近日，國際可再生能源署（IRENA）發(fā)布的《2021年可再生能源發(fā)電成本》（Renewable Power Generation Costs in 2021）報告顯示，相較于2020年，2021年全球太陽能光伏發(fā)電的度電成本（LCOE）下降了13%，陸上風電、海上風電的降幅分別達到15%、13%。

2021年全球太陽能光伏與風電成本繼續(xù)下降

由于存在一定的滯后性，新出現(xiàn)的供應鏈挑戰(zhàn)與不斷上漲的商品成本，并未直接推高2021年交付的風電與太陽能光伏項目的總安裝成本（total installed cost）。再加上中國市場的成本進一步下降，2021年交付的公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏、陸上風電、海上風電項目的全球加權平均電力成本延續(xù)了此前的下降態(tài)勢。

在陸上風電方面，2021年交付的項目的全球加權平均度電成本同比下降了15%，從2020年的0.039美元/千瓦時（約合人民幣0.263元/千瓦時）降至0.033美元/千瓦時。2021年，中國再次成為全球陸上風電新增裝機容量最多的市場，只是其在全球所占的份額降至41%，這導致安裝成本較高的市場所占的份額相較于2020年有所提高。不包括中國在內，2021年交付的陸上風電項目的全球加權平均度電成本為0.037美元/千瓦時，同比下降12%。

在中國，風電機組制造商的產能過剩以及國家補貼的到期，導致項目開發(fā)商積極尋求降低風電機組價格，這與其他地區(qū)的趨勢形成鮮明對比。中國之外，在全球排名前二十五的風電市場中，有7個國家的加權平均總安裝成本呈上升之勢。2021年，風能資源非常好的國家（尤其是阿根廷、巴西、加拿大、智利、挪威、土耳其、瑞典和美國）占據(jù)了更大的市場份額，新交付陸上風電項目的全球加權平均容量因數(shù)（capacity factor）也實現(xiàn)了提升，從2020年的36%增加到2021年的39%。

2021年，中國和其他重要市場的陸上風電項目總安裝成本較低，以及容量因數(shù)的提升，推動著全球陸上風電項目加權平均度電成本的下降。

2021年，全球交付的公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏項目的加權平均度電成本同比下降了13%，從2020年的0.055美元/千瓦時降至0.048美元/千瓦時。一個主要驅動因素是這些項目的全球加權平均總安裝成本同比下降了6%，由2020年的916美元/千瓦下降到2021年的857美元/千瓦。6%的降幅明顯低于2020年的12%，這主要是由于2020年年底光伏組件價格的上漲似乎對大量項目的總成本產生了影響。然而整體影響有限，在2021年新增裝機容量排名前二十五的市場中，只有3個市場的全國加權平均總安裝成本有所上升。值得注意的是，總安裝成本的增加主要發(fā)生在競爭異常激烈的市場中，比如西班牙，該國開發(fā)商的利潤非常薄，項目成本更易受到材料和設備價格上漲的影響。

2021年，全球公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏項目的度電成本下降幅度，高于2020年的11%，因為2021年交付項目的全球加權平均容量因數(shù)回升至17%以上。導致這一局面的部分原因在于，與2020年相比，2021年太陽能資源更好地區(qū)的裝機份額發(fā)生了變化，以及更多地使用單軸跟蹤系統(tǒng)（single axis tracker）和雙面光伏組件。

2020年，全球海上風電新增裝機容量超過6GW，2021年更是實現(xiàn)了前所未有的擴張，新增裝機容量突破21GW。2021年，中國的海上風電新增并網裝機容量接近17GW。這使得海上風電新項目的全球加權平均電力成本同比下降了13%，從2020年的0.086美元/千瓦時降至2021年的0.075美元/千瓦時。驅動因素包括：新交付海上風電項目的全球加權平均總安裝成本從2020年的3255美元/千瓦下降到2021年的2858美元/千瓦，全球加權平均容量因數(shù)從38%提高到39%。

由于中國占2021年全球海上風電新增裝機容量的82%，因此，2021年海上風電項目全球加權平均值的數(shù)據(jù)基本上反映的是中國海上風電市場的狀況。在歐洲，新交付海上風電項目的加權平均度電成本從2020年的0.092美元/千瓦時下降到2021年的0.065美元/千瓦時，降幅達29%。這是由于總安裝成本在2021年同比下降25%，至2775美元/千瓦，以及新交付項目的加權平均容量因數(shù)由2020年的42%提高至2021年的48%。對于歐洲來說，在過去五年中，大型項目的規(guī)模經濟效益以及供應鏈與運維優(yōu)化帶來的好處是顯而易見的。然而，由于交付周期長，許多正處于建設中的項目將極易受到商品價格上漲的影響。

2021年太陽能光伏和風電項目的成本下降趨勢，可能不會在2022年延續(xù)下去，因為自2020年年底以來供應鏈限制所造成的影響不斷凸顯，大宗商品價格自2021年年底以來也在加速上漲。這兩個因素致使設備價格在經歷了2020年上半年的低位后持續(xù)上漲，彼時新冠肺炎疫情首次出現(xiàn)。

2010—2021年成本走勢

2010―2021年，可再生能源與現(xiàn)有化石燃料和核能之間的競爭力平衡發(fā)生了翻天覆地的變化。討論的話題已經從可再生能源需要多長時間才能具有競爭力，變?yōu)槭澜绺鞯氐睦嫦嚓P者如何才能將盡可能多的太陽能和風能整合到電力系統(tǒng)中。隨著化石燃料價格危機的持續(xù)，太陽能和風能——項目交付周期相對較短——成為各國努力減少使用化石燃料以及降低因此造成的經濟和社會損害的重要支柱。可再生能源擁有減少當?shù)匚廴疚锖投趸寂欧欧矫娴念~外環(huán)境效益。

2010年，在風能與太陽能發(fā)電技術中，只有陸上風電的成本進入二十國集團新建化石燃料發(fā)電項目的成本范圍內。到2021年，聚光太陽能發(fā)電（CSP）、海上風電和公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏也都達到了這一水平。

2018年，全球陸上風電加權平均度電成本低于二十國集團新建的最便宜的化石燃料發(fā)電項目，太陽能光伏則在2020年完成了這一壯舉。太陽能光伏和陸上風電已經不光在新增裝機成本上具有競爭力，它們還正變得越來越便宜，甚至比使用煤炭和化石氣體的已建化石燃料發(fā)電廠的邊際運營成本還要低。在最新一輪化石燃料價格危機爆發(fā)之前，便已是如此。

2010年以來，全球太陽能光伏成本經歷了最快速的下降，2010―2021年，新交付的公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏項目的全球加權平均度電成本下降了88%，從0.417美元/千瓦時降至0.048美元/千瓦時。期間，全球太陽能光伏的累計裝機容量從40GW增加到843GW。成本降低主要是受益于組件價格的下降，自2010年以來已經降低了91%。這是由組件效率的提高、制造規(guī)模經濟的增加、制造環(huán)節(jié)的優(yōu)化以及材料消耗量的降低所驅動的。

2010―2021年，全球陸上風電項目的加權平均電力成本下降了68%，從0.102美元/千瓦時降至0.033美元/千瓦時。期間，全球陸上風電累計裝機容量從178GW增加到769GW。陸上風電成本的下降是由風電機組價格和項目配套設施成本的降低推動的，涉及的因素包括行業(yè)規(guī)模擴大，平均項目規(guī)模增加（尤其是歐洲以外的地區(qū)），供應鏈更具競爭力，資本成本下降（包括陸上風電技術溢價）；以及通過應用當今最先進風電機組所實現(xiàn)的更高容量因數(shù)。

隨著運維服務提供商之間競爭的加劇、風電場運營經驗的積累，以及預防性維護計劃的改進，運維成本也不斷降低。技術進步大大提高了風電機組的可靠性，增加了其可用性。同時，更高的容量因數(shù)意味著單位產出的固定運維成本的下降速度，甚至快于以“美元/千瓦/年”衡量的固定運維成本。

新交付陸上風電項目的全球加權平均總安裝成本從2010年的2042美元/千瓦下降到2021年的1325美元/千瓦，降幅達35%。與此同時，風電機組技術、風電場選址和可靠性的持續(xù)改進，使得平均容量因數(shù)顯著增加，新交付項目的全球加權平均值從2010年的27%提高到2021年的39%。技術的進步，如更高的輪轂高度、更大的單機容量和掃風面積，意味著現(xiàn)如今的風電機組可以在相同的風電場中獲得比此前應用的較小風電機組更高的容量因數(shù)。

海上風電產業(yè)在2021年經歷了前所未有的增長。雖然歐洲的海上風電新增裝機容量不足3GW，與2020年基本持平，但中國的新增裝機規(guī)模高達17GW。2010―2021年，新交付海上風電項目的全球加權平均度電成本從0.188美元/千瓦時下降到0.075美元/千瓦時，降幅達60%。同期，全球海上風電場加權平均總安裝成本下降了41%，從4876美元/千瓦降至2858美元/千瓦。

然而，由于2021年之前每年的海上風電新增裝機規(guī)模較為穩(wěn)定，全球加權平均總安裝成本、容量因數(shù)與度電成本的年度值多年來一直處于波動之中。最近，新市場的增長給統(tǒng)計數(shù)據(jù)增添了更多的“噪音”。然而，在2020年與2021年的全球海上風電新增裝機容量中，中國分別占50%、82%，因此，全球海上風電加權平均成本與績效指標越來越多地反映的是中國的情況。

新交付海上風電項目的全球加權平均容量因數(shù)的變化尤其如此。該因子在2015―2019年上升至42%~43%，但在2020年和2021年分別下降至38%、39%。這不是因技術性能的倒退或個別市場的資源條件差造成的，而是由于中國在其沿海地區(qū)的近岸和潮間項目開發(fā)中使用了較小的風電機組，這些地帶的資源條件也較差。2020年、2021年中國在全球海上風電新增裝機容量中占據(jù)壓倒性份額，全球加權平均容量因數(shù)穩(wěn)定在38%~39%。

可再生能源發(fā)電：有競爭力的新增裝機解決方案

2021年，大約73%（163GW）的新交付的公用事業(yè)規(guī)模可再生能源發(fā)電裝機的電力成本低于二十國集團中便宜的化石燃料發(fā)電項目，略低于2020年的水平。

2021年，全球有69GW投運的陸上風電項目的電力成本低于最便宜的化石燃料發(fā)電項目，雖然裝機規(guī)模低于2020年的水平——主要是受2021年中國陸上風電新增裝機容量下降的影響，但這部分裝機在全部陸上風電新增裝機容量中的占比與上一年持平，均為96%。

太陽能光伏成本的持續(xù)下降也意味著，2021年有67GW的新交付公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏項目的成本低于最便宜的化石燃料發(fā)電項目，高于2020年的44GW和2019年的40GW。

2018年是陸上風電和公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏產業(yè)發(fā)展歷程中具有里程碑意義的一年，因為2021年這兩種發(fā)電技術首次有超過一半的新增裝機的成本低于最具競爭力的新建化石燃料發(fā)電項目。對于風電來說，這一突破是在此前三年積累的基礎上實現(xiàn)的，而太陽能光伏則在更短時間內實現(xiàn)了這個突破。

2021年，據(jù)估計有2.3GW（全部在中國以外）海上風電裝機的電力成本首次低于最便宜的化石燃料發(fā)電項目，其中的1.8GW分布于歐洲地區(qū)。盡管這僅占2021年全球海上風電新增裝機容量的11%，但鑒于中國所占份額的激增，2.3GW約占中國以外全球海上風電新增裝機容量的60%。這是未來發(fā)展趨勢的一個標志，因為在接下來的幾年中，越來越多在拍賣和招標中以極具競爭力價格中標的項目將陸續(xù)交付。

2010―2021年，全球共有786GW新交付可再生能源發(fā)電項目的成本，低于二十國集團中最便宜的化石燃料發(fā)電項目。其中，陸上風電和水電分別占300GW左右，還有183GW的裝機來自公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏發(fā)電。

2022年，在非經合組織國家中，預計有109GW項目的成本低于最便宜的化石燃料項目，與增加相同規(guī)模的化石燃料發(fā)電裝機所帶來的長期成本相比，這能夠讓電力部門全年至少節(jié)省57億美元的成本。其中的大部分——合計34億美元將來自陸上風電，水電能夠貢獻約10億美元，剩余13億美元中的大部分則來自公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏發(fā)電。2021年交付的新項目在其經濟生命周期（economic lives）內累計未貼現(xiàn)節(jié)省的成本（undiscounted savings）將不少于1490億美元。除此之外，在考慮全部收益時還應涵蓋由此減少的二氧化碳排放和空氣污染物。

2010―2021年，非經合組織國家新增了635GW的可再生能源發(fā)電裝機容量——其成本低于當年最便宜的化石燃料發(fā)電選項。其中，水電為294GW（占46%），陸上風電為189GW（占30%），公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏為142GW（占22%）。到2022年，這些裝機將為電力系統(tǒng)至少節(jié)約360億美元的成本。容量因數(shù)最高的是水力發(fā)電，將節(jié)省230億美元，占總數(shù)的64%；陸上風電節(jié)省97億美元；太陽能光伏節(jié)省27億美元。

2021年的新增裝機將在2022年節(jié)省數(shù)十億美元的化石燃料電力成本

結合運營第一年的預期容量因數(shù)與2022年化石燃料的預期邊際發(fā)電成本來推算，預計2021年新增的可再生能源發(fā)電裝機將在2022年為全球至少節(jié)省550億美元的發(fā)電成本。這是扣除新增可再生能源發(fā)電裝機容量的度電成本后，即2022年電力系統(tǒng)凈節(jié)省的發(fā)電成本。

由于2021年新增裝機的度電成本較低，且平均容量因數(shù)為39%，陸上風電節(jié)省的成本將最多，全年預計達到234億美元，占總數(shù)的42%。公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏項目將貢獻113億美元；其次是水電，為91億美元；海上風電為66億美元；生物質為51億美元。

中國是全球陸上風電和海上風電、太陽能光伏、水電新增裝機規(guī)模最大的市場，因此，它將成為最大的受益國。中國在2021年新增的可再生能源發(fā)電裝機，有望在2022年為該國節(jié)省約310億美元（占全球的56%）的發(fā)電成本。巴西擁有極具優(yōu)勢的陸上風能資源，將是第二大受益者，在2022年會節(jié)省發(fā)電成本約49億美元。印度是新增可再生能源裝機較大的市場，但與中國類似，因煤炭與天然氣發(fā)電的組合被取代，它也面臨著較低的可避免成本（avoided costs）。由于歐洲天然氣發(fā)電邊際成本預計將在2022年繼續(xù)高企，英國、法國和德國等大型歐洲市場都將從2021年新交付的可再生能源發(fā)電項目中受益，各自凈節(jié)省成本超過10億美元。

2022年可再生能源發(fā)電成本展望

2021年和2022年，一系列相互關聯(lián)的復雜問題導致新興經濟體和發(fā)達經濟體的通脹壓力驟增。新冠肺炎疫情造成的供應鏈中斷，加上需求激增，帶來了前所未有的挑戰(zhàn)。商品、能源和食品價格不斷上漲。同時，許多國家的勞動力市場一直吃緊，導致技術工人短缺，阻礙了經濟發(fā)展。

能源部門是重要的原材料消費者。鋼鐵、鋁、水泥、多晶硅與其他材料的價格上漲，將不可避免地對能源項目的成本產生影響。

2019年1月―2022年5月，國際大宗商品價格大幅上漲。在太陽能光伏組件成本中，鋁占10%，它還應用于風電機組之中。2019年1月―2022年5月，鋁價上漲了50%，但在2022年3月上漲了84%。銅廣泛應用于各類發(fā)電技術，尤其是發(fā)電機和電纜之中，其價格在2019年1月―2022年5月上漲了55%。

鋼鐵是風電機組塔架和基礎的重要組成部分，鐵礦石是生產鋼鐵的重要原材料之一。2019年1月―2021年6月，鐵礦石價格飆升了187%，此后雖有所回落，但2022年5月的價格仍比2019年1月高出87%。

2020年，光伏組件價格處于疲軟或下跌狀態(tài)，因為經濟信心（economic sentiment）和光伏安裝量在2020年第二季度、第三季度的封鎖期間出現(xiàn)下滑，在2020年第四季度末才得以回升。2021年第一季度，隨著新一輪新冠肺炎疫情席卷歐洲，光伏組件價格再次發(fā)生波動。

展望2022年，總體而言，盡管存在很大的不確定性，但近期材料價格的上漲可能將導致2021年排名前十的太陽能光伏市場的光伏項目總安裝成本在2021年的基礎上增加20~60美元/千瓦，同比增長3%~5%，致使度電成本提高約2%。

對全球陸上風電而言，2021年的一大顯著特點是供應鏈的中斷以及運輸和材料成本的上漲。預計材料價格的上漲會導致風電機組的材料成本增加145美元/千瓦，比2020年增長65%，2020年是商品價格低迷的一年。然而，2020―2021年，具有代表性的風電機組的價格僅上漲了73美元/千瓦。因此，風電機組制造商的利潤在2021年受到了擠壓，因為他們無法消化大幅增加的成本。

國際貨幣基金組織（IMF）預計，大宗商品價格將在2022年保持高位。分銷和安裝成本（主要是由于更高的運輸成本）也被認為會增加。

綜合考慮各類因素，為完全反映2021年和2022年年初的材料價格上漲，相對于2020年，2022年的風電機組價格可能需要上漲130~185美元/千瓦。這將能夠覆蓋材料、運輸和能源成本的增加，并讓利潤率恢復到接近2020年的水平。2021年的風電機組平均價格比2020年高出73美元/千瓦，只抵消了2020―2021年材料價格漲幅（145美元/千瓦）的一半左右。這表明，不同市場的風電機組價格需要在2022年再增加約60美元/千瓦和110美元/千瓦。若想讓設備制造商的利潤率恢復到更加健康的水平，如2017年的水平，風電機組價格可能還需要在此基礎上再增加50~60美元/千瓦。

假設利潤率處于2020年的水平，成本的增加將意味著陸上風電（不包括中國和印度）的加權平均總安裝成本比2021年增加4%~8%。如果利潤率恢復到2017年的水平，則將上升至7%~12%。

然而，對項目總成本的整體影響存在不確定性。很大程度上取決于2021年的風電機組價格上漲在當年交付的項目中得到多少體現(xiàn)，某些市場的漲幅可能會更大。對陸上風電（不包括中國和印度）度電成本的總體影響將是溫和的。假定2021年中國和印度以外地區(qū)的陸上風電加權平均容量因數(shù)為42%，如果制造商的利潤率要恢復到2017年的水平，陸上風電度電成本將需增加0.0014~0.0028美元/千瓦時，上升至0.0028~0.0042美元/千瓦時。CWEA