1樓：總有提問
這是一個發電成本單位，
1 背景
2023年，國際經合組織（oecd）的核能機構（nea）首次對oecd國家的預期發電成本進行了研究並公佈了其研究成果。最初的研究僅限於對8個國家的煤電/核電成本進行比較。在以後定期開展的研究中，研究範圍逐步擴大，最近的一次研究是2023年開展的，這是系列研究中的第6次。
此次研究的物件增加到了19個oecd國家，包括：奧地利、比利時、加拿大、捷克共和國、丹麥、芬蘭、法國、德國、希臘、義大利、日本、韓國、荷蘭、葡萄牙、斯洛伐克、瑞士、土耳其、英國和美國。自2023年以來，這些研究都是由國際能源機構（iea）與nea聯合實施的。
承擔此次研究的專家組由國際原子能機構（iaea）和歐盟（ec）的代表組成。iaea還提供了從3個非oecd國家（保加利亞、羅馬尼亞和南非共和國）獲得的資訊。
2 研究目標和工作方法
這些研究的總目標是為決策者、電力管理者和能源經濟學家提供有關發電經濟學的可靠性資訊。
參與者提供了130多座發電廠的資料：27座燃煤電廠、23座天然氣電廠、13座核電廠、19座風能電廠、6個太陽能電廠、24座熱電聯產（chp）電廠和10座採用其他燃料和技術的電廠。各國專家提供的資料，涵蓋了有關技術特徵和實績的、定性和定量的資訊以及成本資料。
成本資料包括隔夜成本和支出一覽表、整修和退役費用及一覽表以及執行和維護費用（o&m）。此外，還提供了燃料費用及其預期的**速率。
除了每個國家提供的具體成本資料之外，專家組還確定了一些計算髮電成本所需的通用假設條件。這些通用假設包括：
(1) 參與者提供的成本資料（以2003-06-01的本國貨幣表示）將根據2003-06-01的匯率轉換成參考貨幣（美元）。
(2) 核電廠、燃煤電廠和天然氣電廠的容量因子為85%（其他電廠的容量因子由參與者給定）。
(3) 核電和燃煤電廠的經濟壽命為40年（其他電廠的經濟壽命由參與者給定）。
發電成本的計算工作由iaea與nea祕書處共同完成，在計算中沒有考慮任何輸配電費用。專家組還一致認為，不變貨幣平準化壽期發電成本計演算法最適於計算髮電成本，為此，使用2種貼現率5%和10%做了計算。
3 研究結果
3.1 隔夜成本和建設時間
3.1.1 燃煤電廠
27座燃煤電廠中的大部分都是用常規鍋爐，只有幾座電廠採用了煤氣化聯合迴圈(igcc)。所有電廠都安裝了排氣汙染控制裝置，以控制氮氧化物、氧化硫和灰塵以及顆粒物質的排放。
單機容量為100～1050 mwe，熱效率為35%～60%（lhv）。建設時間約為4年，大部分電廠的最大隔夜成本為1000～1500美元/kwe。
3.1.2 天然氣電廠
除了一座電廠外，23座天然氣電廠中的其他22座電廠都採用了聯合迴圈燃氣輪機（ccgt）。其中3座使用液化天然氣（lng）燃料。它們都安裝了減少氮氧化物產生（low-nox）的燃燒器。
單機容量為100～1600
mwe，熱效率在大部分情況下為35%～48%（lhv），建設時間約為2年，大部分電廠的隔夜成本為400～800美元/kwe之間。
3.1.2 核電廠
在被研究的13座核電廠中，11座為輕水堆，2座為重水堆。
單機容量為447～1590
mwe，大部分情況下的熱效率為33%～37%（lhv），建設時間為4～9年。但90%的建設費用發生在5年或更短的時間內。大部分電廠的隔夜成本為1000～2000美元/kwe。
3.2 燃料費用
由於電廠分析所涉及的時間範圍是在它們投入執行（2010～2023年）之後的25～40年時間，因此這就意味著必須對一段很長時間（直到2040～2023年）之後的燃料**進行**。
這當然是一項困難的任務，但是**燃料費用對化石燃料電廠（尤其是對燃料費用佔總發電成本70%的天然氣電廠）而言卻極為重要。
因此將本次研究的**結果與上次研究（2023年）的**結果進行比較是非常有意義的。
表2列出了煤價的**值。2023年的**值與2023年的**值之間沒有明顯傾向，大部分國家的**煤價都發生了一定程度的變化。其中，美國的**煤價發生了很大變化，不僅2023年**的起始值比上次的**值要高得多，而且2023年**煤價在未來將會上升，但上次**結果是煤價將會下降。
還應當注意，這次研究的**結果是在2023年年初時得出的，當時，煤價已經開始暴漲，尤其是在亞洲。至少在這一方面，2023年年中的**結果可能會與上次研究的**結果有所不同。
表3列出了天然氣**的**值。與2023年的**結果相比，這次研究的****都有了一定程度的上升。尤其應注意加拿大和美國的**結果：
在電廠投產日，天然氣的比價為2.5～2.9。
這將對發電成本產生很大的影響，即使在這次研究中，天然氣**的未來上升速度比較適中。
參與者提供了核燃料迴圈費用。對輕水堆而言，除了荷蘭(8.00美元/mw?
h)和日本(11.76美元/mw?h)外，核燃料迴圈費用為3.
55～5.86美元/mw?h。
由於燃料迴圈費用僅佔平準化的總髮電成本的10%～20%，因此，可以認為燃料迴圈費用的改變（即使是重要的）對平準化的總髮電成本的影響有限。
3.3 平準化的發電成本
平準化的成本計演算法是通過使用貼現率將未來各個時段的支出折算成在某一選定日期（通常是電廠投產日期）的現值。對未來各個時間的發電量也進行同樣的貼現計算。支出的現值按照型別（投資、燃料、執行和維護）增加。
對發電量現值採用類似的方法累加到一個單一的數值。每千瓦時發電量的平準化壽期成本是壽期總支出的現值與總發電量現值的比值。
計算採用的是2003-06-01的不變美元**，因此所有發電成本都以那日的不變美元**表示。大部分計算結果都在表4所列的範圍內。
3.4 與2023年報告的比較
與上一份報告相比，2023年的這份報告顯示，核電相對於煤電的經濟競爭力有總體改善，而核電相對於天然氣發電的經濟競爭力有了更大的提高。
這主要是由於預計煤和天然氣的**將會上升（如表5所示）以及計算時所使用的電廠容量因子為85%，而上次計算所採用的是75%（高容量因子有利於核電等建設費用高的專案）。在比較平準化發電費用的比值時能發現這些變化的總體結果。
4 其它能源
oecd研究的其它技術主要包括風能、太陽能、水電和熱電聯產（chp）。除了給出定性資訊外，這次研究還首次對這些技術進行了定量分析。首次成為研究物件的水電站均為小型水電站。
在大部分情況下的結果如表6所示。
必須注意，熱電聯產的平準化發電成本是根據其副產品——熱量的使用及其價值而確定的，其數值與每個廠區的具體情況有很大關係。
5 結論
(1)對大多數國家而言，傳統技術的最低發電成本在24～45美元/mw?h的範圍之內。這些成本以及各種方案的優先次序與貼現率及化石燃料的****密切相關。
(2) 核電機組的經濟競爭力相對於化石燃料機組有了很大提高，尤其對於天然氣機組的改善程度更大。
當貼現率為5%時，有7個國家核電成本比煤電成本低10%或更多。只有在美國，煤電成本比核電成本低10%；有9個國家核電成本比天然氣發電成本低10%或更多。天然氣發電成本在任何情況下都不會比核電成本低10%或更多。
當貼現率為10%時，有6個國家核電成本比煤電成本低10%或更多。有2個國家煤電成本比核電成本低；有8個國家核電成本比天然氣發電成本低10%或更多。天然氣發電成本在任何情況下都不會比核電成本低10%或更多。
(3)平準化成本計演算法在不斷自由化的電力市場中具有某些侷限性。但是，也可以大致地說，5%的貼現率反映了在受到監管的市場環境中可以接受的風險，而10%的貼現率更多地體現了在一個開放的市場環境中可以接受的風險。
2樓：但睿才
發電成本吧。一美元發多少電。
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