中國儲(chǔ)能網(wǎng)訊：風(fēng)電、光伏以及儲(chǔ)能是新能源的三叉戟，三者正將互補(bǔ)成為未來新型能源系統(tǒng)的重要組成部分！
那風(fēng)電、光伏以及儲(chǔ)能電站的成本是怎么構(gòu)成的呢？
1、風(fēng)電（陸上風(fēng)電、海上風(fēng)電）成本構(gòu)成
陸上風(fēng)電成本構(gòu)成
風(fēng)電像一個(gè)大的電風(fēng)扇，由三部分構(gòu)成：葉片、風(fēng)機(jī)、塔架（塔筒），下面會(huì)有一個(gè)機(jī)座。風(fēng)機(jī)的核心是后面小塊，里面涉及了很多結(jié)構(gòu)件，比如，齒輪箱、發(fā)電機(jī)、軸承等等，上面的風(fēng)機(jī)是可以360度旋轉(zhuǎn)的，不管哪個(gè)方向的風(fēng)，都可以通過計(jì)算機(jī)程序的調(diào)整，讓風(fēng)機(jī)轉(zhuǎn)向迎風(fēng)面最大的方向，這樣能發(fā)更多的電。
運(yùn)營商先選定風(fēng)場(chǎng)，與政府簽訂開發(fā)意向，之后通過一系列環(huán)評(píng)，由開發(fā)商進(jìn)行風(fēng)電招標(biāo)。因?yàn)樯婕暗揭?dú)占當(dāng)?shù)氐娘L(fēng)資源，這個(gè)地方開發(fā)了以后，這一塊風(fēng)資源就是你的了，這就導(dǎo)致政府和運(yùn)營商之間要簽一些協(xié)議，比如，必須要選用本地的風(fēng)機(jī)零部件，或者規(guī)定電價(jià)、稅收等等。對(duì)于運(yùn)營商來說，核心就是獨(dú)占這一塊風(fēng)資源。
風(fēng)電的項(xiàng)目情況
可以看到，風(fēng)機(jī)占整個(gè)項(xiàng)目的比例是最大的，40%—60%。三北地區(qū)因?yàn)殚_發(fā)成本低一點(diǎn)，或者是那邊風(fēng)機(jī)可以搞得大一點(diǎn)，這樣的話，風(fēng)機(jī)占整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈的利潤會(huì)多一些。其次是塔筒，再往后是交通運(yùn)輸費(fèi)，大頭還是賺給了風(fēng)機(jī)。隨著未來風(fēng)機(jī)持續(xù)做大，會(huì)使得風(fēng)機(jī)未來占整個(gè)產(chǎn)業(yè)鏈的利潤（收入）更高一些。
風(fēng)電產(chǎn)業(yè)鏈中，風(fēng)機(jī)里面零部件成本占比比較多的幾個(gè)，一個(gè)是葉片，占比最大，其次是輪轂，然后軸承、主軸、齒輪箱，塔筒也還行，其他的基本上占整個(gè)風(fēng)機(jī)的成本很小。
海上風(fēng)電成本構(gòu)成
根據(jù)在全國各個(gè)沿海省份實(shí)際開展的項(xiàng)目，分析各個(gè)區(qū)域海上風(fēng)電項(xiàng)目造價(jià)，總體上來說海上風(fēng)電項(xiàng)目單位千瓦造價(jià)均比較高。（根據(jù)海上風(fēng)電項(xiàng)目周期，本文成本分析主要考慮項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)階段投資費(fèi)用）
海上風(fēng)電場(chǎng)成本主要由以下幾個(gè)部分構(gòu)成：設(shè)備購置費(fèi)、建安費(fèi)用、其它費(fèi)用、利息。各部分占總成本的比例不同，對(duì)總成本的影響也不盡相同。
1、設(shè)備購置費(fèi)
現(xiàn)階段設(shè)備購置費(fèi)（不含集電線路海纜）約占工程成本的50%，對(duì)成本的影響較大。其中，風(fēng)電機(jī)組及塔筒約占設(shè)備費(fèi)用的85%，單位千瓦成本約7500～8500元/千瓦，對(duì)整體設(shè)備費(fèi)用的影響較大；送出海纜約占設(shè)備費(fèi)用的5%，單位千瓦成本約500元/千瓦；相關(guān)電氣設(shè)備約占設(shè)備費(fèi)用的10%，單位千瓦成本約1000元/千瓦。
2、建安費(fèi)用
建安費(fèi)用約占總成本的35%，單位千瓦成本約6000～7000元/kW。當(dāng)前海上風(fēng)電已竣工的風(fēng)電場(chǎng)項(xiàng)目相對(duì)數(shù)量少、規(guī)模小，相應(yīng)船機(jī)設(shè)備不成熟，施工隊(duì)伍較為單一，施工經(jīng)驗(yàn)不足，造成建設(shè)成本較高，加上海上施工條件復(fù)雜、施工難度大，施工所需的關(guān)鍵裝備（如海上風(fēng)電機(jī)組基礎(chǔ)打樁、風(fēng)電機(jī)組吊裝等）專業(yè)可用的大型船機(jī)設(shè)備較少，船班費(fèi)用高昂，相對(duì)陸上風(fēng)電，海上風(fēng)電的建安費(fèi)用占總成本的比重大。
3、其它費(fèi)用
其它費(fèi)用包括項(xiàng)目用海用地費(fèi)、項(xiàng)目建管費(fèi)、生產(chǎn)準(zhǔn)備費(fèi)等，占總成本約10%，單位千瓦成本約1600～1900元/千瓦。
由于海洋資源的緊缺、人工工資提高、前期工作周期加長等原因，其它費(fèi)用總體將略有上漲，特別是用海養(yǎng)殖補(bǔ)償、海域生態(tài)修復(fù)等費(fèi)用上漲較為明顯；但隨著海上風(fēng)電開發(fā)數(shù)量的增加，項(xiàng)目開發(fā)建設(shè)經(jīng)驗(yàn)的積累，業(yè)主對(duì)自身項(xiàng)目管理水平也將提升，將抵消部分這些上漲因數(shù)。即使其它費(fèi)用下降10%，總成本下降不到1%，影響相對(duì)有限。
4、利息
利息與風(fēng)電場(chǎng)建設(shè)周期及利率相關(guān)，占總成本約5%。隨著海上風(fēng)電施工技術(shù)的不斷進(jìn)步，特別是關(guān)鍵項(xiàng)目工期的縮短，利息將有一定程度的下降。至于利率，屬政策性費(fèi)用，主要在國家調(diào)節(jié)宏觀經(jīng)濟(jì)時(shí)才變動(dòng)?？傮w而言，利息對(duì)風(fēng)電場(chǎng)成本的影響有較大不確定性。
海上風(fēng)電項(xiàng)目建設(shè)過程與陸上風(fēng)電成本差異
目前，海上風(fēng)電成本基本是陸上風(fēng)電成本的兩倍。下文將從項(xiàng)目前期、項(xiàng)目建設(shè)期以及項(xiàng)目運(yùn)行期的全生命周期進(jìn)行海上和陸上風(fēng)電成本比較。
項(xiàng)目前期：海上風(fēng)電場(chǎng)的前期工作時(shí)間相對(duì)較長，需要協(xié)調(diào)的部門較多，主要包括海洋、海事等，需要取得的支持性文件多，海域、通航、海洋環(huán)評(píng)等。相比于陸上，項(xiàng)目前期工作費(fèi)用較高。
項(xiàng)目建設(shè)期：相比于陸上風(fēng)電場(chǎng)，海上風(fēng)電項(xiàng)目建設(shè)中，設(shè)備費(fèi)用和施工安裝費(fèi)用均有顯著增加。設(shè)備費(fèi)用中，海上風(fēng)電機(jī)組千瓦價(jià)格約是陸上風(fēng)電機(jī)組的2倍、海纜以及海上升壓站等電氣設(shè)備價(jià)格均比陸上風(fēng)電場(chǎng)高出較多；施工安裝費(fèi)用中，由于海上施工條件差，施工難度高，風(fēng)機(jī)基礎(chǔ)、風(fēng)機(jī)安裝等費(fèi)用遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出陸上風(fēng)電場(chǎng)費(fèi)用。
項(xiàng)目運(yùn)行期：海上風(fēng)電場(chǎng)需要維護(hù)的設(shè)備主要包括風(fēng)電機(jī)組設(shè)備、升壓站設(shè)備及平臺(tái)、海纜等。但海上風(fēng)電場(chǎng)一般離岸距離較遠(yuǎn)，加上臺(tái)風(fēng)、風(fēng)暴潮等天氣引起的大浪等不利海況條件，可到達(dá)性較差，風(fēng)電機(jī)組運(yùn)行維護(hù)較困難，維護(hù)成本很高。
目前根據(jù)項(xiàng)目設(shè)備在壽命期可靠性逐漸下降的特點(diǎn)，修理費(fèi)率分階段考慮，一般建設(shè)期及質(zhì)保期取固定資產(chǎn)價(jià)值的0.5%，并以（5～10）年為一個(gè)時(shí)間段，逐級(jí)提高修理費(fèi)率至3.0%。根據(jù)歐洲海上風(fēng)電場(chǎng)運(yùn)行、維護(hù)經(jīng)驗(yàn)，風(fēng)電場(chǎng)運(yùn)行維護(hù)工作量約為同等規(guī)模陸上風(fēng)電場(chǎng)的2～4倍，運(yùn)行維護(hù)工作量較大，難度較高。
2、光伏電站成本構(gòu)成
光伏電站的投資，可以分為系統(tǒng)投資、非技術(shù)成本兩大部分；
光伏電站投資的高低，主要受技術(shù)路線、設(shè)備選型、項(xiàng)目規(guī)模、電壓等級(jí)、施工條件、非技術(shù)成本等因素的影響。
具體如下圖所示。
其中，不同項(xiàng)目的非技術(shù)成本受實(shí)際情況影響，差異較大；光伏系統(tǒng)投資相對(duì)固定。
2022年1~12月，共追蹤了57.8GW大型地面光伏電站項(xiàng)目的EPC中標(biāo)價(jià)格，為2.8~5.5元/W之間，加權(quán)平均價(jià)格為3.791元/W。如下圖所示，圖中共有342個(gè)點(diǎn)，每個(gè)點(diǎn)代表1個(gè)光伏電站的中標(biāo)價(jià)格。
如前文所述，光伏系統(tǒng)投資大致可分為五部分，如下圖所示。
除了建設(shè)期利息之外，每部分包含的詳細(xì)項(xiàng)目如下表所示。
1、施工輔助工程費(fèi)
包含：施工用水、用電的費(fèi)用，如下表所示。
2、設(shè)備及安裝費(fèi)
包含：發(fā)電設(shè)備（組件、逆變器、支架、電纜、接地）、升壓變電站設(shè)備、通信設(shè)備及其他設(shè)備的購買及安裝費(fèi)用。如下表所示。（某電站的電氣設(shè)備項(xiàng)目附后）
3、建筑工程費(fèi)
包含：發(fā)電廠區(qū)工程、變電站工程、房屋工程、交通工程等費(fèi)用。如下表所示。
4、其他費(fèi)用
包含：工程前期費(fèi)、管理費(fèi)、監(jiān)理費(fèi)、保險(xiǎn)費(fèi)、驗(yàn)收費(fèi)、生產(chǎn)準(zhǔn)備金等等費(fèi)用。如下表所示。
3、儲(chǔ)能電站成本構(gòu)成（電化學(xué)+抽蓄）構(gòu)成
電化學(xué)儲(chǔ)能成本構(gòu)成
電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（Battery Management System，簡(jiǎn)稱 BMS）、能量管理系統(tǒng)（Energy Management System，簡(jiǎn)稱 EMS）、儲(chǔ)能逆變器（Power Conversion System，簡(jiǎn)稱 PCS）以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。最終應(yīng)用場(chǎng)景包括電站、電網(wǎng)公司、工商業(yè)、家庭戶用等。
1、電池組
電池組成本是電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)的主要成本，是未來產(chǎn)業(yè)鏈技術(shù)迭代和降成本的主要環(huán)節(jié)。根據(jù)高工鋰電數(shù)據(jù)，一套完整的電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)中，電池組成本占比最高達(dá) 67%，其次為儲(chǔ)能逆變器 10%，電池管理系統(tǒng)和能量管理系統(tǒng)分別占比 9%和 2%。
根據(jù) BNEF，2020 年一個(gè)完成安裝的、4 小時(shí)電站級(jí)儲(chǔ)能系統(tǒng)的成本范圍為 235-446 美元/千瓦時(shí)。成本范圍之大也凸顯了影響儲(chǔ)能項(xiàng)目成本的因素之多，包括儲(chǔ)能時(shí)長、項(xiàng)目規(guī)模、電池材料體系以及項(xiàng)目部署國家等。BNEF 預(yù)計(jì) 2030 年成本下降至 167 美元/千瓦時(shí)，主要原因是電池組成本的下降。
2、 鋰離子電池組：儲(chǔ)能的核心成本要素
鋰離子電池的主要原材料包括正極材料、負(fù)極材料、電解液、隔膜等， 正極材料為主要成本。根據(jù)高工鋰電數(shù)據(jù)，鋰離子電池材料成本占比中，正極材料最大約為 40%，負(fù)極、電解液和隔膜分別占比 19%、11%和 8%。
3、電池管理系統(tǒng)（BMS）：PCB 為核心組成
以派能科技為例，公司自主開展電池管理系統(tǒng)的開發(fā)及電路板（PCB） 的設(shè)計(jì)，同時(shí)負(fù)責(zé)全部電子元器件的選型、采購和檢驗(yàn)等。電路板的其它標(biāo)準(zhǔn)化生產(chǎn)流程采取外協(xié)加工方式完成。電路板生產(chǎn)完成后，公司負(fù)責(zé)電池管理系統(tǒng)的程序燒錄及檢驗(yàn)等。電池管理系統(tǒng)的生產(chǎn)過程中涉及的原材料主要為電子元器件和 PCB 的采購。
4、 儲(chǔ)能電池系統(tǒng)：電芯的后加工環(huán)節(jié)
儲(chǔ)能電池系統(tǒng)的生產(chǎn)工藝流程分為兩個(gè)工段。在電池模組生產(chǎn)工段，經(jīng)檢驗(yàn)合格的電芯經(jīng)過極耳裁切、電芯插裝、極耳整形、激光焊接、模組封裝等工序組裝為電池模組；在系統(tǒng)組裝工段，經(jīng)檢驗(yàn)合格的電池模組與 BMS 電路板等組裝成系統(tǒng)成品，然后經(jīng)一次檢測(cè)、高溫老化和二次檢測(cè)等工序后進(jìn)入成品包裝環(huán)節(jié)。
5、 儲(chǔ)能逆變器（BMS）：儲(chǔ)能系統(tǒng)的核心部件
儲(chǔ)能逆變器是光儲(chǔ)一體化的核心部件。儲(chǔ)能逆變器能夠減少對(duì)電網(wǎng)的依 賴。白天，光伏發(fā)電供負(fù)載使用，多余產(chǎn)生的電存儲(chǔ)于電池中；晚上，光伏不發(fā)電，電池存儲(chǔ)的電供負(fù)載使用。最終達(dá)到少用甚至不用電網(wǎng)的目的。儲(chǔ)能逆變器能夠處理應(yīng)急情況。在電網(wǎng)停電或者不穩(wěn)定時(shí)，儲(chǔ)能逆變器會(huì)自動(dòng)將電網(wǎng)供電切換至電池供電模式，切換時(shí)間非常短（UPS 效果），不影響負(fù)載的使用。儲(chǔ)能逆變器讓光伏&電網(wǎng)皆可為電池充電。白天光伏可以給電池充電，晚上電費(fèi)較低時(shí)，電網(wǎng)也可以為電池充電。從而達(dá)到峰谷電價(jià)差套利以及當(dāng)作備用電源來使用。
從工藝端來看，儲(chǔ)能逆變器與光伏并網(wǎng)逆變器的設(shè)計(jì)原理幾乎一樣，但 是儲(chǔ)能逆變器多出一個(gè)電池端子，從而導(dǎo)致單位成本的提升：2019年儲(chǔ)能逆變器的成本約為 0.7 元/W；光伏并網(wǎng)逆變器的成本約為 0.25 元/W。
目前，我國抽水蓄能價(jià)格機(jī)制主要包括三種模式，即單一電量電價(jià)、單一容量電價(jià)、兩部制電價(jià)。1）單一電量電價(jià)多用于2004年以前投產(chǎn)的抽蓄電站，國家發(fā)展改革委核定抽蓄電站的上網(wǎng)電價(jià)和抽水電價(jià)；2）單一容量電價(jià)是應(yīng)用最普遍的機(jī)制，其計(jì)算出來的電費(fèi)被稱為“基本電費(fèi)”，是因占用了用電容量而交納的電費(fèi)，電費(fèi)數(shù)額是按變壓器的容量（或運(yùn)行中的最大需量）來計(jì)算的，由國家價(jià)格主管部門按照補(bǔ)償固定成本和合理收益的原則，核定抽蓄電站的年租賃費(fèi)，不再核定電價(jià)，租賃費(fèi)一般由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%；3）兩部制電價(jià)在2014年被提出，把電價(jià)分為容量電價(jià)和電量電價(jià)兩部分。容量電價(jià)主要體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)價(jià)值，電量電價(jià)反應(yīng)的是企業(yè)的變動(dòng)成本。
產(chǎn)業(yè)鏈集中度較高，龍頭優(yōu)勢(shì)競(jìng)爭(zhēng)優(yōu)勢(shì)顯著
基本形成全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展體系和專業(yè)化發(fā)展模式。通過大型抽水蓄能電站建設(shè)實(shí)踐，基本形成涵蓋標(biāo)準(zhǔn)制定、規(guī)劃設(shè)計(jì)、工程建設(shè)、裝備制造、運(yùn)營維護(hù)的全產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展體系和專業(yè)化發(fā)展模式。上游主要為設(shè)備供應(yīng)，包括水輪機(jī)、水泵、壓縮空氣系統(tǒng)、監(jiān)控系統(tǒng)、發(fā)電機(jī)、主變壓器、調(diào)速系統(tǒng)等；中游主要為建設(shè)工程，包括電站建設(shè)與電站運(yùn)營兩個(gè)部分；下游主要服務(wù)于工業(yè)、商業(yè)以及居民用電，主要起到調(diào)峰、填谷、調(diào)頻、調(diào)相、儲(chǔ)能、事故備用等功能。
2021年核準(zhǔn)抽水蓄能電站平均單位千瓦靜態(tài)總投資5367元/kW，抽水蓄能電站投資中機(jī)電設(shè)備及安裝工程占比最高，建筑工程投資占比次之。抽水蓄能電站建設(shè)條件個(gè)體差異明顯，造價(jià)水平與工程建設(shè)條件和裝機(jī)規(guī)模密切相關(guān)。一般情況下，抽水蓄能電站單位造價(jià)隨裝機(jī)規(guī)模增加而顯著降低。而抽水蓄能電站的投資占比前三位為機(jī)電設(shè)備及安裝工程（26%）、建筑工程（25%）、建設(shè)期利息（14%）。
1）上游水輪發(fā)電機(jī)組：包括水輪機(jī)和發(fā)電機(jī)兩個(gè)關(guān)鍵裝置，主要廠商包括哈爾濱電氣、東方電氣和浙富控股。水輪機(jī)是利用水流流動(dòng)帶動(dòng)水輪轉(zhuǎn)動(dòng)的裝置，將水流的機(jī)械能轉(zhuǎn)化為葉輪機(jī)械能；發(fā)電機(jī)是將水輪的機(jī)械能轉(zhuǎn)化為電能的裝置。目前國內(nèi)主要生產(chǎn)水輪發(fā)電機(jī)的廠商包括哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股這三家，2021年三家的水輪發(fā)電機(jī)組產(chǎn)量分別為9.55GW、8.10GW、0.81GW。
2）中游規(guī)劃建設(shè)：國內(nèi)抽水蓄能建設(shè)主要采用EPC模式。中國電建是國內(nèi)規(guī)模最大、影響力最強(qiáng)水利水電建設(shè)企業(yè)，承擔(dān)了國內(nèi)抽水蓄能電站大部分規(guī)劃、勘測(cè)設(shè)計(jì)、施工建造、設(shè)備安裝、工程監(jiān)理等工作，在抽水蓄能規(guī)劃設(shè)計(jì)、抽水蓄能建設(shè)市占率分別在90%、80%左右。2021年，中國電建抽水蓄能業(yè)務(wù)新簽合同202.40億元，同比增長342.90%。
3）下游投資運(yùn)營：主要企業(yè)有國網(wǎng)新源、南網(wǎng)雙調(diào)，國網(wǎng)新源占據(jù)領(lǐng)先地位。截至 2021年底，國網(wǎng)新源公司在運(yùn)和在建抽水蓄能規(guī)模分別為2351、4578萬kW，占比分別約64.6%和74.4%，在抽水蓄能開發(fā)建設(shè)及運(yùn)營市場(chǎng)中占據(jù)絕對(duì)領(lǐng)導(dǎo)地位。中國抽水蓄能的建設(shè)企業(yè)主要有中國電建、中國能建所屬工程局。此外，中國安能、中國鐵建等企業(yè)也參與抽水蓄能電站部分地下工程建設(shè)。
