风电、光伏以及储能是新能源的三叉戟，三者正将互补成为未来新型能源系统的重要组成部分！

　　风电像一个大的电风扇，由三部分构成：叶片、风机、塔架（塔筒），下面会有一个机座。风机的核心是后面小块，里面涉及了很多结构件，比如，齿轮箱、发电机、轴承等等，上面的风机是可以360度旋转的，不管哪个方向的风，都能够最终靠计算机程序的调整，让风机转向迎风面最大的方向，这样能发更多的电。

　　运营商先选定风场，与政府签订开发意向，之后通过一系列环评，由开发商进行风电招标。因为涉及到要独占当地的风资源，这一个地区开发了以后，这一块风资源就是你的了，这就导致政府和运营商之间要签一些协议，比如，必须要选用本地的风机零部件，或者规定电价、税收等等。对于运营商来说，核心就是独占这一块风资源。

　　可以看到，风机占整个项目的比例是最大的，40%—60%。三北地区因为开发成本低一点，或者是那边风机可以搞得大一点，这样的话，风机占整个产业链的利润会多一些。其次是塔筒，再往后是交通运输费，大头还是赚给了风机。随着未来风机持续做大，会使得风机未来占整个产业链的利润（收入）更高一些。

　　风电产业链中，风机里面零部件成本占比比较多的几个，一个是叶片，占比最大，其次是轮毂，然后轴承、主轴、齿轮箱，塔筒也还行，其他的基本上占整个风机的成本很小。

　　根据在全国各个沿海省份实际开展的项目，分析各个区域海上风电项目造价，总体上来说海上风电项目单位千瓦造价均比较高。（根据海上风电项目周期，本文成本分析主要考虑项目开发建设阶段投资费用）

　　海上风电场成本主要由以下几个部分构成：设备购置费、建安费用、其它费用、利息。各部分占总成本的比例不同，对总成本的影响也不尽相同。

　　现阶段设备购置费（不含集电线路海缆）约占工程成本的50%，对成本的影响较大。其中，风电机组及塔筒约占设备费用的85%，单位千瓦成本约7500～8500元/千瓦，对整体设备费用的影响较大；送出海缆约占设备费用的5%，单位千瓦成本约500元/千瓦；相关电气设备约占设备费用的10%，单位千瓦成本约1000元/千瓦。

　　建安费用约占总成本的35%，单位千瓦成本约6000～7000元/kW。当前海上风电已竣工的风电场项目相对数量少、规模小，相应船机设备不成熟，施工队伍较为单一，施工经验不足，造成建设成本比较高，加上海上施工条件复杂、施工难度大，施工所需的关键装备（如海上风电机组基础打桩、风电机组吊装等）专业可用的大型船机设备较少，船班费用高昂，相对陆上风电，海上风电的建安费用占总成本的比重大。

　　其它费用包括项目用海用地费、项目建管费、生产准备费等，占总成本约10%，单位千瓦成本约1600～1900元/千瓦。

　　由于海洋资源的紧缺、人工工资提高、前期工作周期加长等原因，其它费用总体将略有上涨，特别是用海养殖补偿、海域生态修复等费用上涨较为显著；但随着海上风电开发数量的增加，项目开发建设经验的积累，业主对自身项目管理上的水准也将提升，将抵消部分这些上涨因数。即使其它费用下降10%，总成本下降不到1%，影响相对有限。

　　利息与风电场建设周期及利率相关，占总成本约5%。随着海上风电实施工程技术的慢慢的提升，特别是关键项目工期的缩短，利息将有某些特定的程度的下降。至于利率，属政策性费用，主要在国家调节宏观经济时才变动。总体而言，利息对风电场成本的影响有较大不确定性。

　　目前，海上风电成本基本是陆上风电成本的两倍。下文将从项目前期、项目建设期以及项目运行期的全生命周期进行海上和陆上风电成本比较。

　　项目前期：海上风电场的前期上班时间相对较长，需要协调的部门较多，最重要的包含海洋、海事等，需要取得的支持性文件多，海域、通航、海洋环评等。相比于陆上，项目前期工作费用较高。

　　项目建设期：相比于陆上风电场，海上风电项目建设中，设备费用和施工安装费用均有显著增加。设备费用中，海上风电机组千瓦价格约是陆上风电机组的2倍、海缆以及海上升压站等电气设备价格均比陆上风电场高出较多；施工安装费用中，由于海上施工条件差，施工难度高，风机基础、风机安装等费用远远超出陆上风电场费用。

　　项目运行期：海上风电场要维护的设备最重要的包含风电机组设备、升压站设备及平台、海缆等。但海上风电场一般离岸距离较远，加上台风、风暴潮等天气引起的大浪等不利海况条件，可到达性较差，风电机组运行维护较困难，维护成本很高。

　　目前根据项目设备在寿命期可靠性逐渐下降的特点，修理费率分阶段考虑，一般建设期及质保期取固定资产价值的0.5%，并以（5～10）年为一个时间段，逐级提高修理费率至3.0%。根据欧洲海上风电场运行、维护经验，风电场运行维护工作量约为同等规模陆上风电场的2～4倍，运行维护工作量较大，难度较高。

　　光伏电站投资的高低，主要受技术路线、设备选型、项目规模、电压等级、施工条件、非技术成本等因素的影响。

　　其中，不同项目的非技术成本受真实的情况影响，差异较大；光伏系统投资相对固定。

　　2022年1~12月，共追踪了57.8GW大型地面光伏电站项目的EPC中标价格，为2.8~5.5元/W之间，加权平均价格为3.791元/W。如下图所示，图有342个点，每个点代表1个光伏电站的中标价格。

　　包含：发电设备（组件、逆变器、支架、电缆、接地）、升压变电站设备、通信设施及别的设备的购买及安装费用。如下表所示。（某电站的电气设备项目附后）

　　包含：工程前期费、管理费、监理费、保险费、验收费、生产准备金等等费用。如下表所示。

　　下表为：某2017年光伏电站的电气设备项目，由于技术进步，设备型号与工程量与目前差异很大，但设备种类基本相同。供参考。

　　电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统（Battery Management System，简称 BMS）、能量管理系统（Energy Management System，简称 EMS）、储能逆变器（Power Conversion System，简称 PCS）以及其他电气设备构成。最终应用场景包括电站、电网公司、工商业、家庭户用等。

　　电池组成本是电化学储能系统的主要成本，是未来产业链技术迭代和降成本的主要环节。根据高工锂电数据，一套完整的电化学储能系统中，电池组成本占比最高达 67%，其次为储能逆变器 10%，电池管理系统和能量管理系统分别占比 9%和 2%。

　　根据 BNEF，2020 年一个完成安装的、4 小时电站级储能系统的成本范围为 235-446 美元/千瓦时。成本范围之大也凸显了影响储能项目成本的因素之多，包括储能时长、项目规模、电池材料体系以及项目部署国家等。BNEF 预计 2030 年成本下降至 167 美元/千瓦时，根本原因是电池组成本的下降。

　　锂离子电池的主要原材料包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜等， 正极材料为主要成本。根据高工锂电数据，锂离子电池材料成本占比中，正极材料最大约为 40%，负极、电解液和隔膜分别占比 19%、11%和 8%。

　　以派能科技为例，公司自主开展电池管理系统的开发及电路板（PCB） 的设计，同时负责全部电子元器件的选型、采购和检验等。电路板的其它标准化生产流程采取外协加工方式完成。电路板生产完成后，公司负责电池管理系统的程序烧录及检验等。电池管理系统的生产的全部过程中涉及的原材料主要为电子元器件和 PCB 的采购。

　　储能电池系统的生产工艺流程分为两个工段。在电池模组生产工段，经检验合格的电芯经过极耳裁切、电芯插装、极耳整形、激光焊接、模组封装等工序组装为电池模组；在系统组装工段，经检验合格的电池模组与 BMS 电路板等组装成系统成品，然后经一次检测、高温老化和二次检测等工序后进入成品包装环节。

　　储能逆变器是光储一体化的核心部件。储能逆变器能够减少对电网的依 赖。白天，光伏发电供负载使用，多余产生的电存储于电池中；晚上，光伏不发电，电池存储的电供负载使用。最终达到少用甚至不用电网的目的。储能逆变器可处理应急情况。在电网停电或者不稳定时，储能逆变器会自动将电网供电切换至电池供电模式，切换时间很短（UPS 效果），不影响负载的使用。储能逆变器让光伏&电网皆可为电池充电。白天光伏可以给电池充电，晚上电费较低时，电网也可以为电池充电。进而达到峰谷电价差套利以及当作备用电源来使用。

　　从工艺端来看，储能逆变器与光伏并网逆变器的设计原理几乎一样，但 是储能逆变器多出一个电池端子，因此导致单位成本的提升：2019年储能逆变器的成本约为 0.7 元/W；光伏并网逆变器的成本约为 0.25 元/W。

　　目前，我国抽水蓄能价格机制最重要的包含三种模式，即单一电量电价、单一容量电价、两部制电价。1）单一电量电价多用于2004年以前投产的抽蓄电站，国家发展改革委核定抽蓄电站的上网电价和抽水电价；2）单一容量电价是应用最普遍的机制，其计算出来的电费被称为“基本电费”，是因占用了用电容量而交纳的电费，电费数额是按变压器的容量（或运行中的最大需量）来计算的，由国家价格主管部门按照补偿固定成本和合理收益的原则，核定抽蓄电站的年租赁费，不再核定电价，租赁费一般由电网企业承担50%，发电企业和用户各承担25%；3）两部制电价在2014年被提出，把电价分为容量电价和电量电价两部分。容量电价大多数表现抽蓄电站提供调峰、调频、调相和黑启动等辅助服务价值，电量电价反应的是企业的变动成本。

　　基本形成全产业链发展体系和专业化发展模式。通过大型抽水蓄能电站建设实践，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式。上游主要为设备供应，包括水轮机、水泵、压缩空气系统、监控系统、发电机、主变压器、调速系统等；中游主要为建设工程，包括电站建设与电站运营两个部分；下游主要服务于工业、商业以及居民用电，主要起到调峰、填谷、调频、调相、储能、事故备用等功能。

　　2021年核准抽水蓄能电站平均单位千瓦静态总投资5367元/kW，抽水蓄能电站投资中机电设备及安装工程占比最高，建筑工程投资占比次之。抽水蓄能电站建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件和装机规模紧密关联。正常的情况下，抽水蓄能电站单位造价随装机规模增加而明显降低。而抽水蓄能电站的投资占比前三位为机电设施及安装工程（26%）、建筑工程（25%）、建设期利息（14%）。

　　1）上游水轮发电机组：包括水轮机和发电机两个关键装置，主要厂商包括哈尔滨电气、东方电气和浙富控股。水轮机是利用水流流动带动水轮转动的装置，将水流的机械能转化为叶轮机械能；发电机是将水轮的机械能转化为电能的装置。目前国内主要生产水轮发电机的厂商包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股这三家，2021年三家的水轮发电机组产量分别为9.55GW、8.10GW、0.81GW。

　　2）中游规划建设：国内抽水蓄能建设主要是采用EPC模式。中国电建是国内顶级规模、影响力最强水利水电建设企业，承担了国内抽水蓄能电站大部分规划、勘测设计、施工建造、设施安装、工程监理等工作，在抽水蓄能规划设计、抽水蓄能建设市占率分别在90%、80%左右。2021年，中国电建抽水蓄能业务新签合同202.40亿元，同比增长342.90%。

　　3）下游投资运营：主要企业有国网新源、南网双调，国网新源占据领头羊。截至 2021年底，国网新源公司在运和在建抽水蓄能规模分别为2351、4578万kW，占比分别约64.6%和74.4%，在抽水蓄能开发建设及运营市场中占据绝对领导地位。中国抽水蓄能的建设企业主要有中国电建、中国能建所属工程局。此外，中国安能、中国铁建等企业也参与抽水蓄能电站部分地下工程建设。