“碳达峰、碳中和”目标下的电力系统成本及价格水平预测

01基本测算模型1.1

经营期法模型经营期成本是指在综合电力项目经济寿命周期内各年度的成本和还贷需要的基础上，通过计算电力项目每年的现金流量，并在项目经济寿命周期内各年度的净现金流能够满足按项目注册资本金的假设下，以财务内部预期收益率为基础测算的度电成本。式中：N为项目经营期长度；

In(C,Q,S)为项目第n年获得的现金流入，决定因素包括项目保留价格（即度电成本）C、项目年度电量Q、项目资产残值S等；

On(Vn,ρn,Tn)为项目第n年获得的现金流出，决定因素包括燃料成本

Vn

、还贷金额

ρn

、税金

Tn

等；

re

是预期的资本金内部收益率。在其他因素确定的情况下，项目资本金内部收益率

re

和项目平均度电成本（或者说

re

下的度电成本）C可以互相确定。研究中主要用于测算各类电源的度电成本。1.2

“成本+收益”测算模型输配电成本按照“准许成本+合理收益”原则核定，主要包括准许成本、准许收益和税金。图1是输配电准许收入计算简图，反映输配电准许收入的计算方式。图1

输配电成本测算模型原理框图Fig.1

Principleblockdiagramoftransmissionanddistributioncostcalculationmodel

1.3

电力系统成本测算方法电源度电成本测算采用经营期法，主要考虑影响较大的因素。其中，火电发电成本受机组造价、燃料成本、煤耗/气耗、利用小时、煤电灵活性改造、CCUS技术经济性影响。风电和太阳能发电成本受造价、运维费用变化、新老机组替代影响。水电发电成本受机组造价的影响。核电发电成本受机组造价、核燃料成本和利用小时影响。抽水蓄能发电成本受造价、征地移民成本变化影响。储能成本受设备造价影响。最后综合各类影响因素及装机电量变化情况，测算电源侧平均发电成本变化。测算中，为服务新能源消纳的相关成本均计入电源成本中，主要体现为火电度电燃料消耗增加、储能装机增加等。电网侧成本测算采用“成本+收益”模型，主要考虑电网企业输配电业务资产、运行维护费用、电网收益、税金、新增投资和电量增速等对成本的影响。终端用户成本主要受电源成本、电网成本、网损成本综合影响。

02电力系统装机及电量情况在综合考虑经济发展情况、碳排放约束、电量增长、资源充裕度等条件情况后，采用电力系统生产模拟模型，测算未来电力系统装机及电量变化情况。2020—2060年全国范围内各类电源及电量情况如图2、图3所示。系统发电装机及发电量保持增长趋势，其中，煤电装机及发电量占比逐渐降低，气电发电量占比先增后降，可再生发电装机及发电量占比快速上升。图2

2020—2060年各类电源装机占比Fig.2

Proportionofinstalledcapacityofvariouspowersourcesfrom2020and2060图3

2020—2060年各类电源发电量占比Fig.3

Proportionofpowergenerationofvariouspowersourcesfrom2020and2060

03电源成本预测3.1

煤电受利用小时数下降、电煤价格上涨、煤电灵活性改造等因素影响，预计煤电度电成本将持续上涨。如图4所示，利用小时数方面，煤电利用小时将逐步由2020年的4289h降至2060年的1500h，煤电度电的固定成本折价将大幅提高。电煤价格方面，远期煤炭价格将回归合理区间，但由于环保约束及开采成本上升，煤炭价格将稳步上涨。从灵活性改造看，综合考虑供热机组和纯凝机组装机比例以及改造成本，预计火电灵活性改造综合成本为500元/kW。图4

煤电度电成本的主要影响因素及变化趋势Fig.4

Maininfluencingfactorsandchangetrendofcoalelectricitycostperkilowatthour

综合来看，2030年煤电度电成本将由2020年的0.359元/（kW·h）上升至0.424元/（kW·h）。3.2

气电受利用小时数变化、燃料价格上涨影响，预计气电发电度电成本呈上升趋势。如图5所示。利用小时数方面，燃气发电利用小时数将先升后降，2025—2040年间利用小时数将上升到3000h以上，之后逐步下降至2060年的约1550h。天然气价格方面，预计受开采成本上升以及供需偏紧影响，工业用气价格将由2020年的2.13元/m3，上涨至2030年的3.90元/m3。图5

天然度电成本的主要影响因素及变化趋势Fig.5

Maininfluencingfactorsandchangetrendofnaturalelectricitycostperkilowatthour

综合来看，2030年气电成本上升至0.999元/（kW·h）。3.3

风电受生产工艺进步导致设备造价降低，以及技术进步提升发电设备的利用效率的共同影响，陆上风电、海上风电发电成本呈下降趋势。但受前期成本较高的海上风电发展较快及补贴退坡影响，风电综合度电成本先升后降。如图6a)所示，中国陆上风电单机容量普遍为3~4MW，2020年平均造价7000~8000元/kW、度电成本0.430元/（kW·h）左右。远期看，风电设备单机容量向6MW以上发展，配套建设费用将显著下降。随着风机叶轮转换效率上升，利用小时数升高，预计2060年陆上风电造价将降低至5100元/kW、度电成本降低至0.305元/（kW·h）。如图6b)所示，中国海上风电主力机组单机容量为5~6MW，平均造价约16000元/kW。远期看，10MW及以上风电装机有望实现规模化安装，将降低单位容量成本；海上风电将逐步向深远海发展，有利于提升利用小时数，但也会减缓海上风电成本下降速度。预计2060年海上风电造价将降至9000元/kW、度电成本降至0.317元/（kW·h）。图6

风电造价及度电成本变化Fig.6

Costofwindpowergeneration

2020年，陆上风电、海上风电电量占比分别为95%、5%，加权平均度电成本0.322元/（kW·h）。预计2030年高成本的海上风电电量占比约20%，风电平均度电成本0.370元/（kW·h），具体变化见如图6c)。3.4

太阳能发电受工艺进步导致设备造价降低，以及技术进步提升设备利用效率的共同影响，光伏发电、光热发电度电成本呈下降趋势。短期内，受成本较高的光热发电装机规模增长及补贴退坡影响，太阳能发电综合成本呈先涨后降趋势。对于光伏发电，如图7a)所示，中国光伏发电平均造价约3500元/kW、度电成本0.322元/（kW·h）。近期硅料成本上涨一定程度影响太阳能发电造价，但远期来看，随着技术进步，硅料成本将呈下降趋势。另外，由于晶体硅电池、铜锌锡硫薄膜电池、钙钛矿电池等技术不断发展，光伏发电能量转换效率将由目前20%上升至30%以上。预计2060年光伏发电造价降低至1900元/kW、度电成本降至0.150元/（kW·h）。对于光热发电，如图7b)所示，由于技术进步等因素影响，预计2060年光伏发电造价降低至8000元/kW、度电成本降低至0.260元/（kW·h）。图7

太阳能发电造价及度电成本变化Fig.7

Costofsolarpowergeneration

2020年，光伏、光热电量占比分别为99%、1%，加权平均度电成本0.342元/（kW·h）。预计2030年光热发电电量占比约10%，太阳能发电平均度电成本0.352元/（kW·h），具体变化见图7c)。3.5

水电受新增水电逐步西移导致开发成本上升影响，水电综合度电成本呈上升趋势。未来新建水电将主要集中在西南地区的金沙江上游、澜沧江上游、雅鲁藏布江干支流等流域。预计大渡河、金沙江等非高海拔地区水电造价达1.5万元/kW，雅砻江等高海拔地区水电造价达3万元/kW，新增水电平均度电成本约0.563元/（kW·h）。考虑存量、增量水电站占比情况，预计水电度电成本将由目前的0.253元/（kW·h）上涨至2030年的0.302元/（kW·h），具体变化如图8所示。图8

水电度电成本变化Fig.8

Costofhydropowergeneration

3.6

核电受三代核电度电成本较低影响，核电综合度电成本呈下降趋势。中国在运核电主力机型为二代核电，平均度电成本0.391元/（kW·h）。远期看，三代核电将成为新增核电的主力机型，三代核电度电成本约为0.343元/（kW·h），低于存量核电机组。考虑存量、增量机组及利用小时数变化影响，核电度电成本将呈小幅下降趋势，度电成本由目前的0.391元/（kW·h）下降至2030年的0.362元/（kW·h），具体变化见图9。图9

核电度电成本变化Fig.9

Costperkilowatthourofnuclearpower

3.7

CCUS成本情况受技术进步影响，CCUS（碳捕集、利用、封存）相关成本呈下降趋势。据调研相关设备机构，预计火电CCUS捕集设备投资成本在2035年下降至2500元/kW左右，2060年进一步降至1500元/kW。3.8

电化学储能由于技术进步，新型储能单位造价成本呈下降趋势（见图10）。目前新型储能的主流路线是以锂离子电池为代表的电化学储能，造价为1300~1600元/（kW·h）。据调研生产厂商及相关科研机构，储能单位造价将降低，主要原因有：一是储能规模扩大，逆变器、场地费用占投资比例将有所下降；二是电池管理系统不断优化，电池寿命有望提高至10年以上；三是固态电池、钠离子电池技术取得突破，原料成本有望大幅度下降。图10

电化学储能造价变化Fig.10

Costofelectrochemicalenergystorage

预计2030年，用户承担的电化学储能成本增加约928亿元。3.9

抽水蓄能由于优质站址逐渐开发完毕，新增抽水蓄能装机站址经济性较差导致造价将上涨。2020年，中国在运抽水蓄能32座、装机3149万kW，全寿命周期度电成本约为0.25元/（kW·h）。随着优质站址逐渐开发完毕，预计抽水蓄能造价将逐步提高，据调研，2030、2060年平均造价分别约为6300、6900元/kW。依据国家对抽水蓄能的规划，2030年全国装机总量将达到1.2亿kW，据此测算用户承担的抽水蓄能成本增加约638亿元。3.10

电源综合度电成本预测预计电源综合度电成本呈上升趋势。2040年前由于电源结构快速变化，度电成本快速增长，之后保持相对稳定水平。2030、2060年电源成本分别将达到0.445、0.472元/（kW·h），较2020年分别上涨27.5%、35.2%。各类电源占电源综合成本比重如图11所示。由图11可看出：煤电占比逐步下降，气电占比先升后降，水电占比基本保持平稳，风电、太阳能发电、核电、储能、CCUS占成本比重逐步上升。图11

2020—2060年电源成本预测Fig.11

Powergenerationcostforecastfrom2020to2060

04电网输配电成本预测研究中假设未来仍按大电网互联互济模式进行电力输送。电网投资驱动因素包括满足用电量和负荷增长的投资、满足新能源大规模发展的投资、由于存量设备退役产生的资产置换投资以及投资到用户红线投资。对于投资的划分以不重不漏的原则，考虑为服务电网各类需求而引发各项投资，例如线路投资、采集计量设备投资等。对于服务电量增长以及投资到用户红线的电网投资，相关投资随用电量增速放缓会逐渐降低。对于服务电量增长的新增投资，将由2025年的5000亿元/年逐步下降；对于投资到用户红线的新增投资，将在近期达到850亿元/年的最高值后逐步下降。对于服务新能源发展的电网投资，既包括新能源接网投资，也包括电网补强投资。在2035—2040年，由于新能源装机规模快速增长，以及单位装机引起的电网投资上升，此部分投资约2000亿元/年，为其他年份投资的2倍左右。对于资产置换产生的电网投资，随着资产成新率降低，自2040年起资产退役规模将迅速增大，退役资产置换将成为电网投资的主要动因。2021—2060年，电网度电成本基本保持稳定并呈小幅上涨趋势。预计2030、2060年输配电成本分别约为0.194、0.223元/（kW·h），较2020年分别上涨0.008、0.037元/（kW·h）。05终端成本预测综合各环节电力成本变化情况，终端成本将持续上涨。预计2030、2060年终端成本分别为0.662、0.725元/（kW·h），较2020年分别上涨19.5%、30.9%，具体变化见图12。图12

2020—2060年终端度电成本变化情况Fig.12

Enduserelectricitycostperkilowatthourfrom2020to2060上述测算为基础场景（也可以叫保守场景），即考虑较大可能性的各类电源造价变化而引发的电力系统成本变化。此外，还考虑技术进步较快的可能场景，例如陆上风电、海上风电、光伏发电、新型储能造价快速下降，燃料成本涨幅较小，电网核价参数较