01

基本測(cè)算模型

1.1經(jīng)營(yíng)期法模型

經(jīng)營(yíng)期成本是指在綜合電力項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)壽命周期內(nèi)各年度的成本和

還貸需要的基礎(chǔ)上，通過(guò)計(jì)算電力項(xiàng)目每年的現(xiàn)金流量，并在項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)

壽命周期內(nèi)各年度的凈現(xiàn)金流能夠滿足按項(xiàng)目注冊(cè)資本金的假設(shè)下，以

財(cái)務(wù)內(nèi)部預(yù)期收益率為基礎(chǔ)測(cè)算的度電成本。

4--------（TTKr---------=°（1）

式中：N

為項(xiàng)目經(jīng)營(yíng)期長(zhǎng)度；/〃（CO,S）為項(xiàng)目第〃年獲得的現(xiàn)金流入，決定

因素包括項(xiàng)目保留價(jià)格（即度電成本）。、項(xiàng)目年度電量0、項(xiàng)目資產(chǎn)殘

值s等；a（匕為項(xiàng)目第〃年獲得的現(xiàn)金流出，決定因素包括

燃料成本匕、還貸金額、稅金。等；底是預(yù)期的資本金

內(nèi)部收益率。在其他因素確定的情況下，項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率八和

項(xiàng)目平均度電成本（或者說(shuō)心下的度電成本）?？梢曰ハ啻_定。研

究中主要用于測(cè)算各類電源的度電成本。

1.2"成本+收益”測(cè)算模型

輸配電成本按照“準(zhǔn)許成本+合理收益”原則核定，主要包括準(zhǔn)許

成本、準(zhǔn)許收益和稅金。

圖1是輸配電準(zhǔn)許收入計(jì)算簡(jiǎn)圖，反映輸配電準(zhǔn)許收入的計(jì)算方式。

圖1輸配電成本測(cè)算模型原理框圖Fig.1Principleblockdiagramof

transmissionanddistributioncostcalculationmodel

1.3電力系統(tǒng)成本測(cè)算方法

電源度電成本測(cè)算采用經(jīng)營(yíng)期法，主要考慮影響較大的因素。其中，

火電發(fā)電成本受機(jī)組造價(jià)、燃料成本、煤耗/氣耗、利用小時(shí)、煤電靈

活性改造、CCUS技術(shù)經(jīng)濟(jì)性影響。風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電成本受造價(jià)、運(yùn)維

費(fèi)用變化、新老機(jī)組替代影響。水電發(fā)電成本受機(jī)組造價(jià)的影響。核電

發(fā)電成本受機(jī)組造價(jià)、核燃料成本和利用小時(shí)影響。抽水蓄能發(fā)電成本

受造價(jià)、征地移民成本變化影響。儲(chǔ)能成本受設(shè)備造價(jià)影響。最后綜合

各類影響因素及裝機(jī)電量變化情況，測(cè)算電源側(cè)平均發(fā)電成本變化。測(cè)

算中，為服務(wù)新能源消納的相關(guān)成本均計(jì)入電源成本中，主要體現(xiàn)為火

電度電燃料消耗增加、儲(chǔ)能裝機(jī)增加等。電網(wǎng)側(cè)成本測(cè)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(wù)資產(chǎn)、運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用、電網(wǎng)

收益、稅金、新增投資和電量增速等對(duì)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。

02

電力系統(tǒng)裝機(jī)及電量情況

在綜合考慮經(jīng)濟(jì)發(fā)展情況、碳排放約束、電量增長(zhǎng)、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(cè)算未來(lái)電力系統(tǒng)裝機(jī)及電

量變化情況。2020-2060年全國(guó)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(jī)及發(fā)電量保持增長(zhǎng)趨勢(shì)，其中，煤電裝機(jī)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(jī)及發(fā)電

量占比快速上升。

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202020252030203520402045205020552060

年份

煤電：氣電：核電；生物質(zhì)：

■■水電：風(fēng)電：■—太陽(yáng)能：^抽水蓄能:

一非抽簫儲(chǔ)能；?總裝機(jī)規(guī)模

圖22020—2060年各類電源裝機(jī)占比Fig.2Proportionofinstalledcapacity

ofvariouspowersourcesfrom2020and2060

100

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202020252030203520402045205020552060

年份

一煤電:?■氣電：一■風(fēng)電：^太陽(yáng)能：

—水電:一核電：一生物班；+總上M電設(shè)

圖32020—2060年各類電源發(fā)電量占比Fig.3Proportionofpowergeneration

ofvariouspowersourcesfrom2020and2060

03

電源成本預(yù)測(cè)

3.1煤電

受利用小時(shí)數(shù)下降、電煤價(jià)格上漲、煤電靈活性改造等因素影響，

預(yù)計(jì)煤電度電成本將持續(xù)上漲。如圖4所示，利用小時(shí)數(shù)方面，煤電利

用小時(shí)將逐步由2020年的4289h降至2060年的1500h,煤電度電

的固定成本折價(jià)將大幅提高。電煤價(jià)格方面，遠(yuǎn)期煤炭?jī)r(jià)格將回歸合理

區(qū)間，但由于環(huán)保約束及開(kāi)采成本上升，煤炭?jī)r(jià)格將穩(wěn)步上漲。從靈活

性改造看，綜合考慮供熱機(jī)組和純凝機(jī)組裝機(jī)比例以及改造成本，預(yù)計(jì)

火電靈活性改造綜合成本為500元/kW。

煤電利用小時(shí)數(shù)；?煤價(jià)（20934kJ（5000大卡）煤）

(700733766800]6000w

L495550600633666.一一衰

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202020252030203520402045205020552060

年份

a）煤價(jià)及煤電利用小時(shí)數(shù)

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202020252030203520402045205020552060

年份

?變動(dòng)成本：—固定成本：一靈活性改造成本:

?煤電度電成本

b）煤電成本

圖4煤電度電成本的主要影響因素及變化趨勢(shì)Fig.4Maininfluencingfactors

andchangetrendofcoalelectricitycostperkilowatthour

綜合來(lái)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)o

3.2氣電

受利用小時(shí)數(shù)變化、燃料價(jià)格上漲影響，預(yù)計(jì)氣電發(fā)電度電成本呈

上升趨勢(shì)。如圖5所示。利用小時(shí)數(shù)方面，燃?xì)獍l(fā)電利用小時(shí)數(shù)將先升

后降，2025—2040年間利用小時(shí)數(shù)將上升到3000h以上，之后逐步

下降至2060年的約1550h0天然氣價(jià)格方面,預(yù)計(jì)受開(kāi)采成本上升

以及供需偏緊影響，工業(yè)用氣價(jià)格將由2020年的2.13元/m3,上漲至

2030年的3.90元/m3。

65

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202020252030203520402045205020552060

年份

一氣電利用小時(shí)數(shù)：?天然氣價(jià)格

a)氣價(jià)及氣電利用小時(shí)數(shù)

z

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L.5

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年份

變動(dòng)成本；■固定成本；■氣電度電成本

b)氣電成本

圖5天然度電成本的主要影響因素及變化趨勢(shì)Fig.5Maininfluencingfactors

andchangetrendofnaturalelectricitycostperkilowatthour

綜合來(lái)看，2030年氣電成本上升至0.999元/(kW?h)。

3.3風(fēng)電

受生產(chǎn)工藝進(jìn)步導(dǎo)致設(shè)備造價(jià)降低，以及技術(shù)進(jìn)步提升發(fā)電設(shè)備的

利用效率的共同影響，陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電發(fā)電成本呈下降趨勢(shì)。但受

前期成本較高的海上風(fēng)電發(fā)展較快及補(bǔ)貼退坡影響，風(fēng)電綜合度電成本

先升后降。

如圖6a)所示,中國(guó)陸上風(fēng)電單機(jī)容量普遍為3~4MW,2020年

平均造價(jià)7000~8000元/kW、度電成本0.430元/(kW-h)左右。遠(yuǎn)

期看，風(fēng)電設(shè)備單機(jī)容量向6MW以上發(fā)展，配套建設(shè)費(fèi)用將顯著下

降。隨著風(fēng)機(jī)葉輪轉(zhuǎn)換效率上升，利用小時(shí)數(shù)升高，預(yù)計(jì)2060年陸上

風(fēng)電造價(jià)將降低至5100元/kW、度電成本降低至0.305元/(kWh)o

如圖6b)所示，中國(guó)海上風(fēng)電主力機(jī)組單機(jī)容量為5~6MW,平均造

價(jià)約16000元/kW。遠(yuǎn)期看，10MW及以上風(fēng)電裝機(jī)有望實(shí)現(xiàn)規(guī)?；?/p>

安裝，將降低單位容量成本；海上風(fēng)電將逐步向深遠(yuǎn)海發(fā)展，有利于提

升利用小時(shí)數(shù)，但也會(huì)減緩海上風(fēng)電成本下降速度。預(yù)計(jì)2060年海上

風(fēng)電造價(jià)將降至9000元/kW、度電成本降至0.317元/(kWh)。

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年:份

?陸上風(fēng)電造價(jià)：一~新增陸上風(fēng)電度電成本

a)陸上風(fēng)電

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年份

—海上風(fēng)電造價(jià)；-?-新增陸上風(fēng)電度電成本

b）海上風(fēng)電

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202020252030203520402045205020552060旭

年份

陸上風(fēng)電電量占比；?海上風(fēng)電電量占比；?風(fēng)電綜合造價(jià)

C)綜合成本變化

圖6風(fēng)電造價(jià)及度電成本變化Fig.6Costofwindpowergeneration

2020年，陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電電量占比分別為95%、5%,加權(quán)平均

度電成本0.322元/(kN?h)o預(yù)計(jì)2030年高成本的海上風(fēng)電電量占

比約20%,風(fēng)電平均度電成本0.370元/(kW?h),具體變化見(jiàn)如圖6c)o

3.4太陽(yáng)能發(fā)電

受工藝進(jìn)步導(dǎo)致設(shè)備造價(jià)降低，以及技術(shù)進(jìn)步提升設(shè)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(shì)。短期內(nèi)，受成本

較高的光熱發(fā)電裝機(jī)規(guī)模增長(zhǎng)及補(bǔ)貼退坡影響，太陽(yáng)能發(fā)電綜合成本呈

先漲后降趨勢(shì)。

對(duì)于光伏發(fā)電，如圖7a)所示，中國(guó)光伏發(fā)電平均造價(jià)約3500元

/kW、度電成本0.322元/(kWh)。近期硅料成本上漲一定程度影響

太陽(yáng)能發(fā)電造價(jià)，但遠(yuǎn)期來(lái)看，隨著技術(shù)進(jìn)步，硅料成本將呈下降趨勢(shì)。

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(shù)不斷發(fā)

展，光伏發(fā)電能量轉(zhuǎn)換效率將由目前20%上升至30%以上。預(yù)計(jì)2060

年光伏發(fā)電造價(jià)降低至1900元/kW、度電成本降至0.150元(kWh)。

對(duì)于光熱發(fā)電,如圖7b)所示，由于技術(shù)進(jìn)步等因素影響,預(yù)計(jì)2060

年光伏發(fā)電造價(jià)降低至8000元/kW、度電成本降低至0.260元AkWh)。

35

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年份

光伏造價(jià)：―新增光伏度電成本

a)光伏發(fā)電

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年份

一光熱造價(jià)：一新增光拉度電成本

b)光熱發(fā)電(

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年份

?光伏電收占比：一光熱電量占比:

?-太陽(yáng)能發(fā)電綜合造價(jià)

c)標(biāo)合成本變化

圖7太陽(yáng)能發(fā)電造價(jià)及度電成本變化Fig.7Costofsolarpowergeneration

2020年，光伏、光熱電量占比分別為99%、1%,加權(quán)平均度電成本

0.342元/(kW?h)。預(yù)計(jì)2030年光熱發(fā)電電量占比約10%,太陽(yáng)能發(fā)

電平均度電成本0.352元/(kW?h),具體變化見(jiàn)圖7c)o

3.5水電

受新增水電逐步西移導(dǎo)致開(kāi)發(fā)成本上升影響，水電綜合度電成本呈

上升趨勢(shì)。未來(lái)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(yù)計(jì)大渡河、金沙江等非高海拔地區(qū)

水電造價(jià)達(dá)1.5萬(wàn)元/kW雅碧江等高海拔地區(qū)水電造價(jià)達(dá)3萬(wàn)元/kW,

新增水電平均度電成本約0.563元/(kWh)?？紤]存量、增量水電站

占比情況預(yù)計(jì)水電度電成本將由目前的0.253元AkWh止?jié)q至2030

年的0.302元/(kW-h),具體變化如圖8所示。

一存量裝機(jī)；較2020年新增裝機(jī)；?水電度電成本

圖8水電度電成本變化Fig.8Costofhydropowergeneration

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(shì)C中

國(guó)在運(yùn)核電主力機(jī)型為二代核電，平均度電成本0.391元/(kWh)。

遠(yuǎn)期看，三代核電將成為新增核電的主力機(jī)型，三代核電度電成本約為

0.343元/(kW-h)，低于存量核電機(jī)組。考慮存量、增量機(jī)組及利用

小時(shí)數(shù)變化影響，核電度電成本將呈小幅下降趨勢(shì)，度電成本由目前的

0.391元/(kW-h)下降至2030年的0.362元/(kWh),具體變化

見(jiàn)圖9。

7

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年份

—存員裝機(jī)：較2020年新增裝機(jī)；?核電度電成本

圖9核電度電成本變化Fig.9Costperkilowatthourofnuclearpower

3.7CCUS成本情況

受技術(shù)進(jìn)步影響，CCUS（碳捕集、利用、封存）相關(guān)成本呈下降趨

勢(shì)。據(jù)調(diào)研相關(guān)設(shè)備機(jī)構(gòu)，預(yù)計(jì)火電CCUS捕集設(shè)備投資成本在2035年

下降至2500元/kN左右，2060年進(jìn)一步降至1500元/kW。

3.8電化學(xué)儲(chǔ)能

由于技術(shù)進(jìn)步，新型儲(chǔ)能單位造價(jià)成本呈下降趨勢(shì)（見(jiàn)圖10）。

目前新型儲(chǔ)能的主流路線是以鋰離子電池為代表的電化學(xué)儲(chǔ)能，造價(jià)為

13007600元/（kW-h）。據(jù)調(diào)研生產(chǎn)廠商及相關(guān)科研機(jī)構(gòu)，儲(chǔ)能單

位造價(jià)將降低，主要原因有：一是儲(chǔ)能規(guī)模擴(kuò)大，逆變器、場(chǎng)地費(fèi)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(shù)取得突破，原料成木有

望大幅度下降。

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202020252030203520402045205020552060

年份

3h儲(chǔ)能；--6h儲(chǔ)能

圖10電化學(xué)儲(chǔ)能造價(jià)變化Fig.10Costofelectrochemicalenergystorage

預(yù)計(jì)2030年，用戶承擔(dān)的電化學(xué)儲(chǔ)能成本增加約928億元。

3.9抽水蓄能

由于優(yōu)質(zhì)站址逐漸開(kāi)發(fā)完畢，新增抽水蓄能裝機(jī)站址經(jīng)濟(jì)性較差導(dǎo)

致造價(jià)將上漲。2020年，中國(guó)在運(yùn)抽水蓄能32座、裝機(jī)3149萬(wàn)kLK

全壽命周期度電成本約為0.25元/(kW?h)。隨著優(yōu)質(zhì)站址逐漸開(kāi)發(fā)

完畢，預(yù)計(jì)抽水蓄能造價(jià)將逐步提高，據(jù)調(diào)研，2030、2060年平均造價(jià)

分別約為6300、6903元/kW。依據(jù)國(guó)家對(duì)抽水蓄能的規(guī)劃，2030年全國(guó)

裝機(jī)總量將達(dá)到1.2億kW,據(jù)此測(cè)算用戶承擔(dān)的抽水蓄能成本增加約

638億元。

3.10電源綜合度電成本預(yù)測(cè)

預(yù)計(jì)電源綜合度電成本呈上升趨勢(shì)。2040年前由于電源結(jié)構(gòu)快速變

化，度電成本快速增長(zhǎng)，之后保持相對(duì)穩(wěn)定水平。2030、2060年電源成

本分別將達(dá)到0.445、0.472元/(kW-h),較2020年分別上漲27.5%.

35.2%o

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(fēng)電、

太陽(yáng)能發(fā)電、核電、儲(chǔ)能、CCUS占成本比重逐步上升。

44<0,4580.4650.4690.4620.4650.472

(0.50n

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202020252030203520402045205020552060

年份

?煤電；―氣電；?風(fēng)電；-太陽(yáng)能發(fā)電;

?水電：―核電；—生物質(zhì)；?儲(chǔ)能；

-CCUS：一需求側(cè)響應(yīng)；一總成本

圖112020—2060年電源成本預(yù)測(cè)Fig.11Powergenerationcostforecastfrom

2020to2060

04

電網(wǎng)輸配電成本預(yù)測(cè)

研究中假設(shè)未來(lái)仍按大電網(wǎng)互聯(lián)互濟(jì)模式進(jìn)行電力輸送。電網(wǎng)投資

驅(qū)動(dòng)因素包括滿足用電量和負(fù)荷增長(zhǎng)的投資、滿足新能源大規(guī)模發(fā)展的

投資、由于存量設(shè)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(duì)于投資的劃分以不重不漏的原則，考慮為服務(wù)電網(wǎng)各類需求而引發(fā)各

項(xiàng)投資，例如線路投資、采集計(jì)量設(shè)備投資等。對(duì)于服務(wù)電量增長(zhǎng)以及

投資到用戶紅線的電網(wǎng)投資，相關(guān)投資隨用電量增速放緩會(huì)逐漸降低。

對(duì)于服務(wù)電量增長(zhǎng)的新增投資，將由2025年的5000億元/年逐步下降;

對(duì)于投資到用戶紅線的新增投資，將在近期達(dá)到850億元/年的最高值

后逐步下降。對(duì)于服務(wù)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(bǔ)強(qiáng)投資。在2035—2040年，由于新能源裝機(jī)規(guī)?？焖僭?/p>

長(zhǎng)，以及單位裝機(jī)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(duì)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