2024年新能源配储系统与燃煤发电的经济性对比研究

新能源规模持续增长，电网稳定性压力逐渐提升

近年来，随着我国“双碳”战略的推进和新能源发电技术的快速发展，我国新能源发电产业迎来了蓬勃的 发展，装机规模与比重稳步提升。2021 年，国家发改委、能源局发布的《2030 年前碳达峰行动方案》，提出 到 2030 年风电、太阳能发电总装机容量达到 12 亿千瓦以上。截至 2023 年末，我国新能源装机规模达 10.5 亿 千瓦，其中太阳能发电装机容量约 6.1 亿千瓦，同比增长 55.2%；风电装机容量约 4.4 亿千瓦，同比增长 20.7%。发电量方面，根据国家发改委能源研究所发布的《中国 2050 高比例可再生能源发展情景暨路径研 究》，到 2030 年，预计风光发电总量占比将达 35.65%；2050 年，占比将进一步提高至 69%，完全成为我国新 型电力系统中的主体能源。截至 2023 年末，我国新能源发电总量达 1.47 万亿千瓦时，较去年增长 23.54%，在 全部电源类型中占比达 15.55%。根据 2021 年我们《从电网约束角度看新能源发电的天花板》报告的计算，在 装机条件下，受电网内调节性电源有限的影响，新能源装机比例超 35%时，电网将面临风光发电消纳问题。

随着我国新型电力系统转型进程的推进，新能源装机规模增长并最终成为主体能源已成趋势，现有电力系 统将逐渐过渡为具有高比例新能源和高比例电力电子装备（用于控制电能转换的装备，包括逆变器、整流器 等，在新能源并网、输配电、变频负荷设备等领域均有广泛应用）特征的电力系统。与传统电力系统相比，新 型电力系统在一次能源、能量转换装置等方面具有显著差异，因此其面对的挑战也有所不同。在短期尺度上， 双高电力系统面临一次能源的（风能、太阳能）强随机性和高波动性问题以及大量新能源机组并网带来的电网 结构变化；在中长时间尺度上，双高电力系统面临新能源占比提升带来的电网的可调性和灵活性下降、源-荷 之间功率和能量平衡的难度上升等问题。

我们可以使用净需求（Net demand）曲线来描述新型电力系统下的负荷变化，其中净需求定义为电力总需 求减去新能源发电出力。以加州电力系统例，新能源发电机组中午时段处于出力高峰阶段，净需求曲线会迅速 回落；而在日落之后，随着新能源发电出力大幅减少，净需求曲线会快速上升。这种变化导致净需求曲线呈现 出类似鸭子的形状，因此这种现象被称为“加州鸭子曲线”。近年来，随着光伏装机容量的持续增长，“加州 鸭子曲线”的底部逐渐加深，使得日内净需求的波动幅度随之扩大。

对新能源运营商来说，“鸭子曲线”的底部加深意味着在新能源发电在午间时段出现了过剩，可能导致 “弃风弃光”现象的发生，进而造成能源的浪费和项目收益的减少。对于电网而言，新能源出力的波动性要求 电网具备充足的灵活性电源用以调度，也对电网调峰调频的能力提出更高的要求。因此，随着电网内新能源比 例的提升，对储能、光热、煤电等灵活性电源容量的需求将愈发迫切。以加州为例，2015 年以来，加州电化 学储能容量快速增长，预计到 2023 年底装机容量达 851.02 万千瓦，十年内复合增长率达 88.40%。根据加州政 府的相关规划，到 2045 年，加州储能装机规模有望增长至 5200 万千瓦。

新能源建设成本持续下行，储能产业配套快速发展

发展新能源发电是实现能源转型、完成双碳目标的必要条件，新世纪以来，我国新能源产业经历了高速发 展期。20 世纪 90 年代之前，我国新能源发电产业主要用于补充农业用能的短缺，发展水平较为低下。进入 21 世纪以来，在可持续发展战略的推动下，我国新能源产业迎来产业化转型时刻。2000 年，国家经贸委制定 《2000-2015 年新能源和再生能源产业发展规划要点》，对我新能源发展现状进行了总结，根据《要点》表 述，21 世纪初我国光伏发电技术较为稚嫩，每峰瓦的光电系统价格在 80～100 元，发电成本在 2.5 元/千瓦时 以上；风电装机规模增长迅速，但大型风力发电机组几乎都是引进的，发电成本较高。此后，随着《可再生能 源中长期发展规划》、《中华人民共和国可再生能源法修正案》等政策的出台，我国新能源产业逐步进入快速 发展阶段，新能源装机成本持续下降，装机规模快速增长。

技术进步助力光伏成本持续下降

在光伏发电方面，其主要成本构成为光伏组件（包括电池片、光伏玻璃等）、逆变器和支架等，其中硅料 是光伏产业上游的重要原材料，其成本和价格对产业链内的利润分配和下游光伏项目的投资收益率具有重要影 响。2009 年，以协鑫集团为首的多晶硅企业开始采用冷氢化工艺改良生产技术，在降低生产能耗的同时，提 升了 TCS 转换效率，使得多晶硅生产成本下降约 40%。在硅片和电池片的生产领域，2013 年，隆基股份开始 将金刚线切割技术引入到光伏级单晶硅片的切割领域，大幅降低硅片生产成本；2016 年，隆基股份开始大规 模应用单晶 PERC 技术，通过背面钝化电池提升电池转换效率，进而降低了光伏发电度电成本；此后 TOPCon、HJT、IBC 等电池片技术相应相继出现，进一步提升了电池转换效率并改善了电池衰减情况。根据 《光伏技术展望》总结，PERC 技术的提出使得电池转换效率实现了从 20%至 24%的提升，叠加硅料与硅片成 本的降低，大幅减少了光伏发电度电成本；此后，TOPCon 和 HJT 的规模化生产应用有望将晶硅电池量产效率 提至 24%以上，目前，晶硅电池逐渐从单结太阳能电池向叠层太阳能电池发展，乐观情况下，转换效率大于 32%的高稳定性钙钛矿/晶硅叠层电池有望在 2030 年之前实现量产，光伏发电成本有望进一步下降。

除电池片制造技术的进步，光伏组件双面系统、半片封装和多主栅技术的推广，也促进了光伏发电成本的 下降。与单面组件相比，双面组件的电池背面采用局部铝栅线代替不透光的全覆盖铝层，并通过透明材料进行 组装，使之可以吸收周围环境反射的光线，实现正面与双面同时发电，提高光伏发电的效率。

光伏逆变器作为光伏系统中除组件外的另一项核心设备，主要负责将光伏发电系统所发的直流电转化成交 流电，并尽量以最小的变换损耗和最佳的电能质量供给电网和电器使用。根据技术路径不同，光伏逆变器可分 为集中式逆变器、组串式逆变器和微型逆变器，分别应用于集中式光伏系统和分布式光伏系统中。受益于逆变 器单体功率的提升和市场竞争度的提高，光伏逆变器成本整体呈下降趋势，性能还有所提升。2010 年前后光 伏逆变器均价约 1 元/W，转换效率约 97%；2024 年集中式光伏逆变器均价降至 0.1 元/瓦，转换效率普遍突破 99%。

2023 年以来，得益于上游硅料产能的加速释放，硅料、硅片及电池片价格显著下降，光伏项目建设成本 整体下降，带动光伏 EPC 中标价格持续下行。根据 wind 数据统计，截至 2024 年 1 月 17 日，硅料、硅片及电 池片均价为 65 元/千克、0.13 美元/片和 0.05 美元/瓦，同比下降 75.47%、49.91%和 65.73%。2023 年 12 月第 4 周，集中式光伏 EPC 中标均价为 3.11 元/W，同比下降 1.12 元/W，降幅达 26.48%。随着产业链生产技术的持 续提升和原材料产能的持续释放，光伏项目建设与度电成本持续下降。根据国际可再生能源署统计，2022 年，我国光伏度电成本为 0.0372 美元/千瓦时，总安装成本为 715 美元/千瓦；相较于 2010 年，光伏度电成本 同比下降 88.77%，总安装成本同比下降 82.58%。

根据目前光伏成本结构以及 市场价格，我们构建了光伏发电的成本模型。其中，组件成本假设为 0.9 元 /W，逆变器成本为 0.15 元/W，支架成本为 0.40 元/w，其他设备成本为 0.6 元/W，设备成本合计 2.05 元/W， 工程及土地费用为 0.95 元/W，单瓦总建设成本为 3 元/W，设备折旧年限方面，我们假设为 20 年，残值率为 3%，对应年折旧成本约 0.16 元/W。在设备运行方面，我们假设每年管理费用、运维成本以及财务费用分别为 0.04、0.04 和 0.07 元/W，光伏发电年总成本为 0.33 元/W，按照年利用小时数为 1200 小时计算，则度电成本 为 0.2583 元/千瓦时。

风机大型化潮流推动风电降本提效

风电方面，机组成本是风电项目成本的主要构成部分，具体来看，风电机组主要由发电机组、叶片、风塔 和动力系统等构成；根据传动技术的不同，风电机组可分为双馈型、直驱型和半直驱型三种类型。双馈风电机 组的主要构成为齿轮箱、双馈发电机和变流器，在双馈风电机组的发电过程中，风机叶轮负责捕捉风能，并通 过多级齿轮箱来驱动发电机，使较低的叶轮转速提升至可满足发电机需求的速度，使得风能转化为电能，变流 器和变压器则负责将机组电能转化为具有稳定频率及适配电压的电能，进而馈入到电网中。在双馈式风电机组 中，变流器容量仅为机组容量的 30%左右，因此机组成本较低。但是，由于采用多级齿轮箱驱动发电机，双馈 风电机组的故障率较高，需要定期维护，稳定性较差；同时，双馈风电机组的单机容量通常较小，难以与风机 大型化的趋势相适应。

直驱机组的结构为永磁直驱发电机+变流器，与双馈机组相比，直驱机组取消了齿轮箱，使多极电机与叶 轮直接连接，发电机则多采用具备永磁式结构的同步发电机。在变流器方面，直驱机组使用全功率变流器与电 网相连接，变流器容量与机组容量一致。直驱机组减少了齿轮箱，故可靠性更强，后期运维成本较小，但永磁 式同步发电机可能存在退磁隐患，制造成本和技术难度也较高；同时，全功率变流器成本较双馈机组变流器更 高。半直驱风电机组是在风电大型化趋势下融合双馈与直驱电机特点形成的，结构为齿轮箱（低传动比）+永磁直驱发电机+变流器，与双馈机组相比，半直驱机组齿轮传动比更低，可提高齿轮箱的可靠性与使用寿命； 与直驱机组相比，半直驱机组，发电机转速更高结构更加简化，且功率密度较大，在各种功率下都能保持极高 的发电效率。从投资成本、机组维护、未来发展等方面综合考虑，目前双馈式机组主要应用于陆上风电项目建 设，直驱式和半直驱式主要应用于海上风电项目建设。

风电领域度电成本降低的主要路径为风电机组大型化，一方面，大型化可以降低同等容量下的投资成本， 另一方面，大型化可以有效提高发电量。此外，单机容量的增长意味着同容量风电场内机组数量将会显著减 少，有助于前期征地费用的降低和后期运维成本的减少。根据中国能源报报道，1.5 兆瓦风机和 4 兆瓦风机的 基座占地面积平均值分别约为 260 平方米、400 平方米；若将该数字平均到每单位装机容量上，则 4 兆瓦风机 的单位装机容量占地面积比 1.5 兆瓦风机下降了 40%以上。根据《美国陆上风电市场报告 2023》统计，2022 年，美国新装风电机组平均容量为 3.2MW，轮毂高度为 98.1 米，风轮直径为 131.6 米，较 21 世纪初分别上涨 约 350%、73%和 173%，风机大型化趋势显著；同时，美国陆风 LCOE（平准化度电成本）也由 21 世纪初的 100 美元/兆瓦时左右，下降到约 32 美元/兆瓦时，降幅约为 68%，度电成本改善明显。

国内方面，根据中国可再生能源学会风能专业委员会发布的《2022 年中国风电吊装容量统计简报》， 2022 年我国新增陆上风电机组平均单机容量为 4.3 兆瓦，同比增长 27.9%；海风机组为 7.4 兆瓦，同比增长 33.4%。截至 2022 年底，全国累计风电装机平均单机容量为 2.2 兆瓦，同比增长 7.5%。2022 年新增机组中， 3.0MW（不含 3.0MW）以下新增装机容量占比约 3%，比 2021 年下降约 17 个百分点；7.0MW 及以上风电机 组新增装机容量占比达 7.6%，较 2021 年增长了约 4.4 个百分点，风电机组大型化趋势同样显著。

风机叶片属于机组的核心部件，典型的风电叶片结构包括主梁系统、上下蒙皮、叶根增强层等，其主要原 材料包括增强纤维、树脂、芯材和结构胶等。叶片是捕获风能的重要组件，在同等风速的情况下，叶片越长， 扫风面积越大，可获取的风能与生产的电量越多。2021 年 2 月，中国船舶集团有限公司 10MW 海上风机正式 下线，叶片长度 102 米，是我国风机机组首个超百米叶片；2024 年 1 月 22 日，三一重能 131 米陆上风电叶片 成功下线，刷新全球最长陆上风电叶片纪录。在叶片大型化的同时，为了减轻风机载荷，保障机组运行效率， 降低项目投资成本，叶片轻量化和低成本的需求也在持续增长。

根据《复合材料在大型风电叶片上的应用与发展》研究，叶片的变截面、曲率大和结构铺层渐变等要求使 得纤维增强复合材料成为大型化叶片的唯一可选材料。在叶片制造成本构成方面，原材料成本占比约 75%，占 据主导地位。具体来看，增强纤维、基体树脂、夹芯材料和结构胶在原材料成本中占比较高，分别占比约 21%、33%、25%、8%和 6%。

增强纤维主要应用于叶片的蒙皮、腹板和主梁，主要包括玻璃纤维和碳纤维，是确保叶片与塔架之间安全 距离的关键材料，其拉伸模量是影响叶片变形的主要因素。与玻璃纤维相比，碳纤维拉伸模量更大，重量更 低，更能适应叶片大型化的需求，其主要缺点为较高的价格对叶片成本影响较大。近年来，国内主流碳纤维生 产企业逐渐通过提高、改进设备、降低能耗等方式降低碳纤维价格，助力叶片的大型化发展。截至 2023 年 7 月，全国碳纤维总产能达 10.32 万吨，同比增长 42.44%；在价格方面，截至 2024 年 1 月 24 日，大丝束碳纤维 均价为 74.5 元/千克，同比下降 37.92%。

夹芯材料(简称芯材)是叶片的关键增强材料，通常应用在叶片的蒙皮与腹板上，主要作为夹层结构以提升 结构刚度，防止局部失稳。目前，叶片芯材主要为轻木和硬质泡沫，其中轻木主要依赖进口，价格受树木生长 周期影响；硬质泡沫则主要包括 PVC、PET 和 HPE 等。其中，HPE 吸胶量更低，可有效降低叶片的整体质 量，进而降低叶片综合成本。以 73m 叶片生产为例，HPE 替代 PET 和 PVC 后，综合成本分别可节省 31%和 34%。结构胶主要用于将叶片蒙皮与腹板粘接在一起形成主承力结构，其连接的可靠性直接影响叶片的稳定 性。早期国内叶片结构胶主要进口自 Hexion 和 OLIN，进口成本较高，随着国内厂商结构胶技术与生产的优 化，结构胶价格有所下降。

在生产工艺方面，预浸料和拉挤成型工艺进一步促进叶片的大型化与轻量化发展。预浸料(Prepreg)是将纤 维束或纤维布经过树脂浸润后形成的均匀预固化材料，目前主要应用于碳纤维主梁成型。相较于传统的灌注成 型工艺，预浸料可以提升材料利用率和结构性能，拉伸模量和压缩强度可提高 15%-20%。拉挤成型工艺可充分发挥纤维的力学性能，提升材料利用效率与性能，是降低叶片成本重要生产工艺。对比拉挤工艺和灌注工 艺，玻璃纤维和碳纤维拉伸模量分别可提升 15%和 25%，压缩强度分别提升 47%和 42%。

在风机大型化趋势的推动下，风电建设成本呈下行趋势。根据国际可再生能源署统计，1996 年以来，中 国风电装机与度电成本均呈持续下降趋势。截至 2022 年，中国陆上风电加权平均总安装成本为 1103 美元/千 瓦，同比下降 10.95%；平准化度电成本（LCOE）为 0.027 美元/千瓦时，同比下降 7.44%。

2023 年，我国风电装机成本维持下降趋势，根据国际能源网统计，2023 年，我国央国企共有 96.27GW 风 电项目定标，其中市场主要整机厂商金风科技、远景能源、明阳智能陆风机组（含塔筒）中标均价为 2037、 1954 和 1984 元/千瓦，同比下降 14.30%、9.91%和 16.11%；海风机组（含塔筒）中标均价为 3698、3767 和 3906 元/千瓦，同比变化-10.50%、-3.71%和+1.67%。

根据风电成本结构和风电机组的市场价格，我们构建了陆上风电的成本模型。其中，风机（含塔筒）成本 为 1.5 元/W，工程及土地费用为 3 元/W，设备折旧年限方面，我们假设为 20 年，残值率为 5%。在设备运行 方面，我们假设每年管理费用、运维成本以及财务费用分别为 0.55、0.04 和 0.16 元/W，陆上风电年总成本为 0.47 元/W，设陆上风电年利用小时数为 2000 小时，则度电成本约为 0.2344 元/千瓦时。

储能产业迎来高速发展

随着新能源产业的快速发展，储能产业同样迎来高速发展期，行业技术持续提升，行业产能不断扩充，带 动储能装机规模快速增长。根据 CNESA（中关村储能产业技术联盟）统计，截至 2022 年底，我国发电侧储 能累计装机规模超过 6GW，同比增长 137%；2022 年新增储能装机规模 3.5GW，同比增长 248%。具体来 看，电化学储能在发电侧储能中占据绝对优势。根据电极材料的不同，电化学储能可分为锂离子电池储能、钠 硫电池储能、钠离子电池储能等，锂离子电池储能是当前电化学储能市场的主流。根据 CNESA 统计，截至 2022 年，锂离子电池储能在发电侧储能中占比达 98.76%。具体来看，锂离子电池中的磷酸铁锂电池在循环寿 命、安全性和经济性方面具备竞争优势，目前大规模应用于规模储能、备用电源等领域。

磷酸铁锂储能系统的构成包括磷酸铁锂电芯、BMS（电池管理系统）、PCS（储能变流器）、EMS（能量 管理系统）等，其中电芯是储能系统的核心部件，决定着储能系统的容量和功率，主要由正负极材料、隔膜和 电解质等材料构成；BMS 主要负责对电池包进行充放电管理，包括电池均衡、过载保护等功能，是延长电池 使用寿命的重要部件；PCS 是负责储能系统与电网之间实现电能双向流动的核心部件，用于控制电池的充放电 过程以及交直流变换；EMS 主要负责储能系统设备的数据采集与分析以及能量调度，确保储能电力系统的正 常稳定运行。

磷酸铁锂电芯是储能系统的主要成本构成，根据 EESA 测算，电芯成本在储能系统中占比约达 55%。2023 年以来，随着电芯主材磷酸铁锂的供需趋向宽松，磷酸铁锂价格持续下行，带动磷酸铁锂储能系统的价格下 行。根据 Wind 统计，截至 2024 年 1 月 18 日，磷酸铁锂价格为 4.35 万元/吨，同比下降 71.29%。得益于上游 成本的持续改善，储能系统及 EPC 中标价格持续下行。根据 EESA 统计，2023 年以来，储能系统中标价格从 年初 1.40 元/瓦时左右，下降到 0.8/瓦时左右；储能 EPC 中标价格从年初 1.9 元/瓦时左右，下降至 1.4 元/瓦时 左右。

除磷酸铁锂电池以外，目前电化学储能的技术路线还包括液流电池、钠硫电池和钠离子电池等技术。液流 电池通过可溶性电对在惰性电极上发生电化学反应，完成能量的储存和释放，其可溶性电对分别存放在两个容 器里，通过泵的驱动实现循环流动，其流动性的电解质使得液流电池相应速度极快（可达亚秒级别）。液流电 池的电化学反应简单，运行安全性较高，得益于独特的电池结构，其容量和功率的定义参数是相互独立的，容 量和功率设计较为灵活。近年来，全钒液流电池发展较为迅速，已经逐渐开始投入商业化应用。根据势银储链 统计，2023 年我国液流电池储能招标项目合计 73 个，其中全钒液流电池项目为 49 个，其中 4h 全钒液流电池 项目投（中）标单价在 2.198~3.701 元/瓦时范围内，6h 全钒液流电池系统投（中）标单价在 1.448~3.557 元/瓦 时范围内。

钠硫电池以熔融态的钠和硫作为电池的负极和正极，以陶瓷管作为固态电解质兼正负极隔膜。钠硫电池的 主要原材料钠和硫，储量较丰富，成本较低；其理论能量密度约为 760（Wh）/kg，(实际约 300（Wh）/kg)， 功率密度约 230W/kg；循环效率 80%以上，循环寿命可达 10 年以上。钠硫电池的主要市场化瓶颈和技术难点 在于固体电解质 beta-氧化铝陶瓷管的制备和电池组件的密封，主要缺点在于高温下稳定性较差，存在一定安 全隐患。钠离子电池与锂离子电池的基本原理相似，通过正负极材料上钠离子的氧化还原实现电能与化学能的 转化，按正极材料分，钠离子电池主要有层状氧化物、隧道型氧化物、普鲁士蓝类化合物和聚阴离子型化合物 体系。钠离子电池原材料成本较低，生产工艺与锂离子电池相近，生产设备大多兼容，因此锂电厂商转型生产 的成本较低。此外，钠离子的溶剂化能比锂离子更低，具备更好的界面离子扩散能力，功率输出和接受能力更 强，在规模储能调频时表现更好。在安全方面，钠离子电池的内阻比锂离子电池稍高，使得其在安全实验中瞬 间发热量少、温升较低，安全性能较锂离子电池更好。随着产业链的成熟，钠离子电池初始容量投资有望控制 在 500～700 元/(kWh)，电池循环寿命有望突破 8000 次，度电成本有望下探至 0.2 元/kWh 以内。

根据磷酸铁锂储能成本结构以及电芯、PCS 等部件的市场价格，我们构建了磷酸铁锂储能的成本模型。其 中，储能电池成本为 1.5 元/瓦时，其他容量成本(BMS 等)为 0.25 元/瓦时，非容量成本（PCS 等）为 0.1 元/瓦 时，储能工程及土地费用为 0.55 元/瓦时，设备折旧年限方面，我们假设为 10 年。在设备运行方面，我们假设 每年总运营成本和财务费用分别为 0.004 和 0.1 元/瓦时，磷酸铁锂储能的年总成本为 0.24 元/瓦时。

煤电波动影响火电经营稳定性

燃煤发电的主要成本包括可变成本与固定成本，其中，可变成本为主要构成为燃煤成本，固定成本主要构 成为机组折旧。燃煤成本受长协煤签订履约情况、动力煤现货价格、机组发电量以及动力煤供需情况等多种因 素影响，具有市场化波动的特点，使得煤电经营业绩具备一定的不确定性。2021-2022 年，受动力煤供应不 足、国际能源市场波动等因素影响，动力煤价格整体上行，秦港 5500 大卡动力煤价格一度突破 2400 元/吨； 受煤价高企影响，主要煤电企业经营业绩大幅回落。2023 年以来，受长协煤政策、煤矿产能扩充以及国际能 源市场趋于稳定等因素的影响，动力煤价格逐渐回落，煤电企业经营业绩显著回升。

以电力上市公司华能国际为例，我们对燃煤发电的度电成本进行了拆分。根据公司年报披露，2022 年， 公司煤机利润总额为-173.25 亿元，以 3638.93 亿千瓦时的上网电量计算，度电亏损为 0.0476 元/千瓦时。根据 公司上网电价和度电利润进行拆分，公司燃煤发电的度电成本约为 0.4831 元/千瓦时，其中燃料成本为 0.3615 元/千瓦时、折旧成本为 0.0441 元/千瓦时、其他成本（检修、维护等）为 0.0405 元/千瓦时，期间费用为 0.0370 元/千瓦时，度电固定成本约为 0.1191 元/千瓦时。我们假设度电煤耗为 300 克，标煤单价为 600、800、 1000、1200 和 1400 元/吨时，煤电度电成本分别为 0.308、0.3689、0.428、0.4889 和 0.5489 元/千瓦时。我们以 1000 元/吨作为入炉标煤单价基准价格，对度电成本与入炉标煤单价、财务费用和利用小时数分别进行敏感性 分析。在入炉标煤单价上涨 10%时，度电成本将上涨 7.00%；财务费用上涨 10%时，度电成本将上涨 1.52%； 利用小时下降 10%，度电费用将上涨 1.14%。整体来看，相较于其他因素，度电成本对燃煤价格的敏感性显著 更高。

新能源配储和火电经济性对比

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。

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