2018 年投運的陸上風電項目的全球加權平均平準化度電成本(LCOE)為0.056 美元/ 千瓦時( 約合人民幣0.386 元/ 千瓦時)，比2017 年低13%。國際可再生能源署(IRENA)可再生能源成本數據庫的數據顯示，自2010 年以來，全球生物質能、地熱、水電、陸上風電和海上風電項目的全球加權平均平準化度電成本都在化石燃料發電成本范圍內(按國家和燃料劃分的化石燃料發電成本范圍估計在0.049~ 0.174 美元/ 千瓦時)。而目前，陸上風電成本處于化石燃料成本區間的底端。

2018 年陸上風電成本下降的原因是安裝成本的持續下降，以及發電效率的提升。推動這一趨勢的因素包括風電機組設計和制造技術的不斷改進;更具競爭力的全球供應鏈;以及越來越多的并網機組。2018 年，中國和美國陸上風電裝機容量分別增長了18.5GW 和6.8 GW，位列全球的第一和第二。巴西(2.1GW)、法國(1.6GW)、德國(2.7GW)和印度(2.4GW)以及其他新增風電裝機同樣為成本下降提供了支持。與2017 年相比，2018年全球陸上風電平準化度電成本的加權平均降幅為13%。2018 年中國和美國新投入使用的陸上風電場的加權平均平準化度電成本比2017 年低4%。然而，由于近年來本國貨幣疲軟，印度和巴西2018 年陸上風電項目的加權平均平準化度電成本都出現小幅增長。

中國和美國在2018 年投入使用的陸上風電場的加權平均平準化度電成本相同，為0.048 美元/ 千瓦時。盡管中國的發電效率低于美國，但擁有更低的安裝成本。2018 年，巴西、法國、德國、印度和英國陸上風電場的加權平均平準化度電成本分別為0.061 美元/ 千瓦時、0.076 美元/ 千瓦時、0.075美元/ 千瓦時、0.062 美元/ 千瓦時和0.063 美元/ 千瓦時。自2014 年以來，平準化度電成本在0.03~0.04 美元/ 千瓦時之間的項目越來越多。在一些市場上，具有優良的風能資源和較低安裝成本的項目價格，比最便宜的化石燃料發電方案還要低。

由于風電機組價格持續下跌，2018 年全球陸上風電場加權平均總安裝成本同比下降6%， 從2017 年的1600 美元/ 千瓦下降到2018 年的1500 美元/ 千瓦。

技術和制造工藝的改進、區域制造設施和有競爭力的供應鏈都有助于降低機組價格。

2018 年，除中國和印度外，風電機組平均價格從2017 年的910~1050美元/ 千瓦下降至790~900 美元/ 千瓦之間。

2018 年各國陸上風電平均總安裝成本如下：中國約為1170 美元/ 千瓦，印度為1200 美元/ 千瓦，美國為1660 美元/ 千瓦，巴西為1820 美元/千瓦，德國為1830 美元/ 千瓦，法國為1870 美元/ 千瓦，英國為2030 美元/ 千瓦。同年，澳大利亞新增風電裝機940MW，安裝成本也非常有競爭力，約為1640 美元/ 千瓦。

風電機組塔筒越高、掃風面積越大、容量越高，通常能從相同的風能資源中獲取更多電力，該趨勢使得2018 年投入使用的陸上風電場的全球加權平均容量系數從2017 年的32%升至34%。

2018 年還沒有最終數據，但在2010 年至2017 年期間，機組風輪直徑和機組尺寸都明顯增大，這種趨勢可能還會持續。較高的機組高度可以獲得較高的風速，而較大的掃風面積可以在運行風速范圍內增加發電量。與此同時，增長的葉片和增高的塔筒會使制造和運輸的成本上升，這是一種權衡，通過優化可以實現總體成本的下降。

愛爾蘭在追求更高的機組和更大的掃風面積這一趨勢中脫穎而出，雖然還是落后于風電領軍國家丹麥，但2010 年至2017 年，愛爾蘭風電機組平均單機容量增加了95%，風輪直徑增大76%，增速極快。

在2017 年投入使用的項目中，丹麥的風電機組平均風輪直徑為118m，單機容量為3.5 兆瓦。巴西、加拿大、法國和美國都有風輪直徑增長速度超過單機容量增速的情況。2010 年至2017 年，在新投產項目的風電機組風輪直徑增長幅度方面，巴西為42%，加拿大為64%，法國為25%，美國為34% ;單機容量分別增長31%、41%、16%、29%。2017 年， 加拿大、德國、瑞典和土耳其的平均風電機組單機容量接近3 兆瓦，而市場規模較小的丹麥則以3.5 兆瓦的平均單機容量明顯領先。2017 年，巴西、丹麥、德國、印度、瑞典、土耳其和美國的風電機組平均風輪直徑都超過了110m，而2010 年這些國家的平均風輪直徑在77m(印度)到96m(丹麥)之間。2018 年的陸上風電場加權平均容量系數：巴西為46%，美國為44%，英國為40%，澳大利亞為37%;而在中國、法國和德國，這一系數為29%。印度的加權平均容量系數同比略有下降，從48% 降至46%。大多數其他主要市場都呈增長態勢。

2018 年，全球海上風電裝機容量達到450 萬千瓦，幾乎全部集中在歐洲和中國。全球海上風電加權平均平準化度電成本為0.127 美元/ 千瓦時，比2017 年低1%，較2010 年下降20%。2018 年新增的450 萬千瓦海上風電裝機容量主要集中在中國，占總量的40%，英國和德國分別占29% 和22%。

因此，市場仍然局限于少數主要參與者。未來，范圍有望擴大到北美和大洋洲，并在未來幾年內開發一些新項目。與2017 年相比，2018 年全球海上風電項目的加權平均平準化度電成本略有下降。

2010 年至2018 年，全球海上風電平準化度電成本從0.159 美元/ 千瓦時下降到0.127 美元/ 千瓦時，降低20%。2018 年投運的海上風電項目總安裝成本比2010 年低5%。海上風電成本下降的主要驅動力是：風電機組設計、運輸和安裝方面的創新;運維經濟性的提高(得益于大型風電機組和海上風電場集群規模化建設);以及更高的機組高度、近海深水區更好的風能資源和更大的風輪直徑帶來的更大容量系數。機組大型化趨勢擴大了風電場的容量，能減少給定容量所需的風電機組數量，從而降低安裝成本和項目開發成本。然而，海上風電場的開發由于位于離港口較遠的深水區，安裝和運輸成本的增加某種程度上抵消了機組大型化帶來的成本優勢，但由于風力狀況更好、更穩定，也提高了海上風電場的發電量。全球海上風電場的加權平均容量系數從2010 年的38%上升到2018 年的43%。同時，通過優化運維策略，降低了運維成本;基于故障預測分析的預防性維修方案也減少了故障的發生;海上風電場規模化發展，也減少了單個風電場的運維成本。

海上風電市場仍然相對薄弱，自2010 年以來，平準化度電成本在各國的降幅存在很大差異。

歐洲的海上風電部署規模最大，2010 年至2018 年投運的項目中，平準化度電成本下降了14%，從0.156美元/ 千瓦時降至0.134 美元/ 千瓦時。最大的降幅發生在比利時，2010 年至2018 年間下降28%，從0.195 美元/千瓦時跌至0.141 美元/ 千瓦時。德國和英國是2018 年歐洲最大的市場，2010 年至2018 年，這兩個市場的海上風電項目平準化度電成本分別下降24% 和14%，跌至0.125 美元/ 千瓦時和0.139 美元/ 千瓦時。在亞洲，2010 年至2018 年間平準化度電成本的降幅為40%，從0.178 美元/ 千瓦時降至0.106 美元/ 千瓦時。這主要是由中國推動的，該國擁有亞洲95%以上的海上風電設施。與之相比，日本的平準化度電成本較高，估計為0.20美元/ 千瓦時，因為迄今為止的項目規模較小，而且主要是示范項目。

自2010 年以來，海上風電場的總安裝成本略有下降。然而，由于近年來每年新增裝機容量相對較低，新投產的海上風電場的總安裝成本同比波動較大。

2010 年至2018 年，全球海上風電加權平均安裝成本下降了5%，從4572 美元/ 千瓦降至4353 美元/ 千瓦。在安裝成本的整體演變背后有一系列復雜的因素，其中一些因素推動成本下降，另一些因素起著相反作用。在歐洲，供應鏈和物流的規模和容量較小，以及向更遠和更深的水域部署的轉變，某種程度上增加了安裝、基礎和電網連接成本。然而，該行業近年來規模有所擴大，其中一些壓力有所緩解。與此同時，風電機組技術的創新、更大的發電容量、更豐富的項目開發經驗和規模化發展，總體上有助于降低成本。CWEA

來源：《風能》雜志2019年06期