“碳达峰、碳中和”目标下的电力系统成本及价格水平预测

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 Cost per kilowatt hour of nuclear power

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 Cost of electrochemical energy storage

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 Power generation cost forecast from 2020 to 2060

4 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）。

5 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 End user electricity cost per kilowatt hour from 2020 to 2060

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，电网核价参数较为严格，电网设备使用年限增长等。成本变化区间如图13所示。

图13 不同预期下2020—2060年终端度电成本变化情况

Fig.13 End user electricity cost per kilowatt hour for different circumstances from 2020 to 2060

总的来说，在实现“碳达峰、碳中和”过程中电力系统度电成本将呈上涨趋势。其中，电源度电成本上涨幅度较大，2030、2060年分别较2020年上涨18.9%~27.5%、21.5%~35.2%；电网度电成本上涨幅度较小，2030、2060年分别较2020年上涨–1.1%~4.3%、3.2%~19.8%；2030、2060年终端度电成本分别较2020年涨幅12.1%~19.3%、15.7%~30.9%。

6 结语

本研究通过构建成本预测模型，结合电源结构、发电造价、燃料成本、电网投资等因素变化，测算电力系统各环节成本变化趋势。结果表明，未来电力系统成本呈上升趋势，其中电源侧成本上涨幅度较大，电网侧成本上涨幅度较小。2030、2060年终端度电成本分别较2020年上涨12.1%~19.3%、15.7%~30.9%。

为保障电力系统安全稳定运行，系统成本需要向终端用户合理疏导。一方面，要加快建立有效的价格机制，促进成本公平负担；另一方面，进一步优化完善市场化制度，优化电力资源配置能力，以最低成本代价实现减碳目标。

作者介绍

孙启星（1993—），男，博士，高级工程师，从事中国电力改革的电力价格研究，E-mail：sunqixing@sgeri.sgcc.com.cn;

张超（1987—），男，通信作者，博士，高级经济师，从事电价理论与方法、电力市场改革价格规则等研究，E-mail：zhangchao@sgeri.sgcc.com.cn.