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2020年版《预计发电成本》是国际能源组织（IEA）和经合组织核能机构（NEA）在监督下每5年联合生产的发电平准成本（LCOE）系列报告中的第九份报告。 发电成本专家组（EGC专家组）。 它显示了化石燃料和核电站产生的基本负荷电力的工厂级发电成本，以及一系列可再生能源发电，包括风能和太阳能等可变能源。 该版本第一次还包括有关存储，燃料电池和核电站长期运行（LTO）的成本数据。 这是一项前瞻性研究，基于与会国家在2025年投入使用这些电厂的预期成本，假设每吨二氧化碳的碳成本为30美元。
总体而言，该报告提供了24个国家/地区的243家工厂的总数据。1图ES.1提供了所分析的不同技术及其在工厂级别的LCOE范围的综合信息，包括实际资本成本和相应的折现率。 7％。 鉴于系统考量对于综合比较不同技术的重要性日益提高，LCOE分析得到了IEA针对选定地区和技术的价值调整后的平准化发电成本（VALCOE）度量的示例的补充。
低碳发电正在变得成本竞争
2020年版的主要见解是，低碳发电技术的平均发电成本正在下降，并日益低于传统化石燃料发电的成本。 近年来，可再生能源成本持续下降。 假设中等排放成本为30美元/吨二氧化碳，其成本在LCOE方面现在具有竞争力，在许多国家中可调度的以化石燃料为基础的发电。2特别是，本报告显示，预计陆上风能平均具有 ，这是2025年发电成本最低的水平。尽管各国之间的成本差异很大，但对于大多数国家而言，这是正确的（14个国家中有10个）。 同样，如果大规模地且在有利的气候条件下部署太阳能光伏电池，则其成本竞争力也非常高。 与上一版相比，海上风电的成本大幅下降。 五年前，LCOE的中位数仍超过150美元/兆瓦时，而现在却大大低于100美元/兆瓦时，因此处于竞争范围。
两种水力技术分析（河流和水库的运行）都可以在存在合适站点的情况下提供具有竞争力的替代方案，但成本仍然因站点而异。 IEA的价值调整后的LCOE（VALCOE）度量标准的结果显示，风能和太阳能等可变可再生能源的系统价值随着其在电源中的份额增加而降低。
与2015年相比，新核电站的电力在2020年的预期成本要低。同样，地区差异也很大。 但是，平均而言，隔夜建设成本反映了由于从多个经合组织国家的首创（FOAK）项目中学习而导致的成本降低。 为第n个同类（NOAK）电厂提供了核电厂的LCOE值，该电厂将在2025年或之后完成。
因此，核能仍是2025年预期成本最低的可调度低碳技术。只有大型水库才能以可比的成本提供类似的贡献，但仍高度依赖于各个国家的自然end赋。 与基于化石燃料的发电相比，预计核电厂比燃煤电厂更便宜。 燃气联合循环燃气轮机（CCGT）在某些地区具有竞争力，但其LCOE很大程度上取决于各个地区的天然气和碳排放价格。 通过寿命延长延长的核长期运行（LTO）产生的电力具有很高的竞争力，并且与建设新的发电厂相比，不仅是低碳发电的最低成本选择，而且是所有发电的最低成本。
碳捕集，利用和封存（CCUS）的燃煤和天然气装置，仅美国和澳大利亚提交了数据，其碳价为每吨CO2 30美元，目前与未减缓的化石燃料没有竞争力 电厂，核能以及大多数地区的可变可再生能源发电。 配备CCUS的电厂仅在碳成本高得多的情况下，才能构成动力组合的竞争补充。
LCOE计算基于折现现金流量（DCF）方法，基于平均寿命成本平均法。 成本是在工厂级别（母线）计算的，因此不包括传输和分配成本。 LCOE计算还没有涵盖工厂级CO2排放以外的其他系统成本或外部性，例如天然气提取和运输过程中的甲烷泄漏。 但是，该报告确实认识到，特别是在第4章中，不同技术对系统影响的重要性，最显着的是在较高的渗透率下，风能和太阳能PV的可变性给系统带来的成本。
竞争力取决于国家和当地条件
提供本报告数据的24个国家/地区的汇总数据不能说明平均发电成本的全部情况。 由于可再生能源或多或少地有利，燃料成本和技术成熟度各不相同，所有技术的成本可能会因国家和地区而异。 此外，技术在电力系统总产量中所占的份额会影响其价值，负载系数和平均成本。
尽管可再生能源在大多数参与本报告的国家中具有很强的竞争力，但针对“ 2020年发电计划成本”提供的数据显示，在某些国家，可再生能源的成本仍高于化石燃料或核能发电（本报告中为日本） ，韩国和俄罗斯）。 同样在国家内部，不同的地理位置会导致地方和地方以下水平的发电成本差异。 在欧洲，陆上和海上风能以及公用事业规模的太阳能装置在天然气和新核能方面都具有竞争力。
在美国，尽管总体上不确定燃料价格的假设，但天然气发电厂将从该地区预期的低燃料价格中受益。 然而，就中位电厂的LCOE而言，假设排放成本为30美元/吨CO2，则陆上风能和公用事业规模的太阳能光伏发电是成本最低的选择。 天然气CCGT之后是海上风电，新建核电，最后是煤炭。
在中国和印度，可变可再生能源的平均平准化发电成本最低：在两国，公用事业规模的太阳能光伏发电和陆上风电成本最低。 核能也具有竞争力，这表明两国都拥有从当前仍然高度碳密集型发电中过渡的有希望的选择。
延长核电站的使用寿命很划算
除了在新站点（绿地项目）上的投资外，该报告还包括核电站长期运行（LTO）的水平成本估算–表示进行了大规模整修，以确保超出原定使用寿命的安全运行。 该报告显示，与建设新的绿地工厂相比，这种棕地投资，即利用现有设施和基础设施，可以显着降低成本。 即使在较低的利用率下（对于可变可再生能源份额很高的系统而言，核装置的潜在情况），其成本也低于对其他低碳技术的新投资。 其他使用寿命长的低碳技术，特别是水力发电厂，对于此类LTO投资可能同样具有吸引力，但未提交成本数据。
碳捕集技术可能是可行的选择，且碳成本更高
在默认情况下，排放成本为30美元/吨CO2，由于CCUS设备的投资成本较高且热效率降低，因此为燃煤和天然气发电厂装备CCUS的成本要高于未减轻的以化石燃料为基础的电力。
然而，随着更高的排放成本，情况可能会改变。 对于燃煤电厂而言，由于燃料的碳含量较高，CCUS装置的竞争能力约为每吨二氧化碳50至60美元。 对于燃气CCGT，只有高于100美元/吨CO2的碳价才能使具有CCUS的工厂具有竞争力。 在如此高的碳价下，可再生能源，水力发电或核能可能是确保低碳电力成本最低的选择。
尽管触发CCUS电厂的成本优势所需的必要碳价水平超过了当今的大多数价格，但与现有碳社会成本估算相比，它们仍然相对较低。 尽管估算存在很大不确定性，但全球社会成本可能会超过每吨二氧化碳100美元（Nordhaus，2017年）。 因此，如果需要灵活的低碳发电，缺乏竞争性替代方案且可负担得起的化石资源，CCUS可能成为一种选择。 根据国情，在碳价足够高的情况下，CCUS可能是某些低碳动力组合的补充。
技术必须适应市场
为了增强区域和市场之间成本的可比性，有必要统一某些假设。 因此，在我们的分析基础案例中，我们假设核电厂，煤炭电厂和CCGT电厂的产能因子为85％，折现率为7％。 根据现有的技术组合以及市场环境，这些参数可能会因个体市场而有很大差异。
例如，随着可再生能源发电份额的增加，基本负荷电厂可能会失去市场份额，不得不满足于剩余需求。 这就是为什么该报告还包括对天然气，煤炭和核能等可调度基本负荷技术的50％负荷系数的估算的原因。 在实践中，负载因数是国家和系统特定的，但在OECD和非OECD国家中，如此大的容量因数并不少见。3取决于绩效顺序的优劣，技术会受到不同的影响。 例如，在美国，由于天然气价格低廉，煤炭单位通常会最后派出，并且运力系数较低。
结果表明，由于天然气燃气轮式燃气轮机的投资成本较低，而且在许多地区价格变动幅度适中，因此非常适合处理不同的发电量。 另一方面，由于高投资成本，核装置需要高利用率。
竞争能力的关键因素是折现率，折现率在LCOE方法中对应于资本成本。 就其核心情况而言，本报告假设所有技术和国家的折现率统一为7％。 实际上，折现率反映了投资的机会成本以及各种风险和不确定性，例如与政治和法规发展，市场设计，系统开发以及未来投资和燃料成本有关的风险和不确定性。 此外，在现实世界中，由谁承担风险的问题很重要：例如，以价格保证形式的政府支持会将风险从投资者转移到公众。 长期电力购买协议将允许共享项目开发商与电力购买者之间的风险。 尽管总体风险保持不变，但从投资者的角度来看，投资将因此变得便宜。 这些因素在单个项目的级别上可能很重要，但并未在本报告提供的LCOE编号中明确显示，这些编号不包括对合同结构或市场干预的考虑。
技术的资本密集度越高，其LCOE对折现率变化的敏感性越高。 在基本负荷工厂中，这尤其意味着新建核电站的成本取决于折现率。 由于新的核电厂的LCOE较低，为3％，反映了稳定的市场环境和较高的投资安全性，因此其LCOE低于新建的燃煤和天然气电厂。 由于贴现率较高，为7％或10％，这可能反映出较高的经济环境，新建核电厂的成本将超过化石燃料电厂的成本。
系统成本对于展现全貌很重要
LCOE是众所周知的，由于其相对简单和透明，它是比较不同发电技术的众所周知的指标。 本报告中的共同假设-例如假设跨地区的天然气，煤炭和核电厂的容量因子相同-确保可以清楚地识别成本差异。 但是，这种方法忽略了各个系统和市场的差异，这些差异极大地影响了技术的竞争地位。 这些特定于系统的特征与不同技术的技术和经济特征相互影响，即它们的可变性，可调度性，响应时间，成本结构和优劣顺序。 这还包括以下事实：并非所有单元在技术和市场之间的分配程度都相同，或者在许多市场中的收入是由价格波动决定的，而不是像LCOE分析所假定的那样，不是由技术生命周期内的稳定价格决定的。
更重要的是，LCOE指标适用于单个电厂的级别，并未解决不同发电技术选项以不同渗透水平为电力系统增加的价值。 特定类型的可变可再生能源的发电是相关的，并非始终可靠。 发电的同时性（不一定与需求相关）会降低发电的价值。 缺乏可靠性需要可调度的后备，或者需要灵活性选项（例如存储或需求响应）以确保始终保证供应的安全性。 另外，需要平衡可变可再生发电的潜在快速变化。 为了了解这种影响并确保至少以低成本用低碳电力满足给定需求，需要进行电力系统级分析（请参阅IEA，2019和NEA，2019）。 总体而言，这意味着LCOE越来越需要通过其他分析来进行背景分析，以便获得有关不同发电技术相对竞争力的有意义的描述。
为了补充LCOE方法并实现更特定于系统的成本比较，IEA开发了一种方法，可通过称为价值调整后的LCOE（VALCOE）的系统价值组件来调整成本。 它根据特定电气系统对使安全运行系统的各个方面起作用的贡献来修改单个技术的LCOE。 至关重要的是，计算结果反映了现有的即棕地系统及其未来可能发展的价值。
结果表明，一项技术的厂站级发电成本可能会因其价值而异于整个系统。 考虑可变的可再生能源时，考虑到这一点的重要性尤其明显：太阳能光伏装置在各个工厂的产量中具有高度相关性，在分析的情况下，随着份额的增加，发电价值将显着下降。 高产时段的缩减是一个额外的问题，与报告值相比，实际上可能会减少负载因子并增加LCOE。 在系统分析中将考虑到这一点。 相比之下，风电厂的输出在各个单位之间的相关性较小，因此，即使其份额增加，其价值损失也较小。 以目前的容量水平，相关性在许多市场中的影响仍然有限，但是如果实现雄心勃勃的可再生能源目标并增加相对份额，则相关性的影响可能会增加。 成本可变的技术（例如高灵活性的开放式燃气轮机）仅在几个小时内以很高的价格生产，因此平均会为系统提供更高的价值（每发电单位）。 基本负荷电厂，通常是CCGT（欧洲除外，它们大多在具有高剩余负荷的小时内运行），煤炭和核能，能在大量小时内可靠地发电，其提供的值类似于系统平均值。
图ES6中报告的结果提供了IEA对欧盟，中国和美国的VALCOE分析的示例结果。 在涵盖这些较大的地理区域时，该模型未考虑网格瓶颈或跨境流动，而是假定跨区域完全集成。 因此，结果可能会低估未来系统的灵活性约束。 VALCOE度量提供了一种创新的方法，可以用一个度量标准来捕获系统分析的复杂性。 价值不仅取决于可变的可再生能源的总体份额，还取决于诸如能源存储或互连的互补资源的成本以及竞争技术的成本。 与许多其他系统分析（假设长期成本最佳）来模拟将来的系统开发相反，VALCOE计算所基于的场景试图复制真实系统。 未来的工作将系统化和完善当前的结果。
评估不同发电技术对系统的贡献可更全面地了解其经济成本。 但是，为了衡量其对社会的全部成本，需要包括对人类健康的影响（通过空气污染和重大事故），环境，就业，自然资源的可获得性和供应安全 （例如，参见NEA 2018）。
储能变得越来越重要
能源组合中可变可再生能源份额的增加会增加电价的波动性，因此会提高灵活性和平衡选择的获利能力。 同时，沉没的投资成本，例如电池单元的投资成本，已经使短期电池存储在某些细分市场（例如辅助服务市场）中成为经济上有吸引力的选择。 随着更多的波动性电价使跨期套利更具吸引力，与开放式燃气轮机等调峰装置相比，存储可能会成为一种有吸引力的替代方法，从而在未来几年内提高其重要性。 因此，“预计发电成本”系列报告首次包括了参与国提供的用于存储的成本数据。
储能可以补充可变的可再生能源发电，以改善例如风能和太阳能光伏发电与电力需求的一致性。 在未来的低碳系统中，多种灵活性选项（例如存储，需求灵活性和例如核电厂和水力发电厂的灵活低碳输出）的混合可能会提供成本最低的解决方案。
为了更好地了解存储的未来，整个报告中都反复审查了其在能源系统中的作用。 2025年的预期成本数据构成了进一步分析的基础，随后通过增强LCOE方法以衡量存储成本的均衡性，全面讨论了衡量存储竞争力的方法（参见第8章）。 一个重要的见解是，储能是指在现代电力系统的复杂系统交互中，具有不同的能量容量比（E / P）以及不同的成本，负载因子和经济作用的技术的连续体。
其他观点
由各个领域的专家撰写的五篇“边界章”，即独立文章，对报告进行了补充-考虑与发电成本有关的更广泛问题，并扩大了核心分析的范围。
2020年版《发电成本预测》系列是第一个根据平均存储成本（LCOS）方法将存储成本数据纳入其中的数据。 第6章是鲁汶大学机械工程系研究人员的贡献，展示了如何根据透明且可靠的协议来计算LCOS-考虑到存储技术之间的差异。
第7章总结了有关碳定价对电力部门的影响的知识状态。 来自NEA和瑞典环境署的研究人员的合作概述了当前的碳定价计划及其对经济，碳排放，电价和分配的影响。 它分析了将碳排放成本分配给纳税人而不是电力消费者的潜在优势。
正如2019年IEA报告《清洁能源系统中的核电》所确定并在本报告中确认的那样，延长现有核电站的寿命可能是低碳发电的极具成本效益的投资机会。 NEA撰写的第8章介绍了核能在脱碳电力系统中的潜在作用的最新观点。 它强调了寿命延长（LTO）的成本优势，在获得新设计经验和小型模块化反应堆（SMR）潜力之后，新结构可能会显着降低成本。
为了减少与能源有关的排放，仅对电力部门进行脱碳是不够的，但是电力还必须替代其他最终用途部门中的化石燃料。 第9章是法国电力TSO（传输系统运营商）RTE对通过电气化和部门耦合实现整体能源行业转型的贡献。 重点关注电动汽车普及率的提高，住宅供暖中工业氢的使用和能源效率措施对法国和欧洲的电力需求和供应的影响，直到2035年–强调对综合系统分析的需求不断增长。
第10章是IEA的贡献，详细讨论了氢作为向清洁，安全和可负担的未来能源系统过渡的潜在关键要素，进一步加强了采用系统角度的必要性。 根据IEA 2019年的报告《氢的未来：抓住今天的机遇》，本章着重强调了电力部门在实现新出现的机遇中的关键作用，以及潜在的障碍和必要的后续步骤。 它总结了五个边界章节，对变化的能源世界采取了广泛而具有前瞻性的方法。
结论
这是《发电计划成本》第九版，重点介绍了来自许多国家/地区的多种技术的发电成本。 不可避免地，区域，国家和地方条件至关重要。 尽管如此，低碳发电技术的竞争力不断增强，仍然是本报告的主要见解。 这适用于风能和太阳能PV等可变可再生能源，以及水能和核能（包括LTO）等灵活的低碳发电机。 即使以每吨二氧化碳30美元的适度碳价，未迁移的煤炭也不再具有竞争力。 由于天然气价格非常低廉，在某些市场，尤其是经合组织北美，天然气发电仍然具有竞争力。 CCUS要求的碳价要比当今大多数市场的碳价高得多，才能具有竞争力。
该报告还首次深入考虑了不同发电方式对系统的影响，尤其是风能和太阳能光伏的可变性。 随着系统分析在经合组织和非经合组织国家的电力系统中的渗透率不断提高，这种系统分析将变得越来越重要。 从逻辑上讲，储能成本也首次包括在内。 最后，本报告提供了运输，氢能或供热等行业即将电气化的观点，这些行业将以新的重要方式将发电与更广泛的经济结合起来。 很有可能这后两个方面将在未来版本的《预计发电成本》中扮演更大的角色。
