“碳達峰、碳中和”目標下的電力系統(tǒng)成本及價格水平預測
孫啟星, 張超, 李成仁, 尤培培, 高效, 趙茜, 許釗, 劉思佳, 李炎林
（國網(wǎng)能源研究院有限公司，北京 102209）
摘要：電力系統(tǒng)在碳達峰碳中和目標實現(xiàn)過程中，電源結構、電網(wǎng)形態(tài)等將發(fā)生重大變化，系統(tǒng)成本也將隨之改變。在綜合考慮電源結構、發(fā)電造價、燃料成本、電網(wǎng)投資等因素變化基礎上，采用經(jīng)營期法和“成本+收益”方法，開展中遠期電力系統(tǒng)成本及價格水平預測。研究結果表明，未來電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)成本均呈上升趨勢，其中電源側成本在2040年前快速增長、之后相對穩(wěn)定，而電網(wǎng)側成本保持小幅上漲趨勢。該研究可為進一步完善電價機制和市場化制度、加強電力系統(tǒng)成本疏導和公平分擔提供參考依據(jù)。
引文信息
孫啟星, 張超, 李成仁, 等. “碳達峰、碳中和”目標下的電力系統(tǒng)成本及價格水平預測[J]. 中國電力, 2023, 56(1): 9-16.
SUN Qixing, ZHANG Chao, LI Chengren, et al. Prediction of power system cost and price level under the goal of “carbon peak and carbon neutralization”[J]. Electric Power, 2023, 56(1): 9-16.
引言
“雙碳”發(fā)展是一場廣泛而深刻的經(jīng)濟社會系統(tǒng)性變革，對能源高質量發(fā)展提出更高要求，電力系統(tǒng)將向更清潔、更高效、更經(jīng)濟的方向發(fā)展[1]。在發(fā)展的不同階段，電力系統(tǒng)電源結構逐步變化，終端用戶用能成本隨之改變，并進一步影響未來電力市場建設與電價政策出臺。
由于可再生能源成本下降、占比提高，未來電力系統(tǒng)總成本也將隨之下降：一是可再生能源發(fā)電成本較低，新建機組已實現(xiàn)平價上網(wǎng)，相較于其他傳統(tǒng)電源將更具經(jīng)濟優(yōu)勢[2]；二是隨著技術進步，可再生能源發(fā)電設備造價將進一步降低，有助于拉低發(fā)電成本[3]；三是可再生能源發(fā)電量快速上升，“低價電”占比提高，有助于降低總成本[4]。另外，可再生能源的“平價上網(wǎng)不等于平價消納”[5]，未來電力系統(tǒng)成本將快速上升：一是可再生能源波動性強，需要依靠其他電源平滑出力波動，造成其他電源成本上升[6]；二是可再生能源間歇性大，電力系統(tǒng)需要可靠電源提供備用，降低了其他電源利用效率，反而增加系統(tǒng)成本[7-8]；三是可再生能源實際利用小時遠低于煤電等傳統(tǒng)電源，隨著滲透率提高，電網(wǎng)利用效率也會隨之下降，一定程度上推高電網(wǎng)成本[9]。
總的來說，目前缺少對電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)成本變化情況的深入研究，而電力系統(tǒng)成本變化情況對未來電力市場機制建設以及電價機制調整具有重要的參考意義。因此，為探究“雙碳”發(fā)展下電力系統(tǒng)成本變化情況，采用“經(jīng)營期法”及“成本+收益”方法，構建電力系統(tǒng)成本量化測算模型，通過綜合考慮未來電源結構[10]、發(fā)電造價、燃料成本、電網(wǎng)投資等因素，分別量化分析電源側、電網(wǎng)側以及終端用戶的度電成本。
1 基本測算模型
1.1 經(jīng)營期法模型
經(jīng)營期成本是指在綜合電力項目經(jīng)濟壽命周期內(nèi)各年度的成本和還貸需要的基礎上，通過計算電力項目每年的現(xiàn)金流量，并在項目經(jīng)濟壽命周期內(nèi)各年度的凈現(xiàn)金流能夠滿足按項目注冊資本金的假設下，以財務內(nèi)部預期收益率為基礎測算的度電成本[11]。
式中：N為項目經(jīng)營期長度； In(C,Q,S) 為項目第n年獲得的現(xiàn)金流入，決定因素包括項目保留價格（即度電成本）C、項目年度電量Q、項目資產(chǎn)殘值S等； On(Vn,ρn,Tn) 為項目第n年獲得的現(xiàn)金流出，決定因素包括燃料成本 Vn 、還貸金額 ρn 、稅金 Tn 等； re 是預期的資本金內(nèi)部收益率。
在其他因素確定的情況下，項目資本金內(nèi)部收益率 re 和項目平均度電成本（或者說 re 下的度電成本）C可以互相確定。研究中主要用于測算各類電源的度電成本。
1.2 “成本+收益”測算模型
輸配電成本按照“準許成本+合理收益”原則核定[12]，主要包括準許成本、準許收益和稅金。
圖1是輸配電準許收入計算簡圖，反映輸配電準許收入的計算方式。
圖1 輸配電成本測算模型原理框圖
Fig.1 Principle block diagram of transmission and distribution cost calculation model
1.3 電力系統(tǒng)成本測算方法
電源度電成本測算采用經(jīng)營期法，主要考慮影響較大的因素。其中，火電發(fā)電成本受機組造價、燃料成本、煤耗/氣耗、利用小時、煤電靈活性改造[13]、CCUS技術經(jīng)濟性影響[14]。風電和太陽能發(fā)電成本受造價、運維費用變化、新老機組替代影響[15-16]。水電發(fā)電成本受機組造價的影響[17]。核電發(fā)電成本受機組造價、核燃料成本和利用小時影響[18]。抽水蓄能發(fā)電成本受造價、征地移民成本變化影響[19]。儲能成本受設備造價影響[20]。最后綜合各類影響因素及裝機電量變化情況[21]，測算電源側平均發(fā)電成本變化。測算中，為服務新能源消納的相關成本均計入電源成本中，主要體現(xiàn)為火電度電燃料消耗增加、儲能裝機增加等。
電網(wǎng)側成本測算采用“成本+收益”模型，主要考慮電網(wǎng)企業(yè)輸配電業(yè)務資產(chǎn)、運行維護費用、電網(wǎng)收益、稅金、新增投資和電量增速等對成本的影響。
終端用戶成本主要受電源成本、電網(wǎng)成本、網(wǎng)損成本綜合影響。
2 電力系統(tǒng)裝機及電量情況
在綜合考慮經(jīng)濟發(fā)展情況、碳排放約束、電量增長、資源充裕度等條件情況后，采用電力系統(tǒng)生產(chǎn)模擬模型，測算未來電力系統(tǒng)裝機及電量變化情況。2020—2060年全國范圍內(nèi)各類電源及電量情況如圖2、圖3所示。系統(tǒng)發(fā)電裝機及發(fā)電量保持增長趨勢，其中，煤電裝機及發(fā)電量占比逐漸降低，氣電發(fā)電量占比先增后降，可再生發(fā)電裝機及發(fā)電量占比快速上升。
圖2 2020—2060年各類電源裝機占比
Fig.2 Proportion of installed capacity of various power sources from 2020 and 2060
圖3 2020—2060年各類電源發(fā)電量占比
Fig.3 Proportion of power generation of various power sources from 2020 and 2060
3 電源成本預測
3.1 煤電
受利用小時數(shù)下降、電煤價格上漲、煤電靈活性改造等因素影響，預計煤電度電成本將持續(xù)上漲。如圖4所示，利用小時數(shù)方面，煤電利用小時將逐步由2020年的4289 h降至2060年的1500 h，煤電度電的固定成本折價將大幅提高。電煤價格方面，遠期煤炭價格將回歸合理區(qū)間，但由于環(huán)保約束及開采成本上升，煤炭價格將穩(wěn)步上漲。從靈活性改造看，綜合考慮供熱機組和純凝機組裝機比例以及改造成本，預計火電靈活性改造綜合成本為500元/kW。
圖4 煤電度電成本的主要影響因素及變化趨勢
Fig.4 Main influencing factors and change trend of coal electricity cost per kilowatt hour
綜合來看，2030年煤電度電成本將由2020年的0.359元/（kW·h）上升至0.424元/（kW·h）。
3.2 氣電
受利用小時數(shù)變化、燃料價格上漲影響，預計氣電發(fā)電度電成本呈上升趨勢。如圖5所示。利用小時數(shù)方面，燃氣發(fā)電利用小時數(shù)將先升后降，2025—2040年間利用小時數(shù)將上升到3000 h以上，之后逐步下降至2060年的約1550 h。天然氣價格方面，預計受開采成本上升以及供需偏緊影響，工業(yè)用氣價格將由2020年的2.13元/m3，上漲至2030年的3.90元/m3。
圖5 天然度電成本的主要影響因素及變化趨勢
Fig.5 Main influencing factors and change trend of natural electricity cost per kilowatt hour
綜合來看，2030年氣電成本上升至0.999元/（kW·h）。
3.3 風電
受生產(chǎn)工藝進步導致設備造價降低，以及技術進步提升發(fā)電設備的利用效率的共同影響，陸上風電、海上風電發(fā)電成本呈下降趨勢。但受前期成本較高的海上風電發(fā)展較快及補貼退坡影響，風電綜合度電成本先升后降。
如圖6 a)所示，中國陸上風電單機容量普遍為3~4 MW，2020年平均造價7000~8000元/kW、度電成本0.430元/（kW·h）左右。遠期看，風電設備單機容量向6 MW以上發(fā)展，配套建設費用將顯著下降。隨著風機葉輪轉換效率上升，利用小時數(shù)升高，預計2060年陸上風電造價將降低至5100元/kW、度電成本降低至0.305元/（kW·h）。如圖6 b)所示，中國海上風電主力機組單機容量為5~6 MW，平均造價約16000元/kW。遠期看，10 MW及以上風電裝機有望實現(xiàn)規(guī)模化安裝，將降低單位容量成本；海上風電將逐步向深遠海發(fā)展，有利于提升利用小時數(shù)，但也會減緩海上風電成本下降速度。預計2060年海上風電造價將降至9000元/kW、度電成本降至0.317元/（kW·h）。
圖6 風電造價及度電成本變化
Fig.6 Cost of wind power generation
2020年，陸上風電、海上風電電量占比分別為95%、5%，加權平均度電成本0.322元/（kW·h）。預計2030年高成本的海上風電電量占比約20%，風電平均度電成本0.370元/（kW·h），具體變化見如圖6 c)。
3.4 太陽能發(fā)電
受工藝進步導致設備造價降低，以及技術進步提升設備利用效率的共同影響，光伏發(fā)電、光熱發(fā)電度電成本呈下降趨勢。短期內(nèi)，受成本較高的光熱發(fā)電裝機規(guī)模增長及補貼退坡影響，太陽能發(fā)電綜合成本呈先漲后降趨勢。
對于光伏發(fā)電，如圖7 a)所示，中國光伏發(fā)電平均造價約3500元/kW、度電成本0.322元/（kW·h）。近期硅料成本上漲一定程度影響太陽能發(fā)電造價，但遠期來看，隨著技術進步，硅料成本將呈下降趨勢。另外，由于晶體硅電池、銅鋅錫硫薄膜電池、鈣鈦礦電池等技術不斷發(fā)展，光伏發(fā)電能量轉換效率將由目前20%上升至30%以上。預計2060年光伏發(fā)電造價降低至1900元/kW、度電成本降至0.150元/（kW·h）。對于光熱發(fā)電，如圖7 b)所示，由于技術進步等因素影響，預計2060年光伏發(fā)電造價降低至8000元/kW、度電成本降低至0.260元/（kW·h）。
圖7 太陽能發(fā)電造價及度電成本變化
Fig.7 Cost of solar power generation
2020年，光伏、光熱電量占比分別為99%、1%，加權平均度電成本0.342元/（kW·h）。預計2030年光熱發(fā)電電量占比約10%，太陽能發(fā)電平均度電成本0.352元/（kW·h），具體變化見圖7 c)。
3.5 水電
受新增水電逐步西移導致開發(fā)成本上升影響，水電綜合度電成本呈上升趨勢。未來新建水電將主要集中在西南地區(qū)的金沙江上游、瀾滄江上游、雅魯藏布江干支流等流域。預計大渡河、金沙江等非高海拔地區(qū)水電造價達1.5萬元/kW，雅礱江等高海拔地區(qū)水電造價達3萬元/kW，新增水電平均度電成本約0.563元/（kW·h）?？紤]存量、增量水電站占比情況，預計水電度電成本將由目前的0.253元/（kW·h）上漲至2030年的0.302元/（kW·h），具體變化如圖8所示。
圖8 水電度電成本變化
Fig.8 Cost of hydropower generation
3.6 核電
受三代核電度電成本較低影響，核電綜合度電成本呈下降趨勢。中國在運核電主力機型為二代核電，平均度電成本0.391元/（kW·h）。遠期看，三代核電將成為新增核電的主力機型，三代核電度電成本約為0.343元/（kW·h），低于存量核電機組?？紤]存量、增量機組及利用小時數(shù)變化影響，核電度電成本將呈小幅下降趨勢，度電成本由目前的0.391元/（kW·h）下降至2030年的0.362元/（kW·h），具體變化見圖9。
圖9 核電度電成本變化
Fig.9 Cost per kilowatt hour of nuclear power
3.7 CCUS成本情況
受技術進步影響，CCUS（碳捕集、利用、封存）相關成本呈下降趨勢。據(jù)調研相關設備機構，預計火電CCUS捕集設備投資成本在2035年下降至2500元/kW左右，2060年進一步降至1500元/kW。
3.8 電化學儲能
由于技術進步，新型儲能單位造價成本呈下降趨勢（見圖10）。目前新型儲能的主流路線是以鋰離子電池為代表的電化學儲能，造價為1300~1600元/（kW·h）。據(jù)調研生產(chǎn)廠商及相關科研機構，儲能單位造價將降低，主要原因有：一是儲能規(guī)模擴大，逆變器、場地費用占投資比例將有所下降；二是電池管理系統(tǒng)不斷優(yōu)化，電池壽命有望提高至10年以上；三是固態(tài)電池、鈉離子電池技術取得突破，原料成本有望大幅度下降。
圖10 電化學儲能造價變化
Fig.10 Cost of electrochemical energy storage
預計2030年，用戶承擔的電化學儲能成本增加約928億元。
3.9 抽水蓄能
由于優(yōu)質站址逐漸開發(fā)完畢，新增抽水蓄能裝機站址經(jīng)濟性較差導致造價將上漲。2020年，中國在運抽水蓄能32座、裝機3149萬kW，全壽命周期度電成本約為0.25元/（kW·h）。隨著優(yōu)質站址逐漸開發(fā)完畢，預計抽水蓄能造價將逐步提高，據(jù)調研，2030、2060年平均造價分別約為6300、6900元/kW。依據(jù)國家對抽水蓄能的規(guī)劃，2030年全國裝機總量將達到1.2億kW，據(jù)此測算用戶承擔的抽水蓄能成本增加約638億元。
3.10 電源綜合度電成本預測
預計電源綜合度電成本呈上升趨勢。2040年前由于電源結構快速變化，度電成本快速增長，之后保持相對穩(wěn)定水平。2030、2060年電源成本分別將達到0.445、0.472元/（kW·h），較2020年分別上漲27.5%、35.2%。
各類電源占電源綜合成本比重如圖11所示。由圖11可看出：煤電占比逐步下降，氣電占比先升后降，水電占比基本保持平穩(wěn)，風電、太陽能發(fā)電、核電、儲能、CCUS占成本比重逐步上升。
圖11 2020—2060年電源成本預測
Fig.11 Power generation cost forecast from 2020 to 2060
4 電網(wǎng)輸配電成本預測
研究中假設未來仍按大電網(wǎng)互聯(lián)互濟模式進行電力輸送。電網(wǎng)投資驅動因素包括滿足用電量和負荷增長的投資、滿足新能源大規(guī)模發(fā)展的投資、由于存量設備退役產(chǎn)生的資產(chǎn)置換投資以及投資到用戶紅線投資。對于投資的劃分以不重不漏的原則，考慮為服務電網(wǎng)各類需求而引發(fā)各項投資，例如線路投資、采集計量設備投資等。
對于服務電量增長以及投資到用戶紅線的電網(wǎng)投資，相關投資隨用電量增速放緩會逐漸降低。對于服務電量增長的新增投資，將由2025年的5000億元/年逐步下降；對于投資到用戶紅線的新增投資，將在近期達到850億元/年的最高值后逐步下降。
對于服務新能源發(fā)展的電網(wǎng)投資，既包括新能源接網(wǎng)投資，也包括電網(wǎng)補強投資。在2035—2040年，由于新能源裝機規(guī)?？焖僭鲩L，以及單位裝機引起的電網(wǎng)投資上升，此部分投資約2000億元/年，為其他年份投資的2倍左右。
對于資產(chǎn)置換產(chǎn)生的電網(wǎng)投資，隨著資產(chǎn)成新率降低，自2040年起資產(chǎn)退役規(guī)模將迅速增大，退役資產(chǎn)置換將成為電網(wǎng)投資的主要動因。
2021—2060年，電網(wǎng)度電成本基本保持穩(wěn)定并呈小幅上漲趨勢。預計2030、2060年輸配電成本分別約為0.194、0.223元/（kW·h），較2020年分別上漲0.008、0.037元/（kW·h）。
5 終端成本預測
綜合各環(huán)節(jié)電力成本變化情況，終端成本將持續(xù)上漲。預計2030、2060年終端成本分別為0.662、0.725元/（kW·h），較2020年分別上漲19.5%、30.9%，具體變化見圖12。
圖12 2020—2060年終端度電成本變化情況
Fig.12 End user electricity cost per kilowatt hour from 2020 to 2060
上述測算為基礎場景（也可以叫保守場景），即考慮較大可能性的各類電源造價變化而引發(fā)的電力系統(tǒng)成本變化。此外，還考慮技術進步較快的可能場景，例如陸上風電、海上風電、光伏發(fā)電、新型儲能造價快速下降，燃料成本漲幅較小，電網(wǎng)核價參數(shù)較為嚴格，電網(wǎng)設備使用年限增長等。成本變化區(qū)間如圖13所示。
圖13 不同預期下2020—2060年終端度電成本變化情況
Fig.13 End user electricity cost per kilowatt hour for different circumstances from 2020 to 2060
總的來說，在實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”過程中電力系統(tǒng)度電成本將呈上漲趨勢。其中，電源度電成本上漲幅度較大，2030、2060年分別較2020年上漲18.9%~27.5%、21.5%~35.2%；電網(wǎng)度電成本上漲幅度較小，2030、2060年分別較2020年上漲–1.1%~4.3%、3.2%~19.8%；2030、2060年終端度電成本分別較2020年漲幅12.1%~19.3%、15.7%~30.9%。
6 結語
本研究通過構建成本預測模型，結合電源結構、發(fā)電造價、燃料成本、電網(wǎng)投資等因素變化，測算電力系統(tǒng)各環(huán)節(jié)成本變化趨勢。結果表明，未來電力系統(tǒng)成本呈上升趨勢，其中電源側成本上漲幅度較大，電網(wǎng)側成本上漲幅度較小。2030、2060年終端度電成本分別較2020年上漲12.1%~19.3%、15.7%~30.9%。
為保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，系統(tǒng)成本需要向終端用戶合理疏導。一方面，要加快建立有效的價格機制，促進成本公平負擔；另一方面，進一步優(yōu)化完善市場化制度，優(yōu)化電力資源配置能力，以最低成本代價實現(xiàn)減碳目標。
