中國儲能網(wǎng)訊：近日，國際能源署（IEA）和經(jīng)合組織核能署（OECD-NEA）聯(lián)合發(fā)布《電力成本估算報告2020》，指出低碳發(fā)電技術(shù)的發(fā)電成本正在持續(xù)下降，且日益低于傳統(tǒng)化石燃料發(fā)電成本。近年來，在許多國家可再生能源平準(zhǔn)化發(fā)電成本（LCOE）相比于可調(diào)度的化石燃料發(fā)電已具有較強的競爭力；新建核電站的發(fā)電成本保持穩(wěn)定，但長期運行（LTO）核電站是發(fā)電成本最低的低碳發(fā)電技術(shù)選擇；以目前碳價30美元/噸CO2計算，且碳捕集與封存技術(shù)遲遲未取得突破，燃煤發(fā)電成本優(yōu)勢已逐漸不再；基于較低的天然氣價格和在能源轉(zhuǎn)型中的作用日益明確，燃?xì)獍l(fā)電成本在不斷下滑，更具市場競爭力。
這是自1981年以來發(fā)布的第9版《電力成本估算報告》。這項前瞻性研究基于經(jīng)合組織和非經(jīng)合組織24個國家243個發(fā)電廠提供的2025年電力機組投產(chǎn)情況進行發(fā)電成本估算，包括化石燃料和核電基荷發(fā)電，以及一系列可再生能源發(fā)電，還首次將儲能技術(shù)、氫能、長期運行核電站的電力成本數(shù)據(jù)納入估算。由于LCOE指標(biāo)只包括單個發(fā)電廠單項發(fā)電技術(shù)的發(fā)電成本、維護成本和燃料成本，并不涉及該項發(fā)電技術(shù)在整個電力系統(tǒng)中的附加價值，為開展更具體的系統(tǒng)成本比較，國際能源署（IEA）設(shè)置了“價值調(diào)整后的平準(zhǔn)化發(fā)電成本”（VALCOE）這一指標(biāo)，將不同發(fā)電技術(shù)的系統(tǒng)價值（容量價值、靈活性價值等）和系統(tǒng)成本均納入考量，對選定地區(qū)和發(fā)電技術(shù)進行了估算比較。
一、低碳發(fā)電技術(shù)成本競爭力越來越強
低碳發(fā)電技術(shù)平均發(fā)電成本正在下降，并且日益低于傳統(tǒng)化石燃料發(fā)電成本。如果在有利的氣候條件下大規(guī)模部署太陽能光伏發(fā)電，其成本競爭力將非常高。此外，統(tǒng)計14個國家陸上風(fēng)電平均發(fā)電成本，顯示其中10個國家到2025年陸上風(fēng)電將成為LCOE最低的發(fā)電技術(shù)。與上一版的數(shù)據(jù)相比，海上風(fēng)電發(fā)電成本大幅下降，五年前其LCOE中位數(shù)超過150美元/兆瓦時，而目前則遠低于100美元/兆瓦時。兩種水力發(fā)電技術(shù)（徑流式和調(diào)節(jié)式）都可以在合適的地點提供有競爭力的替代電力方案，但成本將極大依賴于建設(shè)地點。然而，IEA的VALCOE指標(biāo)結(jié)果顯示，風(fēng)能和太陽能等間歇性可再生能源的系統(tǒng)價值將隨著其在電力供應(yīng)中所占份額的增加而降低，因此，需設(shè)置合理的并網(wǎng)比例以實現(xiàn)電力系統(tǒng)價值最大化。
新版報告中新建核電站的電力成本估算值低于上一個版本，但地區(qū)差異仍然顯著。歸功于學(xué)習(xí)效應(yīng)，一些經(jīng)合組織國家的核電站平均隔夜建設(shè)成本反映出下降趨勢。核電到2025年仍將是成本最低的可調(diào)度低碳發(fā)電技術(shù)，只有大型水電可以做出類似的貢獻，但后者高度依賴于自然資源稟賦。與化石燃料發(fā)電相比，核電站預(yù)計比燃煤電廠成本更低。雖然燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電（CCGT）在一些地區(qū)具有競爭力，但其LCOE在很大程度上取決于各個地區(qū)的天然氣價格和碳排放價格。長期運行核電站的電力成本極具競爭力，不僅是成本最低的低碳發(fā)電技術(shù)選擇，也是所有發(fā)電方式中成本最低的一種。
圖1 不同技術(shù)平準(zhǔn)化發(fā)電成本區(qū)間（單位：美元/兆瓦時）
注：圖中數(shù)值按折現(xiàn)率7%計算；箱線圖表示最大值、中位數(shù)和最小值；CCGT：燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電技術(shù)；CCUS：碳捕集、利用和封存技術(shù)。
二、發(fā)電成本競爭力取決于國家和地方條件
由于有利于可再生能源發(fā)電的地址條件不同、燃料成本差異以及技術(shù)成熟度有別，所有發(fā)電技術(shù)的成本都因各國和地區(qū)而大相徑庭。此外，一項發(fā)電技術(shù)在電力系統(tǒng)發(fā)電總量中的占比對其價值、負(fù)荷因子和平均成本也有影響。雖然在本報告中大多數(shù)國家的可再生能源發(fā)電技術(shù)都有很強競爭力，但數(shù)據(jù)顯示，在一些國家（如日本、韓國和俄羅斯）的可再生能源成本仍高于化石燃料發(fā)電或核能發(fā)電。即使在同一國家，不同區(qū)域的條件不同也會造成地方一級的發(fā)電成本差異。在歐洲，陸上風(fēng)電和海上風(fēng)電以及公用事業(yè)規(guī)模太陽能發(fā)電都能夠與天然氣和新建核電相競爭。在美國，燃?xì)獍l(fā)電受益于預(yù)期較低的天然氣價格，但從電廠LCOE中位數(shù)來看，陸上風(fēng)電和公用事業(yè)規(guī)模光伏是成本最低的發(fā)電技術(shù)（碳價30美元/噸CO2），比燃?xì)獍l(fā)電成本更高的是海上風(fēng)電、新建核電和燃煤發(fā)電。在中國和印度，預(yù)期間歇性可再生能源LCOE將達到最低，公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏和陸上風(fēng)電是成本最低的發(fā)電技術(shù)，核電也具有一定的競爭力，為兩國目前碳密集型發(fā)電結(jié)構(gòu)的轉(zhuǎn)型提供了有前景的技術(shù)選擇方案。
圖2 主要地區(qū)不同發(fā)電技術(shù)平準(zhǔn)化發(fā)電成本中位數(shù)比較（單位：美元/兆瓦時）
注：圖中數(shù)值按折現(xiàn)率7%計算。
三、延長核電站服役年限具有較好的成本效益
相較于投資新建核電站，對現(xiàn)有核電站設(shè)施進行大規(guī)模翻修，安全延長舊核電站原定服役年限，其發(fā)電成本大大降低。即使延壽后核電站利用率有所下降，但在高比例可再生能源系統(tǒng)中，現(xiàn)有核電延壽這一潛在的低碳發(fā)電方案，其成本也低于重新投資其他低碳技術(shù)。此外，從財政角度來看，核電站服役年限的延長，能大大減少核電站退役基金經(jīng)費的使用。
四、碳捕集技術(shù)雖會提高發(fā)電成本，但仍將是較為可行的減排方案
在碳排放成本為30美元/噸CO2的情況下，由于配備CCUS設(shè)備的投資成本較高，并且會降低熱效率，因此為燃煤和燃?xì)怆姀S配備CCUS比純化石燃料發(fā)電更昂貴。但隨著碳排放成本的提高，對于燃煤電廠而言，配備CCUS的發(fā)電機組在每噸CO2 50-60美元的價格下具有成本競爭力。對于燃?xì)獍l(fā)電而言，只有碳價格高于100美元/噸CO2情況下CCUS技術(shù)才具有競爭力。而在這么高的碳價下，間歇性可再生能源、水電或核電可能將成為成本最低的發(fā)電技術(shù)選擇。盡管未來碳價預(yù)測具有較大不確定性，但在未來全球碳價超過100美元/噸CO2的情景下，如果需要靈活的低碳發(fā)電但缺乏有競爭力的替代發(fā)電技術(shù)，同時擁有經(jīng)濟可用的化石燃料資源，CCUS仍可能成為某些低碳發(fā)電組合的一種補充。
五、低碳發(fā)電技術(shù)需與市場相適應(yīng)
為了增強不同區(qū)域和市場之間發(fā)電成本的可比性，有必要統(tǒng)一某些假設(shè)條件，報告在基礎(chǔ)情景中假設(shè)核電、煤電和氣電的容量因子為85%、折現(xiàn)率7%?；诂F(xiàn)有技術(shù)組合以及市場環(huán)境，這些參數(shù)可能會因單一市場情況有很大差異。例如隨著可再生能源發(fā)電占比日益增加，基荷電廠市場份額會降低。報告因此還估算可調(diào)度的基荷發(fā)電技術(shù)（如氣電、煤電和核電）負(fù)荷因子為50%。取決于調(diào)度的優(yōu)先順序不同，不同技術(shù)也會受到不同程度的影響。在美國，由于其氣價較低，煤電機組通常最后調(diào)度，因此負(fù)荷因子也更低。CCGT技術(shù)由于投資成本相對較低，且在許多地區(qū)可變成本適中，非常適合在不同環(huán)境和不同地區(qū)發(fā)電。而核電機組由于投資成本高，需要具備較高的利用率，核電才具有成本競爭力。
競爭力的一個關(guān)鍵決定因素是折現(xiàn)率，折現(xiàn)率反映了投資的機會成本以及各種風(fēng)險和不確定性，例如與政策法規(guī)發(fā)展、市場設(shè)計、系統(tǒng)開發(fā)以及未來投資和燃料成本有關(guān)的風(fēng)險和不確定性。在LCOE計算方法學(xué)中，折現(xiàn)率與資本成本相對應(yīng)。一項技術(shù)資本密集程度越高，其 LCOE對折現(xiàn)率變化越敏感。在基荷核電站中，這意味著新建核電站成本尤其取決于折現(xiàn)率。折現(xiàn)率較低（3%）時，反映市場環(huán)境穩(wěn)定，投資保障高，新建核電站的LCOE低于新燃煤電廠和燃?xì)怆姀S。如果折現(xiàn)率在7%或10%（這意味著面臨風(fēng)險較高的經(jīng)濟環(huán)境），新建核電站的成本將超過化石燃料發(fā)電廠。
六、系統(tǒng)成本計算對呈現(xiàn)能源整體價值具有重要作用
由于LCOE指標(biāo)只包括單個發(fā)電廠單項發(fā)電技術(shù)的發(fā)電成本、維護成本和燃料成本，并不涉及該項發(fā)電技術(shù)在整個電力系統(tǒng)中的附加價值。而某一特定類型的可再生能源發(fā)電技術(shù)與整個能源系統(tǒng)是相互關(guān)聯(lián)的，并不具有隨時穩(wěn)定可靠的發(fā)電能力。發(fā)電量的大小并非受到電力需求的調(diào)控，因此降低了發(fā)電的價值。電力可靠性保障需要可調(diào)度的電力容量，如儲能和需求響應(yīng)，以確保供應(yīng)的安全性。此外，間歇性可再生能源發(fā)電的潛在快速變化需要進行平衡。為了涵蓋上述不確定因素的影響，并保障低碳電力以低成本的價格滿足市場特定需求，需要進行整個電力系統(tǒng)級的分析。因此，國際能源署開發(fā)了VALCOE的系統(tǒng)價值模型，對發(fā)電成本進行估算。這種新計算模型是根據(jù)電力系統(tǒng)中單項技術(shù)對實現(xiàn)整個電力系統(tǒng)安全運行的所有方面的貢獻價值進行調(diào)整，其計算結(jié)果反映了現(xiàn)有技術(shù)在整個電力系統(tǒng)中的價值。結(jié)果顯示，太陽能光伏發(fā)電機組在單個發(fā)電廠產(chǎn)量中顯示出高度相關(guān)性，隨著其在電力系統(tǒng)中占比增加，發(fā)電價值顯著降低，在系統(tǒng)分析中將考慮這一現(xiàn)象。相比之下，風(fēng)電產(chǎn)量在每個風(fēng)力發(fā)電廠之間的相關(guān)性較小。即使其占比增加，其價值損失也較小。雖然目前可再生能源發(fā)電量在整個能源系統(tǒng)中占比較低，相關(guān)性對能源市場的影響較小，但隨著可再生能源發(fā)電量占比的不斷增加，相關(guān)性影響可能會上升。具有高可變成本技術(shù)（如高靈活性的開式循環(huán)燃?xì)廨啓C）的燃?xì)獍l(fā)電在電力系統(tǒng)中具有更高的系統(tǒng)價值。
VALCOE度量標(biāo)準(zhǔn)提供了一種從單個發(fā)電技術(shù)出發(fā)，考察其在整個電力系統(tǒng)中系統(tǒng)價值的創(chuàng)新方法。其系統(tǒng)價值不僅取決于間歇性可再生能源在整個能源系統(tǒng)中所占的比例，還取決于互補資源的成本，如儲能或移動互聯(lián)技術(shù)，以及競爭技術(shù)的成本。與許多其他假定長期運行成本最優(yōu)情景模擬未來系統(tǒng)發(fā)展的分析方法不同，VALCOE計算場景試圖復(fù)制真實的現(xiàn)實世界系統(tǒng)，未來還將不斷進行系統(tǒng)化分析并完善當(dāng)前的數(shù)據(jù)結(jié)果。評估不同發(fā)電技術(shù)的系統(tǒng)價值，可以更全面地了解其經(jīng)濟成本。但為了衡量發(fā)電技術(shù)對整個社會的全部成本，還需考慮人類健康影響（空氣污染和重大事故）、環(huán)境、就業(yè)、自然資源可獲得性和供應(yīng)安全性等因素。
七、儲能在能源系統(tǒng)中變得尤為重要
間歇性可再生能源發(fā)電與天氣的相關(guān)性，將導(dǎo)致瞬時電力需求與供應(yīng)之間的不匹配，某些時刻會導(dǎo)致供應(yīng)過剩，而在其他時候又會導(dǎo)致供應(yīng)不足。因此，不同電力儲能技術(shù)在各種應(yīng)用和服務(wù)中顯得至關(guān)重要。儲能可以改善風(fēng)能和太陽能光伏發(fā)電等間歇性可再生能源發(fā)電與電力需求的穩(wěn)定性。在未來的低碳系統(tǒng)中，多種靈活性方案（例如儲能、需求靈活性以及核電、水電等靈活低碳發(fā)電）的組合可能將提供成本最低的解決方案。
八、未來氫能的發(fā)展?jié)摿υ诤艽蟪潭壬先Q于制氫成本
自20世紀(jì)70年代以來，全球?qū)儦涞男枨罅吭鲩L了三倍多，目前每年需求約為7500萬噸。需求主要來自煉油和合成氨（占純氫需求量的95%左右）。此外，某些工業(yè)還使用氫化氣體作為氣體混合物的一部分，目前每年混合氫需求約為4500萬噸，主要用于化學(xué)生產(chǎn)和鋼鐵部門。氫的生產(chǎn)成本受到若干因素的影響，最終成本取決于所使用的燃料（天然氣、煤炭或電力）和技術(shù)（天然氣制氫和煤制氫中有沒有利用碳捕集與封存技術(shù)、不同類型的電解技術(shù)等）。目前，天然氣制氫成本在0.7-1.6美元/千克H2之間，配備CCUS的天然氣重整制氫成本高達1.2-2.0美元/千克H2。在石油和化工領(lǐng)域，低碳?xì)湟〈壳暗幕剂现茪?，面臨的最大障礙是成本，只有當(dāng)電價低于20美元/兆瓦時，電解制氫才能與傳統(tǒng)技術(shù)競爭；而在鋼鐵生產(chǎn)中，只有當(dāng)電價非常低（低于10美元/兆瓦時）時，電解制氫才能與傳統(tǒng)方式競爭；對于乘用車，必須降低燃料電池和車載儲氫的成本，以使其在長距離里程（400–500公里）應(yīng)用上能與電動汽車競爭。
