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4 A Mount、E Coats 和 D Benton，2016 年，《明智的投资：评估英国电力市场的灵活性》，绿色联盟 5 过去四年，通过 T-4 容量市场拍卖签约的所有新建发电量中，86% 是未减排的天然气发电。其余 14% 中的大部分是短期电池存储。 6 所有估计成本均与气候变化委员会在其 2023 年 3 月的报告“提供可靠的脱碳电力系统”中提供的价值一致。 7 我们将成本与未减排的开式循环燃气轮机 (OCGT) 电厂进行比较，因为如果没有进一步的政策变化，政府模型表明，OCGT 将继续建造以取代其他老化电厂，至少到 2035 年，届时容量市场的排放限制预计将收紧。例如，请参阅能源安全和净零排放部 (DESNZ) 报告第 19 页“政府干预支持氢能发电的必要性”。碳成本与政府的评估价格（也称为碳价值）同步增长。未减排的 OCGT 成本是针对每年运行 2,000 小时的 600MW 电厂而言的，直接取自：DESNZ，2023 年 8 月，“2023 年发电成本”8 为了估算带有碳捕获和储存 (CCS) 的天然气电厂的成本，我们再次想象一个每年运行 2,000 小时的 600MW OCGT 电厂，但增加了 CCS 成本。为了估算这些成本，我们使用了英国商业、能源和工业战略部 (BEIS) 的 2020 年“发电成本”预测，其中包括联合循环燃气轮机 (CCGT) 电厂和 CCGT+CCS 电厂。我们比较了 BEIS 模型中的固定资本支出和可变运营支出成本，并将相应的成本溢价（对于固定成本）或乘数（对于可变成本）应用于 OCGT 的“2023 年发电成本”模型，使用英格兰银行通胀计算器将 2018 年价格的通胀调整为 2021 年价格。我们调整了剩余碳成本，以匹配“2023 年发电成本”附件 A 中显示的成本。9 为了估算氢能发电厂的成本，我们使用了 DESNZ“2023 年发电成本”附件 B 计算器和附件 A 的技术和成本假设，用于 1,200MW 首创的氢能 CCGT 工厂，每年运行 2,000 小时而不是作为基载。 10 为了估算压缩空气储能的成本，我们使用由以下机构提供的终生成本计算器：O Schmidt 和 I Staffell，2023 年，《将储能货币化：评估未来成本和价值的工具包》，牛津大学出版社，可在 energystorage.shinyapps.io 上找到。我们使用“可再生能源整合”应用下的放电频率和持续时间的默认假设（八小时放电，每年 300 次），以及每兆瓦时 40 英镑的电力购买价格。我们假设，压缩空气储能的电力资本支出成本（以英镑/千瓦为单位）从 2025 年到 2035 年逐渐下降，下降幅度在以下文献中估算的数值范围内：气候变化委员会 (CCC)，2023 年，提供可靠的脱碳电力系统。11 为了估算抽水蓄能的成本，我们再次使用 energystorage.shinyapps.io 上的计算器和“可再生能源整合”应用程序下的默认假设。我们假设抽水蓄能的资本支出成本稳定为每千瓦 1,440 英镑，高于默认假设，但与 CCC 在提供可靠的脱碳电力系统中的假设一致。我们预计抽水蓄能的成本不会下降，因为这在英国已经是一项成熟的技术。12 为了估算车辆到电网储能的成本，我们再次使用 energystorage.shinyapps.io 上的计算器和“可再生能源整合”应用程序下的默认假设。在这里，我们假设资本支出成本（即安装双向电动汽车充电技术）是静态电网规模锂离子电池默认资本支出成本的 10%。
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