LCOE的局限性：如何正确把握新能源与传统电源之间的关系

国内从事火电技术经济评估的专业人士，一般喜欢用度电成本来评估项目的经济性。度电成本的基本概念为单位发电成本，即运营期内总成本除以总发电量。度电成本大体可分为固定成本和可变成本。固定成本包括固定资本的折旧、无形资产的摊销、修理费和财务费用等；可变成本包括燃料费、水费、材料费和脱硫剂、脱硝剂费用等。

（来源：微信公众号“能源杂志”  作者：晗旵）

国际能源署（IEA）等国际能源组织更喜欢用LCOE来评价投资项目的完全发电成本。LCOE是平准化度电成本，即从全生命周期（包括建设期和运营期）内的度电成本。全生命周期内的总成本（全部成本现值之和，主要为原始投资成本、运营成本和残值三大项）除以全部发电量（现值之和）。

新能源平价之后

煤电重要性依旧

LCOE常常被用来对火电和新能源进行成本对标。据国际可再生能源署相关数据，全球平均光伏平准化度电成本十年之间下降了82%，从2010年的37.8美分/kWh下降到2019年的6.8美分/kWh。目前，中国光伏LCOE接近甚至低于燃煤上网标杆电价，光伏风电LCOE比煤电LCOE更低将是个大概率事件。此外，根据国际能源署数据，风电LCOE从1983年到2019年下降了83%。基于上述经验判断，部分能源研究者认为，风光等新能源代替传统能源，尤其是燃煤火电指日可待。

在历经了多年的政府补贴和大力扶持之后，风电和光伏发电终于可以平价上网了。电网全额收购、优先上网等优惠政策又给了新能源实足的底气，出生即带原罪的双高（高污染、高排放）项目煤电机组，也似乎彻底失去了竞争力。

但以目前能源技术与市场的实际来看，新能源+储能并不能成为化石能源或者说煤电的替代者。回想当年，因为风电、光伏等新能源的随机性、间歇性、波动性，不需时有，缺时无，关键时刻指不上的发电特性，被电力圈的业内人士戏称为“垃圾电”。时至今日，这一问题依然没能得到根本性解决。

2021年2月美国德州的寒潮停电事故、2020年末至2021年年初中国国内部分省份的有序用电、2021年3季度开始的中国全国多地拉闸限电，背后都是有效装机容量不足的问题。

众所周知，新能源虽然装机规模庞大，但等效有效容量过低，风电的受阻系数接近95%，光伏的受阻系数为100%（白天有、夜晚无）。在计算电力平衡时，业内人士都知道风（光）等新能源的有效系数仅按5%（0%）考虑，尤其在冬夏双峰时，尖峰时刻，风光几近于无。

与之相比，常规燃煤火电的受阻系数平均约为8%（供热机组为15%），水电为40%。用通俗易懂的话来进一步解释，因为风光等新能源有效容量过低的这个特点，在大规模、长周期储能技术成熟性、安全性、经济性未获得实质性突破之前，在全社会用电量保持一定增速的前提下，风光等可新能源装机规模装机越多，若传统电源不能同步建设并保持相应增量的话，在冬夏双峰和极端气候下，整个电力系统就会越缺电。这就是电荒频繁而至的根本原因。

由此可见，现阶段将燃煤火电机组比作电力系统的压舱石和稳定器，诚不为过。

关键时刻、危难之中，只能是被嫌弃的煤电机组顶得上、扛得住，成为能源保供的中流砥柱。有人可能会认为这仅仅是小概率事件，哪会天天发生？但是，极寒无光、极热无风、水电占比较高的南方，冬季枯水期、极寒天气下、既缺风又缺光还缺水将成为频繁发生的大概率事件。2008年、2020年、2021年，极寒低温天气频繁发生。此外，目前有限的特高压通道还难以实现全国各省之间的电力互联互通，相互调剂、余缺互补。

频繁发生的极端天气一次又一次地警告着人们把能源安全的全部压在风光等间歇性、波动性非常强、并且带有鲜明季节性特点（长江中下游的梅雨季节长时间无光期、夏季长时间无风、少风期）的新能源身上，可能会导致大规模的断电断供。新能源的这个特征需要大量可调节性的电源为其间歇性、波动性和电量欠发的特点维稳和再平衡。作为能源部门的管理者，应该对此有深刻认识，并做好电力安全保供的应急预案。

随着这种极端天气情况的频繁发生，确保能源安全是国内民生第一要务（尤其在“三北”地区，冬季供暖是第一民生，不亚于粮食安全）。彼时，既指不上水电等旧可再生能源，更指不上风光等新可再生能源，只能是传统化石电源（火电、气电）和核电才能保障能源安全。

LCOE的局限性

新能源对化石能源的替换，不仅仅要考虑电网的稳定问题，还有很多的经济性和社会性问题。“三北”地区进入严冬时节后，供暖供电就成为第一民生要务，热电联产的能源利用效率最高。新能源只能发电而不供热，如果供热又得从电转化成热，能源利用效率显著降低。如果不从减碳和降碳的角度考虑，热电联产的热效率最高。与之相比，新能源发电后再制氢，能源效率降低一半，再运输、储氢，然后发电供热，效率又降低一半，能源转换效率过低，能源损失严重。如果考虑新能源配备长周期储能（超过日间储能的周和季节储能），新能源的LCOE将直线上升，其经济性优势将荡然无存。

目前，全国各省（区）纷纷出台政策，要求新能源项目必须标配10%～15%储能，时长约1～2小时，本来项目效益不错的可再生能源投资项目，加上这10%～15%、1～2个小时储能配置，就已经开始投资效益变差，接近盈亏平衡点。如果配备超过一天的长期储能，在目前的技术、经济和市场条件下，很难想象一个风光新能源投资项目还能够盈利。

过去一年里氢能话题火爆，甚至被称为二十一世纪的终极能源。那么氢能会是解决新能源短板的关键因素么？这恐怕也并不乐观。因为能量转换效率较低、成本较高、基础设施投入和安全性等方面的问题，在十年之内，氢能还暂时没有大规模发展的希望。即使在2050，专家们也不能完全肯定在交通领域全面用氢能替代传统化石能源，更何况其他行业？

此外氢能还有诸多的技术难点、关键性核心部件尚未国产化……这些卡脖子问题都亟待解决。虽然世界各国大力倡导并积极推动，但氢能的发展还处于市场导入期，全产业链并不具有成本优势。其规模化发展在路上，所有问题在发展中解决，这个期限至少是十年或者更长，然后等待技术和市场双成熟之后，氢能才会得到大规模推广和应用。

由此看来，仅仅从LOCE评价各类发电电源的成本，显然以偏概全，管中窥豹。新能源享受了电网各种优惠政策、措施（如优先上网和全额收购等），而没有承担相应的调峰调频、提供有效容量等基本义务。正如在一个法治社会，每个公民都应该在享受权利的同时，承担自己应尽的义务。在市场化的电力行业，也本应如此。在电力行业完全市场化之前，新能源发电类型并没有做到责、权、利相统一。一位电力圈的资深专业人士这样形象地比喻到，谁家雇全职保姆，会雇用一个任性撒娇的小姑娘，想干就干、不想干就不干？

此外，大量随机性、波动性强的新能源电源并网发电后，给电网带来巨大的冲击和影响，电力系统的电力电量平衡难以维系，这是一个世界性的难题。此外，传统的电网需要提供转动惯量并且稳定性强的支撑性电源，否则电网的安全性将无法得到保障。这些都是风电光伏等间歇性电源无法保障的，只能由传统电源来保障。此外，因新能源装机占比过高，导致西北电网频繁发生的次同步振荡问题，至今仍未得到有效完全解决。

完善的成本计算

综上，风光等新能源的发电成本仅考虑LCOE是片面的，应该将新能源应该承担的电力系统成本加上才是新能源电源真实的完全成本。电力系统成本即储能成本，保障电网安全不能仅由电网企业和目前的发电主体——燃煤火电机组来承担。新能源企业在享受权利的同时，一定要承担相应的义务，这才是一个科学、理性、务实的态度。

同样，目前评价火电电源的LCOE也不全面、科学，尤其是燃煤火电的成本中，未考虑其环境成本。火电的LCOE加上其环境成本（即碳价或碳税），才是火电的完全成本。

目前，中国的碳市场刚刚启动，碳价总体水平保持在50元/吨左右，碳价并没有完全体现出燃煤火电机组的高污染、高排放特点造成的环境成本。从国际趋势来看，欧洲碳价正在逼近100欧元/吨，并将在60～100欧元/吨的区间内振荡，欧洲的燃煤火电机组想要生存必须需要支付高昂的环境成本。这样一来，市场就会倒逼燃煤火电机组因成本过高而退出市场竞争，无需行政命令。

在燃煤火电机组尚未完全承担环境成本的同时，中国的风光等新能源也远未承担其应该承担的电力系统成本，仅“三北”地区等部分省份建立了辅助服务市场，全国性的辅助服务市场远未建立形成，有效容量市场更是至今没有启动。

电力圈业内人士一直呼吁火电机组的二部制电价～容量电价至今没有落实。西南水电大省，如四川、云南，在冬季枯水期，没有燃煤火电作为重要补充，估计全省人民的用电都会难以保障。此外，四川省实行多年的水火补贴，因为地方政府对火电机组的补贴资金经常拖欠，造成了省内燃煤火电机组常年亏损。终其根本，是电力市场化中的制度设计缺失，即电力容量市场没有及时建立。

考虑到中国以煤为主的资源禀赋特点，在新能源尚未成为供电主体之前，碳市场中的碳价也不宜过高。如果现阶段碳价过高，可能会影响能源安全、民生用电。罗马不是一天建成的，欧洲的碳价也不是碳市场刚刚建立就立即飙升至100欧元，欧洲碳市场从建立到成熟也经历了近20年的历程。因此，中国碳市场的建立与完善，碳价由低至高，大概率应该是一个缓慢、渐进的过程，而不是立即与欧洲碳价看齐。

此外，欧洲与美国已经完成了工业化，其用电结构以第三产业为主，二产和一产为辅，其年用电增量不大，总量基本保持稳定。而中国正处于工业化进程之中，在十四五和十五五期间，年用电量增速仍会保持中高速增长。目前的用电结构以第二产业为主，一产和三产为辅。

在全社会用电增量和用电结构方面，欧美与中国存在较大差异，欧美的碳中和经验不能完全照搬，宜选择适合中国的国情小步快跑，而不是全力冲刺。当然，中国的全社会用电量较高，主要因为中国的单位GDP能耗过高（高于世界平均水平，是英国等发达国家的2倍左右）。究其根本是重化工行业特征明显，部分高耗能产业产能相对过剩、技术相对落后导致，中国在节能减排的路上仍有很长的路要走。

在此期间，燃煤火电和新能源相辅相成，缺一不可，而不是你死我活。只有淘汰了燃煤火电机组，风光等新能源才能获得更加广阔的生存、发展空间，目前这种想法过于急功近利。

在当前的双碳进程中，新能源与燃煤火电机组的关系应该是相辅相成，相存相依，共生共荣的关系，而不是相生相克，有你无我，零和博弈。

新能源需要储能的实质性突破

10年之间光伏成本下降80%，之后仍保持下降的趋势。很多人会以光伏的经验来类推储能，认为10年之内，储能的成本也会下降80%。这是建立在科学和事实上的合理推断吗？本着科学的态度，我们需要打个大大的问号。

根据相关统计数据，2010年电化学储能的综合度电成本为3.7元/kWh，2020年下降为0.4元/kWh（行业内基本认可0.5～0.6元/kWh）。但专家也不能保证，在2025年或者2030能否下降将0.1元/kWh。从目前来看，储能成本只有下降到0.1元/kWh左右，才具备一定的竞争力。否则，新能源加储能就会因电价过高，其经济性变差。以上数据仅限于符合电化学储能物理特性的日内短周期储能成本计算。在超过日间的长周期储能，如周、月、季等，其成本将会呈指数级的上升，没有优势可言。

目前，各类储能技术包括机械类储能（抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能等）、电化学储能（高温钠系电池、液流电池和电容储能）、电气类储能（超导储能和电容储能）、储能和传统火电的灵活性改造等。综合考虑其安全性、成熟性和经济性，技术上最成熟的莫过于抽水蓄能。但在缺水的西北地区，其风光资源又极其充沛，抽水蓄能的规模受水资源条件的约束而严重受阻。乐观估计，按照目前的规划到2030年，中国风光的装机规划将达到12亿千瓦。因此，国家出台了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035）》，到2025年，抽水蓄能装机规模需达到6200万千瓦以上；到2030年，达到1.2亿千瓦左右。

电化学储能虽然看起来很美，但远远达不到安全、经济和可以规模化应用的程度。例如，2021年4月，北京大红门集美家具城的磷酸铁锂储能电站因电池热失控而燃烧爆炸再一次警醒了全体国民。由此可见，大规模发展的储能电站时机尚未成熟，其安全性尚未得到有效、彻底解决。这一安全性问题应该会随着技术的进步得到逐步解决，我们决不能因噎废食，但也不能仓促冒进。

各类储能设施中，最经济的莫过于传统火电电源的灵活性改造。其改造成本最低，旧机组改造成本，约500元～1500元/kW，远低于新建调峰电源成本（抽水蓄能 5500～7000元/千瓦，电化学储能2000～3000元/千瓦）。在“十三五”时期，燃煤火电机组灵活性改造规划目标为2亿千瓦左右，然而这种规划目标并没有相应的市场补偿机制来支持。

因为煤价市场化、电价行政化的本来就处于亏损的边缘煤电企业缺少资金来进行灵活性改造，灵活性改造之后又取得不了相应的经济效益，只有压力而没有动力，这就是“十三五”时期规划改造的2亿千瓦目标远未完成的主要原因。

在“十四五”时期，为了保障大规模的新能源消纳并网，传统煤电机组又面临着大量的必须的灵活性改造要求。不是不想改造，而是没有市场化的补偿机制。煤电承担了新能源所不能承担的调峰、调频等辅助服务功能，理应得到相应的补偿，这一点怎么强调也不过分。

每个火电企业都是市场化的经营主体，在面临着2021年全行业亏损、煤价高涨、电价不涨的窘境下，有的电厂连燃料都买不起、买不上，如何拿得出上亿的资金，再去做指令性的灵活性改造？讲政治的同时，也还得讲经济效益。毕竟，作为市场经营主体的燃煤发电企业的经营负责人还要为职工的生计和企业的长远发展考虑。

市场竞争应该是公平的竞争，新能源优先上网也得承担容量补偿电价。新能源和煤电之间的市场竞争，应该主要由价格这个市场要素来主导，而不能完全由行政命令指定。随着电力市场化程度的加深，抽水蓄能能够获得的容量电价也应该无歧视平等地给予燃煤火电机组，公开、公平、公正是市场化的前提。燃煤火电机组的高污染高排放特征应该由碳税来调节。

2050年，可再生能源占比近80%的新型电力系统将建成。燃煤火电机组将成为调节电源。作为主体的新能源必然是高比例的波动性电源，一定得配备高比例的灵活性调节电源作为电网的坚强支撑。否则，电网的安全性（转动惯量）和调峰需求将无法得到有效保障。只有超过日间储能的经济性大幅下降至（新能源+储能综合LCOE）与（燃煤火电LCOE+碳价）之下，其安全性得到有效保障之后，新能源+储能+氢能才会部分替代传统常规电源。用氢能来保障长周期储能是一个较好实现碳中和的路径，但其安全性和经济性有待市场的进一步验证。碳中和之前，氢能可能会部分替代常规燃煤火电，但不会完全替代。

气+核：现阶段煤电替代主力

在2020～2060年这个转型期约为40年的碳中和进程中，燃煤火电机组的兜底、备用地位和作用无可替代，现阶段可以完全替代煤电的只能气电和核电。只有气电和核电安全、稳定、持续地供电，气电也可以随时调峰调频。

但是，随着2021年寒冬的到来，欧洲天然气大涨800%，如果没有火电，缺油少气的中国又将如何应对？气电虽好，但在极端条件下，不仅穷人用不起，中产阶级也用不起。只有不差钱的富豪可以一试。谈到核电，虽然四代高温气冷堆能够提供调峰等辅助服务，三代技术主之前的核电厂如调峰，仍需改造。此外，中国大陆沿海核电厂址已经探明的，符合安全要求的，仅剩下2亿千瓦左右，如需增加核电厂装机规模，仍需重启内陆核电。从目前来看，日本福岛核事故给普通社会大众带来的负面心理影响至今难以完成消除，政府难以下重启内陆核电的决心。

目前在碳中和进程中，煤电虽然终将被替代，但这一进程需要建立在安全可靠的基础之上：第一，确保能源供应安全，老百姓寒冬可供暖，酷暑不缺电；第二，电网安全可靠，不会发生大规模停电事故。第三，电力商品百姓支付得起。能源不可能三角告诉我们，安全、经济和绿色低碳，三者不可得兼。如果满足了安全和低碳其中两个，碳中和进程加快，电价必涨确定无疑。老百姓是否可以支付得起电力涨价的帐单？这是一个需要认真考虑的问题。

在大量新能源电源建成投运之前，如果想实现碳中和—尽快淘汰煤电，需要同步建设大量的储能设施。这将造成影响新型电力系统的经济性，也就是新能源+储能的综合发电成本会大幅上升。到那时，全社会为了能用上低碳环保清洁电，必须付出更高昂的社会总成本。以德国为例，风光等新能源占比超过50%，其电价也上升了一倍，2021冬季电价更是高的离谱。因此，不能仅仅和欧洲比电价，也得比较一下人均居民可支配收入。古语云：仓廪实而知礼节，衣食足而知荣辱。

发电企业也不必为煤电的生存而过分担忧。当火电利用小时江河日下之时，观念陈旧的业内人士不由得哀叹，火电厂的赢利将一年不如一年，亏损将成为常态。但是这种观念仍然停留在“以电量为主的盈利模式”的旧观念。据相关预测，2050年，燃煤火电机组的发电小时将下降至1000多小时。如果再按之前的拼电量赢利模式，火电机组如何维持生存？新型电力系统建成后，风光等新能源成为发电的主体，但火电电源将转变为调峰调频并提供容量为主体的电源。

传统燃煤火电机组应该由过去以单纯的电量赢利模式转变为以调峰、调频等辅助服务和赚取峰谷电价为主的新型赢利模式。电力市场中的市场竞争不仅是同质化的发电量数量多少之间的竞争，更是人无我有、人有我特的差异化竞争。从欧洲各国，如丹麦和德国早期的经验也可以看出，在完全市场化的电力市场，主要依靠辅助服务、容量市场赢利的燃煤火电机组，在完全退出市场之前，仍然能够依靠新型赢利模式体面生存。

碳中和是一个必然和必须要实现的目标，这个进程并非越快越好。为了碳中和而运动式减碳，未立先破，超出了老百姓的可支付能力，只会造成更负面的影响。

李克强总理曾在两会答记者问上说，中国目前仍有6亿多人口的月收入不足1000元。中国人的人均可支配收入远远没有达到欧洲工业化后期的水平。政府不可能为居民提供巨额的电价补贴，碳中和进程过急、过快受损最大的还是普通消费者，而不是目前掌握了碳中和话语权的学院派专家、学者。

科学地减碳降碳应该做到整个社会总成本最低，经济代价最小，进程最优。不能为了碳中和而对所有的高碳行业集中火力打歼灭战、运动战，要步步为营，稳扎稳打，先立后破。在目前的碳中和进程中，新能源与燃煤火电机组的关系应该是相辅相成，相存相依，共生共荣的关系，而不是相生相克，有你无我，零和博弈。