【专家解说】：这是一个发电成本单位，
1 背景
1983年，国际经合组织(OECD)的核能机构(NEA)首次对OECD国家的预期发电成本进行了研究并公布了其研究成果。最初的研究仅限于对8个国家的煤电/核电成本进行比较。在以后定期开展的研究中，研究范围逐步扩大，最近的一次研究是2005年开展的，这是系列研究中的第6次。此次研究的对象增加到了19个OECD国家，包括:奥地利、比利时、加拿大、捷克共和国、丹麦、芬兰、法国、德国、希腊、意大利、日本、韩国、荷兰、葡萄牙、斯洛伐克、瑞士、土耳其、英国和美国。自1989年以来，这些研究都是由国际能源机构(IEA)与NEA联合实施的。承担此次研究的专家组由国际原子能机构(IAEA)和欧盟(EC)的代表组成。IAEA还提供了从3个非OECD国家(保加利亚、罗马尼亚和南非共和国)获得的信息。
2 研究目标和工作方法
这些研究的总目标是为决策者、电力管理者和能源经济学家提供有关发电经济学的可靠性信息。
参与者提供了130多座发电厂的数据:27座燃煤电厂、23座天然气电厂、13座核电厂、19座风能电厂、6个太阳能电厂、24座热电联产(CHP)电厂和10座采用其他燃料和技术的电厂。各国专家提供的数据，涵盖了有关技术特征和实绩的、定性和定量的信息以及成本数据。
成本数据包括隔夜成本和支出一览表、整修和退役费用及一览表以及运行和维护费用(O&M)。此外，还提供了燃料费用及其预期的上涨速率。
除了每个国家提供的具体成本数据之外，专家组还确定了一些计算发电成本所需的通用假设条件。这些通用假设包括:
(1) 参与者提供的成本数据(以2003-06-01的本国货币表示)将根据2003-06-01的汇率转换成参考货币(美元)。
(2) 核电厂、燃煤电厂和天然气电厂的容量因子为85%(其他电厂的容量因子由参与者给定)。
(3) 核电和燃煤电厂的经济寿命为40年(其他电厂的经济寿命由参与者给定)。
发电成本的计算工作由IAEA与NEA秘书处共同完成，在计算中没有考虑任何输配电费用。专家组还一致认为，不变货币平准化寿期发电成本计算法最适于计算发电成本，为此，使用2种贴现率5%和10%做了计算。
3 研究结果
3.1 隔夜成本和建设时间
3.1.1 燃煤电厂
27座燃煤电厂中的大部分都是用常规锅炉，只有几座电厂采用了煤气化联合循环(IGCC)。所有电厂都安装了排气污染控制装置，以控制氮氧化物、氧化硫和灰尘以及颗粒物质的排放。
单机容量为100~1050 MWe，热效率为35%~60%(LHV)。建设时间约为4年，大部分电厂的最大隔夜成本为1000~1500美元/kWe。
3.1.2 天然气电厂
除了一座电厂外，23座天然气电厂中的其他22座电厂都采用了联合循环燃气轮机(CCGT)。其中3座使用液化天然气(LNG)燃料。它们都安装了减少氮氧化物产生(Low-NOX)的燃烧器。
单机容量为100~1600
MWe，热效率在大部分情况下为35%~48%(LHV)，建设时间约为2年，大部分电厂的隔夜成本为400~800美元/kWe之间。
3.1.2 核电厂
在被研究的13座核电厂中，11座为轻水堆，2座为重水堆。
单机容量为447~1590
MWe，大部分情况下的热效率为33%~37%(LHV)，建设时间为4~9年。但90%的建设费用发生在5年或更短的时间内。大部分电厂的隔夜成本为1000~2000美元/kWe。
3.2 燃料费用
由于电厂分析所涉及的时间范围是在它们投入运行(2010~2015年)之后的25~40年时间，因此这就意味着必须对一段很长时间(直到2040~2050年)之后的燃料价格进行预测。
这当然是一项困难的任务，但是预测燃料费用对化石燃料电厂(尤其是对燃料费用占总发电成本70%的天然气电厂)而言却极为重要。
因此将本次研究的预测结果与上次研究(1998年)的预测结果进行比较是非常有意义的。
表2列出了煤价的预测值。2005年的预测值与1998年的预测值之间没有明显倾向，大部分国家的预测煤价都发生了一定程度的变化。其中，美国的预测煤价发生了很大变化，不仅2005年预测的起始值比上次的预测值要高得多，而且2005年预测煤价在未来将会上升，但上次预测结果是煤价将会下降。
还应当注意，这次研究的预测结果是在2004年年初时得出的，当时，煤价已经开始暴涨，尤其是在亚洲。至少在这一方面，2005年年中的预测结果可能会与上次研究的预测结果有所不同。
表3列出了天然气价格的预测值。与1998年的预测结果相比，这次研究的预测价格都有了一定程度的上升。尤其应注意加拿大和美国的预测结果:在电厂投产日，天然气的比价为2.5~2.9。这将对发电成本产生很大的影响，即使在这次研究中，天然气价格的未来上升速度比较适中。
参与者提供了核燃料循环费用。对轻水堆而言，除了荷兰(8.00美元/MW?h)和日本(11.76美元/MW?h)外，核燃料循环费用为3.55~5.86美元/MW?h。由于燃料循环费用仅占平准化的总发电成本的10%~20%，因此，可以认为燃料循环费用的改变(即使是重要的)对平准化的总发电成本的影响有限。
3.3 平准化的发电成本
平准化的成本计算法是通过使用贴现率将未来各个时段的支出折算成在某一选定日期(通常是电厂投产日期)的现值。对未来各个时间的发电量也进行同样的贴现计算。支出的现值按照类型(投资、燃料、运行和维护)增加。对发电量现值采用类似的方法累加到一个单一的数值。每千瓦时发电量的平准化寿期成本是寿期总支出的现值与总发电量现值的比值。
计算采用的是2003-06-01的不变美元价格，因此所有发电成本都以那日的不变美元价格表示。大部分计算结果都在表4所列的范围内。
3.4 与1998年报告的比较
与上一份报告相比，2005年的这份报告显示，核电相对于煤电的经济竞争力有总体改善，而核电相对于天然气发电的经济竞争力有了更大的提高。
这主要是由于预计煤和天然气的价格将会上升(如表5所示)以及计算时所使用的电厂容量因子为85%，而上次计算所采用的是75%(高容量因子有利于核电等建设费用高的项目)。在比较平准化发电费用的比值时能发现这些变化的总体结果。
4 其它能源
OECD研究的其它技术主要包括风能、太阳能、水电和热电联产(CHP)。除了给出定性信息外，这次研究还首次对这些技术进行了定量分析。首次成为研究对象的水电站均为小型水电站。在大部分情况下的结果如表6所示。
必须注意，热电联产的平准化发电成本是根据其副产品--热量的使用及其价值而确定的，其数值与每个厂区的具体情况有很大关系。
5 结论
(1)
对大多数国家而言，传统技术的最低发电成本在24~45美元/MW?h的范围之内。这些成本以及各种方案的优先次序与贴现率及化石燃料的价格预测密切相关。
(2) 核电机组的经济竞争力相对于化石燃料机组有了很大提高，尤其对于天然气机组的改善程度更大。
当贴现率为5%时，有7个国家核电成本比煤电成本低10%或更多。只有在美国，煤电成本比核电成本低10%;有9个国家核电成本比天然气发电成本低10%或更多。天然气发电成本在任何情况下都不会比核电成本低10%或更多。
当贴现率为10%时，有6个国家核电成本比煤电成本低10%或更多。有2个国家煤电成本比核电成本低;有8个国家核电成本比天然气发电成本低10%或更多。天然气发电成本在任何情况下都不会比核电成本低10%或更多。
(3)
平准化成本计算法在不断自由化的电力市场中具有某些局限性。但是，也可以大致地说，5%的贴现率反映了在受到监管的市场环境中可以接受的风险，而10%的贴现率更多地体现了在一个开放的市场环境中可以接受的风险。
