風(fēng)電、光伏以及儲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），下面會有一個機(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，不管哪個方向的風(fēng)，都可以通過計算機(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。

運營商先選定風(fēng)場，與政府簽訂開發(fā)意向，之后通過一系列環(huán)評，由開發(fā)商進(jìn)行風(fēng)電招標(biāo)。因為涉及到要獨占當(dāng)?shù)氐娘L(fēng)資源，這個地方開發(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、稅收等等。對于運營商來說，核心就是獨占這一塊風(fēng)資源。

風(fēng)電的項目情況

可以看到，風(fēng)機(jī)占整個項目的比例是最大的，40%—60%。三北地區(qū)因為開發(fā)成本低一點，或者是那邊風(fēng)機(jī)可以搞得大一點，這樣的話，風(fēng)機(jī)占整個產(chǎn)業(yè)鏈的利潤會多一些。其次是塔筒，再往后是交通運輸費，大頭還是賺給了風(fēng)機(jī)。隨著未來風(fēng)機(jī)持續(xù)做大，會使得風(fēng)機(jī)未來占整個產(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，一個是葉片，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)在全國各個沿海省份實際開展的項目，分析各個區(qū)域海上風(fēng)電項目造價，總體上來說海上風(fēng)電項目單位千瓦造價均比較高。（根據(jù)海上風(fēng)電項目周期，本文成本分析主要考慮項目開發(fā)建設(shè)階段投資費用）

海上風(fēng)電場成本主要由以下幾個部分構(gòu)成：設(shè)備購置費、建安費用、其它費用、利息。各部分占總成本的比例不同，對總成本的影響也不盡相同。

1、設(shè)備購置費

現(xiàn)階段設(shè)備購置費（不含集電線路海纜）約占工程成本的50%，對成本的影響較大。其中，風(fēng)電機(jī)組及塔筒約占設(shè)備費用的85%，單位千瓦成本約7500～8500元/千瓦，對整體設(shè)備費用的影響較大；送出海纜約占設(shè)備費用的5%，單位千瓦成本約500元/千瓦；相關(guān)電氣設(shè)備約占設(shè)備費用的10%，單位千瓦成本約1000元/千瓦。

2、建安費用

建安費用約占總成本的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)電場項目相對數(shù)量少、規(guī)模小，相應(yīng)船機(jī)設(shè)備不成熟，施工隊伍較為單一，施工經(jīng)驗不足，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，船班費用高昂，相對陸上風(fēng)電，海上風(fēng)電的建安費用占總成本的比重大。

3、其它費用

其它費用包括項目用海用地費、項目建管費、生產(chǎn)準(zhǔn)備費等，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，項目開發(fā)建設(shè)經(jīng)驗的積累，業(yè)主對自身項目管理水平也將提升，將抵消部分這些上漲因數(shù)。即使其它費用下降10%，總成本下降不到1%，影響相對有限。

4、利息

利息與風(fēng)電場建設(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，屬政策性費用，主要在國家調(diào)節(jié)宏觀經(jīng)濟(jì)時才變動?？傮w而言，利息對風(fēng)電場成本的影響有較大不確定性。

海上風(fēng)電場成本構(gòu)成示意圖

海上風(fēng)電項目建設(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。下文將從項目前期、項目建設(shè)期以及項目運行期的全生命周期進(jìn)行海上和陸上風(fēng)電成本比較。

項目前期：海上風(fēng)電場的前期工作時間相對較長，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)評等。相比于陸上，項目前期工作費用較高。

項目建設(shè)期：相比于陸上風(fēng)電場，海上風(fēng)電項目建設(shè)中，設(shè)備費用和施工安裝費用均有顯著增加。設(shè)備費用中，海上風(fēng)電機(jī)組千瓦價格約是陸上風(fēng)電機(jī)組的2倍、海纜以及海上升壓站等電氣設(shè)備價格均比陸上風(fēng)電場高出較多；施工安裝費用中，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)安裝等費用遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出陸上風(fēng)電場費用。

項目運行期：海上風(fēng)電場需要維護(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、海纜等。但海上風(fēng)電場一般離岸距離較遠(yuǎn)，加上臺風(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)組運行維護(hù)較困難，維護(hù)成本很高。

目前根據(jù)項目設(shè)備在壽命期可靠性逐漸下降的特點，修理費率分階段考慮，一般建設(shè)期及質(zhì)保期取固定資產(chǎn)價值的0.5%，并以（5～10）年為一個時間段，逐級提高修理費率至3.0%。根據(jù)歐洲海上風(fēng)電場運行、維護(hù)經(jīng)驗，風(fēng)電場運行維護(hù)工作量約為同等規(guī)模陸上風(fēng)電場的2～4倍，運行維護(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、項目規(guī)模、電壓等級、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，不同項目的非技術(shù)成本受實際情況影響，差異較大；光伏系統(tǒng)投資相對固定。

2022年1~12月，共追蹤了57.8GW大型地面光伏電站項目的EPC中標(biāo)價格，為2.8~5.5元/W之間，加權(quán)平均價格為3.791元/W。如下圖所示，圖中共有342個點，每個點代表1個光伏電站的中標(biāo)價格。

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)項目如下表所示。

1、施工輔助工程費

包含：施工用水、用電的費用，如下表所示。

2、設(shè)備及安裝費

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)備的購買及安裝費用。如下表所示。（某電站的電氣設(shè)備項目附后）

3、建筑工程費

包含：發(fā)電廠區(qū)工程、變電站工程、房屋工程、交通工程等費用。如下表所示。

4、其他費用

包含：工程前期費、管理費、監(jiān)理費、保險費、驗收費、生產(chǎn)準(zhǔn)備金等等費用。如下表所示。

3、儲能電站成本構(gòu)成（電化學(xué)+抽蓄）構(gòu)成

電化學(xué)儲能成本構(gòu)成

電化學(xué)儲能系統(tǒng)主要由電池組、電池管理系統(tǒng)（Battery Management System，簡稱 BMS）、能量管理系統(tǒng)（Energy Management System，簡稱 EMS）、儲能逆變器（Power Conversion System，簡稱 PCS）以及其他電氣設(shè)備構(gòu)成。最終應(yīng)用場景包括電站、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)儲能系統(tǒng)中，電池組成本占比最高達(dá) 67%，其次為儲能逆變器 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 年一個完成安裝的、4 小時電站級儲能系統(tǒng)的成本范圍為 235-446 美元/千瓦時。成本范圍之大也凸顯了影響儲能項目成本的因素之多，包括儲能時長、項目規(guī)模、電池材料體系以及項目部署國家等。BNEF 預(yù)計 2030 年成本下降至 167 美元/千瓦時，主要原因是電池組成本的下降。

2、 鋰離子電池組：儲能的核心成本要素

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，同時負(fù)責(zé)全部電子元器件的選型、采購和檢驗等。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、 儲能電池系統(tǒng)：電芯的后加工環(huán)節(jié)

儲能電池系統(tǒng)的生產(chǎn)工藝流程分為兩個工段。在電池模組生產(chǎn)工段，經(jīng)檢驗合格的電芯經(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、高溫老化和二次檢測等工序后進(jìn)入成品包裝環(huán)節(jié)。

5、 儲能逆變器（BMS）：儲能系統(tǒng)的核心部件

儲能逆變器是光儲一體化的核心部件。儲能逆變器能夠減少對電網(wǎng)的依 賴。白天，光伏發(fā)電供負(fù)載使用，多余產(chǎn)生的電存儲于電池中；晚上，光伏不發(fā)電，電池存儲的電供負(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，儲能逆變器會自動將電網(wǎng)供電切換至電池供電模式，切換時間非常短（UPS 效果），不影響負(fù)載的使用。儲能逆變器讓光伏&電網(wǎng)皆可為電池充電。白天光伏可以給電池充電，晚上電費較低時，電網(wǎng)也可以為電池充電。從而達(dá)到峰谷電價差套利以及當(dāng)作備用電源來使用。

從工藝端來看，儲能逆變器與光伏并網(wǎng)逆變器的設(shè)計原理幾乎一樣，但 是儲能逆變器多出一個電池端子，從而導(dǎo)致單位成本的提升：2019年儲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。

抽水蓄能成本構(gòu)成

目前，我國抽水蓄能價格機(jī)制主要包括三種模式，即單一電量電價、單一容量電價、兩部制電價。1）單一電量電價多用于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)電價和抽水電價；2）單一容量電價是應(yīng)用最普遍的機(jī)制，其計算出來的電費被稱為“基本電費”，是因占用了用電容量而交納的電費，電費數(shù)額是按變壓器的容量（或運行中的最大需量）來計算的，由國家價格主管部門按照補(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，不再核定電價，租賃費一般由電網(wǎng)企業(yè)承擔(dān)50%，發(fā)電企業(yè)和用戶各承擔(dān)25%；3）兩部制電價在2014年被提出，把電價分為容量電價和電量電價兩部分。容量電價主要體現(xiàn)抽蓄電站提供調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等輔助服務(wù)價值，電量電價反應(yīng)的是企業(yè)的變動成本。

產(chǎn)業(yè)鏈集中度較高，龍頭優(yōu)勢競爭優(yōu)勢顯著

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)實踐，基本形成涵蓋標(biāo)準(zhǔn)制定、規(guī)劃設(shè)計、工程建設(shè)、裝備制造、運營維護(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)與電站運營兩個部分；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)條件個體差異明顯，造價水平與工程建設(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)是利用水流流動帶動水輪轉(zhuǎn)動的裝置，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、勘測設(shè)計、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、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)及運營市場中占據(jù)絕對領(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)。

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