國內從事火電技術經濟評估的專業人士，一般喜歡用度電成本來評估項目的經濟性。度電成本的基本概念為單位發電成本，即運營期內總成本除以總發電量。度電成本大體可分為固定成本和可變成本。固定成本包括固定資本的折舊、無形資產的攤銷、修理費和財務費用等;可變成本包括燃料費、水費、材料費和脫硫劑、脫硝劑費用等。

國際能源署(IEA)等國際能源組織更喜歡用LCOE來評價投資項目的完全發電成本。LCOE是平準化度電成本，即從全生命周期(包括建設期和運營期)內的度電成本。全生命周期內的總成本(全部成本現值之和，主要為原始投資成本、運營成本和殘值三大項)除以全部發電量(現值之和)。

新能源平價之后，煤電重要性依舊

LCOE常常被用來對火電和新能源進行成本對標。據國際可再生能源署相關數據，全球平均光伏平準化度電成本十年之間下降了82%，從2010年的37.8美分/kWh下降到2019年的6.8美分/kWh。目前，中國光伏LCOE接近甚至低于燃煤上網標桿電價，光伏風電LCOE比煤電LCOE更低將是個大概率事件。此外，根據國際能源署數據，風電LCOE從1983年到2019年下降了83%。基于上述經驗判斷，部分能源研究者認為，風光等新能源代替傳統能源，尤其是燃煤火電指日可待。

在歷經了多年的政府補貼和大力扶持之后，風電和光伏發電終于可以平價上網了。電網全額收購、優先上網等優惠政策又給了新能源實足的底氣，出生即帶原罪的雙高(高污染、高排放)項目煤電機組，也似乎徹底失去了競爭力。

但以目前能源技術與市場的實際來看，新能源+儲能并不能成為化石能源或者說煤電的替代者。回想當年，因為風電、光伏等新能源的隨機性、間歇性、波動性，不需時有，缺時無，關鍵時刻指不上的發電特性，被電力圈的業內人士戲稱為“垃圾電”。時至今日，這一問題依然沒能得到根本性解決。

2021年2月美國德州的寒潮停電事故、2020年末至2021年年初中國國內部分省份的有序用電、2021年3季度開始的中國全國多地拉閘限電，背后都是有效裝機容量不足的問題。

眾所周知，新能源雖然裝機規模龐大，但等效有效容量過低，風電的受阻系數接近95%，光伏的受阻系數為100%(白天有、夜晚無)。在計算電力平衡時，業內人士都知道風(光)等新能源的有效系數僅按5%(0%)考慮，尤其在冬夏雙峰時，尖峰時刻，風光幾近于無。

與之相比，常規燃煤火電的受阻系數平均約為8%(供熱機組為15%)，水電為40%。用通俗易懂的話來進一步解釋，因為風光等新能源有效容量過低的這個特點，在大規模、長周期儲能技術成熟性、安全性、經濟性未獲得實質性突破之前，在全社會用電量保持一定增速的前提下，風光等可新能源裝機規模裝機越多，若傳統電源不能同步建設并保持相應增量的話，在冬夏雙峰和極端氣候下，整個電力系統就會越缺電。這就是電荒頻繁而至的根本原因。

由此可見，現階段將燃煤火電機組比作電力系統的壓艙石和穩定器，誠不為過。

關鍵時刻、危難之中，只能是被嫌棄的煤電機組頂得上、扛得住，成為能源保供的中流砥柱。有人可能會認為這僅僅是小概率事件，哪會天天發生?但是，極寒無光、極熱無風、水電占比較高的南方，冬季枯水期、極寒天氣下、既缺風又缺光還缺水將成為頻繁發生的大概率事件。2008年、2020年、2021年，極寒低溫天氣頻繁發生。此外，目前有限的特高壓通道還難以實現全國各省之間的電力互聯互通，相互調劑、余缺互補。

頻繁發生的極端天氣一次又一次地警告著人們把能源安全的全部壓在風光等間歇性、波動性非常強、并且帶有鮮明季節性特點(長江中下游的梅雨季節長時間無光期、夏季長時間無風、少風期)的新能源身上，可能會導致大規模的斷電斷供。新能源的這個特征需要大量可調節性的電源為其間歇性、波動性和電量欠發的特點維穩和再平衡。作為能源部門的管理者，應該對此有深刻認識，并做好電力安全保供的應急預案。

隨著這種極端天氣情況的頻繁發生，確保能源安全是國內民生第一要務(尤其在“三北”地區，冬季供暖是第一民生，不亞于糧食安全)。彼時，既指不上水電等舊可再生能源，更指不上風光等新可再生能源，只能是傳統化石電源(火電、氣電)和核電才能保障能源安全。

LCOE的局限性

新能源對化石能源的替換，不僅僅要考慮電網的穩定問題，還有很多的經濟性和社會性問題。“三北”地區進入嚴冬時節后，供暖供電就成為第一民生要務，熱電聯產的能源利用效率最高。新能源只能發電而不供熱，如果供熱又得從電轉化成熱，能源利用效率顯著降低。如果不從減碳和降碳的角度考慮，熱電聯產的熱效率最高。與之相比，新能源發電后再制氫，能源效率降低一半，再運輸、儲氫，然后發電供熱，效率又降低一半，能源轉換效率過低，能源損失嚴重。如果考慮新能源配備長周期儲能(超過日間儲能的周和季節儲能)，新能源的LCOE將直線上升，其經濟性優勢將蕩然無存。

目前，全國各省(區)紛紛出臺政策，要求新能源項目必須標配10%～15%儲能，時長約1～2小時，本來項目效益不錯的可再生能源投資項目，加上這10%～15%、1～2個小時儲能配置，就已經開始投資效益變差，接近盈虧平衡點。如果配備超過一天的長期儲能，在目前的技術、經濟和市場條件下，很難想象一個風光新能源投資項目還能夠盈利。

過去一年里氫能話題火爆，甚至被稱為二十一世紀的終極能源。那么氫能會是解決新能源短板的關鍵因素么?這恐怕也并不樂觀。因為能量轉換效率較低、成本較高、基礎設施投入和安全性等方面的問題，在十年之內，氫能還暫時沒有大規模發展的希望。即使在2050，專家們也不能完全肯定在交通領域全面用氫能替代傳統化石能源，更何況其他行業?

此外氫能還有諸多的技術難點、關鍵性核心部件尚未國產化……這些卡脖子問題都亟待解決。雖然世界各國大力倡導并積極推動，但氫能的發展還處于市場導入期，全產業鏈并不具有成本優勢。其規模化發展在路上，所有問題在發展中解決，這個期限至少是十年或者更長，然后等待技術和市場雙成熟之后，氫能才會得到大規模推廣和應用。

由此看來，僅僅從LOCE評價各類發電電源的成本，顯然以偏概全，管中窺豹。新能源享受了電網各種優惠政策、措施(如優先上網和全額收購等)，而沒有承擔相應的調峰調頻、提供有效容量等基本義務。正如在一個法治社會，每個公民都應該在享受權利的同時，承擔自己應盡的義務。在市場化的電力行業，也本應如此。在電力行業完全市場化之前，新能源發電類型并沒有做到責、權、利相統一。一位電力圈的資深專業人士這樣形象地比喻到，誰家雇全職保姆，會雇用一個任性撒嬌的小姑娘，想干就干、不想干就不干?

此外，大量隨機性、波動性強的新能源電源并網發電后，給電網帶來巨大的沖擊和影響，電力系統的電力電量平衡難以維系，這是一個世界性的難題。此外，傳統的電網需要提供轉動慣量并且穩定性強的支撐性電源，否則電網的安全性將無法得到保障。這些都是風電光伏等間歇性電源無法保障的，只能由傳統電源來保障。此外，因新能源裝機占比過高，導致西北電網頻繁發生的次同步振蕩問題，至今仍未得到有效完全解決。

完善的成本計算

綜上，風光等新能源的發電成本僅考慮LCOE是片面的，應該將新能源應該承擔的電力系統成本加上才是新能源電源真實的完全成本。電力系統成本即儲能成本，保障電網安全不能僅由電網企業和目前的發電主體——燃煤火電機組來承擔。新能源企業在享受權利的同時，一定要承擔相應的義務，這才是一個科學、理性、務實的態度。

同樣，目前評價火電電源的LCOE也不全面、科學，尤其是燃煤火電的成本中，未考慮其環境成本。火電的LCOE加上其環境成本(即碳價或碳稅)，才是火電的完全成本。

目前，中國的碳市場剛剛啟動，碳價總體水平保持在50元/噸左右，碳價并沒有完全體現出燃煤火電機組的高污染、高排放特點造成的環境成本。從國際趨勢來看，歐洲碳價正在逼近100歐元/噸，并將在60～100歐元/噸的區間內振蕩，歐洲的燃煤火電機組想要生存必須需要支付高昂的環境成本。這樣一來，市場就會倒逼燃煤火電機組因成本過高而退出市場競爭，無需行政命令。

在燃煤火電機組尚未完全承擔環境成本的同時，中國的風光等新能源也遠未承擔其應該承擔的電力系統成本，僅“三北”地區等部分省份建立了輔助服務市場，全國性的輔助服務市場遠未建立形成，有效容量市場更是至今沒有啟動。

電力圈業內人士一直呼吁火電機組的二部制電價～容量電價至今沒有落實。西南水電大省，如四川、云南，在冬季枯水期，沒有燃煤火電作為重要補充，估計全省人民的用電都會難以保障。此外，四川省實行多年的水火補貼，因為地方政府對火電機組的補貼資金經常拖欠，造成了省內燃煤火電機組常年虧損。終其根本，是電力市場化中的制度設計缺失，即電力容量市場沒有及時建立。

考慮到中國以煤為主的資源稟賦特點，在新能源尚未成為供電主體之前，碳市場中的碳價也不宜過高。如果現階段碳價過高，可能會影響能源安全、民生用電。羅馬不是一天建成的，歐洲的碳價也不是碳市場剛剛建立就立即飆升至100歐元，歐洲碳市場從建立到成熟也經歷了近20年的歷程。因此，中國碳市場的建立與完善，碳價由低至高，大概率應該是一個緩慢、漸進的過程，而不是立即與歐洲碳價看齊。

此外，歐洲與美國已經完成了工業化，其用電結構以第三產業為主，二產和一產為輔，其年用電增量不大，總量基本保持穩定。而中國正處于工業化進程之中，在十四五和十五五期間，年用電量增速仍會保持中高速增長。目前的用電結構以第二產業為主，一產和三產為輔。

在全社會用電增量和用電結構方面，歐美與中國存在較大差異，歐美的碳中和經驗不能完全照搬，宜選擇適合中國的國情小步快跑，而不是全力沖刺。當然，中國的全社會用電量較高，主要因為中國的單位GDP能耗過高(高于世界平均水平，是英國等發達國家的2倍左右)。究其根本是重化工行業特征明顯，部分高耗能產業產能相對過剩、技術相對落后導致，中國在節能減排的路上仍有很長的路要走。

在此期間，燃煤火電和新能源相輔相成，缺一不可，而不是你死我活。只有淘汰了燃煤火電機組，風光等新能源才能獲得更加廣闊的生存、發展空間，目前這種想法過于急功近利。

在當前的雙碳進程中，新能源與燃煤火電機組的關系應該是相輔相成，相存相依，共生共榮的關系，而不是相生相克，有你無我，零和博弈。

新能源需要儲能的實質性突破

10年之間光伏成本下降80%，之后仍保持下降的趨勢。很多人會以光伏的經驗來類推儲能，認為10年之內，儲能的成本也會下降80%。這是建立在科學和事實上的合理推斷嗎?本著科學的態度，我們需要打個大大的問號。

根據相關統計數據，2010年電化學儲能的綜合度電成本為3.7元/kWh，2020年下降為0.4元/kWh(行業內基本認可0.5～0.6元/kWh)。但專家也不能保證，在2025年或者2030能否下降將0.1元/kWh。從目前來看，儲能成本只有下降到0.1元/kWh左右，才具備一定的競爭力。否則，新能源加儲能就會因電價過高，其經濟性變差。以上數據僅限于符合電化學儲能物理特性的日內短周期儲能成本計算。在超過日間的長周期儲能，如周、月、季等，其成本將會呈指數級的上升，沒有優勢可言。

目前，各類儲能技術包括機械類儲能(抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等)、電化學儲能(高溫鈉系電池、液流電池和電容儲能)、電氣類儲能(超導儲能和電容儲能)、儲能和傳統火電的靈活性改造等。綜合考慮其安全性、成熟性和經濟性，技術上最成熟的莫過于抽水蓄能。但在缺水的西北地區，其風光資源又極其充沛，抽水蓄能的規模受水資源條件的約束而嚴重受阻。樂觀估計，按照目前的規劃到2030年，中國風光的裝機規劃將達到12億千瓦。因此，國家出臺了《抽水蓄能中長期發展規劃(2021-2035)》，到2025年，抽水蓄能裝機規模需達到6200萬千瓦以上;到2030年，達到1.2億千瓦左右。

電化學儲能雖然看起來很美，但遠遠達不到安全、經濟和可以規模化應用的程度。例如，2021年4月，北京大紅門集美家具城的磷酸鐵鋰儲能電站因電池熱失控而燃燒爆炸再一次警醒了全體國民。由此可見，大規模發展的儲能電站時機尚未成熟，其安全性尚未得到有效、徹底解決。這一安全性問題應該會隨著技術的進步得到逐步解決，我們決不能因噎廢食，但也不能倉促冒進。

各類儲能設施中，最經濟的莫過于傳統火電電源的靈活性改造。其改造成本最低，舊機組改造成本，約500元～1500元/kW，遠低于新建調峰電源成本(抽水蓄能5500～7000元/千瓦，電化學儲能2000～3000元/千瓦)。在“十三五”時期，燃煤火電機組靈活性改造規劃目標為2億千瓦左右，然而這種規劃目標并沒有相應的市場補償機制來支持。

因為煤價市場化、電價行政化的本來就處于虧損的邊緣煤電企業缺少資金來進行靈活性改造，靈活性改造之后又取得不了相應的經濟效益，只有壓力而沒有動力，這就是“十三五”時期規劃改造的2億千瓦目標遠未完成的主要原因。

在“十四五”時期，為了保障大規模的新能源消納并網，傳統煤電機組又面臨著大量的必須的靈活性改造要求。不是不想改造，而是沒有市場化的補償機制。煤電承擔了新能源所不能承擔的調峰、調頻等輔助服務功能，理應得到相應的補償，這一點怎么強調也不過分。

每個火電企業都是市場化的經營主體，在面臨著2021年全行業虧損、煤價高漲、電價不漲的窘境下，有的電廠連燃料都買不起、買不上，如何拿得出上億的資金，再去做指令性的靈活性改造?講政治的同時，也還得講經濟效益。畢竟，作為市場經營主體的燃煤發電企業的經營負責人還要為職工的生計和企業的長遠發展考慮。

市場競爭應該是公平的競爭，新能源優先上網也得承擔容量補償電價。新能源和煤電之間的市場競爭，應該主要由價格這個市場要素來主導，而不能完全由行政命令指定。隨著電力市場化程度的加深，抽水蓄能能夠獲得的容量電價也應該無歧視平等地給予燃煤火電機組，公開、公平、公正是市場化的前提。燃煤火電機組的高污染高排放特征應該由碳稅來調節。

2050年，可再生能源占比近80%的新型電力系統將建成。燃煤火電機組將成為調節電源。作為主體的新能源必然是高比例的波動性電源，一定得配備高比例的靈活性調節電源作為電網的堅強支撐。否則，電網的安全性(轉動慣量)和調峰需求將無法得到有效保障。只有超過日間儲能的經濟性大幅下降至(新能源+儲能綜合LCOE)與(燃煤火電LCOE+碳價)之下，其安全性得到有效保障之后，新能源+儲能+氫能才會部分替代傳統常規電源。用氫能來保障長周期儲能是一個較好實現碳中和的路徑，但其安全性和經濟性有待市場的進一步驗證。碳中和之前，氫能可能會部分替代常規燃煤火電，但不會完全替代。

氣+核：現階段煤電替代主力

在2020～2060年這個轉型期約為40年的碳中和進程中，燃煤火電機組的兜底、備用地位和作用無可替代，現階段可以完全替代煤電的只能氣電和核電。只有氣電和核電安全、穩定、持續地供電，氣電也可以隨時調峰調頻。

但是，隨著2021年寒冬的到來，歐洲天然氣大漲800%，如果沒有火電，缺油少氣的中國又將如何應對?氣電雖好，但在極端條件下，不僅窮人用不起，中產階級也用不起。只有不差錢的富豪可以一試。談到核電，雖然四代高溫氣冷堆能夠提供調峰等輔助服務，三代技術主之前的核電廠如調峰，仍需改造。此外，中國大陸沿海核電廠址已經探明的，符合安全要求的，僅剩下2億千瓦左右，如需增加核電廠裝機規模，仍需重啟內陸核電。從目前來看，日本福島核事故給普通社會大眾帶來的負面心理影響至今難以完成消除，政府難以下重啟內陸核電的決心。

目前在碳中和進程中，煤電雖然終將被替代，但這一進程需要建立在安全可靠的基礎之上：第一，確保能源供應安全，老百姓寒冬可供暖，酷暑不缺電;第二，電網安全可靠，不會發生大規模停電事故。第三，電力商品百姓支付得起。能源不可能三角告訴我們，安全、經濟和綠色低碳，三者不可得兼。如果滿足了安全和低碳其中兩個，碳中和進程加快，電價必漲確定無疑。老百姓是否可以支付得起電力漲價的帳單?這是一個需要認真考慮的問題。

在大量新能源電源建成投運之前，如果想實現碳中和—盡快淘汰煤電，需要同步建設大量的儲能設施。這將造成影響新型電力系統的經濟性，也就是新能源+儲能的綜合發電成本會大幅上升。到那時，全社會為了能用上低碳環保清潔電，必須付出更高昂的社會總成本。以德國為例，風光等新能源占比超過50%，其電價也上升了一倍，2021冬季電價更是高的離譜。因此，不能僅僅和歐洲比電價，也得比較一下人均居民可支配收入。古語云：倉廩實而知禮節，衣食足而知榮辱。

發電企業也不必為煤電的生存而過分擔憂。當火電利用小時江河日下之時，觀念陳舊的業內人士不由得哀嘆，火電廠的贏利將一年不如一年，虧損將成為常態。但是這種觀念仍然停留在“以電量為主的盈利模式”的舊觀念。據相關預測，2050年，燃煤火電機組的發電小時將下降至1000多小時。如果再按之前的拼電量贏利模式，火電機組如何維持生存?新型電力系統建成后，風光等新能源成為發電的主體，但火電電源將轉變為調峰調頻并提供容量為主體的電源。

傳統燃煤火電機組應該由過去以單純的電量贏利模式轉變為以調峰、調頻等輔助服務和賺取峰谷電價為主的新型贏利模式。電力市場中的市場競爭不僅是同質化的發電量數量多少之間的競爭，更是人無我有、人有我特的差異化競爭。從歐洲各國，如丹麥和德國早期的經驗也可以看出，在完全市場化的電力市場，主要依靠輔助服務、容量市場贏利的燃煤火電機組，在完全退出市場之前，仍然能夠依靠新型贏利模式體面生存。

碳中和是一個必然和必須要實現的目標，這個進程并非越快越好。為了碳中和而運動式減碳，未立先破，超出了老百姓的可支付能力，只會造成更負面的影響。

李克強總理曾在兩會答記者問上說，中國目前仍有6億多人口的月收入不足1000元。中國人的人均可支配收入遠遠沒有達到歐洲工業化后期的水平。政府不可能為居民提供巨額的電價補貼，碳中和進程過急、過快受損最大的還是普通消費者，而不是目前掌握了碳中和話語權的學院派專家、學者。

科學地減碳降碳應該做到整個社會總成本最低，經濟代價最小，進程最優。不能為了碳中和而對所有的高碳行業集中火力打殲滅戰、運動戰，要步步為營，穩扎穩打，先立后破。在目前的碳中和進程中，新能源與燃煤火電機組的關系應該是相輔相成，相存相依，共生共榮的關系，而不是相生相克，有你無我，零和博弈。

來源：能源雜志