最糟糕的一周——风和太阳都缺席时，不陷入黑暗要花多少钱

2026 年 9 月 28 日 21:16，西班牙电网公司 Red Eléctrica 要求一批西班牙大型工业用户减少用电。943 MW 的需求退出电网，共计 1,634.5 MWh。原因很简单：风电出力低于预测。这是需求侧主动响应服务今年第九次启动，也是 7 月中旬以来的第七次。

两个小时的缺口几乎什么都能解决：一组电池、一座燃气电站、一家愿意停产的工厂、跨国互联线路。当无风的日子持续好几天时，问题的性质就变了。伊比利亚半岛有一些高压天气过程，风会连续数天减弱；如果恰逢白昼短的季节，太阳也补不上多少。在这些日子里，一个以风电和光伏为主的电力系统需要别的东西来保持灯火通明——而这别的东西的成本，几乎从不出现在比较各种技术的图表里。

本文只回答一个问题：每年两到三次、每次五天既无风又无光照，要保障 2 GW 的电力，每年要花多少钱？文章比较四种做法，把结果换算成一个家庭和一家工厂的电费，并指出每种方案可能在哪里失灵。背后还有一个更大的问题，两位作者都很关心：只知道发电要花多少钱是不够的；必须知道持续保障供电要花多少钱，以及这些成本由谁承担。

这是一个功率问题，而不仅是电量问题。供电安全要求在每一个时刻，可用功率都能满足需求，包括备用、调节和其他系统服务。因此，必须区分三个常被混淆的量——装机容量、发电量和实际可用的可靠容量——并着眼于系统的总成本，而不只是平准化发电成本。

说到底：这就像油价和车险价格的区别。常见的图表告诉你每升油多少钱。最糟糕一周的问题是：要确保在一切都出岔子的那一天车还能开，需要花多少钱。

一、一张图表和一个对的问题

本文源于两位作者在一个工程师讨论群里的对话。João de Jesus Ferreira 分享了一张多种技术的平准化成本图：大型核电 155 €/MWh，小型模块化反应堆（SMR）首批机组 98 €/MWh、批量建造后 70 €/MWh，电池 680 €/MWh——电池的规模按五天保障 2 GW 设计，即 240 GWh 储能。

Gaspar do Amaral 对两点提出质疑。第一，首批 SMR 比大型反应堆还便宜，这与经验相悖：任何核技术的首批机组通常都是最贵的。第二，锂电池如今用于 2 到 4 小时，而不是五天。João de Jesus Ferreira 同意第一点——两个数值来自不同的投资基数，SMR 为 7,150 €/kW，核电为 13,850 €/kW，后者参照的是北美数据——并澄清了第二点：五天的情景是有意设定的，因为这正是一个可变可再生能源占比很高的系统所需要的服务。他还留下了本文标题所来自的问题：怎样逐小时保障需求，包括长时间低出力的时段，总成本又是多少？

João de Jesus Ferreira 的观点：“能源规划的核心问题，不在于找出平准化成本最低的发电技术，而在于确定哪种技术与资源的组合能够以最低的总成本、在足够的供电安全水平下逐小时满足需求。电力系统不能只根据年度电量平衡、装机容量目标或可再生能源占比来规划。风电和光伏出力取决于气象条件，而气象条件并不一定随需求变化。决定性的问题是：需要多少可靠的可调度容量、多少储能容量、多少需求灵活性，以及跨国互联的实际贡献有多大，才能确保系统平衡，包括在最不利的时段。仅仅评估资源充足时发电要花多少钱是不够的。必须确定在资源不足时保障供电要花多少钱。这正是一项技术的成本与一个可靠、安全、有竞争力的电力系统总成本之间的根本区别。”

这个问题的答案装不进一张每 MWh 成本的图表，原因可以用一个公式说明。

二、每升的价格与保险的价格

储能设备每交付 1 MWh 的成本，等于年度成本除以每年交付的电量。年度成本几乎全是固定的：投资折旧和维护。交付的电量取决于设备充满、放空的次数。因此，同一台设备每 MWh 的价格，会因使用方式不同而相差很大。

这就是 LCOE（levelized cost of energy，一种技术所发电量的平准化成本）与 LCOS（levelized cost of storage，在给定投资、运行和使用条件下储能所交付电量的平准化成本）之间的区别。两者单独来看，都无法衡量以给定可靠性水平保障供电的成本：为此还必须计入可靠容量成本、并网成本、电网与系统服务，以及每种技术对充裕度的实际贡献。一种技术可能 LCOE 很低，同时却迫使系统在其他环节追加投资。

图 1 显示了 240 GWh 电池每交付 1 MWh 的成本随每年完整循环次数的变化，对应三种投资水平（100、150 和 300 €/kWh）及 15 至 20 年的使用寿命。两条坐标轴都是对数刻度，关系几乎是一条下降的直线：循环次数每乘以十，每 MWh 成本大约就除以十。每天使用时，150 €/kWh 的电池以约 115–120 €/MWh 的成本供电。若只为每年三次无风期而备着，成本约为 5,800–6,500 €/MWh。虚线标出所讨论图表中的 680 €/MWh：要达到这个数，电池每年需要完成 18 到 62 次完整循环，视投资而定。绿色色带标出最糟糕一周的服务。这张图只说明一件事：储能每 MWh 的价格不是技术的属性，而是使用方式的属性。

因此，680 €/MWh 这一数值在其所用的情景中对电池是有利的。它假定的使用量是每年三次无风期所允许的十到二十倍。我们以 7% 的资本成本重建了该图表的其余假设，复现误差为 1 €/MWh（见方法说明中的表 5）。该图表对核电和 SMR 是自洽的。对电池而言，它衡量的是一台设备的“每升价格”，而在最糟糕一周的情景中，这台设备只起保险作用。

一笔投资如何变成每年的成本。贷款买房的人不会一次付清房价：他在许多年里按期还款，利息也包含在内。电力系统的设备也是如此。一笔 100,000 € 的贷款，年利率 7%，分 25 年还清，每年还款约 8,580 €，即借款额的 8.58%。这个百分比叫作资本回收系数，只取决于两件事：利率和期限。按本文采用的 7%，15 年为 10.98%，20 年为 9.44%，25 年为 8.58%，50 年为 7.25%。期限越长，年还款越低，但永远不会低于 7% 的利息。

每种方案的年度成本由三部分相加，任何车主都很熟悉：购车贷款的月供；维护——保养和保险——无论开不开车都要付；还有燃油，只在开车时才付。本文所有计算都遵循这个方法。

说到底：医院的发电机一年到头都停着。没有人按每 kWh 的价格挑选它，而是看在电网停电那天让它随时待命要花多少钱。对最糟糕的一周来说，正确的问题不是每 MWh 多少钱，而是每年要花多少钱，才能在需要时拥有这些 MWh。

三、情景：240 GWh，每年三次

我们沿用原图表的情景：连续 120 小时缺口 2 GW，即每次无风期 240 GWh，每年三次无风期，取情景中“两到三次”的上限。由于计算是线性的，4 GW 的缺口会使后面所有成本翻倍。

这一情景是有意简化的，并非预测。在充裕度研究中，缺口来自对逐小时发电与用电序列的时序模拟，考虑电站可用率、水库蓄水、电网约束、跨国互联和气象变化，并以国际公认的指标表示：LOLE（loss of load expectation，每年预期缺电小时数）、EENS（expected energy not served，预期未供电量）和 ELCC（effective load carrying capability，每种资源对充裕度的实际贡献）。下面的比较是一项参考性的技术经济演算，不能替代这类研究。

一个实测的数量级有助于给情景定位。在 ENTSO-E 2015 至 2026 年的逐小时数据中，每年最糟糕的五天窗口使葡萄牙系统的风电出力比当年平均水平少了 116 到 158 GWh。情景中的 240 GWh 高于任何一个实测年份里风电少发的电量：这个情景是严苛的，而不是乐观的。

为补上这 240 GWh，我们考虑了四种方案。表 1 汇总了各方案的假设。

如何读表 1：每一行说明一种方案的购置、维护和运行成本。有些数字经过简单换算就容易理解了。

• 2 GW 持续 120 小时。葡萄牙 2025 年用电 53.1 TWh；除以一年的 8,760 小时，平均每时每刻约 6.1 GW。所以 2 GW 大约是全国平均用电的三分之一。持续 120 小时即五天，合计 2 GW × 120 h = 240 GWh：相当于 80,000 个年用电 3,000 kWh 的家庭一整年的用电，或全国约 40 小时的用电量。
• 按 kW 还是按 kWh 投资。燃气轮机按功率付钱——发动机的大小：700 €/kW × 2,000,000 kW = 1,400 M€。电池按储存的电量付钱——油箱的大小：150 €/kWh × 240,000,000 kWh = 36,000 M€。两者的差别就从这里产生：燃气轮机有一台发动机，燃料从输气管道里取；电池则必须把整个油箱买下来、充满、等着。
• 效率。就是最后剩下的那部分能量。效率 38% 的燃气轮机把 100 MWh 天然气变成 38 MWh 电；其余变成热量散掉，就像汽车发动机一样。要交付 1 MWh，它要烧掉 1 ÷ 0.38 = 2.63 MWh 天然气。效率 88% 的电池要充入 100 ÷ 0.88 = 114 MWh 才能放出 100；效率 75% 的抽水蓄能要充入 133。
• 天然气、CO₂ 和充电电量。天然气每 MWh（热值）35 €，每烧掉 1 MWh 天然气排放 0.202 t CO₂，按 80 €/t 付费。给电池充电和抽水用的电在电力富余时段以 50 €/MWh 购买。

有两项假设值得说明。第一项是电池。150 €/kWh 的投资指完整安装的系统，大致相当于欧洲最新的平均水平：BloombergNEF 2025 年 12 月的调查给出欧洲 177 US$/kWh（约 150 €/kWh）、全球平均 117 US$/kWh、中国 73 US$/kWh。价格下降很快——一年前欧洲平均为 275 US$/kWh——表 6 测试了 100 和 75 €/kWh。240 GWh 是需交付的电量，为简化起见假定全部额定容量都可用。88% 的效率涵盖的是循环损耗，而不是超配：实际项目还必须加上放电深度、寿命期内的衰减和变流器的限制。若可用放电深度为 90%、寿命末期容量为 80%，大约需要 333 GWh 额定容量，年度成本将升至 5,761 至 6,531 M€。因此，这一简化对电池是有利的。

第二项是抽水蓄能，需要再加一条保留意见。Sistema Eletroprodutor do Tâmega（葡萄牙塔梅加水电综合体）——1,158 MW、40 GWh、投资超过 1,500 M€——包括常规与可逆式水力发电、大坝和水库；其总投资并不是一座单独抽水蓄能电站的成本。六个同等规模的工程给出的是 240 GWh 的数量级，而不是为 120 小时 2 GW 优化的设计。建设它们还取决于是否有合适的站址、环境和水文条件，以及补充所储电量的能力。因此，抽水蓄能的结果是参考性的，需要单独做技术经济评估。

四、为最糟糕的一周投保的四种方法

有了表 1 的假设，再按“月供、维护、燃料”的方法，每种方案的账都可以手算，几行就够。我们一步一步来，让表 2 里的每个数字出现时都已经解释清楚。

1. 备用燃气轮机

以 700 €/kW 购买 2 GW 燃气轮机需要 1,400 M€。按 7% 利率分 25 年还清，年还款为该金额的 8.58%：每年 120 M€。维护费每年 20 €/kW，合计 40 M€。仅仅为了让燃气轮机随时待命、停着等候，国家每年就要付 160 M€。这就像健身房会员费：去不去都得交。

无风期一到，燃料就进场了。每 MWh 电要烧 2.63 MWh 天然气，按 35 €/MWh 计为 92.1 €。这些天然气排放 2.63 × 0.202 = 0.53 t CO₂，按 80 €/t 计为 42.5 €。所以每交付 1 MWh 的燃料和排放配额成本为 134.6 €。一次 240,000 MWh 的无风期花费 240,000 × 134.6 € = 32.3 M€；三次为 96.9 M€。

年度成本：160 + 97 = 257 M€。

2. 愿意停产的需求

这里没有什么要买的：付钱给大用户，让他们随时准备停产。这是一种反向保险，收保费的是愿意忍受不便的一方。参考价格来自西班牙的需求侧主动响应服务：2026 年平均每 MW 每可用小时 53.8 €。按每年约 4,300 小时支付，得 53.8 × 4,300 ≈ 每 MW 231,000 €，即每年约 230 €/kW。2 GW 为：230 € × 2,000,000 kW = 每年 460 M€。没有燃料，也没有充电：工厂少用的电留给了别人。

年度成本：460 M€。这笔账看不到的成本，是工厂停产五天所损失的产出，而这一点至今还没有任何市场揭示过。

3. 新建抽水蓄能

带抽水的水库就是一块“水电池”：电力富余时把水抽上去；无风时让水经水轮机流下来。Tâmega 储能 40 GWh，造价超过 1,500 M€；240 GWh 需要六个，即 6 × 1,500 = 9,000 M€。由于大坝寿命很长，按 50 年还款，年还款率 7.25%：每年 652 M€。维护费为投资的 1%，合计 90 M€。要每年交付 720,000 MWh——三次无风期各 240,000——效率 75%，需要抽水用电 720,000 ÷ 0.75 = 960,000 MWh，按 50 €/MWh 计为 48 M€。

年度成本：652 + 90 + 48 = 790 M€。

4. 锂电池

电池按油箱的大小付钱：36,000 M€，几乎是燃气轮机价格的 26 倍。分 20 年还款，年还款率 9.44%：每年 3,398 M€；如果只能用 15 年，则为 10.98%：3,953 M€。维护费每年 2%，合计 720 M€。要以 88% 的效率交付 720,000 MWh，需要充电 720,000 ÷ 0.88 = 818,182 MWh，按 50 €/MWh 计为 40.9 M€。

年度成本：寿命 20 年时 3,398 + 720 + 41 = 4,159 M€；15 年时 3,953 + 720 + 41 = 4,714 M€。充电电费只占总额的 1%。几乎全部是一个整年充满、闲置的油箱的还款和维护费。

图 2 比较了四种方案的年度成本（已含三次无风期），并在每根柱子旁标出这笔成本摊到葡萄牙每 MWh 用电上的附加额（2025 年用电 53.1 TWh）。备用燃气轮机每年约 257 M€：160 M€ 用于让它们随时待命，每次无风期约 32 M€ 的天然气和 CO₂ 费用。愿意停产的需求的成本为示意值 460 M€，按所采用的可用性补偿计算；这并不是连续中断 120 小时已被证明的市场成本，其技术可行性和经济后果仍有待评估。新建抽水蓄能，即六个 Tâmega，约 790 M€，为参考值。电池每年 4,159 至 4,714 M€——是燃气轮机的十六到十八倍。这张图表明，为最糟糕的一周选择方案并不是微调的问题：最便宜和最贵的方案之间相差一个数量级。

结果显示了短缺持续时间的分量：当缺口持续数天时，投资随储存电量增长的方案，其成本远高于可调度容量。不过，这并不是对葡萄牙最经济电源组合的评估。让一座现有电站保持可用，与新建一座电站的成本并不相同：葡萄牙能源监管机构 ERSE 估计，保留一台现有联合循环机组的年成本为 18.2 €/kW·年，而新建开式循环燃气轮机为 74.8 €/kW·年。若由现有联合循环机组充当备用，最糟糕一周的年度成本将从 257 M€ 降至约 103 M€（表 6）。最有效的方案必须来自对现有机组、未来容量需求和各技术运行条件的综合分析。

从国家的成本到每个家庭的成本

年度成本回答了一个问题：国家要付多少。表 2 再回答四个问题，每个答案都只需一次除法或乘法。我们以燃气轮机那一行为例；其他行算法相同。

• 无风期里每“救下”1 MWh 要多少钱？用年度成本除以三次无风期交付的电量：257.1 M€ ÷ 720,000 MWh = 357 €/MWh。这就像把医院发电机的年度成本除以它工作的那几个小时：结果很高，因为设备几乎一直闲着。其他方案：460 ÷ 0.72 = 639 €；790 ÷ 0.72 = 1,097 €；电池则为 4,159 ÷ 0.72 = 5,776 € 至 4,714 ÷ 0.72 = 6,547 € 每 MWh。
• 摊到全国每 MWh 用电上是多少？把成本分摊到全部用电上，就像小区的电梯费由所有住户分担：257.1 M€ ÷ 5,310 万 MWh = 每 MWh 多 4.84 €。愿意停产的需求为 8.66 €；抽水蓄能为 14.88 €；电池为 78.32 至 88.77 €。
• 一个家庭付多少？一个年用电 3,000 kWh 即 3 MWh 的家庭，每年付 3 × 4.84 = 14.52 €，即每月 14.52 ÷ 12 = 1.21 €。若用电池，每月 3 × 78.32 ÷ 12 = 19.58 € 至 3 × 88.77 ÷ 12 = 22.19 €。
• 一家工厂付多少？一家年用电 10 GWh 即 10,000 MWh 的工厂，每年付 10,000 × 4.84 € = 48,400 €。若用电池，为 783 至 888 千 €。

表 2 汇总了我们刚刚得到的数字。

如何读表 2：每一行都是同一笔账，只是针对不同方案。第一列是上面算出的年度成本。其余各列都由它得出：除以 720,000 MWh 得到无风期每救下 1 MWh 的成本；除以 5,310 万 MWh 得到全国每 MWh 用电的附加额；该附加额 × 3 MWh ÷ 12 得到家庭每月的数；× 10,000 MWh 得到工厂每年的数。电池的每个数字都是燃气轮机的 16 到 18 倍，因为 4,159 ÷ 257 = 16.2，4,714 ÷ 257 = 18.3。

第二列的 €/MWh 数值，是把年度成本分摊到三次无风期交付的电量上。它们是所分析备用服务的指标，而不是平准化发电成本，不能直接与任何技术的 LCOE 比较。最糟糕一周里交付的每 MWh，用备用燃气轮机约 360 €，用电池为 5,800 至 6,500 €；风电或光伏的 50 至 100 €/MWh 衡量的是另一回事——电能的价格，而不是保险的价格。表中所有数值都是情景结果，并非葡萄牙电力系统已证实的成本。

即使燃料昂贵，燃气轮机仍是最便宜的方案。若天然气为 70 €/MWh（热值），即假设值的两倍，每交付 1 MWh 的燃料和配额成本变为 (70 + 80 × 0.202) ÷ 0.38 = 226.7 €，而不是 134.6 €；三次无风期花费 163 M€ 而不是 97 M€，年度成本升至 160 + 163 = 323 M€。若 CO₂ 也升至 120 €/t，则为 (70 + 120 × 0.202) ÷ 0.38 = 248.0 €/MWh，每年燃料 179 M€，合计 339 M€。即使燃料价格几乎翻倍，燃气轮机的成本仍不到电池的十分之一，因为燃料每年只需支付 360 小时。即使同时改变多项假设、使之不利于燃气轮机而有利于电池，差距会缩小但不会逆转：不利组合下为 5.8 倍，极端组合下为 3.3 倍（见方法说明中的表 6）。原因在于结构：备用燃气轮机的成本几乎全在功率上，而功率便宜，只有很少一部分在电量上，而电量只在使用时才付钱。电池的成本则全在储存的电量上，用不用都要付。

五、落在一个家庭和一家工厂的账单上

每年几亿欧元的数字很难有体感。除以全国用电量，就具体了。一个年用电 3,000 kWh 的家庭——属于 2,500 至 5,000 kWh 档，这是葡萄牙最具代表性的一档——每年约付 690 €：3,000 kWh × 0.23 €/kWh，即 ERSE 公布的含税参考电价。上一章算出的附加额，就是拿这 690 € 来衡量的。

图 3 显示了如果把保险成本分摊到全部用电上，每种方案对这个家庭每月意味着多少附加额。备用燃气轮机：每月 1.21 €，每年 14.52 €，即电费的 14.52 ÷ 690 = 2.1%。愿意停产的需求：每月 2.17 €（3.8%）。新建抽水蓄能：3.72 €（6.5%）。电池：每月 19.58 至 22.19 €，每年 235 至 266 €，即电费的 34 至 39%。对一家年用电 10 GWh 的工厂，差别是从每年 48 千 € 到 783 至 888 千 €。这张图把与图 2 相同的数量级换成了人人都懂的单位：每月多少欧元。

这些附加额假定年度成本均匀分摊到全国全部用电上。它们是对负担规模的示意性换算，既不是电价预测，也不是已批准的电价上调：实际传导取决于融资机制、电价结构、对不同主体的分摊以及监管决定。

再严谨地补充一点。若只与电能部分相比（约 50 至 70 €/MWh），电池保险使成本增加 110 至 180%（78.32 ÷ 70 = 112%；88.77 ÷ 50 = 178%）；若与包括电网费、附加费和税在内的家庭完整电费相比，则增加 34 至 39%。两种说法都对，但不要混为一谈。无论哪种算法，也无论电能价格在 40 至 90 €/MWh 之间取何值，燃气轮机增加的都不到 15%（4.84 ÷ 40 = 12%），而电池从不低于约 85%（78.32 ÷ 90 = 87%）。

说到底：让燃气轮机为一年中最糟糕的五天待命，一个家庭每月只需多付 1 € 出头，相当于一杯咖啡。用电池做同样的事，每月约 20 €，相当于在外面吃一顿晚饭。差别不在于机器的效率，而在于是为一台发动机付钱，还是为一整箱装满的油付钱。

六、每种保险可能在哪里失灵

成本不是唯一的标准。在需要时失灵的保险，不值它的价钱。在关键系统工程中，第一个问题是备用会不会与它所保护的对象同时失效——共模失效。第二个问题是它是否依赖单点故障。第三个问题，在今天，是它会不会被不该操作的人远程关闭。

表 3 总结了分析。有三点值得展开。

水和风可能同时缺席。干旱的冬季再加上无风期，是抽水蓄能的最坏情况：水库储备恰恰在需要时缩水。同一次对话中，第三位同事提到了运营商的理性行为：水库水位低时，水的价值等于它将来能卖出的价格，只有电价高时才会认真发电。这就是所谓的“水价值”，抽水蓄能正是为此而存在。但这意味着，只有水库里有水可发电时，抽水蓄能才算是保险。最糟糕的一周必须按真实的蓄水量逐个水库来计算。

跨国互联不是可靠容量。它的贡献取决于对方是否有可用的发电能力，以及关键时刻是否有输电能力。一个反气旋可能覆盖整个半岛，同时降低两国的可变出力；只要西班牙有足够的可靠容量、水电或来自法国的进口，葡萄牙就能继续进口。事实上，如今正是西班牙在为葡萄牙的无风期兜底：净进口超过 3 GW 的小时数，从 2015 年的 1 小时增加到 2026 年（截至 10 月 13 日）的 1,562 小时。但把互联线路的额定容量当作有保障的功率，在技术上是不正确的。在规划中，它的贡献要在同时短缺的条件下评估，考虑邻国系统的充裕度、输电约束和运行安全准则。跨国互联整合了市场、增强了安全，但不能取代本国的可靠容量，因此它没有作为一个独立方案纳入本文计算。

燃气轮机把风险转移到天然气上。每次无风期消耗约 630 GWh 天然气：240 GWh ÷ 0.38 = 632 GWh（热值），接近 6,000 万 m³，按每 m³ 约 10.5 kWh 计。单点故障变成了供气：液化天然气接收站、输气管道和地下储气库。这是可管理的风险——天然气系统已经存在，也已有安全储备——但必须通过合同和法规来保障，而不是靠想当然。

在网络安全方面，电池和光伏发电共同面临的问题是逆变器的远程控制。远程调节或关断的能力应属于电网运营商，而不是设备制造商。

七、这笔账没有算进去的东西

• 1. 真实的缺口。2 GW 和三次无风期是所讨论的情景，不是测量值。2015 至 2026 年实测的最糟糕五天窗口使系统少了 116 至 158 GWh 风电；系统缺口还取决于当天的水、天然气、跨国互联和需求，只有充裕度研究才能确定。
• 2. 已有的设施。现有的联合循环电站已经支付了部分保险。若让它们保持可用，最糟糕一周的年度成本降至约 103 M€（表 6）。
• 3. 120 小时的需求响应。现行的可中断负荷合同每次启动覆盖两小时。要求一家工厂停产五天，会带来产出损失，而这一成本至今还没有任何市场揭示过。460 M€ 是示意值。
• 4. 并网成本。风电和光伏占比高的系统有 LCOE 看不到的成本：富余日子里的过剩电量、极低甚至为负的电价、弃风弃光，以及储能、电网和系统服务方面的额外投资。这些成本是系统总成本的一部分，应计入对可变发电新投资的评估。单靠增加装机容量，既不能保证更高的供电安全，也不能保证更低的用户成本。
• 5. 排放。燃气轮机每次无风期排放约 13 万吨 CO₂——632 GWh 天然气 × 0.202 t/MWh = 12.8 万 t——其成本已按 80 €/t 计入：每次无风期 10.2 M€。打个比方，这相当于约 70,000 辆汽车每年行驶 15,000 km、每公里 120 g 的年排放量。认为这个价格偏低的人可以重算：即使按 120 €/t，数量级也不变。
• 6. 电网与系统服务。不同技术的并网在接入、电网加强、电压控制、频率调节、运行备用和动态稳定方面成本各不相同。各方案并不相同，不计入这些成本是本比较的一个局限：完整的评估必须把每种方案的增量并网费用加总，既不遗漏，也不转嫁给系统的其他部分。
• 7. 成本由谁承担——“谁引起、谁付费”原则。储能、可靠容量、运行备用和电网加强都是有成本的资源，最终要通过市场、电价或其他融资机制回收。必须区分为满足一般供电安全需要而产生的费用，与专门因某些技术并网而产生的费用。只要能够建立有技术和经济依据的因果关系，这些费用的分摊就应遵循“谁引起、谁付费”的原则，避免不加区分地摊给所有用户。本文量化的是这份保险的成本，而不是每种技术所引起的份额；厘清这一点是下一步，需要成本形成及其回收机制的透明。

结论

一个风电和光伏占比很高的电力系统要付两张账单：日常电能的账单和最糟糕一周的保险账单。每 MWh 成本图表对第一张衡量得很好，对第二张则衡量得很差，因为备用设备每 MWh 的价格取决于使用次数，而保险按定义就是很少用的。

用对的尺子来量——每年三次拥有 240 GWh 可用电量的年度成本——结果一目了然。对五天而言，备用燃气轮机是最便宜的方案，即使天然气和 CO₂ 价格高，也比电池便宜一个数量级；若保留现有的联合循环机组，优势更大。愿意停产的需求和抽水蓄能介于两者之间，但都有重大保留：前者在五天的规模上尚不存在；后者恰恰在干旱的冬季失灵。电池在它们本来的用途上依然出色——几个小时、调频、傍晚的用电高峰。对最糟糕的一周来说，它们是最贵的保险。

因此，规划的挑战不是把某一种技术的占比最大化，而是建设一个能够持续、安全、可靠、有竞争力地满足需求的系统。可变发电的扩张，应按其实际贡献以及它在可靠容量、储能、电网、灵活性和系统服务上带来的成本来评估：装机容量远高于峰值负荷，本身并不能保证系统的充裕度。

决定性的标准，是在需要的时间和地点供电的总成本，而不仅是天气帮忙时发电的成本。这要求恢复需求与供给的综合规划，把供电安全当作系统的前提条件，而不是能源转型的外部性。

这个问题同时是技术问题、经济问题和政治问题：我们想建设怎样的电力系统，为保障供电安全愿意付多少钱，能源政策选择带来的额外成本又该由谁承担？不回答这三个问题，我们很难拥有一个既安全、又可持续、又有竞争力的电力系统。

一句话：用燃气轮机保障一年中最糟糕的五天，一个家庭每月多付 1 € 出头；用电池，约 20 €。

Gaspar do Amaral 与 João de Jesus Ferreira

正文由两位作者撰写。表格、图示和计算出自 Gaspar do Amaral，资料检索与核查借助人工智能。© Aprecisa.com

方法说明

本文所有数值都来自同一套计算，采用表 1 的假设。每种方案的年度成本是投资年金、运行与维护以及无风期耗用电量之和：

其中 I 为投资，r = 7% 为资本成本，n 为使用寿命，f 为运行与维护费占投资的比例，N = 3 为每年无风期次数，E = 240 GWh 为每次无风期的电量，η 为效率，p（充电）= 50 €/MWh 为充电电价。方括号中去掉 f 的部分即资本回收系数：15 年为 0.1098，20 年为 0.0944，25 年为 0.0858，50 年为 0.0725。每交付 1 MWh 的成本和每 MWh 用电的附加额为：

燃气轮机。700 €/kW × 0.0858 + 20 €/kW·年 = 80.1 €/kW·年；2 GW 为 160.1 M€/年。可变成本：天然气 35 / 0.38 = 92.1 €/MWh，CO₂ 80 × 0.202 / 0.38 = 42.5 €/MWh，合计 134.6 €/MWh。每次无风期 240,000 MWh × 134.6 €/MWh = 32.3 M€；三次为 96.9 M€。合计：257.1 M€/年。每次无风期耗气：240 GWh / 0.38 = 632 GWh（热值）；CO₂：632 GWh × 0.202 t/MWh ≈ 12.8 万 t，正文中取整为约 13 万 t。80.1 €/kW·年的固定成本接近 ERSE 对新建开式循环燃气轮机估算的 CONE 74.8 €/kW·年。

现有联合循环机组。2 GW × 18.2 €/kW·年（ERSE 对保留现有联合循环机组的 CONE）= 36.4 M€/年。效率 55% 时的可变成本：35 / 0.55 + 80 × 0.202 / 0.55 = 93.0 €/MWh；三次无风期为 66.9 M€。合计：约 103 M€/年。若按燃气轮机 38% 的效率，约为 133 M€/年。

愿意停产的需求。2 GW × 230 €/kW·年 = 460 M€/年。西班牙需求侧主动响应服务 2026 年上半年的中标价为每分配小时 65 €/MW，下半年为 42.62 €/MW，平均 53.8 €/MW。230 €/kW·年相当于每年按约 4,300 小时支付这一价格；所查阅的资料中没有公开实际分配的小时数，因此这个数值是作者的假设。每次启动限两小时。

抽水蓄能。六个 1,500 M€ 的系统：9,000 M€ × (0.0725 + 0.01) = 742.1 M€/年；充电电费 3 × 240 GWh / 0.75 × 50 €/MWh = 48.0 M€。合计：790.1 M€/年。参考投资是一个复杂水电综合工程的总成本，而不是可逆式容量的专项成本；结果是参考性的近似值，并非葡萄牙 240 GWh 可用抽水蓄能经过验证的成本。

电池。240 GWh × 150 €/kWh = 36,000 M€。20 年时 36,000 × (0.0944 + 0.02) = 4,118 M€；15 年时 4,673 M€。充电电费：3 × 240 GWh / 0.88 × 50 €/MWh = 40.9 M€。合计：4,159 至 4,714 M€/年。表 4 给出了对投资和循环次数的敏感性。

表 4 每一行如何得出。例：150 €/kWh、20 年。固定部分——还款和维护——为每年 4,118 M€，每交付 1 MWh 还要付 50 ÷ 0.88 = 56.8 € 充电费。每年 3 次循环即 720,000 MWh 时，每 MWh 的固定部分为 4,118 M€ ÷ 720,000 = 5,719 €；加上充电费为 5,776 €/MWh。300 次循环——几乎每天充满放空——交付电量大一百倍，为 7,200 万 MWh，每 MWh 的固定部分降到 57 €：合计 114 €/MWh。要达到所讨论图表中的 680 €/MWh，每 MWh 还剩 680 − 56.8 = 623.2 € 用来支付固定部分；4,118 M€ ÷ 623.2 € = 每年 661 万 MWh，即 6.61 TWh ÷ 0.24 TWh = 27.5 次循环。这就像长租的汽车：每公里的价格取决于一年开多少公里。

储能的容量配置。以上数值假定额定容量等于需交付的电量。实际项目必须分别考虑可用容量、允许的放电深度、衰减、转换效率和变流器功率。若可用放电深度为 90%、寿命末期容量为 80%，额定容量为 240 / (0.9 × 0.8) ≈ 333 GWh，年度成本变为 5,761 至 6,531 M€。此外，保障 120 小时还要求在事件发生前就已经把电储存好：只有物理容量是不够的。

对所讨论图表的重建。平准化成本 =（投资 × 回收系数 + 运行与维护）/（8,760 h × 容量系数）+ 燃料。大型核电：(13,850 × 0.0712 + 150) / 7.884 MWh/kW + 10 = 154 €/MWh，寿命 60 年。SMR：(7,150 × 0.0750 + 150) / 7.884 + 10 = 97 €/MWh，寿命 40 年。对电池而言，使成本等于 680 €/MWh 的循环次数，由第二个公式解出 N 得到。

电费。每 MWh 用电的附加额 = 年度成本 / 53.1 TWh。家庭：× 3 MWh/年；百分比相对于 3,000 kWh × 0.2299 €/kWh = 690 €/年。工厂：× 10,000 MWh/年。这是均匀的示意性分摊；数值不含附加额上的增值税。

局限与敏感性。这些假设是示意性的，用于在一个给定情景中比较数量级。它们不能替代包括发电与用电时序、资源可用率、气象条件、电网约束和概率分析在内的充裕度研究。表 6 同时改变了多项假设：燃气轮机的投资和资本成本，天然气和 CO₂ 价格，电池的投资、资本成本和寿命，按额定容量配置，以及使用现有联合循环机组。在所有情形下，燃气备用与电池之间的排序都不变，比值在 3.3 到 46 之间。缺口功率线性地进入两种方案，不改变比值；每年事件更少或事件更长都会使比值增大。只有几个小时的短缺口才会颠倒排序——而那正是电池的用武之地。这些经济数值取决于所采用的假设，并不决定葡萄牙电力系统的成本或最优配置。

表 6 每一行如何得出。在不利组合中，燃气轮机 1,000 €/kW，资本成本 9%：2,000 M€ × 10.18% = 204 M€ 还款，加 40 M€ 维护，共 244 M€；燃料变为 (70 + 120 × 0.202) ÷ 0.38 = 248.0 €/MWh，即三次无风期 179 M€；合计 422 M€。电池 100 €/kWh，资本成本 5%，20 年：24,000 M€ × (8.02% + 2%) = 2,406 M€，加 41 M€ 充电费，共 2,447 M€。比值：2,447 ÷ 422 = 5.8。在极端组合中，燃气轮机固定成本 244 M€，燃料 (90 + 150 × 0.202) ÷ 0.38 = 316.6 €/MWh，即 228 M€：共 472 M€。电池 75 €/kWh，4%，25 年：18,000 M€ × (6.40% + 2%) + 41 = 1,553 M€。比值：3.3。按 333 GWh 额定容量，电池投资变为 50,000 M€，年度成本 5,761 至 6,531 M€：是燃气轮机的 22 到 25 倍。采用现有联合循环机组时，2 GW × 18.2 €/kW = 36.4 M€ 固定成本，燃料 (35 + 80 × 0.202) ÷ 0.55 = 93.0 €/MWh，即 67 M€：共 103 M€，电池的成本则变为其 40 到 46 倍。

附注参考资料

A. 伊比利亚电力系统

• ECO (2026), Consumo de energia elétrica atinge máximo histórico em 2025，引用 REN——葡萄牙 2025 年用电 53.1 TWh。
• ENTSO-E, Transparency Platform——用电量、逐小时风电出力、装机容量和葡萄牙—西班牙实际潮流，2015 年至 2026 年 10 月 13 日；本文实测值的依据（116–158 GWh；进口超过 3 GW 的小时数）。
• ERSE (2025), Segurança de Abastecimento——2025 年 12 月最终报告：现有联合循环机组 CONE 18.2 €/kW·年，新建开式循环燃气轮机 74.8 €/kW·年；VoLL 12,433 €/MWh。
• Red Eléctrica (2026)，关于需求侧主动响应服务拍卖的新闻稿——1,775 MW，每小时 42.62 €/MW，2026 年下半年；每次启动最长两小时。
• Energías Renovables (2025), SRAD——1,725 MW，每小时 65 €/MW，2026 年上半年。
• Energías Renovables (2026)，SRAD 的新一次启动——2026 年 9 月 28 日，943 MW，1,634.5 MWh，风电低于预测；全年第九次启动。

B. 储能

• Iberdrola (2022), Iberdrola inaugura a gigabateria do Tâmega——1,158 MW，40 GWh，投资超过 1,500 M€。
• Energy-Storage.news (2025), Battery storage system prices continue to fall sharply, BNEF and Ember reports find——BloombergNEF 2025 年 12 月 10 日调查，交钥匙系统：全球平均 117 US$/kWh；欧洲 177；美国 219；中国 73。
• Energy-Storage.news (2024), Behind the numbers: BNEF finds 40% year-on-year drop in BESS costs——2024 年调查：欧洲 275 US$/kWh。

C. 用户电价

• ERSE (2024), Boletim Eletricidade Eurostat，2023 年下半年——年用电 2,500 至 5,000 kWh 的居民档含税 0.2299 €/kWh。

D. 充裕度评估方法

• ENTSO-E, ERAA 2025——欧洲资源充裕度评估；LOLE 与 EENS 的定义以及多气候年份的时序模拟。
• ACER，第 23/2020 号决定——VoLL、CONE 和可靠性标准的计算方法。

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方法说明

本页是什么。本页译自 Gaspar do Amaral 与 João de Jesus Ferreira 于 2026 年 10 月 15 日在领英发表的文章；完整的葡萄牙语版本见本站。两位作者本人的方法说明和附注参考资料已译在上文，位置与原文相同。

数字与单位。所有数字、单位和计算都与原文完全一致；只有小数点和千位分隔符按中文习惯书写（1,634.5，原文为 1 634,5）。金额保留原文记法（M€ = 百万欧元）。“无风期”译自葡萄牙语 «calmaria»，指连续数天几乎无风。

形式上的改动，而非内容上的。原文副标题（«… — e porque é que a resposta não está no preço por MWh»）作为本页副标题。十一幅原始图像（图 1 至 3、表 1 至 6 和两个公式）按原样复制，图中文字为葡萄牙语；每条图注都译出了图像内容。参考资料的标题保留原文语言；链接与原文相同。

Gaspar do Amaral · 葡萄牙语原文发表于本站，日期为2026年10月15日；译本发布于2026年10月27日 · 图表 © Aprecisa.com · 借助人工智能