2024年新能源配儲系統(tǒng)與燃煤發(fā)電的經(jīng)濟性對比研究

2024年新能源配儲系統(tǒng)與燃煤發(fā)電的經(jīng)濟性對比研究新能源規(guī)模持續(xù)增長，電網(wǎng)穩(wěn)定性壓力逐漸提升近年來，隨著我國“雙碳”戰(zhàn)略的推進和新能源發(fā)電技術(shù)的快速發(fā)展，我國新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)迎來了蓬勃的發(fā)展，裝機規(guī)模與比重穩(wěn)步提升。2021年，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布的《2030年前碳達峰行動方案》，提出到2030年風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上。截至2023年末，我國新能源裝機規(guī)模達10.5億千瓦，其中太陽能發(fā)電裝機容量約6.1億千瓦，同比增長55.2%；風(fēng)電裝機容量約4.4億千瓦，同比增長20.7%。發(fā)電量方面，根據(jù)國家發(fā)改委能源研究所發(fā)布的《中國2050高比例可再生能源發(fā)展情景暨路徑研究》，到2030年，預(yù)計風(fēng)光發(fā)電總量占比將達35.65%；2050年，占比將進一步提高至69%，完全成為我國新型電力系統(tǒng)中的主體能源。截至2023年末，我國新能源發(fā)電總量達1.47萬億千瓦時，較去年增長23.54%，在全部電源類型中占比達15.55%。根據(jù)2021年我們《從電網(wǎng)約束角度看新能源發(fā)電的天花板》報告的計算，在裝機條件下，受電網(wǎng)內(nèi)調(diào)節(jié)性電源有限的影響，新能源裝機比例超35%時，電網(wǎng)將面臨風(fēng)光發(fā)電消納問題。隨著我國新型電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型進程的推進，新能源裝機規(guī)模增長并最終成為主體能源已成趨勢，現(xiàn)有電力系統(tǒng)將逐漸過渡為具有高比例新能源和高比例電力電子裝備（用于控制電能轉(zhuǎn)換的裝備，包括逆變器、整流器等，在新能源并網(wǎng)、輸配電、變頻負(fù)荷設(shè)備等領(lǐng)域均有廣泛應(yīng)用）特征的電力系統(tǒng)。與傳統(tǒng)電力系統(tǒng)相比，新型電力系統(tǒng)在一次能源、能量轉(zhuǎn)換裝置等方面具有顯著差異，因此其面對的挑戰(zhàn)也有所不同。在短期尺度上，雙高電力系統(tǒng)面臨一次能源的（風(fēng)能、太陽能）強隨機性和高波動性問題以及大量新能源機組并網(wǎng)帶來的電網(wǎng)結(jié)構(gòu)變化；在中長時間尺度上，雙高電力系統(tǒng)面臨新能源占比提升帶來的電網(wǎng)的可調(diào)性和靈活性下降、源-荷之間功率和能量平衡的難度上升等問題。我們可以使用凈需求（Netdemand）曲線來描述新型電力系統(tǒng)下的負(fù)荷變化，其中凈需求定義為電力總需求減去新能源發(fā)電出力。以加州電力系統(tǒng)例，新能源發(fā)電機組中午時段處于出力高峰階段，凈需求曲線會迅速回落；而在日落之后，隨著新能源發(fā)電出力大幅減少，凈需求曲線會快速上升。這種變化導(dǎo)致凈需求曲線呈現(xiàn)出類似鴨子的形狀，因此這種現(xiàn)象被稱為“加州鴨子曲線”。近年來，隨著光伏裝機容量的持續(xù)增長，“加州鴨子曲線”的底部逐漸加深，使得日內(nèi)凈需求的波動幅度隨之?dāng)U大。對新能源運營商來說，“鴨子曲線”的底部加深意味著在新能源發(fā)電在午間時段出現(xiàn)了過剩，可能導(dǎo)致“棄風(fēng)棄光”現(xiàn)象的發(fā)生，進而造成能源的浪費和項目收益的減少。對于電網(wǎng)而言，新能源出力的波動性要求電網(wǎng)具備充足的靈活性電源用以調(diào)度，也對電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻的能力提出更高的要求。因此，隨著電網(wǎng)內(nèi)新能源比例的提升，對儲能、光熱、煤電等靈活性電源容量的需求將愈發(fā)迫切。以加州為例，2015年以來，加州電化學(xué)儲能容量快速增長，預(yù)計到2023年底裝機容量達851.02萬千瓦，十年內(nèi)復(fù)合增長率達88.40%。根據(jù)加州政府的相關(guān)規(guī)劃，到2045年，加州儲能裝機規(guī)模有望增長至5200萬千瓦。新能源建設(shè)成本持續(xù)下行，儲能產(chǎn)業(yè)配套快速發(fā)展發(fā)展新能源發(fā)電是實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型、完成雙碳目標(biāo)的必要條件，新世紀(jì)以來，我國新能源產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了高速發(fā)展期。20世紀(jì)90年代之前，我國新能源發(fā)電產(chǎn)業(yè)主要用于補充農(nóng)業(yè)用能的短缺，發(fā)展水平較為低下。進入21世紀(jì)以來，在可持續(xù)發(fā)展戰(zhàn)略的推動下，我國新能源產(chǎn)業(yè)迎來產(chǎn)業(yè)化轉(zhuǎn)型時刻。2000年，國家經(jīng)貿(mào)委制定《2000-2015年新能源和再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃要點》，對我新能源發(fā)展現(xiàn)狀進行了總結(jié)，根據(jù)《要點》表述，21世紀(jì)初我國光伏發(fā)電技術(shù)較為稚嫩，每峰瓦的光電系統(tǒng)價格在80～100元，發(fā)電成本在2.5元/千瓦時以上；風(fēng)電裝機規(guī)模增長迅速，但大型風(fēng)力發(fā)電機組幾乎都是引進的，發(fā)電成本較高。此后，隨著《可再生能源中長期發(fā)展規(guī)劃》、《中華人民共和國可再生能源法修正案》等政策的出臺，我國新能源產(chǎn)業(yè)逐步進入快速發(fā)展階段，新能源裝機成本持續(xù)下降，裝機規(guī)?？焖僭鲩L。技術(shù)進步助力光伏成本持續(xù)下降在光伏發(fā)電方面，其主要成本構(gòu)成為光伏組件（包括電池片、光伏玻璃等）、逆變器和支架等，其中硅料是光伏產(chǎn)業(yè)上游的重要原材料，其成本和價格對產(chǎn)業(yè)鏈內(nèi)的利潤分配和下游光伏項目的投資收益率具有重要影響。2009年，以協(xié)鑫集團為首的多晶硅企業(yè)開始采用冷氫化工藝改良生產(chǎn)技術(shù)，在降低生產(chǎn)能耗的同時，提升了TCS轉(zhuǎn)換效率，使得多晶硅生產(chǎn)成本下降約40%。在硅片和電池片的生產(chǎn)領(lǐng)域，2013年，隆基股份開始將金剛線切割技術(shù)引入到光伏級單晶硅片的切割領(lǐng)域，大幅降低硅片生產(chǎn)成本；2016年，隆基股份開始大規(guī)模應(yīng)用單晶PERC技術(shù)，通過背面鈍化電池提升電池轉(zhuǎn)換效率，進而降低了光伏發(fā)電度電成本；此后TOPCon、HJT、IBC等電池片技術(shù)相應(yīng)相繼出現(xiàn)，進一步提升了電池轉(zhuǎn)換效率并改善了電池衰減情況。根據(jù)《光伏技術(shù)展望》總結(jié)，PERC技術(shù)的提出使得電池轉(zhuǎn)換效率實現(xiàn)了從20%至24%的提升，疊加硅料與硅片成本的降低，大幅減少了光伏發(fā)電度電成本；此后，TOPCon和HJT的規(guī)模化生產(chǎn)應(yīng)用有望將晶硅電池量產(chǎn)效率提至24%以上，目前，晶硅電池逐漸從單結(jié)太陽能電池向疊層太陽能電池發(fā)展，樂觀情況下，轉(zhuǎn)換效率大于32%的高穩(wěn)定性鈣鈦礦/晶硅疊層電池有望在2030年之前實現(xiàn)量產(chǎn)，光伏發(fā)電成本有望進一步下降。除電池片制造技術(shù)的進步，光伏組件雙面系統(tǒng)、半片封裝和多主柵技術(shù)的推廣，也促進了光伏發(fā)電成本的下降。與單面組件相比，雙面組件的電池背面采用局部鋁柵線代替不透光的全覆蓋鋁層，并通過透明材料進行組裝，使之可以吸收周圍環(huán)境反射的光線，實現(xiàn)正面與雙面同時發(fā)電，提高光伏發(fā)電的效率。光伏逆變器作為光伏系統(tǒng)中除組件外的另一項核心設(shè)備，主要負(fù)責(zé)將光伏發(fā)電系統(tǒng)所發(fā)的直流電轉(zhuǎn)化成交流電，并盡量以最小的變換損耗和最佳的電能質(zhì)量供給電網(wǎng)和電器使用。根據(jù)技術(shù)路徑不同，光伏逆變器可分為集中式逆變器、組串式逆變器和微型逆變器，分別應(yīng)用于集中式光伏系統(tǒng)和分布式光伏系統(tǒng)中。受益于逆變器單體功率的提升和市場競爭度的提高，光伏逆變器成本整體呈下降趨勢，性能還有所提升。2010年前后光伏逆變器均價約1元/W，轉(zhuǎn)換效率約97%；2024年集中式光伏逆變器均價降至0.1元/瓦，轉(zhuǎn)換效率普遍突破99%。2023年以來，得益于上游硅料產(chǎn)能的加速釋放，硅料、硅片及電池片價格顯著下降，光伏項目建設(shè)成本整體下降，帶動光伏EPC中標(biāo)價格持續(xù)下行。根據(jù)wind數(shù)據(jù)統(tǒng)計，截至2024年1月17日，硅料、硅片及電池片均價為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中標(biāo)均價為3.11元/W，同比下降1.12元/W，降幅達26.48%。隨著產(chǎn)業(yè)鏈生產(chǎn)技術(shù)的持續(xù)提升和原材料產(chǎn)能的持續(xù)釋放，光伏項目建設(shè)與度電成本持續(xù)下降。根據(jù)國際可再生能源署統(tǒng)計，2022年，我國光伏度電成本為0.0372美元/千瓦時，總安裝成本為715美元/千瓦；相較于2010年，光伏度電成本同比下降88.77%，總安裝成本同比下降82.58%。根據(jù)目前光伏成本結(jié)構(gòu)以及市場價格，我們構(gòu)建了光伏發(fā)電的成本模型。其中，組件成本假設(shè)為0.9元/W，逆變器成本為0.15元/W，支架成本為0.40元/w，其他設(shè)備成本為0.6元/W，設(shè)備成本合計2.05元/W，工程及土地費用為0.95元/W，單瓦總建設(shè)成本為3元/W，設(shè)備折舊年限方面，我們假設(shè)為20年，殘值率為3%，對應(yīng)年折舊成本約0.16元/W。在設(shè)備運行方面，我們假設(shè)每年管理費用、運維成本以及財務(wù)費用分別為0.04、0.04和0.07元/W，光伏發(fā)電年總成本為0.33元/W，按照年利用小時數(shù)為1200小時計算，則度電成本為0.2583元/千瓦時。風(fēng)機大型化潮流推動風(fēng)電降本提效風(fēng)電方面，機組成本是風(fēng)電項目成本的主要構(gòu)成部分，具體來看，風(fēng)電機組主要由發(fā)電機組、葉片、風(fēng)塔和動力系統(tǒng)等構(gòu)成；根據(jù)傳動技術(shù)的不同，風(fēng)電機組可分為雙饋型、直驅(qū)型和半直驅(qū)型三種類型。雙饋風(fēng)電機組的主要構(gòu)成為齒輪箱、雙饋發(fā)電機和變流器，在雙饋風(fēng)電機組的發(fā)電過程中，風(fēng)機葉輪負(fù)責(zé)捕捉風(fēng)能，并通過多級齒輪箱來驅(qū)動發(fā)電機，使較低的葉輪轉(zhuǎn)速提升至可滿足發(fā)電機需求的速度，使得風(fēng)能轉(zhuǎn)化為電能，變流器和變壓器則負(fù)責(zé)將機組電能轉(zhuǎn)化為具有穩(wěn)定頻率及適配電壓的電能，進而饋入到電網(wǎng)中。在雙饋式風(fēng)電機組中，變流器容量僅為機組容量的30%左右，因此機組成本較低。但是，由于采用多級齒輪箱驅(qū)動發(fā)電機，雙饋風(fēng)電機組的故障率較高，需要定期維護，穩(wěn)定性較差；同時，雙饋風(fēng)電機組的單機容量通常較小，難以與風(fēng)機大型化的趨勢相適應(yīng)。直驅(qū)機組的結(jié)構(gòu)為永磁直驅(qū)發(fā)電機+變流器，與雙饋機組相比，直驅(qū)機組取消了齒輪箱，使多極電機與葉輪直接連接，發(fā)電機則多采用具備永磁式結(jié)構(gòu)的同步發(fā)電機。在變流器方面，直驅(qū)機組使用全功率變流器與電網(wǎng)相連接，變流器容量與機組容量一致。直驅(qū)機組減少了齒輪箱，故可靠性更強，后期運維成本較小，但永磁式同步發(fā)電機可能存在退磁隱患，制造成本和技術(shù)難度也較高；同時，全功率變流器成本較雙饋機組變流器更高。半直驅(qū)風(fēng)電機組是在風(fēng)電大型化趨勢下融合雙饋與直驅(qū)電機特點形成的，結(jié)構(gòu)為齒輪箱（低傳動比）+永磁直驅(qū)發(fā)電機+變流器，與雙饋機組相比，半直驅(qū)機組齒輪傳動比更低，可提高齒輪箱的可靠性與使用壽命；與直驅(qū)機組相比，半直驅(qū)機組，發(fā)電機轉(zhuǎn)速更高結(jié)構(gòu)更加簡化，且功率密度較大，在各種功率下都能保持極高的發(fā)電效率。從投資成本、機組維護、未來發(fā)展等方面綜合考慮，目前雙饋式機組主要應(yīng)用于陸上風(fēng)電項目建設(shè)，直驅(qū)式和半直驅(qū)式主要應(yīng)用于海上風(fēng)電項目建設(shè)。風(fēng)電領(lǐng)域度電成本降低的主要路徑為風(fēng)電機組大型化，一方面，大型化可以降低同等容量下的投資成本，另一方面，大型化可以有效提高發(fā)電量。此外，單機容量的增長意味著同容量風(fēng)電場內(nèi)機組數(shù)量將會顯著減少，有助于前期征地費用的降低和后期運維成本的減少。根據(jù)中國能源報報道，1.5兆瓦風(fēng)機和4兆瓦風(fēng)機的基座占地面積平均值分別約為260平方米、400平方米；若將該數(shù)字平均到每單位裝機容量上，則4兆瓦風(fēng)機的單位裝機容量占地面積比1.5兆瓦風(fēng)機下降了40%以上。根據(jù)《美國陸上風(fēng)電市場報告2023》統(tǒng)計，2022年，美國新裝風(fēng)電機組平均容量為3.2MW，輪轂高度為98.1米，風(fēng)輪直徑為131.6米，較21世紀(jì)初分別上漲約350%、73%和173%，風(fēng)機大型化趨勢顯著；同時，美國陸風(fēng)LCOE（平準(zhǔn)化度電成本）也由21世紀(jì)初的100美元/兆瓦時左右，下降到約32美元/兆瓦時，降幅約為68%，度電成本改善明顯。國內(nèi)方面，根據(jù)中國可再生能源學(xué)會風(fēng)能專業(yè)委員會發(fā)布的《2022年中國風(fēng)電吊裝容量統(tǒng)計簡報》，2022年我國新增陸上風(fēng)電機組平均單機容量為4.3兆瓦，同比增長27.9%；海風(fēng)機組為7.4兆瓦，同比增長33.4%。截至2022年底，全國累計風(fēng)電裝機平均單機容量為2.2兆瓦，同比增長7.5%。2022年新增機組中，3.0MW（不含3.0MW）以下新增裝機容量占比約3%，比2021年下降約17個百分點；7.0MW及以上風(fēng)電機組新增裝機容量占比達7.6%，較2021年增長了約4.4個百分點，風(fēng)電機組大型化趨勢同樣顯著。風(fēng)機葉片屬于機組的核心部件，典型的風(fēng)電葉片結(jié)構(gòu)包括主梁系統(tǒng)、上下蒙皮、葉根增強層等，其主要原材料包括增強纖維、樹脂、芯材和結(jié)構(gòu)膠等。葉片是捕獲風(fēng)能的重要組件，在同等風(fēng)速的情況下，葉片越長，掃風(fēng)面積越大，可獲取的風(fēng)能與生產(chǎn)的電量越多。2021年2月，中國船舶集團有限公司10MW海上風(fēng)機正式下線，葉片長度102米，是我國風(fēng)機機組首個超百米葉片；2024年1月22日，三一重能131米陸上風(fēng)電葉片成功下線，刷新全球最長陸上風(fēng)電葉片紀(jì)錄。在葉片大型化的同時，為了減輕風(fēng)機載荷，保障機組運行效率，降低項目投資成本，葉片輕量化和低成本的需求也在持續(xù)增長。根據(jù)《復(fù)合材料在大型風(fēng)電葉片上的應(yīng)用與發(fā)展》研究，葉片的變截面、曲率大和結(jié)構(gòu)鋪層漸變等要求使得纖維增強復(fù)合材料成為大型化葉片的唯一可選材料。在葉片制造成本構(gòu)成方面，原材料成本占比約75%，占據(jù)主導(dǎo)地位。具體來看，增強纖維、基體樹脂、夾芯材料和結(jié)構(gòu)膠在原材料成本中占比較高，分別占比約21%、33%、25%、8%和6%。增強纖維主要應(yīng)用于葉片的蒙皮、腹板和主梁，主要包括玻璃纖維和碳纖維，是確保葉片與塔架之間安全距離的關(guān)鍵材料，其拉伸模量是影響葉片變形的主要因素。與玻璃纖維相比，碳纖維拉伸模量更大，重量更低，更能適應(yīng)葉片大型化的需求，其主要缺點為較高的價格對葉片成本影響較大。近年來，國內(nèi)主流碳纖維生產(chǎn)企業(yè)逐漸通過提高、改進設(shè)備、降低能耗等方式降低碳纖維價格，助力葉片的大型化發(fā)展。截至2023年7月，全國碳纖維總產(chǎn)能達10.32萬噸，同比增長42.44%；在價格方面，截至2024年1月24日，大絲束碳纖維均價為74.5元/千克，同比下降37.92%。夾芯材料(簡稱芯材)是葉片的關(guān)鍵增強材料，通常應(yīng)用在葉片的蒙皮與腹板上，主要作為夾層結(jié)構(gòu)以提升結(jié)構(gòu)剛度，防止局部失穩(wěn)。目前，葉片芯材主要為輕木和硬質(zhì)泡沫，其中輕木主要依賴進口，價格受樹木生長周期影響；硬質(zhì)泡沫則主要包括PVC、PET和HPE等。其中，HPE吸膠量更低，可有效降低葉片的整體質(zhì)量，進而降低葉片綜合成本。以73m葉片生產(chǎn)為例，HPE替代PET和PVC后，綜合成本分別可節(jié)省31%和34%。結(jié)構(gòu)膠主要用于將葉片蒙皮與腹板粘接在一起形成主承力結(jié)構(gòu)，其連接的可靠性直接影響葉片的穩(wěn)定性。早期國內(nèi)葉片結(jié)構(gòu)膠主要進口自Hexion和OLIN，進口成本較高，隨著國內(nèi)廠商結(jié)構(gòu)膠技術(shù)與生產(chǎn)的優(yōu)化，結(jié)構(gòu)膠價格有所下降。在生產(chǎn)工藝方面，預(yù)浸料和拉擠成型工藝進一步促進葉片的大型化與輕量化發(fā)展。預(yù)浸料(Prepreg)是將纖維束或纖維布經(jīng)過樹脂浸潤后形成的均勻預(yù)固化材料，目前主要應(yīng)用于碳纖維主梁成型。相較于傳統(tǒng)的灌注成型工藝，預(yù)浸料可以提升材料利用率和結(jié)構(gòu)性能，拉伸模量和壓縮強度可提高15%-20%。拉擠成型工藝可充分發(fā)揮纖維的力學(xué)性能，提升材料利用效率與性能，是降低葉片成本重要生產(chǎn)工藝。對比拉擠工藝和灌注工藝，玻璃纖維和碳纖維拉伸模量分別可提升15%和25%，壓縮強度分別提升47%和42%。在風(fēng)機大型化趨勢的推動下，風(fēng)電建設(shè)成本呈下行趨勢。根據(jù)國際可再生能源署統(tǒng)計，1996年以來，中國風(fēng)電裝機與度電成本均呈持續(xù)下降趨勢。截至2022年，中國陸上風(fēng)電加權(quán)平均總安裝成本為1103美元/千瓦，同比下降10.95%；平準(zhǔn)化度電成本（LCOE）為0.027美元/千瓦時，同比下降7.44%。2023年，我國風(fēng)電裝機成本維持下降趨勢，根據(jù)國際能源網(wǎng)統(tǒng)計，2023年，我國央國企共有96.27GW風(fēng)電項目定標(biāo)，其中市場主要整機廠商金風(fēng)科技、遠(yuǎn)景能源、明陽智能陸風(fēng)機組（含塔筒）中標(biāo)均價為2037、1954和1984元/千瓦，同比下降14.30%、9.91%和16.11%；海風(fēng)機組（含塔筒）中標(biāo)均價為3698、3767和3906元/千瓦，同比變化-10.50%、-3.71%和+1.67%。根據(jù)風(fēng)電成本結(jié)構(gòu)和風(fēng)電機組的市場價格，我們構(gòu)建了陸上風(fēng)電的成本模型。其中，風(fēng)機（含塔筒）成本為1.5元/W，工程及土地費用為3元/W，設(shè)備折舊年限方面，我們假設(shè)為20年，殘值率為5%。在設(shè)備運行方面，我們假設(shè)每年管理費用、運維成本以及財務(wù)費用分別為0.55、0.04和0.16元/W，陸上風(fēng)電年總成本為0.47元/W，設(shè)陸上風(fēng)電年利用小時數(shù)為2000小時，則度電成本約為0.2344元/千瓦時。儲能產(chǎn)業(yè)迎來高速發(fā)展隨著新能源產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，儲能產(chǎn)業(yè)同樣迎來高速發(fā)展期，行業(yè)技術(shù)持續(xù)提升，行業(yè)產(chǎn)能不斷擴充，帶動儲能裝機規(guī)?？焖僭鲩L。根據(jù)CNESA（中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟）統(tǒng)計，截至2022年底，我國發(fā)電側(cè)儲能累計裝機規(guī)模超過6GW，同比增長137%；2022年新增儲能裝機規(guī)模3.5GW，同比增長248%。具體來看，電化學(xué)儲能在發(fā)電側(cè)儲能中占據(jù)絕對優(yōu)勢。根據(jù)電極材料的不同，電化學(xué)儲能可分為鋰離子電池儲能、鈉硫電池儲能、鈉離子電池儲能等，鋰離子電池儲能是當(dāng)前電化學(xué)儲能市場的主流。根據(jù)CNESA統(tǒng)計，截至2022年，鋰離子電池儲能在發(fā)電側(cè)儲能中占比達98.76%。具體來看，鋰離子電池中的磷酸鐵鋰電池在循環(huán)壽命、安全性和經(jīng)濟性方面具備競爭優(yōu)勢，目前大規(guī)模應(yīng)用于規(guī)模儲能、備用電源等領(lǐng)域。磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)的構(gòu)成包括磷酸鐵鋰電芯、BMS（電池管理系統(tǒng)）、PCS（儲能變流器）、EMS（能量管理系統(tǒng)）等，其中電芯是儲能系統(tǒng)的核心部件，決定著儲能系統(tǒng)的容量和功率，主要由正負(fù)極材料、隔膜和電解質(zhì)等材料構(gòu)成；BMS主要負(fù)責(zé)對電池包進行充放電管理，包括電池均衡、過載保護等功能，是延長電池使用壽命的重要部件；PCS是負(fù)責(zé)儲能系統(tǒng)與電網(wǎng)之間實現(xiàn)電能雙向流動的核心部件，用于控制電池的充放電過程以及交直流變換；EMS主要負(fù)責(zé)儲能系統(tǒng)設(shè)備的數(shù)據(jù)采集與分析以及能量調(diào)度，確保儲能電力系統(tǒng)的正常穩(wěn)定運行。磷酸鐵鋰電芯是儲能系統(tǒng)的主要成本構(gòu)成，根據(jù)EESA測算，電芯成本在儲能系統(tǒng)中占比約達55%。2023年以來，隨著電芯主材磷酸鐵鋰的供需趨向?qū)捤?，磷酸鐵鋰價格持續(xù)下行，帶動磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)的價格下行。根據(jù)Wind統(tǒng)計，截至2024年1月18日，磷酸鐵鋰價格為4.35萬元/噸，同比下降71.29%。得益于上游成本的持續(xù)改善，儲能系統(tǒng)及EPC中標(biāo)價格持續(xù)下行。根據(jù)EESA統(tǒng)計，2023年以來，儲能系統(tǒng)中標(biāo)價格從年初1.40元/瓦時左右，下降到0.8/瓦時左右；儲能EPC中標(biāo)價格從年初1.9元/瓦時左右，下降至1.4元/瓦時左右。除磷酸鐵鋰電池以外，目前電化學(xué)儲能的技術(shù)路線還包括液流電池、鈉硫電池和鈉離子電池等技術(shù)。液流電池通過可溶性電對在惰性電極上發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，完成能量的儲存和釋放，其可溶性電對分別存放在兩個容器里，通過泵的驅(qū)動實現(xiàn)循環(huán)流動，其流動性的電解質(zhì)使得液流電池相應(yīng)速度極快（可達亞秒級別）。液流電池的電化學(xué)反應(yīng)簡單，運行安全性較高，得益于獨特的電池結(jié)構(gòu)，其容量和功率的定義參數(shù)是相互獨立的，容量和功率設(shè)計較為靈活。近年來，全釩液流電池發(fā)展較為迅速，已經(jīng)逐漸開始投入商業(yè)化應(yīng)用。根據(jù)勢銀儲鏈統(tǒng)計，2023年我國液流電池儲能招標(biāo)項目合計73個，其中全釩液流電池項目為49個，其中4h全釩液流電池項目投（中）標(biāo)單價在2.198~3.701元/瓦時范圍內(nèi)，6h全釩液流電池系統(tǒng)投（中）標(biāo)單價在1.448~3.557元/瓦時范圍內(nèi)。鈉硫電池以熔融態(tài)的鈉和硫作為電池的負(fù)極和正極，以陶瓷管作為固態(tài)電解質(zhì)兼正負(fù)極隔膜。鈉硫電池的主要原材料鈉和硫，儲量較豐富，成本較低；其理論能量密度約為760（Wh）/kg，(實際約300（Wh）/kg)，功率密度約230W/kg；循環(huán)效率80%以上，循環(huán)壽命可達10年以上。鈉硫電池的主要市場化瓶頸和技術(shù)難點在于固體電解質(zhì)beta-氧化鋁陶瓷管的制備和電池組件的密封，主要缺點在于高溫下穩(wěn)定性較差，存在一定安全隱患。鈉離子電池與鋰離子電池的基本原理相似，通過正負(fù)極材料上鈉離子的氧化還原實現(xiàn)電能與化學(xué)能的轉(zhuǎn)化，按正極材料分，鈉離子電池主要有層狀氧化物、隧道型氧化物、普魯士藍類化合物和聚陰離子型化合物體系。鈉離子電池原材料成本較低，生產(chǎn)工藝與鋰離子電池相近，生產(chǎn)設(shè)備大多兼容，因此鋰電廠商轉(zhuǎn)型生產(chǎn)的成本較低。此外，鈉離子的溶劑化能比鋰離子更低，具備更好的界面離子擴散能力，功率輸出和接受能力更強，在規(guī)模儲能調(diào)頻時表現(xiàn)更好。在安全方面，鈉離子電池的內(nèi)阻比鋰離子電池稍高，使得其在安全實驗中瞬間發(fā)熱量少、溫升較低，安全性能較鋰離子電池更好。隨著產(chǎn)業(yè)鏈的成熟，鈉離子電池初始容量投資有望控制在500～700元/(kWh)，電池循環(huán)壽命有望突破8000次，度電成本有望下探至0.2元/kWh以內(nèi)。根據(jù)磷酸鐵鋰儲能成本結(jié)構(gòu)以及電芯、PCS等部件的市場價格，我們構(gòu)建了磷酸鐵鋰儲能的成本模型。其中，儲能電池成本為1.5元/瓦時，其他容量成本(BMS等)為0.25元/瓦時，非容量成本（PCS等）為0.1元/瓦時，儲能工程及土地費用為0.55元/瓦時，設(shè)備折舊年限方面，我們假設(shè)為10年。在設(shè)備運行方面，我們假設(shè)每年總運營成本和財務(wù)費用分別為0.004和0.1元/瓦時，磷酸鐵鋰儲能的年總成本為0.24元/瓦時。煤電波動影響火電經(jīng)營穩(wěn)定性燃煤發(fā)電的主要成本包括可變成本與固定成本，其中，可變成本為主要構(gòu)成為燃煤成本，固定成本主要構(gòu)成為機組折舊。燃煤成本受長協(xié)煤簽訂履約情況、動力煤現(xiàn)貨價格、機組發(fā)電量以及動力煤供需情況等多種因素影響，具有市場化波動的特點，使得煤電經(jīng)營業(yè)績具備一定的不確定性。2021-2022年，受動力煤供應(yīng)不足、國際能源市場波動等因素影響，動力煤價格整體上行，秦港5500大卡動力煤價格一度突破2400元/噸；受煤價高企影響，主要煤電企業(yè)經(jīng)營業(yè)績大幅回落。2023年以來，受長協(xié)煤政策、煤礦產(chǎn)能擴充以及國際能源市場趨于穩(wěn)定等因素的影響，動力煤價格逐漸回落，煤電企業(yè)經(jīng)營業(yè)績顯著回升。以電力上市公司華能國際為例，我們對燃煤發(fā)電的度電成本進行了拆分。根據(jù)公司年報披露，2022年，公司煤機利潤總額為-173.25億元，以3638.93億千瓦時的上網(wǎng)電量計算，度電虧損為0.0476元/千瓦時。根據(jù)公司上網(wǎng)電價和度電利潤進行拆分，公司燃煤發(fā)電的度電成本約為0.4831元/千瓦時，其中燃料成本為0.3615元/千瓦時、折舊成本為0.0441元/千瓦時、其他成本（檢修、維護等）為0.0405元/千瓦時，期間費用為0.0370元/千瓦時，度電固定成本約為0.1191元/千瓦時。我們假設(shè)度電煤耗為300克，標(biāo)煤單價為600、800、1000、1200和1400元/噸時，煤電度電成本分別為0.308、0.3689、0.428、0.4889和0.5489元/千瓦時。我們以1000元/噸作為入爐標(biāo)煤單價基準(zhǔn)價格，對度電成本與入爐標(biāo)煤單價、財務(wù)費用和利用小時數(shù)分別進行敏感性分析。在入爐標(biāo)煤單價上漲10%時，度電成本將上漲7.00%；財務(wù)費用上漲10%時，度電成本將上漲1.52%；利用小時下降10%，度電費用將上漲1.14%。整體來看，相較于其他因素，度電成本對燃煤價格的敏感性顯著更高。新能源配儲和火電經(jīng)濟性對比隨著新能源裝機規(guī)模的持續(xù)增長，傳統(tǒng)電力系統(tǒng)逐漸向雙高電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，風(fēng)光發(fā)電將成為主體能源?？紤]新能源發(fā)電的波動性與隨機性，雙高電力系統(tǒng)中靈活性電源的存在不可或缺。在此基礎(chǔ)上，我們對未來電力系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)進行了假設(shè)，并對新型電力系統(tǒng)的裝機結(jié)構(gòu)和經(jīng)濟性進行了測算?；陲L(fēng)光典型出力曲線、電網(wǎng)負(fù)荷曲線以及新能源發(fā)展預(yù)期，我們構(gòu)建了新型電力系統(tǒng)模型。在我們所構(gòu)建的模型中，電網(wǎng)最高負(fù)荷為100萬千瓦，根據(jù)新能源發(fā)電裝機的發(fā)展趨勢，我們構(gòu)建了三種電力裝機結(jié)構(gòu)的情景模型，并據(jù)此計算了其系統(tǒng)運行成本和對比煤電的經(jīng)濟性情況。情景一：假設(shè)電源系統(tǒng)中僅存在新能源裝機，我們按光伏裝機占比較高的情況進行假設(shè)，對于電力系統(tǒng)來說，光伏裝機占比越高對儲能的需求越大。根據(jù)風(fēng)光典型出力曲線，光伏和風(fēng)電的有效裝機規(guī)模應(yīng)為168和35萬千瓦。同時，考慮季節(jié)變換、天氣波動等因素對新能源出力曲線的影響，我們引入光伏及風(fēng)電裝機調(diào)節(jié)系數(shù)，使得風(fēng)光出力和實際情況相符。調(diào)整系數(shù)的計算依據(jù)為利用小時數(shù)，在每天均滿足典型出力曲線的情況下，光伏年利用小時數(shù)為2770小時，顯著高于光伏實際平均1300小時的水平，因此我們引入光伏調(diào)節(jié)系數(shù)45%，使得光伏利用小時和實際情況相符；同理，我們計算出風(fēng)電調(diào)節(jié)系數(shù)為35%?？紤]調(diào)節(jié)系數(shù)后，光伏和風(fēng)電對應(yīng)的實際裝機規(guī)模分別為373萬千瓦和100萬千瓦。在純新能源情況下，發(fā)電裝機類型均為風(fēng)電與光伏，不存在其他電源類型，風(fēng)光有效出力和電網(wǎng)負(fù)荷之間的差值均通過儲能負(fù)荷補充。在中午時間，風(fēng)光出力較為充足，超出電力負(fù)荷需求，此時儲能處于充電階段；在清晨和黃昏時間，風(fēng)光出力不足，電力負(fù)荷需要依靠儲能放電滿足。根據(jù)新能源出力與電力負(fù)荷情況，儲能日內(nèi)最大功率需求為129萬千瓦，考慮到鋰電池容量會隨著時間有所衰減，因此期初實際配置功率約為173萬千瓦。同時，我們預(yù)計在此模型內(nèi)儲能單日利用小時為6小時，因此儲能對應(yīng)容量為1037萬千瓦時（173千瓦×6小時）。根據(jù)上述新型電力系統(tǒng)參數(shù)假設(shè)以及新能源與儲能的運行成本模型，我們測算得出新能源配儲系統(tǒng)的單日運行成本為1210萬元，其中風(fēng)電、光伏和儲能單日運行成本分別為141、347和703萬元；綜合度電成本為0.6437元/千瓦時，其中風(fēng)電、光伏和儲能分別為0.076、0.1877和0.38元/千瓦時（以新型電力系統(tǒng)的全部發(fā)電量為分母計算得出的度電成本）。煤電方面，假設(shè)秦港煤價為900元，入爐標(biāo)煤單價1014元/噸，度電成本約為0.414元/千瓦時。對比新能源配儲和煤電度電成本，我們發(fā)現(xiàn)盡管新能源發(fā)電的成本持續(xù)下降，但新能源配儲系統(tǒng)經(jīng)濟性仍遜于煤電。由于火電在進行電力生產(chǎn)時，會向外排放二氧化碳，在目前碳排放雙控轉(zhuǎn)型的大背景下，對外部的碳排放可能構(gòu)成額外的電力成本。因此，我們假設(shè)火電度電二氧化碳排放為0.85公斤，在碳資產(chǎn)價格為20/40/60/80元/噸時，火電度電成本在考慮碳成本后將提升至0.431/0.448/0.4650.465/0.482元/千瓦時。新能源發(fā)電與儲能的成本可拆分為設(shè)備成本、工程費用和土地成本，隨著技術(shù)進步，設(shè)備成本有望逐漸下降，新能源配儲的經(jīng)濟性將進一步提升。我們假設(shè)新能源與儲能設(shè)備成本分別下降10%/20%/30%/40%/50%，則對應(yīng)新能源配儲系統(tǒng)日運行成本將下降為1128、1069、1011、958和908萬元，系統(tǒng)度電成本分別下降為0.5610、0.5327、0.5058、0.4805和0.457