最近的美国风能和太阳能市场数据显示，这两项技术前景强劲。41.8吉瓦的风电容量正在建设中或处于高级开发阶段，公用事业规模太阳能项目的合同管道已达到37.9吉瓦。这是创纪录的水平，表明未来几年新的风电和太阳能装机将有所增长。然而，目前发展的激增在一定程度上是由于需要在逐步取消风能生产税收抵免（PTC）和逐步取消太阳能投资税收抵免（ITC）之前完成最后期限，这将逐步影响2020年至2024年期间安装的项目。如果没有一项针对电力行业的全面联邦政策，如清洁能源标准、碳上限或碳税，来取代技术特定的PTC和ITC，风能和太阳能的安装量将下降。，在缺乏支持可再生能源的重大补贴、标准或基于碳的政策的情况下，风能和太阳能的成本和价值——现在和未来——是可再生能源增长的主要决定因素。在RFF的一期简报中，我研究了风能和太阳能的成本和价值，详细介绍了它们的组成部分，并考虑了它们的趋势。这种分析有助于澄清没有授权的市场的产能增长前景；此外，对成本和价值的评估为任务的成本效益提供了信息，例如29个州和华盛顿特区的可再生能源投资组合标准（RPS）政策，并提出了能源研发的优先事项。，从最直接、最广泛使用的经济计量开始，发电成本是发电厂建设和运营所必需的成本。发电成本包括资本成本、燃料成本以及可变和固定运营和维护（O&M）成本。由于这些成本发生在不同的时间，它们通常以等于工厂资本成本的比率贴现为现值，资本成本代表投资的机会成本。新发电厂发电成本的完整测量，称为平准化电力成本（LCOE），是通过取发电厂成本现值与发电厂发电现值的比率来确定的。，在过去十年中，未确定的风能和太阳能LCOE大幅下降——投资银行Lazard的平均估计值为2009年风能135美元/MWh，太阳能359美元/MWh（2009年为美元），而2018年两者的LCOE均为43美元/MWh。然而，未来发电成本的降低可能要温和得多。国家可再生能源实验室预计，使用平均成本和资源假设，风能和太阳能的无补贴LCOE将从2018年的42美元/兆瓦时和37美元/兆瓦小时分别降至2040年的31美元/兆瓦h和25美元/兆瓦（均为2016年的美元）。风能和太阳能没有燃料或可变运维成本，固定运维成本适中，因此LCOE的减少主要是资本成本降低的结果。，LCOE经常被滥用为技术之间的比较指标，错误地暗示一种技术比另一种技术更可行。虽然LCOE是对发电成本的合理衡量，但它不包含有关发电价值的信息。由于电价随时间变化，但风能和太阳能发电厂（无储能）无法选择何时发电，因此风能和太阳能的价值将取决于何时刮风或阳光明媚。此外，发电收入取决于地点——风能或太阳能资源的质量以及该地区的电价。，发电价值由三个组成部分组成，它们因电力批发市场而异。通常，工厂可以获得其能源（特定时间和地点的MWh电力，以批发电价衡量）、容量（其对电网可靠性的贡献）和辅助服务（例如，帮助平衡电网中的供需）的价值。就风能而言，去年美国批发市场的平均发电量为22美元/MWh（2018年为美元），其中21美元/MWh用于能源，1美元/MWh为容量。（辅助服务的价值不包括在内，但通常很小。）请注意，在一些地区，容量价值更大，但在其他地区，如德克萨斯州电力可靠性委员会（ERCOT），没有容量市场。就太阳能而言，加州去年的平均发电量为32美元/MWh（2018年为美元），其中能源发电量为28美元/MWh，容量发电量为4美元/MWh。，由于没有边际成本（燃料和可变运维成本），太阳能和风能通常在发电时使用，从而取代了边际成本较高的发电机，降低了当时的批发电价。一项对加州市场的回顾性研究发现，公用事业规模的太阳能发电量从2%增加到10%，风能发电量从1%增加到7%，导致太阳能和风能的能源价值分别下降52%和20%。对未来情景的建模表明，包括能源和产能价值在内的发电价值将继续下降。在四个模拟的批发电力市场中，从2016年到2030年的高太阳能情景（30%的太阳能和10%以上的风能），太阳能发电价值下降了58-76%，而从2016年至2030年的大风情景（30%风能和10%以上太阳能），风力发电价值下降14-42%。回顾性和建模研究都表明，随着太阳能和风能发电比例的增加，价值侵蚀更为严重，由于太阳能集中在中午，太阳能的负值效应更为严重。，风能和太阳能的间歇性也影响了它们融入电网的成本。集成成本可能由风力发电厂或太阳能发电厂承担，但通常由现有发电机或系统中的其他地方承担。虽然可调度发电厂也会带来集成成本，但随着电网间歇性发电量的增加，间歇性发电厂的集成成本会显著增加。集成成本包括平衡成本（用于管理不可预测的间歇性）、传输成本（用于获取高质量资源或缓解电网拥堵）、备份和剩余发电成本（用于控制可预测的间歇）以及削减成本（反映无法在电网上使用时浪费的太阳能和风能）。在电网完全适应风能或太阳能的增长，实现长期更高效的配置之前，集成成本通常在短期内更高。，请注意，某些集成成本与风能和太阳能市场收入的下降以及渗透率的增加有关。为适应不断扩大的风能和太阳能发电，可调度发电机组的冗余度和效率越来越低，这导致了备用和剩余发电成本，反映了风能和太阳能的发电能力价值不断下降。此外，如果必须削减太阳能或风能，发电量将减少，能源收入将下降。，模型已经估计了高风电或太阳能场景下集成成本的大小。在一个20%的发电量来自风能的模拟欧洲电网中，总集成成本为37欧元/MWh（2012年为欧元），其中三分之一来自平衡和输电成本，三分之二来自备用和剩余发电成本。在建模的亚利桑那电网中，20%的发电来自太阳能，不可预测的间歇性（平衡成本）和可预测的间歇（备用和剩余发电成本）的集成成本分别为6美元/MWh和40美元/MWh（2012年为美元）。在这两种情况下，限功率都不显著，但欧洲模型显示，一旦风电份额达到25%，限功率成本就会迅速上升。，发电成本与发电价值或整合成本的结合提高了对市场和政策的理解。例如，比较发电成本和风的价值可以揭示PTC到期的可能影响。需要注意的是，全国各地的成本和价值存在相当大的可变性，风电的平均LCOE为43–44美元/MWh，而2018年的平均市场价值为22美元/MWh（均为2018年的美元）。由于风电成本是固定的，但市场价值可能会下降（例如，如果安装了更多的风电），总价值必须超过成本足够的幅度才能进行开发。PTC目前提供了这种附加值，这可能是大多数开发所必需的。在美国能源信息署（EIA）发布的《2019年年度能源展望》中，预计2022年至2035年间仅增加2.6吉瓦的净风电容量（而仅2019年预计为11.3吉瓦）。这一预测意味着，全国范围内的风能开发将下降，在有RPS授权的州，太阳能将优先于风能，其影响与EIA的发电成本和价值假设一致。，关于RPS政策，发电和集成成本的组合更准确地决定了其成本效益。最近一份关于RPS政策的工作文件发现，RPS通过后7年和12年的零售价格分别上涨了11%和17%，这一文件一直存在争议，但充分考虑成本的问题很重要。较高的价格不能仅用可再生能源和不可再生能源之间的发电成本差异来解释，因此本文认为整合成本是一个因素。除了间歇性和输电造成的整合成本外，不可再生工厂变得无利可图并提前退役的成本（称为搁浅资产）可能是一项重大的短期整合成本。在回顾性研究中量化这些整合成本将有助于为建模和未来决策提供信息。，最后，比较发电成本、发电价值和集成成本的趋势可以揭示问题。尽管风能和太阳能发电成本预计将随着时间的推移适度下降——未来22年风能和太阳能LCOE将分别下降26%和32%——但发电价值和集成成本的变化可能会更快。即使在最近，大多数注意力都集中在降低风能和太阳能发电的成本上，但这种降低虽然有用，但可能不如价值和集成成本的变化重要。有可能支持发电价值和限制集成成本的两种选择是储能和灵活需求。例如，如果加州的一座太阳能发电厂包含四小时的电池存储，其2018年的市场价值将高出50%。同样，灵活的需求可以提高市场价值，并从长远来看减少风能和太阳能的削减，如2050年ERCOT的模型分析所示。尽管储能和灵活的需求本身就需要成本，但它们的潜力使它们成为重要的研究领域。，对于风能和太阳能，发电成本是直接的，并且在电厂的整个寿命内基本上是固定的，但LCOE作为一种独立的衡量标准的弱点是显而易见的，尤其是在风能和太阳能不断增加的市场中。相比之下，发电价值和集成成本测量高度依赖于电网和场景，但它们对于确定风能和太阳能项目的可行性以及任务的成本效益至关重要。改进整合成本的表征和发电价值的建模将有利于对风能和太阳能发展感兴趣的市场参与者和决策者。