中國(guó)煤炭發(fā)電與光伏發(fā)電技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性評(píng)估

周玉立，袁宏永

（清華大學(xué)工程物理系公共安全研究院，北京100084）

一、引言

氣候變化問(wèn)題和空氣污染問(wèn)題已成為目前國(guó)際社會(huì)關(guān)注的焦點(diǎn)。為有效應(yīng)對(duì)上述問(wèn)題，許多國(guó)家開始控制化石能源（尤其是煤炭） 消費(fèi)、大力發(fā)展太陽(yáng)能、風(fēng)能、生物質(zhì)能等可再生能源，力求在滿足自身能源消費(fèi)需求的前提下減少能源部門產(chǎn)生的溫室氣體和污染物排放。中國(guó)作為負(fù)責(zé)任的大國(guó)，積極履行應(yīng)對(duì)氣候變化的國(guó)際承諾，近年來(lái)采取了多項(xiàng)有力措施控制煤炭消費(fèi)，大力發(fā)展可再生能源發(fā)電，以期實(shí)現(xiàn)能源結(jié)構(gòu)由高碳向低碳轉(zhuǎn)變。然而，不可忽略的現(xiàn)實(shí)挑戰(zhàn)在于目前中國(guó)是全球最大的煤炭消費(fèi)國(guó)，在當(dāng)前和未來(lái)相當(dāng)長(zhǎng)的一段時(shí)期內(nèi)，煤炭仍將是中國(guó)最主要的能源，且現(xiàn)階段約50%的煤炭用于發(fā)電（國(guó)家能源局能源統(tǒng)計(jì)司，2018）。因此，在能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型過(guò)程中，傳統(tǒng)的煤炭發(fā)電和可再生能源發(fā)電之間的博弈與競(jìng)爭(zhēng)顯然難以避免。

2018年煤炭在中國(guó)能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中的占比為59%，是近40年來(lái)首次跌破60%（圖1），這體現(xiàn)出近年來(lái)中國(guó)政府積極應(yīng)對(duì)氣候變化的決心和采取措施的有效性。從消費(fèi)總量來(lái)看，近年來(lái)煤炭消費(fèi)增速雖有所放緩，但消費(fèi)總量仍在逐年上漲，2018年中國(guó)的煤炭消費(fèi)量為27.4 億噸標(biāo)準(zhǔn)煤（國(guó)家能源局，2019），這是由中國(guó)的基本國(guó)情（經(jīng)濟(jì)和能源消費(fèi)快速增長(zhǎng)且能源結(jié)構(gòu)以煤為主） 所決定的。與此同時(shí)，可再生能源在中國(guó)也呈現(xiàn)快速擴(kuò)張的態(tài)勢(shì)。截至2019年底，中國(guó)可再生能源發(fā)電的裝機(jī)總量已經(jīng)達(dá)到758.6 吉瓦（GW，即百萬(wàn)千瓦），其中太陽(yáng)能發(fā)電（含光熱發(fā)電） 和風(fēng)力發(fā)電（含海上風(fēng)電） 的裝機(jī)總量分別達(dá)到205.5 GW 和210.5 GW，均位居世界第一(IREA，2020)。

圖1 1980-2018年中國(guó)能源消費(fèi)總量及結(jié)構(gòu)

電力作為一種商品，其經(jīng)濟(jì)性是其最為關(guān)鍵且重要的屬性之一。與可再生能源電力相比，煤炭發(fā)電最大的優(yōu)勢(shì)在于其低廉的發(fā)電成本以及能夠提供穩(wěn)定、持續(xù)的電力供給。然而，近年來(lái)因受到技術(shù)進(jìn)步和規(guī)模效應(yīng)的影響，可再生能源電力的發(fā)電成本已大幅下降。以太陽(yáng)能光伏發(fā)電為例，在全球范圍內(nèi)加權(quán)平準(zhǔn)化成本在2010-2018年間降低了77%(IREA，2019)。隨著可再生能源技術(shù)的發(fā)展及成本的降低，競(jìng)爭(zhēng)力將進(jìn)一步凸顯，煤炭發(fā)電正逐漸喪失成本優(yōu)勢(shì)。盡管如此，可再生能源電力想要完全取代煤電在短期內(nèi)難以實(shí)現(xiàn)，這是由技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀以及中國(guó)的資源稟賦和能源結(jié)構(gòu)現(xiàn)狀所決定的。預(yù)計(jì)未來(lái)相當(dāng)長(zhǎng)一段時(shí)期內(nèi)煤炭仍將在能源供給結(jié)構(gòu)中占據(jù)重要地位，但與此同時(shí)煤炭發(fā)電與可再生能源發(fā)電之間的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)會(huì)愈加激烈，這一現(xiàn)象需格外關(guān)注。此外，從可再生能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模來(lái)看，光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電在中國(guó)非水可再生能源中占據(jù)主導(dǎo)地位，裝機(jī)規(guī)模均突破2 億千瓦（國(guó)家能源局，2020a；2020b）。從可再生能源電量消納方面來(lái)看，2019年中國(guó)棄光電量46 億千瓦時(shí)，全國(guó)棄光率2% （國(guó)家能源局，2020a），低于風(fēng)電（2019年我國(guó)棄風(fēng)電量為169 億千瓦時(shí)，全國(guó)棄風(fēng)率4%（國(guó)家能源局，2019b）），且近年來(lái)光伏發(fā)電裝機(jī)增速較快。因此，選擇光伏發(fā)電作為可再生能源發(fā)電的代表進(jìn)行研究。

目前已有學(xué)者對(duì)從減排和投資收益的角度對(duì)煤電和可再生能源電力進(jìn)行了分析。Fan 等(2019)對(duì)比分析了我國(guó)燃煤電廠耦合碳捕集與封存(CCS)技術(shù)以及其他主要低碳發(fā)電技術(shù)（包括天然氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電、太陽(yáng)能發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電及生物質(zhì)發(fā)電） 的成本收益。研究結(jié)果表明不同低碳發(fā)電技術(shù)的成本在我國(guó)存在顯著的區(qū)域差異，且煤炭?jī)r(jià)格是影響我國(guó)燃煤發(fā)電成本的關(guān)鍵因素。然而，需特別關(guān)注的問(wèn)題是，當(dāng)可再生能源大規(guī)模普及時(shí)，對(duì)電網(wǎng)建設(shè)和運(yùn)營(yíng)的要求會(huì)明顯提高，屆時(shí)可再生能源電力可能將需要借助儲(chǔ)能系統(tǒng)以實(shí)現(xiàn)電力的平穩(wěn)、安全供給。因此，將波動(dòng)的可再生能源電力集成于電力系統(tǒng)中會(huì)給電網(wǎng)和用戶帶來(lái)額外的成本支出(Yao 等，2020)，進(jìn)而可能使得煤電重新占據(jù)技術(shù)成本優(yōu)勢(shì)。

針對(duì)上述問(wèn)題，研究擬構(gòu)建煤炭發(fā)電和光伏發(fā)電的平準(zhǔn)化成本(LCOE)核算模型，統(tǒng)籌考慮燃料價(jià)格、燃煤機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)、太陽(yáng)能資源分布、棄光率及儲(chǔ)能成本等多種不確定因素，并以中國(guó)29個(gè)省份/自治區(qū)/直轄市（除去北京、西藏、香港、澳門和臺(tái)灣①西藏、香港、澳門及臺(tái)灣地區(qū)的燃煤機(jī)組裝機(jī)規(guī)模較小且相關(guān)數(shù)據(jù)較難獲取，故不作分析。北京地區(qū)目前已關(guān)閉所有燃煤電廠，故也不作分析。） 作為案例進(jìn)行分析，評(píng)估中國(guó)煤炭發(fā)電和光伏發(fā)電的成本差異、競(jìng)爭(zhēng)態(tài)勢(shì)以及未來(lái)的發(fā)展趨勢(shì)。

二、模型與方法

1.燃煤發(fā)電成本構(gòu)成

（1） 初始投資成本

其中，TCpc為燃煤電廠項(xiàng)目初始投資成本；UCpc為燃煤電廠項(xiàng)目單位造價(jià)（不含脫硫脫硝成本）。假定燃煤機(jī)組類型為600 兆瓦（MW） 級(jí)超超臨界機(jī)組，其單位造價(jià)3600 元/千瓦（中國(guó)電力企業(yè)聯(lián)合會(huì), 2014）；ICpc為燃煤電廠裝機(jī)容量，即600MW。

（2） 運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本

電廠主體運(yùn)營(yíng)維護(hù)費(fèi)：

其中，O&Mpc為電廠主體年運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本，包括人工成本、環(huán)保稅（即針對(duì)二氧化硫、氮氧化物等大氣污染物征收環(huán)保稅） 及其他成本；Rpc為電廠主體年運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本系數(shù)，取2.5% （王云，2013）。

脫硫脫硝成本：

其中，CSN為電廠年脫硫脫硝成本；RT 為燃煤電廠年運(yùn)行時(shí)間，各省燃煤電廠年運(yùn)行時(shí)間參考《中國(guó)電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告2017》；UCS和UCN分別表示單位脫硫成本和單位脫硝成本，分別取0.0130 元/千瓦時(shí)和0.0111 元/千瓦時(shí)（史建勇，2015）。

燃料費(fèi)：

其中，Cfuel為燃料費(fèi)；ω 為廠用電率，由于數(shù)據(jù)可獲性限制，廠用電率取2016年全國(guó)6000 千瓦及以上火電廠用電率平均值，參考《中國(guó)電力行業(yè)年度發(fā)展報(bào)告2017》值取6.01%；ψ 為燃煤電廠單位供電煤耗，即提供1 千瓦時(shí)電力所消耗的標(biāo)準(zhǔn)煤量，各省燃煤機(jī)組供電煤耗參考Fan 等(2019)；LHVSC為標(biāo)準(zhǔn)煤的低位熱值，取29.3076MJ/kg；LHVRC為原煤的低位熱值，取20.908 MJ/kg（國(guó)家統(tǒng)計(jì)局能源統(tǒng)計(jì)司，2018）；Pcoal為煤炭（電煤） 價(jià)格，取各省/自治區(qū)/直轄市2014年1月-2019年12月電煤價(jià)格的平均值（內(nèi)蒙古煤炭交易中心，2020），如圖2 所示。

圖2 2014年1月-2019年12月中國(guó)各省電煤平均價(jià)格

其他費(fèi)用：

其中，Roth為其他費(fèi)用成本系數(shù)，取0.018 元/千瓦時(shí)（王云，2013）。

2.煤炭發(fā)電的平準(zhǔn)化成本

其中，LCOEpc為燃煤電廠的平準(zhǔn)化成本；TaxRate為電力企業(yè)所得稅率，針對(duì)煤炭發(fā)電企業(yè)和光伏發(fā)電企業(yè)均取25%（楊琳，2018）；RVpc為固定資產(chǎn)殘值，假定其占初始投資總額的5%；Npc為燃煤電廠的壽命周期，一般為40年（Seto 等，2016）；r為折現(xiàn)率，取5%（Fan 等，2019）。

3.光伏發(fā)電成本構(gòu)成

（1） 光伏電站系統(tǒng)成本

其中，TCpv為光伏電站的總系統(tǒng)造價(jià)成本；UCpv為光伏電站的單位系統(tǒng)造價(jià)成本，其成本組成包括土地費(fèi)用及場(chǎng)地施工成本、支架及安裝成本、電氣設(shè)備及接入成本、管理費(fèi)用及組件成本，參考《中國(guó)2050年光伏發(fā)展展望（2019）》，取3800 元/千瓦；PAZ為光伏電站裝機(jī)容量，假定為100 MW（Fan 等，2019）。

（2） 光伏電站運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本

其中，O&Mpv為光伏電站的年運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本；Rpv為光伏電站年運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本占總系統(tǒng)造價(jià)成本的比例，取1% （IEA，2010）。

4.光伏發(fā)電的平準(zhǔn)化成本

參考美國(guó)Sunpower 公司于2008年發(fā)布的《The Drivers of The Levelized Cost of Electricity for Utility-Scale Photovoltaics》 報(bào)告，光伏發(fā)電的平準(zhǔn)化成本計(jì)算方法如下所示：

其中，LCOEpv為光伏發(fā)電的平準(zhǔn)化成本；RVpv為光伏電站固定資產(chǎn)殘值，取初始投資總額的5%；Npv為光伏電站的壽命周期，一般為25年（Li 等，2018）；Epv為光伏電站的年發(fā)電量，其計(jì)算方法參考《中華人民共和國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)—光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范（GB 50797-2012）》，如公式(10)所示；γ為棄光率，各省棄光率參考國(guó)家可再生能源中心發(fā)布的官方數(shù)據(jù)。

其中，HA為水平面太陽(yáng)能總輻照量，各省水平面太陽(yáng)能總輻照量以其省會(huì)城市的數(shù)值代表，具體數(shù)值見孫艷偉等(2011)的研究；A為組件安裝面積；ηi為組件轉(zhuǎn)換效率；K為綜合效率系數(shù)，一般取0.8；Es為標(biāo)準(zhǔn)條件下的輻照度（常數(shù)＝1kW/m2）。

三、結(jié)果討論

1.煤炭發(fā)電與光伏發(fā)電的LCOE 對(duì)比

如圖3 所示，中國(guó)不同地區(qū)的煤炭發(fā)電成本和太陽(yáng)能光伏發(fā)電成本具有差異性。首先，就煤炭發(fā)電的LCOE 來(lái)看，29 省份的平均值為269.40 元/兆瓦時(shí)。其中，新疆自治區(qū)的煤炭發(fā)電LCOE 最低，為167.14 元/兆瓦時(shí)，這主要得益于其低廉的煤炭?jī)r(jià)格（208 元/噸）。而云南省的煤炭發(fā)電LCOE 最高，為405.46 元/兆瓦時(shí)，其主要原因在于云南省的水力發(fā)電占比較高，進(jìn)而擠占燃煤電力的占比，導(dǎo)致燃煤機(jī)組的年運(yùn)行時(shí)間偏少，因此單位煤炭發(fā)電的成本相對(duì)較高，缺乏盈利空間。光伏發(fā)電的LCOE 主要受各地區(qū)太陽(yáng)能資源的影響，太陽(yáng)能資源豐富的地區(qū)其單位光伏發(fā)電成本一般相對(duì)較低。29 省份的光伏發(fā)電LCOE 的平均值為313.83 元/兆瓦時(shí)，略高于煤炭發(fā)電。其中，海南、山西、天津、寧夏、內(nèi)蒙古、青海等地區(qū)的光伏發(fā)電LCOE 較低，分別為248.58 元/兆瓦時(shí)、249.34元/兆瓦時(shí)、254.65元/兆瓦時(shí)、261.77元/兆瓦時(shí)、273.88元/兆瓦時(shí)、278.25元/兆瓦時(shí)。

圖3 中國(guó)煤炭發(fā)電與光伏發(fā)電的LCOE 對(duì)比

圖4 考慮儲(chǔ)能成本時(shí)光伏發(fā)電與煤炭發(fā)電的LCOE 對(duì)比

對(duì)比不同地區(qū)煤炭發(fā)電和光伏發(fā)電的成本可以發(fā)現(xiàn)，在絕大多數(shù)地區(qū)（除廣西、海南、青海及云南4 ?。?仍是煤炭發(fā)電占據(jù)成本優(yōu)勢(shì)。其中，貴州省煤炭發(fā)電和光伏發(fā)電的成本差距最大，為159.22 元/兆瓦時(shí)，其主要原因在于貴州省的太陽(yáng)能資源十分匱乏，年均太陽(yáng)能輻射量偏低導(dǎo)致光伏發(fā)電的單位成本較高，因此在煤炭發(fā)電具有明顯的成本優(yōu)勢(shì)。其次為新疆自治區(qū)，其煤炭發(fā)電成本較光伏發(fā)電低145.03 元/兆瓦時(shí)。新疆自治區(qū)雖擁有豐富的太陽(yáng)能資源，但其棄光率遠(yuǎn)高于全國(guó)平均水平。2018年該地區(qū)棄光率為16%，2019年下降至7.4%，但仍高于全國(guó)2%的平均棄光率。若未來(lái)新疆地區(qū)的棄光問(wèn)題能夠得到顯著改善，其單位光伏發(fā)電成本將會(huì)進(jìn)一步下降，縮小與煤炭發(fā)電的成本差距。在福建、河北、湖南、吉林及山西等省份，煤炭發(fā)電較光伏發(fā)電雖具有成本優(yōu)勢(shì)，但該優(yōu)勢(shì)十分微弱，成本差距在20 元/兆瓦時(shí)以內(nèi)。未來(lái)，若光伏組件成本進(jìn)一步下降，上述地區(qū)的煤電行業(yè)可能將會(huì)面臨嚴(yán)峻的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)與挑戰(zhàn)。此外，青海省光伏電力的發(fā)展趨勢(shì)需格外關(guān)注。該地區(qū)2018年的棄光率為5%，以此為基準(zhǔn)其煤炭發(fā)電與光伏發(fā)電的成本幾乎相當(dāng)，前者較后者高出約1 元/兆瓦時(shí)。然而，2019年青海地區(qū)的棄光率出現(xiàn)反彈，由5%上升至7.2%。其主要原因在于青海地區(qū)新能源裝機(jī)大幅增加且電力負(fù)荷下降，導(dǎo)致部分地區(qū)送電受限，棄光率不降反升。未來(lái)，青海地區(qū)的棄光風(fēng)險(xiǎn)可能會(huì)進(jìn)一步加劇，需格外關(guān)注、重點(diǎn)防范。

2.儲(chǔ)能成本對(duì)光伏發(fā)電經(jīng)濟(jì)性的影響

受自然條件的限制，光伏發(fā)電、風(fēng)力發(fā)電等可再生能源發(fā)電方式具有間歇性、周期性出力的特點(diǎn)，其供電穩(wěn)定性弱于傳統(tǒng)的化石燃料發(fā)電。因此，未來(lái)光伏發(fā)電的大規(guī)模應(yīng)用可能將必須依賴配套的儲(chǔ)能系統(tǒng)以滿足調(diào)峰需求，即實(shí)現(xiàn)發(fā)電側(cè)與用電側(cè)的匹配。然而，增配儲(chǔ)能系統(tǒng)無(wú)疑會(huì)導(dǎo)致光伏發(fā)電全流程成本的上升。目前光伏發(fā)電系統(tǒng)中的儲(chǔ)能方式包括蓄電池儲(chǔ)能（包括鉛蓄電池、鋰離子電池等）、超級(jí)電容器儲(chǔ)能、飛輪儲(chǔ)能及超導(dǎo)儲(chǔ)能等。其中，鋰離子電池儲(chǔ)能技術(shù)在新能源汽車的帶動(dòng)下近年來(lái)取得了較大的進(jìn)步。根據(jù)《中國(guó)2050年光伏發(fā)展展望（2019）》，當(dāng)前鋰離子電池儲(chǔ)能系統(tǒng)投資價(jià)格約為1500 元/千瓦時(shí)，儲(chǔ)能充放電成本為0.6 元/千瓦時(shí)。在此基礎(chǔ)上，考慮將棄光電量通過(guò)鋰離子電池儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行存儲(chǔ)并在適當(dāng)時(shí)候放出。在這種情況下，光伏發(fā)電全流程成本（即包括儲(chǔ)能成本）與煤炭發(fā)電成本的對(duì)比如圖4 所示。受新增裝機(jī)、電力消納及其他因素影響，未來(lái)各省的棄光率變化具有不確定性，即可能上升、下降或保持不變。但鑒于目前我國(guó)的整體棄光率較低，未來(lái)整體的波動(dòng)幅度可能較小，故假設(shè)在光伏電站壽命周期內(nèi)棄光率保持不變，即各省棄光率均以2018年的值為基準(zhǔn)。

由圖4 可以看出，當(dāng)考慮儲(chǔ)能成本時(shí)，部分省份的光伏發(fā)電成本將上升：山東（+3 元/兆瓦時(shí)）、山西（+4 元/兆瓦時(shí)）、內(nèi)蒙古（+5 元/兆瓦時(shí)）、河北（+7 元/兆瓦時(shí)）、吉林（+6 元/兆瓦時(shí)）、寧夏（+14 元/兆瓦時(shí)）、青海（+16 元/兆瓦時(shí)）、陜西（+15 元/兆瓦時(shí)）、甘肅（+28 元/兆瓦時(shí)）、新疆（+46 元/兆瓦時(shí)）。全國(guó)范圍來(lái)看，當(dāng)考慮儲(chǔ)能成本時(shí)，光伏發(fā)電僅在云南、廣西及海南等地區(qū)仍具有一定的成本優(yōu)勢(shì)；在其余省份則是煤炭發(fā)電具有成本優(yōu)勢(shì)，尤其是內(nèi)蒙古、陜西、貴州和新疆地區(qū)。綜上可以看出，當(dāng)考慮儲(chǔ)能成本時(shí)，煤電在中國(guó)大多數(shù)省份仍具有成本優(yōu)勢(shì)，尤其是在煤炭資源豐富（如內(nèi)蒙古、陜西）、光照條件較差（如貴州、四川） 或是棄光率較高（如新疆） 的省份。

3.敏感性分析

（1） 煤價(jià)

煤炭是燃煤電廠最為關(guān)鍵的原材料，其價(jià)格的波動(dòng)將會(huì)對(duì)燃煤電廠的發(fā)電成本產(chǎn)生重要的影響。因此需對(duì)煤炭?jī)r(jià)格進(jìn)行敏感性分析，定量分析、判斷其波動(dòng)對(duì)煤炭發(fā)電LCOE 的影響。根據(jù)29 省份/自治區(qū)/直轄市的煤炭發(fā)電LCOE 數(shù)據(jù)繪制出箱線圖，如圖5 所示。

圖5 煤價(jià)敏感性分析圖

由圖5 可以看出，煤炭發(fā)電LCOE 與煤價(jià)呈同向變動(dòng)關(guān)系，且其波動(dòng)相對(duì)平穩(wěn)。從數(shù)量來(lái)看，當(dāng)煤價(jià)在基準(zhǔn)值基礎(chǔ)上變化100元/噸時(shí)，煤炭發(fā)電LCOE的絕對(duì)值變化范圍為0.029～0.036 元/千瓦時(shí)，相應(yīng)的成本變化幅度為9.7%～20.7%。由此可見，煤炭?jī)r(jià)格對(duì)于煤炭發(fā)電成本具有重要的影響且存在明顯的區(qū)域差異。未來(lái)煤價(jià)的變化將受到市場(chǎng)、政策以及其他不確定因素的影響，其波動(dòng)范圍難以預(yù)測(cè)，但可以肯定的是，煤價(jià)的上漲將不利于煤電行業(yè)的發(fā)展，使煤電的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力大打折扣，難以與可再生能源電力競(jìng)爭(zhēng)。

（2） 光伏系統(tǒng)造價(jià)

對(duì)于光伏電站而言，光伏系統(tǒng)造價(jià)是影響其發(fā)電成本的重要因素。近十年來(lái)光伏系統(tǒng)造價(jià)已大幅下降，促使光伏發(fā)電在全球范圍內(nèi)步入商業(yè)化應(yīng)用階段。隨著技術(shù)的進(jìn)步，光伏系統(tǒng)的造價(jià)將會(huì)進(jìn)一步下降，光伏發(fā)電成本也會(huì)相應(yīng)地降低。據(jù)《中國(guó)2050年光伏發(fā)展展望（2019）》預(yù)測(cè)，在光伏組件成本大幅度降低及轉(zhuǎn)換效率持續(xù)提升的帶動(dòng)下，2035年和2050年光伏電站投資預(yù)計(jì)將比當(dāng)前的水平分別下降37%和50%?；诖?，對(duì)光伏電站系統(tǒng)造價(jià)這一變量進(jìn)行了敏感性分析（不考慮儲(chǔ)能成本）。基于29 省份/自治區(qū)/直轄市的數(shù)據(jù)繪制出箱線圖，結(jié)果如圖6 所示。

由圖6 可以看出，光伏發(fā)電成本將會(huì)隨著光伏電站系統(tǒng)造價(jià)的降低而出現(xiàn)明顯的降幅，但這種降幅在短期內(nèi)是難以實(shí)現(xiàn)的。根據(jù)分析可以發(fā)現(xiàn)，光伏電站系統(tǒng)造價(jià)降低10%，光伏發(fā)電LCOE 約降低8.3%。若按照預(yù)測(cè)，到2050年光伏電站系統(tǒng)造價(jià)降低50%，光伏發(fā)電LCOE 將降至0.15～0.26 元/千瓦時(shí)，平均值為0.18 元/千瓦時(shí)（基于29 省份/自治區(qū)/直轄市數(shù)據(jù)）。屆時(shí)光伏電力的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力將會(huì)大大增強(qiáng)，但與此同時(shí)也需關(guān)注光伏+儲(chǔ)能的成本問(wèn)題以及光伏裝機(jī)總量增加而可能導(dǎo)致的棄光率反彈問(wèn)題。

圖6 光伏電站系統(tǒng)造價(jià)敏感性分析圖

4.碳中和目標(biāo)對(duì)煤電和光伏電力發(fā)展的影響

前文從經(jīng)濟(jì)成本角度對(duì)煤炭發(fā)電和光伏發(fā)電進(jìn)行了系統(tǒng)化分析，在此過(guò)程并未考慮兩種發(fā)電技術(shù)的環(huán)境影響，尤其是其對(duì)于二氧化碳減排的影響。中國(guó)國(guó)家主席習(xí)近平在第七十五屆聯(lián)合國(guó)大會(huì)一般性辯論上發(fā)表了重要講話，提出中國(guó)將提高國(guó)家自主貢獻(xiàn)力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力爭(zhēng)于2030年前達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和。中國(guó)作為全球第一大二氧化碳排放國(guó)，首次提出碳中和目標(biāo)，也是中國(guó)在《巴黎協(xié)定》之后為全球氣候變化作出的一次明確部署。中國(guó)成為全球主要排放國(guó)里首個(gè)設(shè)定碳中和目標(biāo)期限的發(fā)展中國(guó)家，這也是中國(guó)在《巴黎協(xié)定》承諾的基礎(chǔ)上，在碳排放達(dá)峰時(shí)間和長(zhǎng)期碳中和問(wèn)題上設(shè)立的更高目標(biāo)。中國(guó)2060年碳中和目標(biāo)的宣布，必將對(duì)電力行業(yè)未來(lái)40年的發(fā)展帶來(lái)深刻而巨大的影響。

從二氧化碳排放的角度來(lái)看，煤炭發(fā)電的碳強(qiáng)度遠(yuǎn)高于光伏發(fā)電。在碳中和目標(biāo)的約束下，未來(lái)煤炭發(fā)電行業(yè)的發(fā)展將面臨空前的挑戰(zhàn)與壓力。現(xiàn)階段，碳捕集與封存技術(shù)是實(shí)現(xiàn)煤電行業(yè)深度減排的重要途徑，可捕集燃煤電廠約90%的二氧化碳排放，但目前碳捕集與封存技術(shù)的成本仍然較高。其中，燃煤電廠二氧化碳的捕集成本約為300 元/噸，采用罐車運(yùn)輸二氧化碳的成本約為1.1 元/噸·公里，陸地咸水層二氧化碳封存的成本約為60 元/噸（科學(xué)技術(shù)部社會(huì)發(fā)展科技司和中國(guó)21 世紀(jì)議程管理中心,2019）。因此，碳捕集與封存技術(shù)將會(huì)大幅增加煤炭發(fā)電的整體成本，降低其經(jīng)濟(jì)性。光伏發(fā)電技術(shù)可視為無(wú)碳發(fā)電技術(shù)，因此碳中和目標(biāo)的提出將會(huì)極大地促進(jìn)光伏電力的發(fā)展。然而，受自然條件的影響，光伏發(fā)電具有“間歇性”的特點(diǎn)，大規(guī)模光伏電力的并網(wǎng)將會(huì)對(duì)電網(wǎng)的穩(wěn)定性造成一定沖擊，影響電力供給安全。解決這一問(wèn)題需依賴儲(chǔ)能技術(shù)或靈活的火電調(diào)峰技術(shù)，屆時(shí)供電成本也將有所增加。

綜上，中國(guó)碳中和目標(biāo)的提出將對(duì)未來(lái)電力行業(yè)的變革產(chǎn)生了重要影響，煤電以及包括光伏電力在內(nèi)的可再生能源電力的發(fā)展均面臨挑戰(zhàn)。未來(lái)，中國(guó)的電源結(jié)構(gòu)必將朝著低碳化方向發(fā)展，但各類電源的占比具有不確定性，取決于諸多技術(shù)的發(fā)展水平以及政府政策的導(dǎo)向。

四、結(jié)論與政策建議

文章采用平準(zhǔn)化成本(LCOE)模型分析了中國(guó)不同省份煤炭發(fā)電和光伏發(fā)電的成本差異，研究結(jié)果表明：一是目前中國(guó)不同地區(qū)煤炭和光伏發(fā)電的成本仍存在區(qū)域差異，且當(dāng)考慮儲(chǔ)能成本時(shí)，光伏發(fā)電的競(jìng)爭(zhēng)力將有所下降，尤其是西北地區(qū)棄光率較高的省份，如新疆。二是在當(dāng)前的條件下，煤電在中國(guó)絕大部分地區(qū)仍占據(jù)成本優(yōu)勢(shì)，但同時(shí)可以發(fā)現(xiàn)在多數(shù)地區(qū)其與光伏發(fā)電的成本差異已微乎其微。煤炭發(fā)電占據(jù)明顯優(yōu)勢(shì)的區(qū)域多為煤炭資源產(chǎn)區(qū)、光照條件較差地區(qū)及棄光率較高的地區(qū)。三是對(duì)于煤炭發(fā)電而言，煤價(jià)是影響其成本的重要因素。當(dāng)煤價(jià)絕對(duì)值變化100 元/噸時(shí)，煤炭發(fā)電LCOE 絕對(duì)值變化范圍為0.029～0.036 元/千瓦時(shí)。對(duì)于光伏發(fā)電而言，各地區(qū)的光照條件波動(dòng)不會(huì)過(guò)于明顯，光伏發(fā)電系統(tǒng)成本是決定光伏發(fā)電成本的關(guān)鍵因素。光伏電站系統(tǒng)造價(jià)降低10%，光伏發(fā)電LCOE 約降低8.3%。同時(shí)，棄光率也會(huì)影響光伏發(fā)電的實(shí)際成本和收益，較低的棄光率有利于提升光伏發(fā)電的成本優(yōu)勢(shì)。

可再生能源電力在中國(guó)發(fā)展迅速，市場(chǎng)占比不斷擴(kuò)大，但我國(guó)以煤為主的能源結(jié)構(gòu)在短期內(nèi)難以快速調(diào)整，過(guò)激的調(diào)整煤炭消費(fèi)比例會(huì)對(duì)中國(guó)的能源安全帶來(lái)較大的風(fēng)險(xiǎn)和挑戰(zhàn)。因此，在未來(lái)相當(dāng)長(zhǎng)一段時(shí)間內(nèi)中國(guó)應(yīng)該堅(jiān)持煤電與可再生能源電力協(xié)同發(fā)展，在充分考慮地區(qū)資源稟賦差異的基礎(chǔ)上合理規(guī)劃各省電源結(jié)構(gòu)，充分保障電力供給平穩(wěn)化、低碳化、多元化。此外，近年來(lái)由于煤電產(chǎn)能過(guò)剩，煤電設(shè)備利用率不斷降低，外加煤價(jià)偏高及電價(jià)下降等因素的共同作用，煤電企業(yè)效益不佳、虧損嚴(yán)重，經(jīng)營(yíng)陷入困境。未來(lái)若要維持煤電的正常供給，煤價(jià)需保持在合理區(qū)間，此外政府需合理管控煤電規(guī)模。對(duì)于可再生能源電力，應(yīng)繼續(xù)推進(jìn)相關(guān)技術(shù)研發(fā)，不斷降低其系統(tǒng)成本，并同步發(fā)展儲(chǔ)能技術(shù)，降低可再生能源電力全鏈條成本，使其成為穩(wěn)定、清潔、低碳的電力。同時(shí)，政府也需科學(xué)規(guī)劃各地區(qū)可再生能源電力的擴(kuò)張，盡可能避免“窩電”現(xiàn)象的發(fā)生，保障可再生能源電力的消納。