風光儲電站成本構成全套1、風電（陸上風電、海上風電）成本構成陸上風電成本構成風電像一個大的電風扇，由三部分構成：葉片、風機、塔架（塔筒），下面會有一個機座。風機的核心是后面小塊，里面涉及了很多結構件，比如，齒輪箱、發電機、軸承等等，上面的風機是可以360度旋轉的，不管哪個方向的風，都可以通過計算機程序的調整，讓風機轉向迎風面最大的方向，這樣能發更多的電。運營商先選定風場，與政府簽訂開發意向，之后通過一系列環評，由開發商進行風電招標。因為涉及到要獨占當地的風資源，這個地方開發了以后，這一塊風資源就是你的了，這就導致政府和運營商之間要簽一些協議，比如，必須要選用本地的風機零部件，或者規定電價、稅收等等。對于運營商來說，核心就是獨占這一塊風資源。風電的項目情況可以看到，風機占整個項目的比例是最大的，40%—60%。三北地區因為開發成本低一點，或者是那邊風機可以搞得大一點，這樣的話，風機占整個產業鏈的利潤會多一些。其次是塔筒，再往后是交通運輸費，大頭還是賺給了風機。隨著未來風機持續做大，會使得風機未來占整個產業鏈的利潤（收入）更高一些。風電產業鏈中，風機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機的成本很小。海上風電成本構成根據在全國各個沿海省份實際開展的項目，分析各個區域海上風電項目造價，總體上來說海上風電項目單位千瓦造價均比較高。（根據海上風電項目周期，本文成本分析主要考慮項目開發建設階段投資費用）海上風電場成本主要由以下幾個部分構成：設備購置費、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、設備購置費現階段設備購置費（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，風電機組及塔筒約占設備費用的85%，單位千瓦成本約7500～8500元/千瓦，對整體設備費用的影響較大；送出海纜約占設備費用的5%，單位千瓦成本約500元/千瓦；相關電氣設備約占設備費用的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。當前海上風電已竣工的風電場項目相對數量少、規模小，相應船機設備不成熟，施工隊伍較為單一，施工經驗不足，造成建設成本較高，加上海上施工條件復雜、施工難度大，施工所需的關鍵裝備（如海上風電機組基礎打樁、風電機組吊裝等）專業可用的大型船機設備較少，船班費用高昂，相對陸上風電，海上風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、生產準備費等，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，特別是用海養殖補償、海域生態修復等費用上漲較為明顯；但隨著海上風電開發數量的增加，項目開發建設經驗的積累，業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。即使其它費用下降10%，總成本下降不到1%，影響相對有限。4、利息利息與風電場建設周期及利率相關，占總成本約5%。隨著海上風電施工技術的不斷進步，特別是關鍵項目工期的縮短，利息將有一定程度的下降。至于利率，屬政策性費用，主要在國家調節宏觀經濟時才變動。總體而言，利息對風電場成本的影響有較大不確定性。海上風電場成本構成示意圖海上風電項目建設過程與陸上風電成本差異目前，海上風電成本基本是陸上風電成本的兩倍。下文將從項目前期、項目建設期以及項目運行期的全生命周期進行海上和陸上風電成本比較。項目前期：海上風電場的前期工作時間相對較長，需要協調的部門較多，主要包括海洋、海事等，需要取得的支持性文件多，海域、通航、海洋環評等。相比于陸上，項目前期工作費用較高。項目建設期：相比于陸上風電場，海上風電項目建設中，設備費用和施工安裝費用均有顯著增加。設備費用中，海上風電機組千瓦價格約是陸上風電機組的2倍、海纜以及海上升壓站等電氣設備價格均比陸上風電場高出較多；施工安裝費用中，由于海上施工條件差，施工難度高，風機基礎、風機安裝等費用遠遠超出陸上風電場費用。項目運行期：海上風電場需要維護的設備主要包括風電機組設備、升壓站設備及平臺、海纜等。但海上風電場一般離岸距離較遠，加上臺風、風暴潮等天氣引起的大浪等不利海況條件，可到達性較差，風電機組運行維護較困難，維護成本很高。目前根據項目設備在壽命期可靠性逐漸下降的特點，修理費率分階段考慮，一般建設期及質保期取固定資產價值的0.5%，并以（5～10）年為一個時間段，逐級提高修理費率至3.0%。根據歐洲海上風電場運行、維護經驗，風電場運行維護工作量約為同等規模陸上風電場的2～4倍，運行維護工作量較大，難度較高。2、光伏電站成本構成光伏電站的投資，可以分為系統投資、非技術成本兩大部分；光伏電站投資的高低，主要受技術路線、設備選型、項目規模、電壓等級、施工條件、非技術成本等因素的影響。具體如下圖所示。其中，不同項目的非技術成本受實際情況影響，差異較大；光伏系統投資相對固定。2022年1~12月，共追蹤了57.8GW大型地面光伏電站項目的EPC中標價格，為2.8~5.5元/W之間，加權平均價格為3.791元/W。如下圖所示，圖中共有342個點，每個點代表1個光伏電站的中標價格。如前文所述，光伏系統投資大致可分為五部分，如下圖所示。除了建設期利息之外，每部分包含的詳細項目如下表所示。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、設備及安裝費包含：發電設備（組件、逆變器、支架、電纜、接地）、升壓變電站設備、通信設備及其他設備的購買及安裝費用。如下表所示。（某電站的電氣設備項目附后）3、建筑工程費包含：發電廠區工程、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、監理費、保險費、驗收費、生產準備金等等費用。如下表所示。3、儲能電站成本構成（電化學+抽蓄）構成電化學儲能成本構成電化學儲能系統主要由電池組、電池管理系統（BatteryManagementSystem，簡稱BMS）、能量管理系統（EnergyManagementSystem，簡稱EMS）、儲能逆變器（PowerConversionSystem，簡稱PCS）以及其他電氣設備構成。最終應用場景包括電站、電網公司、工商業、家庭戶用等。1、電池組電池組成本是電化學儲能系統的主要成本，是未來產業鏈技術迭代和降成本的主要環節。根據高工鋰電數據，一套完整的電化學儲能系統中，電池組成本占比最高達67%，其次為儲能逆變器10%，電池管理系統和能量管理系統分別占比9%和2%。根據BNEF，2020年一個完成安裝的、4小時電站級儲能系統的成本范圍為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、項目規模、電池材料體系以及項目部署國家等。BNEF預計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、負極材料、電解液、隔膜等，正極材料為主要成本。根據高工鋰電數據，鋰離子電池材料成本占比中，正極材料最大約為40%，負極、電解液和隔膜分別占比19%、11%和8%。3、電池管理系統（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的開發及電路板（PCB）的設計，同時負責全部電子元器件的選型、采購和檢驗等。電路板的其它標準化生產流程采取外協加工方式完成。電路板生產完成后，公司負責電池管理系統的程序燒錄及檢驗等。電池管理系統的生產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：電芯的后加工環節儲能電池系統的生產工藝流程分為兩個工段。在電池模組生產工段，經檢驗合格的電芯經過極耳裁切、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；在系統組裝工段，經檢驗合格的電池模組與BMS電路板等組裝成系統成品，然后經一次檢測、高溫老化和二次檢測等工序后進入成品包裝環節。5、儲能逆變器（BMS）：儲能系統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的依賴。白天，光伏發電供負載使用，多余產生的電存儲于電池中；晚上，光伏不發電，電池存儲的電供負載使用。最終達到少用甚至不用電網的目的。儲能逆變器能夠處理應急情況。在電網停電或者不穩定時，儲能逆變器會自動將電網供電切換至電池供電模式，切換時間非常短（UPS效果），不影響負載的使用。儲能逆變器讓光伏&電網皆可為電池充電。白天光伏可以給電池充電，晚上電費較低時，電網也可以為電池充電。從而達到峰谷電價差套利以及當作備用電源來使用。從工藝端來看，儲能逆變器與光伏并網逆變器的設計原理幾乎一樣，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；光伏并網逆變器的成本約為0.25元/W。抽水蓄能成本構成目前，我國抽水蓄能價格機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年以前投產的抽蓄電站，國家發展改革委核定抽蓄電站的上網電價和抽水電價；2）單一容量電價是應用最普遍的機制，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，租賃費一般由電網企業承擔50%，發電企業和用戶各承擔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。容量電價主要體現抽蓄電站提供調峰、調頻、調相和黑啟動等輔助服務價值，電量電價反應的是企業的變動成本。產業鏈集中度較高，龍頭優勢競爭優勢顯著基本形成全產業鏈發展體系和專業化發展模式。通過大型抽水蓄能電站建設實踐，基本形成涵蓋標準制定、規劃設計、工程建設、裝備制造、運營維護的全產業鏈發展體系和專業化發展模式。上游主要為設備供應，包括水輪機、水泵、壓縮空氣系統、監控系統、發電機、主變壓器、調速系統等；中游主要為建設工程，包括電站建設與電站運營兩個部分；下游主要服務于工業、商業以及居民用電，主要起到調峰、填谷、調頻、調相、儲能、事故備用等功能。2021年核準抽水蓄能電站平均單位千瓦靜態總投資5367元/kW，抽水蓄能電站投資中機電設備及安裝工程占比最高，建筑工程投資占比次之。抽水蓄能電站建設條件個體差異明顯，造價水平與工程建設條件和裝機規模密切相關。一般情況下，抽水蓄能電站單位造價隨裝機規模增加而顯著降低。而抽水蓄能電站的投資占比前三位為機電設備及安裝工程（26%）、建筑工程（25%）、建設期利息（14%）。1）上游水輪發電機組：包括水輪機和發電機兩個關鍵裝置，主要廠商包括哈爾濱電氣、東方電氣和浙富控股。水輪機是利用水流流動帶動水輪轉動的裝置，將水流的機械能轉化為葉輪機械能；發電機是將水輪的機械能轉化為電能的裝置。目前國內主要生產水輪發電機的廠商包括哈爾濱電氣、東方電氣、浙富控股這三家，2021年三家的水輪發電機組產量分別為9.55GW、8.10GW、0.81GW。2）中游規劃建設：國內抽水蓄能建設主要采用EPC模式。中國電建是國內規模最大、影響力最強水利水電建設企業，承擔了國內抽水蓄能電站大部分規劃、勘測設計、施工建造、設備安裝、工程監理等工作，在抽水