新能源配储和煤电经济性对比分析

随着新能源装机规模的持续增长，传统电力系统逐渐向双高电力系统转型，风光发电将成为主体能源。

考 虑新能源发电的波动性与随机性，双高电力系统中灵活性电源的存在不可或缺。在此基础上，我们对未来电力 系统的结构进行了假设，并对新型电力系统的装机结构和经济性进行了测算。基于风光典型出力曲线、电网负 荷曲线以及新能源发展预期，我们构建了新型电力系统模型。在我们所构建的模型中，电网最高负荷为 100 万 千瓦，根据新能源发电装机的发展趋势，我们构建了三种电力装机结构的情景模型，并据此计算了其系统运行 成本和对比煤电的经济性情况。

情景一：假设电源系统中仅存在新能源装机，我们按光伏装机占比较高的情况进行假设，对于电力系统来 说，光伏装机占比越高对储能的需求越大。根据风光典型出力曲线，光伏和风电的有效装机规模应为 168 和 35 万千瓦。同时，考虑季节变换、天气波动等因素对新能源出力曲线的影响，我们引入光伏及风电装机调节 系数，使得风光出力和实际情况相符。调整系数的计算依据为利用小时数，在每天均满足典型出力曲线的情况 下，光伏年利用小时数为 2770 小时，显著高于光伏实际平均 1300 小时的水平，因此我们引入光伏调节系数 45%，使得光伏利用小时和实际情况相符；同理，我们计算出风电调节系数为 35%。考虑调节系数后，光伏和 风电对应的实际装机规模分别为 373 万千瓦和 100 万千瓦。 在纯新能源情况下，发电装机类型均为风电与光伏，不存在其他电源类型，风光有效出力和电网负荷之间 的差值均通过储能负荷补充。在中午时间，风光出力较为充足，超出电力负荷需求，此时储能处于充电阶段； 在清晨和黄昏时间，风光出力不足，电力负荷需要依靠储能放电满足。根据新能源出力与电力负荷情况，储能 日内最大功率需求为 129 万千瓦，考虑到锂电池容量会随着时间有所衰减，因此期初实际配置功率约为 173 万 千瓦。同时，我们预计在此模型内储能单日利用小时为 6 小时，因此储能对应容量为 1037 万千瓦时（173 千 瓦×6 小时）。

根据上述新型电力系统参数假设以及新能源与储能的运行成本模型，我们测算得出新能源配储系统的单日 运行成本为 1210 万元，其中风电、光伏和储能单日运行成本分别为 141、347 和 703 万元；综合度电成本为 0.6437 元/千瓦时，其中风电、光伏和储能分别为 0.076、0.1877 和 0.38 元/千瓦时（以新型电力系统的全部发电量为分母计算得出的度电成本）。煤电方面，假设秦港煤价为 900 元，入炉标煤单价 1014 元/吨，度电成本 约为 0.414 元/千瓦时。 对比新能源配储和煤电度电成本，我们发现尽管新能源发电的成本持续下降，但新能源配储系统经济性仍 逊于煤电。由于火电在进行电力生产时，会向外排放二氧化碳，在目前碳排放双控转型的大背景下，对外部的 碳排放可能构成额外的电力成本。因此，我们假设火电度电二氧化碳排放为 0.85 公斤，在碳资产价格为 20/40/60/80 元/吨时，火电度电成本在考虑碳成本后将提升至 0.431/0.448/0.4650.465/0.482 元/千瓦时。

新能源发电与储能的成本可拆分为设备成本、工程费用和土地成本，随着技术进步，设备成本有望逐渐下 降，新能源配储的经济性将进一步提升。我们假设新能源与储能设备成本分别下降 10%/20%/30%/40%/50%， 则对应新能源配储系统日运行成本将下降为 1128、1069、1011、958 和 908 万元，系统度电成本分别下降为 0.5610、0.5327、0.5058、0.4805 和 0.4573 元/千瓦时。

情景二：假设电力系统中不仅包括光伏、风电，还包含其他灵活性电源（水电、核电），其中，灵活性电 源最大可以满足约 10%的电力负荷需求。在此情况下，所需光伏和风电对应装机规模分别为 336 万千瓦和 100 万千瓦，灵活性电源装机容量为 10 万千瓦。在出力曲线方面，我们假设灵活性电源作为备用能源出力，在风 光发电不足时全额出力，在风光发电充足时停止出力。灵活性电源的存在使得新型电力系统可以减少部分新能 源和储能装机规模。在包含灵活性电源的情况下，储能总装机功率为 147 万千瓦（含电池容量衰减情况），对 应容量为 880 万千瓦时。

在含灵活性电源模型下，新能源配储系统（考虑灵活性能源成本）的单日运行成本为 1092 万元，其中风 电、光伏、储能和灵活性能源单日运行成本分别为 141、313、596 和 43 万元；综合度电成本为 0.5903 元/千瓦 时，其中风电、光伏、储能和灵活性能源的成本分别为 0.076、0.1689、0.3224 和 0.023 元/千瓦时（以新型电 力系统的全部发电量为分母计算得出的度电成本），灵活性电源的存在显著降低了新能源配储系统的运行成 本。随着技术的进步，假设新能源与储能设备成本分别下降 10%/20%/30%40%/50%，对应新能源配储系统日 运行成本将下降为 1038、986、936、889 和 846 万元，系统度电成本分别为 0.5610、0.5327、0.5058、0.4805 和 0.4573 元/千瓦时，经济性逐渐接近煤电（0.414 元/千瓦时）。

情景三：在含灵活性电源模型基础上，假设光伏和风电的装机配比逐渐趋向 2:1，则光伏和风电对应实际 装机为 274 和 137 万千瓦，储能功率需求为 115 万千瓦，对应容量为 692 万千瓦时。在此情况下，新能源配储 系统（考虑灵活性能源成本）的单日运行成本为 959 万元，其中风电、光伏、储能和灵活性能源单日运行成本分别为 193、255、469 和 43 万元；综合度电成本为 0.5183 元/千瓦时，而风电、光伏、储能和灵活性能源的度 电成本分别为 0.1041、0.1378、0.2534 和 0.0230 元/千瓦时（以新型电力系统的全部发电量为分母计算得出的 度电成本），略高于不含碳排放成本的煤电成本。随着技术的进步，假设新能源与储能设备成本分别下降 10%/20%/30%/40%/50%，对应新能源配储系统日运行成本将下降为 914、870、829、790 和 754 万元，系统度 电成本分别为 0.4939、0.4703、0.4479、0.4270 和 0.4077 元/千瓦时，经济性逐渐超过煤电。

在现有的技术条件下，新能源配储系统短时间内实现整体成本快速下降的难度较高。同时，对火电征收碳 税在提高火电企业度电成本可能导致全社会用能成本的增长，会对经济社会的平稳发展造成影响。因此，我们 认为短期内新能源配储系统对火电的替代仍存在较强的不确定性。