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【摘 要】风电是目前成本最接近常规电力、发展前景最大的可再生能源发电品种。风电成本高、电价贵是目前中国风力发电的基本特征，也是制约风电技术商业化的关键因素。本文首先对风电场生产成本的构成进行了简要论述，然后分析了当前风电成本较高的关键原因，最后提出了降低风电场生产成本的几项措施。
【关键词】风电场；生产成本；构成；原因；措施
【中图分类号】TK83 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0037-01
風力发电，作为一个清洁能源行业，在我国拥有丰富的资源，属于我国重点扶持发展的新能源之一，前景甚是广阔。
一、风电场生产成本的构成
风力发电不需要煤或油气，没有燃料消耗成本。风电的主要成本是风电场的建设成本和运行维护成本。其中的风电建设成本具体包括有四项：风电场的基础建设费用、风电机组购置费用、风电机组的吊装和调试费用以及风电入网的建设费用。风电场运行、维护成本主要由项目投资形成的固定资产折旧、项目运营期间的贷款利息、管理费用、生产运行人员费用、运行维护费、材料费（备品备件等）及税金构成，其中：折旧费用和财务费用占整个运行成本的84%，其他成本占16%。随着运行时间的延长，成本的内部构成比例会发生动态的变化：第一，风电项目贷款的逐年偿还递减，财务费用所占比例会逐步递减；第二，随着设备使用年限的延长和老化，运行维护费用和材料费（备品备件）所占比例会逐年增加；第三，折旧费用所占比例随着财务费用所占比例递减会反向增加。材料费 ：即日常定期维护、运行所需的材料和备件费用；修理费 ：在计划及非计划 （ 临时修理、事故修理 ） 检修中需要外委的修理、设备租赁费用；变电预试和线路维护费；固定资产再投资及技术改造费等。
风力发电的成本主要是厂房和机器设备等固定资产投资成本，约占总投资的80%左右。按照我国增值税抵扣的相关政策，固定资产投资的增值税不能抵扣。多年来，风力发电和其他行业一样执行17%的增值税税率，由于没有购买燃料等方面的抵扣，因此风力发电实际税赋要明显高于火力发电，因为没有购买燃料、动力等生产资料的抵扣，因而形成了增值税实际税负高于火力发电的情况。另外，国内已经建成的风电容量高档、大型仪器设备几乎全部依赖进口，导致风电场投资高、效益低、电价高，与火电、水电、核电相比较，缺乏竞争力。国产的风电设备从而可以显著地降低可再生能源的电力成本，但目前，由于现在国内设备制造水平较低，应用规模小，国产风电机组在我国的风电场中还未占一席之地。风电项目的运行维护成本约占百分之十五。
二、当前风电成本较高的原因分析
目前，风电成本高、电价贵是中国风力发电的基本特征，也是制约风电技术商业化的关键因素，据测算，在一般条件下 目前风力发电经营期平均成本一般为 0.32 元/kW，上网电价含增值税为 0.64 元/kWh，不含增值税电价为0.55 元/kWh 同新建煤发电相比发电成本约高60%～33%，上网电价（含增值税）高94%～68%。导致风电成本偏高原因主要有两个：一个是固定资产折旧费用大、比例高，在煤发电成本中折旧费用的比重约 20-22%，而风电却高达53% 高出一倍多。风能在生产电力以前，需要大量的固定资产投资，由于近两年国内风电一哄而上，约75%的风电场选用的是国外的风电机组，导致国内风力发电设备的供不应求，国外各大风机生产厂家趁机提价，使风机购置成本居高不下，风电的成本至少有70%以上为风机设备成本，目前，中国风电成本约在0.5元以上。与此同时，风电设备维修也很高。二是风力发电容量系数低、发电量小，由于受到发电时间的限制，一般认为风力年发电时间为2300h，水力为4000h 火力为 5000h，所以，在相同容量条件下 风力发电量仅相当干煤发电量的 1/2，因而，尽管风力发电不收资源税，不消耗任何燃料 而发电成本仍高于煤电。
三、降低风电场生产成本的措施
3.1 对风机设备的购置采取集中采购、打捆招标
根据风电项目特点，开发商要根据年度风电项目建设计划，对所需产品采用合并同类产品，集中打捆招标，这样既能节约招标成本，又能节省时间，还可以降低采购成本。由于采用了集中打捆招标，采购量增大了，就会吸引更多的供方来参与投标。根据供方资质、业绩、技术水平等，经过资格预审核方式，剔除不合格供方，确定正式投标方，正式投标方可以作为今后2年内的采购战略合作伙伴，应坚持供需双方“互惠、双赢”的原则，大力提高风电等主要产品的采购质量，降低采购成本。对风电场所用小批量，不能打捆招标采购的产品（低于20万元产品），由相关部门推荐3家以上供应商进行竞价采购，在保证设备功能及质量的前提下，同一时间进行竞价揭示，为了增加采购的透明度，建议采用由物资、工程、生产及纪检等部门成立议价谈判小组，以价格最优确定供应商，强化价格纵横对比分析，提高招议标产品质量。
3.2 加强设备运行维护管理，降低设备运营成本
设备缺陷和故障发生是随机的，随时都有可能发展成设备损坏和事故，运行维护的根本目标不是被动检修，而是要提倡主动式、预防性检修，即运用专业技术，对设备进行状态监测和数据分析，并建立设备档案、状态数据库，对各部位数据的变化趋势进行分析。状态检修是根据设备运行状态来决定是否要进行检修。它主要包括设备运行维护、在线监测、带电检测、预防性试验、故障记录、设备管理、设备检修等一系列工作。其中，在线监测、故障诊断、实施维修，这三个过程构成了状态检修工作的主要内容。在线监测是在设备运行过程中利用固定安装的监测装置对设备的有关技术参数进行连续的在线测量，其目的是能及时、有效地监测设备的运行状态，发现设备的潜伏性故障，以实现设备的状态检修。一般情况下，设备运行检查、预防性试验和在线监测所得到的有关设备运行状态的信息常常是不全面的，以致无法对设备是否存在内部缺陷及缺陷程度等作出最终判断，需通过相应的试验进行进一步诊断。因此，开展变电设备状态检修有必要针对已发现的缺陷征兆对设备进行一些特殊的诊断性试验；实施维修是状态检测中必不可少的一个环节，在线监测和故障诊断为实施维修提供了检修的依据和方法。状态检修指通过对设备的历史运行、检修及试验状态和连续监测数据分析其趋势，加以预测、诊断，估计设备的寿命，然后确定检修项目、频度与检修内容。
3.3 加强人力资源规划管理，降低人工运营成本
从国内外情况看，风电项目与火电项目相比，最大特点是规模普遍较小，因此节约人工成本，做到人员的统筹规划管理，对节约运行成本非常重要。主要措施有：第一，根据风电项目规模的大小，统一进行定员定编；根据岗位的不同，统一定薪及各项福利制度。第二，建立人员的统一调配与共享机制，既避免了条块分割，人力资源浪费的现象，发挥了人力资源规模化的效应，同时又节约了人力成本。
四、对风电项目发电成本的前景分析
随着风电产业的形成、规模化发展及技术进步，我国风电场建设及运营的成本不断下降，初始投资从1994年的约12000元/kW降低到目前的约9000元/kW，风电的运行成本也降到了0.5～0.6元/千瓦时左右，上网电价0.5～0.7元。有专家预测，随着风电制造技术趋于成熟，以及单机容量不断增大，风电单位发电成本将持续下降。据预测，2020年前后，我国的风力发电成本将与煤电相当。
参考文献：
[1]王正明，路正南.风电成本构成与运行价值的技术经济分析[J]. 科学管理研究.2009，（27）.
[2]徐丽萍，林俐.基于学习曲线的中国风力发电成本发展趋势分析[J].电力科学与工程，2008，（24）.
[3] 周小谦.中国电力工业发展的前景[J].中国电力，2010，32 （10）.
【关键词】风电场；生产成本；构成；原因；措施
【中图分类号】TK83 【文献标识码】A 【文章编号】1672-5158（2013）03-0037-01
風力发电，作为一个清洁能源行业，在我国拥有丰富的资源，属于我国重点扶持发展的新能源之一，前景甚是广阔。
一、风电场生产成本的构成
风力发电不需要煤或油气，没有燃料消耗成本。风电的主要成本是风电场的建设成本和运行维护成本。其中的风电建设成本具体包括有四项：风电场的基础建设费用、风电机组购置费用、风电机组的吊装和调试费用以及风电入网的建设费用。风电场运行、维护成本主要由项目投资形成的固定资产折旧、项目运营期间的贷款利息、管理费用、生产运行人员费用、运行维护费、材料费（备品备件等）及税金构成，其中：折旧费用和财务费用占整个运行成本的84%，其他成本占16%。随着运行时间的延长，成本的内部构成比例会发生动态的变化：第一，风电项目贷款的逐年偿还递减，财务费用所占比例会逐步递减；第二，随着设备使用年限的延长和老化，运行维护费用和材料费（备品备件）所占比例会逐年增加；第三，折旧费用所占比例随着财务费用所占比例递减会反向增加。材料费 ：即日常定期维护、运行所需的材料和备件费用；修理费 ：在计划及非计划 （ 临时修理、事故修理 ） 检修中需要外委的修理、设备租赁费用；变电预试和线路维护费；固定资产再投资及技术改造费等。
风力发电的成本主要是厂房和机器设备等固定资产投资成本，约占总投资的80%左右。按照我国增值税抵扣的相关政策，固定资产投资的增值税不能抵扣。多年来，风力发电和其他行业一样执行17%的增值税税率，由于没有购买燃料等方面的抵扣，因此风力发电实际税赋要明显高于火力发电，因为没有购买燃料、动力等生产资料的抵扣，因而形成了增值税实际税负高于火力发电的情况。另外，国内已经建成的风电容量高档、大型仪器设备几乎全部依赖进口，导致风电场投资高、效益低、电价高，与火电、水电、核电相比较，缺乏竞争力。国产的风电设备从而可以显著地降低可再生能源的电力成本，但目前，由于现在国内设备制造水平较低，应用规模小，国产风电机组在我国的风电场中还未占一席之地。风电项目的运行维护成本约占百分之十五。
二、当前风电成本较高的原因分析
目前，风电成本高、电价贵是中国风力发电的基本特征，也是制约风电技术商业化的关键因素，据测算，在一般条件下 目前风力发电经营期平均成本一般为 0.32 元/kW，上网电价含增值税为 0.64 元/kWh，不含增值税电价为0.55 元/kWh 同新建煤发电相比发电成本约高60%～33%，上网电价（含增值税）高94%～68%。导致风电成本偏高原因主要有两个：一个是固定资产折旧费用大、比例高，在煤发电成本中折旧费用的比重约 20-22%，而风电却高达53% 高出一倍多。风能在生产电力以前，需要大量的固定资产投资，由于近两年国内风电一哄而上，约75%的风电场选用的是国外的风电机组，导致国内风力发电设备的供不应求，国外各大风机生产厂家趁机提价，使风机购置成本居高不下，风电的成本至少有70%以上为风机设备成本，目前，中国风电成本约在0.5元以上。与此同时，风电设备维修也很高。二是风力发电容量系数低、发电量小，由于受到发电时间的限制，一般认为风力年发电时间为2300h，水力为4000h 火力为 5000h，所以，在相同容量条件下 风力发电量仅相当干煤发电量的 1/2，因而，尽管风力发电不收资源税，不消耗任何燃料 而发电成本仍高于煤电。
三、降低风电场生产成本的措施
3.1 对风机设备的购置采取集中采购、打捆招标
根据风电项目特点，开发商要根据年度风电项目建设计划，对所需产品采用合并同类产品，集中打捆招标，这样既能节约招标成本，又能节省时间，还可以降低采购成本。由于采用了集中打捆招标，采购量增大了，就会吸引更多的供方来参与投标。根据供方资质、业绩、技术水平等，经过资格预审核方式，剔除不合格供方，确定正式投标方，正式投标方可以作为今后2年内的采购战略合作伙伴，应坚持供需双方“互惠、双赢”的原则，大力提高风电等主要产品的采购质量，降低采购成本。对风电场所用小批量，不能打捆招标采购的产品（低于20万元产品），由相关部门推荐3家以上供应商进行竞价采购，在保证设备功能及质量的前提下，同一时间进行竞价揭示，为了增加采购的透明度，建议采用由物资、工程、生产及纪检等部门成立议价谈判小组，以价格最优确定供应商，强化价格纵横对比分析，提高招议标产品质量。
3.2 加强设备运行维护管理，降低设备运营成本
设备缺陷和故障发生是随机的，随时都有可能发展成设备损坏和事故，运行维护的根本目标不是被动检修，而是要提倡主动式、预防性检修，即运用专业技术，对设备进行状态监测和数据分析，并建立设备档案、状态数据库，对各部位数据的变化趋势进行分析。状态检修是根据设备运行状态来决定是否要进行检修。它主要包括设备运行维护、在线监测、带电检测、预防性试验、故障记录、设备管理、设备检修等一系列工作。其中，在线监测、故障诊断、实施维修，这三个过程构成了状态检修工作的主要内容。在线监测是在设备运行过程中利用固定安装的监测装置对设备的有关技术参数进行连续的在线测量，其目的是能及时、有效地监测设备的运行状态，发现设备的潜伏性故障，以实现设备的状态检修。一般情况下，设备运行检查、预防性试验和在线监测所得到的有关设备运行状态的信息常常是不全面的，以致无法对设备是否存在内部缺陷及缺陷程度等作出最终判断，需通过相应的试验进行进一步诊断。因此，开展变电设备状态检修有必要针对已发现的缺陷征兆对设备进行一些特殊的诊断性试验；实施维修是状态检测中必不可少的一个环节，在线监测和故障诊断为实施维修提供了检修的依据和方法。状态检修指通过对设备的历史运行、检修及试验状态和连续监测数据分析其趋势，加以预测、诊断，估计设备的寿命，然后确定检修项目、频度与检修内容。
3.3 加强人力资源规划管理，降低人工运营成本
从国内外情况看，风电项目与火电项目相比，最大特点是规模普遍较小，因此节约人工成本，做到人员的统筹规划管理，对节约运行成本非常重要。主要措施有：第一，根据风电项目规模的大小，统一进行定员定编；根据岗位的不同，统一定薪及各项福利制度。第二，建立人员的统一调配与共享机制，既避免了条块分割，人力资源浪费的现象，发挥了人力资源规模化的效应，同时又节约了人力成本。
四、对风电项目发电成本的前景分析
随着风电产业的形成、规模化发展及技术进步，我国风电场建设及运营的成本不断下降，初始投资从1994年的约12000元/kW降低到目前的约9000元/kW，风电的运行成本也降到了0.5～0.6元/千瓦时左右，上网电价0.5～0.7元。有专家预测，随着风电制造技术趋于成熟，以及单机容量不断增大，风电单位发电成本将持续下降。据预测，2020年前后，我国的风力发电成本将与煤电相当。
参考文献：
[1]王正明，路正南.风电成本构成与运行价值的技术经济分析[J]. 科学管理研究.2009，（27）.
[2]徐丽萍，林俐.基于学习曲线的中国风力发电成本发展趋势分析[J].电力科学与工程，2008，（24）.
[3] 周小谦.中国电力工业发展的前景[J].中国电力，2010，32 （10）.