，如果项目总承包的造价是2100欧元/千瓦时，则和表6中数据吻合。海上风电机组本身价格较高，最近海上风电机组供应商的报价为1100~1750欧元/千瓦。
括材料、容量以及较为敏感的离岸距离和水深等因素。另外，当风电机组的产量不断增加，生产将不断完善，这在设计机组时也需要考虑，同时经济和市场环境也将影响风电机组成本。
1. 材料成本
风电机组使用的材料很多，大致可以估算如下：
（1）塔筒、轮毂、齿轮箱和机舱底座，大约使用钢材150t/MW（根据所收集的数据）
（2）制造海上风电机组的单桩使用钢材300t/MW（30m水深）
（3）制造海上风电机组的重力基础使用400t/MW混凝土和40t/MW钢材
（二）成本驱动因素
影响风电机组成本的因素很多，包
表6 典型 海上风电场成本分项
项目
风电机组及附属设备
支撑结构海上电气系统
风电机组和支撑结构的安装
海上电气系统的安装勘测和建设管理
保险
表7 英国第一 期海上风电项目分项成本
项目
风电机组（包括变压器和塔筒）
基础安装海上电气
9642
前期和管理工作
陆上电气开发费用风电场监控系统
百分比（%）
51199
百分比（%）
4018226.55.54.52.51.0
1. 根据可得的已经安装的风电机组销售数据，可能有一些厂家的数据包含有服务合同。
2010年第3期 39
产业 | Industry
（4）叶片需要的玻璃纤维增强材料10t/MW
（5）使用铜约4t 左右（取决于发电机类型，根据发电机重量简单估算）
（6）陆上风电机组则需要100t 混凝土
原材料价格的波动会直接影响风电机组的成本和价格。
2. 比例关系
在过去20年里，业界不断提出一个问题：风电机组的容量增大是否可以使发电成本降低？我们可以通过风电机组设计中的比例关系来研究这个问题。同样的问题还有，采用较高塔筒和将海上风电机组布置在更深的海域对度电成本有何影响？Wind PACT和DOWEC 报告已经对成本的比例关系作了研究，并阐述了成本和一些系数的关系。首先，将单个组件的尺寸和该系数相互关联，然后根据这些尺寸数据（需要加工的表面积、铸造的尺寸等）建立成本关系式。也就是，可以线性地增大叶轮（在各个尺寸上应用同样的系数），关系式如下：
在进行比例关系的假设时，必须足够小心，因为可能会忽视很多问题。首先，这个假设的重量和设计系数关系式可能会由于系数的错误而导致计算结果错误。我们曾看到过在叶片的比例关系计算中，所收集数据显示该比例关系和D2，然而在其他报告中却是D2.53。同样，假设成本和重量呈线性关系也是不对的。成本和很多因素相关，尤其是依赖于生产工艺的成本，一个制造商可以具有经济性，但是采用不同生产设备和工艺的制造商就可能因成本过大而没有经济性。还可能由于设计时，采用不同技术花费不同的成本（降低），而导致该比例关系的变化。该比例关系需要根据主要的成本影响因素进行调整，包括风电机组的安装成本，而最直接的则是重新设计并核算真实成本。综上，使用比例关系时需要特别小心。
3. 海上风电场成本驱动力
自2006年以来，海上风电场的成本上升很快（图4）。2009年BTM 公司的报告建议海上风电场的总承包成本为3000欧元/千瓦，而在2006年仅为1700欧元/千瓦（同时期的陆上风电场的总承包成本由1260欧元/千瓦升高到1380欧元/千瓦，涨幅不大）。欧洲风能协会估计2015年该成本将回落到1550欧元至2060欧元/千瓦之间。
最近一些文章抱怨成本升高很大程度上是由原材料涨价导致的，但根据风电机组原材料的分项价格来计算，海上
风电场的成本增加应该在180欧元/千瓦，而不是现在的1300欧元/千瓦。除了上述直接成本以外，还有项目相关的成本，如离岸距离、水深等（图5）。
英国Garrad Hassan公司最近发表了一篇文章，详细描述了一个采用5MW 风电机组的“一般性”的大型海上风电场的成本模型，显示成本不仅与离岸距离及水深有关，而且还与浪高、潮差和风暴有关。图6显示每兆瓦造价与离岸距离、水深和风电机组容量的关系。
海底电缆约占海上风电场造价的5%~10%。根据Horns Rev2期、Shering-ham Shoal和Greater Gabbard海上风电场的资料，对于离岸25km 的海上风电场，交流电缆的价格大约在3~5欧元/千瓦·千米。如果离岸距离较短，则电缆的成本几乎和离岸的距离无关（成本并不降）。而对于离岸距离很远（>100km）或规模较大（>500MW）的风电场，为了提高效率，需要采用高压直流输电（HVDC）电力连接，电缆较便宜，但是变电站的成本极高。而且在选择电缆上岸的合适位置时，受各种因素的约束（主航道及其他）也很大，故成本也会根据项目的具体情况而变化。但是，图6中成本和机组容量的关系还是十分明显，但该趋势没有体现出使用大容量风电机组时的优势（与使用3MW 机组相比，如果假设故障间隔平均时间（MTBF）相同，5MW风电机组的停机次数比3MW 的低40%），在运行维护成本较高的海
M blade =C ωD 3
其次，需要将重量和成本建立关系。通常假设一个线性的关系式：
C blade =C cost M blade
上述成本关系式也可以关联于需要加工的表面积和需要加工的最大组件等等。
与岸距离水深
距离︵km ︶或深度︵m ︶
40 风能 Wind Energy
元欧/千瓦︶
过去
未来
成本︵
图4 不同海上 风电场的总承包成本（每千瓦）图5 海上风电场 的离岸距离和水深的逐年变化
Industry | 产业
上风电场，应该会对总成本有一定影响。根据收集到的数据，当然也不能排除，大型风电机组出现故障后容易修复，而大容量风电机组的维护受到各种条件制约的可能性更大，大致成本也会增加。
4. 通过学习和改进技术来降低成本技术培训是运用技术使成本降低的方法，这需要经验、业绩、科研和使用方面的积累。包括（1）通过科研来学习：产品制造中结构方面的科研投入；（2）通过实践来学习：产品的制造过程；（3）通过使用来学习：使用者经验的反馈可以优化产品设计；（4）通过沟通来学习：在不同的机构（研究院和制造商）之间共享知识；（5）升级换代：通过技术革新使成本降低；（6）规模化带来经济性：产品的标准化可以扩大生产。总之，就生产成本而言，上述因素的影响可以用一个累计生产的对数关系式来描述：
Log C cum =logC 0+blogN cum
拟的）第一台机组的成本，N cum 是累计的产量，b是经验系数，PR指程度系数。程度系数是描述当累计产量翻番时成本降低的尺度。对于风电而言，PR 可以是已经安装的机组。截至2001年，陆上和海上风电场的程度系数约为82%（即风电机组装机翻番，成本降低了18%）。如果一直保持在该数值，那么陆上和海上总承包方案的每兆瓦成本分别可以比2001年（按2001年的欧元和材料价格计算）下降62%。
自2001年以来，市场价格的走势
元欧瓦千/︶
与岸距离（km）
距离
平均水深（m）
水深
机组功率（MW）
机组容量
成本︵
图6 海上风电场离 岸距离、水深和风电机组容量对成本的影响
并没有完全遵循某一条学习曲线，需要等市场的价格趋于平稳后，才能通过分析得出比较可靠的未来生产成本。规模化所产生的经济性应在未来几年里起到重要作用。
5. 生产成本和总承包成本及市场关注点
过去的四年里，陆上风电场的总承包成本稳步从2004年的1000欧元/千瓦上升至2007年的1380欧元/千瓦，原因在于供不应求导致的原材料价格上涨，而2009年预计的成本与2007年基本相同。如前述，原材料的涨幅只占陆上风电场成本的10%。
（三）度电成本
度电成本是反映风电场盈利能力的指标，可以通过将风电场成本、维护成本和项目结束后拆除的成本相加，而后
除以整个项目周期的发电量计算得到。即：
表8列出了一些比较，其一是当代的II 类风电机组安装在II 类风电场（平均风速达8.5m/s），则该风电机组的等效满负荷小时数可达3750，而海上风电机组可达4600（平均风速10m/s）。本文所得到的风电机组发电量数据中，有25%的风电机组可以达 到上述数值。假设陆上风电机组和海上风电机组的可利用率分别为100%和95%，那么陆上风电机组和海上风电机组的度电成本分别可达0.04欧元/千瓦时和0.08欧元/千瓦时。陆上风电机组和海上风电机组的维护成本所占比例分别为20%~26%和20%~25%。
（本文摘自荷兰能源研究中心（ECN）报告《2009年风电产业动向》，题目为编者所加）
PR =2b
C cum 是每台机组的成本，C 0是（虚
表8 陆上II类风电机组与海上I类风电机组度电成本的比
项目
风电机组总承包（欧元/千瓦）
资金成本（欧元/千瓦）维护成本/15年（欧元/千瓦）维护成本/20年（欧元/千瓦）总成本/15年（欧元/千瓦）总成本/20年（欧元/千瓦）产量/15年（kW·h/kW）产量/20年（kW·h/kW）度电成本/15年（欧元/千瓦）度电成本/20年（欧元/千瓦）
陆上II 类风电机组
1380.00892.75562.5750.002835.253022.[1**********]00.0500.040
海上I 类风电机组
3300.002134.831311.501748.006745.837182.[1**********]00.1030.082
2010年第3期 41