國內(nèi)從事火電技術(shù)經(jīng)濟(jì)評估的專業(yè)人士，一般喜歡用度電成本來評估項目的經(jīng)濟(jì)性。度電成本的基本概念為單位發(fā)電成本，即運營期內(nèi)總成本除以總發(fā)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(chǎn)的攤銷、修理費和財務(wù)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(fā)電成本。LCOE是平準(zhǔn)化度電成本，即從全生命周期(包括建設(shè)期和運營期)內(nèi)的度電成本。全生命周期內(nèi)的總成本(全部成本現(xiàn)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(fā)電量(現(xiàn)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(jìn)行成本對標(biāo)。據(jù)國際可再生能源署相關(guān)數(shù)據(jù)，全球平均光伏平準(zhǔn)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(wǎng)標(biāo)桿電價，光伏風(fēng)電LCOE比煤電LCOE更低將是個大概率事件。此外，根據(jù)國際能源署數(shù)據(jù)，風(fēng)電LCOE從1983年到2019年下降了83%。基于上述經(jīng)驗判斷，部分能源研究者認(rèn)為，風(fēng)光等新能源代替?zhèn)鹘y(tǒng)能源，尤其是燃煤火電指日可待。
在歷經(jīng)了多年的政府補貼和大力扶持之后，風(fēng)電和光伏發(fā)電終于可以平價上網(wǎng)了。電網(wǎng)全額收購、優(yōu)先上網(wǎng)等優(yōu)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(shù)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(dāng)年，因為風(fēng)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(guān)鍵時刻指不上的發(fā)電特性，被電力圈的業(yè)內(nèi)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(nèi)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(guī)模龐大，但等效有效容量過低，風(fēng)電的受阻系數(shù)接近95%，光伏的受阻系數(shù)為100%(白天有、夜晚無)。在計算電力平衡時，業(yè)內(nèi)人士都知道風(fēng)(光)等新能源的有效系數(shù)僅按5%(0%)考慮，尤其在冬夏雙峰時，尖峰時刻，風(fēng)光幾近于無。
與之相比，常規(guī)燃煤火電的受阻系數(shù)平均約為8%(供熱機組為15%)，水電為40%。用通俗易懂的話來進(jìn)一步解釋，因為風(fēng)光等新能源有效容量過低的這個特點，在大規(guī)模、長周期儲能技術(shù)成熟性、安全性、經(jīng)濟(jì)性未獲得實質(zhì)性突破之前，在全社會用電量保持一定增速的前提下，風(fēng)光等可新能源裝機規(guī)模裝機越多，若傳統(tǒng)電源不能同步建設(shè)并保持相應(yīng)增量的話，在冬夏雙峰和極端氣候下，整個電力系統(tǒng)就會越缺電。這就是電荒頻繁而至的根本原因。
由此可見，現(xiàn)階段將燃煤火電機組比作電力系統(tǒng)的壓艙石和穩(wěn)定器，誠不為過。
關(guān)鍵時刻、危難之中，只能是被嫌棄的煤電機組頂?shù)蒙稀⒖傅米。蔀槟茉幢９┑闹辛黜浦?。有人可能會認(rèn)為這僅僅是小概率事件，哪會天天發(fā)生?但是，極寒無光、極熱無風(fēng)、水電占比較高的南方，冬季枯水期、極寒天氣下、既缺風(fēng)又缺光還缺水將成為頻繁發(fā)生的大概率事件。2008年、2020年、2021年，極寒低溫天氣頻繁發(fā)生。此外，目前有限的特高壓通道還難以實現(xiàn)全國各省之間的電力互聯(lián)互通，相互調(diào)劑、余缺互補。
頻繁發(fā)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(fēng)光等間歇性、波動性非常強、并且?guī)в絮r明季節(jié)性特點(長江中下游的梅雨季節(jié)長時間無光期、夏季長時間無風(fēng)、少風(fēng)期)的新能源身上，可能會導(dǎo)致大規(guī)模的斷電斷供。新能源的這個特征需要大量可調(diào)節(jié)性的電源為其間歇性、波動性和電量欠發(fā)的特點維穩(wěn)和再平衡。作為能源部門的管理者，應(yīng)該對此有深刻認(rèn)識，并做好電力安全保供的應(yīng)急預(yù)案。
隨著這種極端天氣情況的頻繁發(fā)生，確保能源安全是國內(nèi)民生第一要務(wù)(尤其在“三北”地區(qū)，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(fēng)光等新可再生能源，只能是傳統(tǒng)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(wǎng)的穩(wěn)定問題，還有很多的經(jīng)濟(jì)性和社會性問題。“三北”地區(qū)進(jìn)入嚴(yán)冬時節(jié)后，供暖供電就成為第一民生要務(wù)，熱電聯(lián)產(chǎn)的能源利用效率最高。新能源只能發(fā)電而不供熱，如果供熱又得從電轉(zhuǎn)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(lián)產(chǎn)的熱效率最高。與之相比，新能源發(fā)電后再制氫，能源效率降低一半，再運輸、儲氫，然后發(fā)電供熱，效率又降低一半，能源轉(zhuǎn)換效率過低，能源損失嚴(yán)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(jié)儲能)，新能源的LCOE將直線上升，其經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢將蕩然無存。
目前，全國各省(區(qū))紛紛出臺政策，要求新能源項目必須標(biāo)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(jīng)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(shù)、經(jīng)濟(jì)和市場條件下，很難想象一個風(fēng)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(jì)的終極能源。那么氫能會是解決新能源短板的關(guān)鍵因素么?這恐怕也并不樂觀。因為能量轉(zhuǎn)換效率較低、成本較高、基礎(chǔ)設(shè)施投入和安全性等方面的問題，在十年之內(nèi)，氫能還暫時沒有大規(guī)模發(fā)展的希望。即使在2050，專家們也不能完全肯定在交通領(lǐng)域全面用氫能替代傳統(tǒng)化石能源，更何況其他行業(yè)?
此外氫能還有諸多的技術(shù)難點、關(guān)鍵性核心部件尚未國產(chǎn)化……這些卡脖子問題都亟待解決。雖然世界各國大力倡導(dǎo)并積極推動，但氫能的發(fā)展還處于市場導(dǎo)入期，全產(chǎn)業(yè)鏈并不具有成本優(yōu)勢。其規(guī)?；l(fā)展在路上，所有問題在發(fā)展中解決，這個期限至少是十年或者更長，然后等待技術(shù)和市場雙成熟之后，氫能才會得到大規(guī)模推廣和應(yīng)用。
由此看來，僅僅從LOCE評價各類發(fā)電電源的成本，顯然以偏概全，管中窺豹。新能源享受了電網(wǎng)各種優(yōu)惠政策、措施(如優(yōu)先上網(wǎng)和全額收購等)，而沒有承擔(dān)相應(yīng)的調(diào)峰調(diào)頻、提供有效容量等基本義務(wù)。正如在一個法治社會，每個公民都應(yīng)該在享受權(quán)利的同時，承擔(dān)自己應(yīng)盡的義務(wù)。在市場化的電力行業(yè)，也本應(yīng)如此。在電力行業(yè)完全市場化之前，新能源發(fā)電類型并沒有做到責(zé)、權(quán)、利相統(tǒng)一。一位電力圈的資深專業(yè)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(wǎng)發(fā)電后，給電網(wǎng)帶來巨大的沖擊和影響，電力系統(tǒng)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(tǒng)的電網(wǎng)需要提供轉(zhuǎn)動慣量并且穩(wěn)定性強的支撐性電源，否則電網(wǎng)的安全性將無法得到保障。這些都是風(fēng)電光伏等間歇性電源無法保障的，只能由傳統(tǒng)電源來保障。此外，因新能源裝機占比過高，導(dǎo)致西北電網(wǎng)頻繁發(fā)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(fēng)光等新能源的發(fā)電成本僅考慮LCOE是片面的，應(yīng)該將新能源應(yīng)該承擔(dān)的電力系統(tǒng)成本加上才是新能源電源真實的完全成本。電力系統(tǒng)成本即儲能成本，保障電網(wǎng)安全不能僅由電網(wǎng)企業(yè)和目前的發(fā)電主體——燃煤火電機組來承擔(dān)。新能源企業(yè)在享受權(quán)利的同時，一定要承擔(dān)相應(yīng)的義務(wù)，這才是一個科學(xué)、理性、務(wù)實的態(tài)度。
同樣，目前評價火電電源的LCOE也不全面、科學(xué)，尤其是燃煤火電的成本中，未考慮其環(huán)境成本。火電的LCOE加上其環(huán)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(xiàn)出燃煤火電機組的高污染、高排放特點造成的環(huán)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(qū)間內(nèi)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(huán)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(dān)環(huán)境成本的同時，中國的風(fēng)光等新能源也遠(yuǎn)未承擔(dān)其應(yīng)該承擔(dān)的電力系統(tǒng)成本，僅“三北”地區(qū)等部分省份建立了輔助服務(wù)市場，全國性的輔助服務(wù)市場遠(yuǎn)未建立形成，有效容量市場更是至今沒有啟動。
電力圈業(yè)內(nèi)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(jīng)常拖欠，造成了省內(nèi)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(shè)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(xiàn)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(jīng)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(yīng)該是一個緩慢、漸進(jìn)的過程，而不是立即與歐洲碳價看齊。
此外，歐洲與美國已經(jīng)完成了工業(yè)化，其用電結(jié)構(gòu)以第三產(chǎn)業(yè)為主，二產(chǎn)和一產(chǎn)為輔，其年用電增量不大，總量基本保持穩(wěn)定。而中國正處于工業(yè)化進(jìn)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(jié)構(gòu)以第二產(chǎn)業(yè)為主，一產(chǎn)和三產(chǎn)為輔。
在全社會用電增量和用電結(jié)構(gòu)方面，歐美與中國存在較大差異，歐美的碳中和經(jīng)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(dāng)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(fā)達(dá)國家的2倍左右)。究其根本是重化工行業(yè)特征明顯，部分高耗能產(chǎn)業(yè)產(chǎn)能相對過剩、技術(shù)相對落后導(dǎo)致，中國在節(jié)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(fēng)光等新能源才能獲得更加廣闊的生存、發(fā)展空間，目前這種想法過于急功近利。
在當(dāng)前的雙碳進(jìn)程中，新能源與燃煤火電機組的關(guān)系應(yīng)該是相輔相成，相存相依，共生共榮的關(guān)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(zhì)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(jīng)驗來類推儲能，認(rèn)為10年之內(nèi)，儲能的成本也會下降80%。這是建立在科學(xué)和事實上的合理推斷嗎?本著科學(xué)的態(tài)度，我們需要打個大大的問號。
根據(jù)相關(guān)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2010年電化學(xué)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(yè)內(nèi)基本認(rèn)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(jīng)濟(jì)性變差。以上數(shù)據(jù)僅限于符合電化學(xué)儲能物理特性的日內(nèi)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(shù)級的上升，沒有優(yōu)勢可言。
目前，各類儲能技術(shù)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(xué)儲能(高溫鈉系電池、液流電池和電容儲能)、電氣類儲能(超導(dǎo)儲能和電容儲能)、儲能和傳統(tǒng)火電的靈活性改造等。綜合考慮其安全性、成熟性和經(jīng)濟(jì)性，技術(shù)上最成熟的莫過于抽水蓄能。但在缺水的西北地區(qū)，其風(fēng)光資源又極其充沛，抽水蓄能的規(guī)模受水資源條件的約束而嚴(yán)重受阻。樂觀估計，按照目前的規(guī)劃到2030年，中國風(fēng)光的裝機規(guī)劃將達(dá)到12億千瓦。因此，國家出臺了《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035)》，到2025年，抽水蓄能裝機規(guī)模需達(dá)到6200萬千瓦以上;到2030年，達(dá)到1.2億千瓦左右。
電化學(xué)儲能雖然看起來很美，但遠(yuǎn)遠(yuǎn)達(dá)不到安全、經(jīng)濟(jì)和可以規(guī)模化應(yīng)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?zé)崾Э囟紵ㄔ僖淮尉蚜巳w國民。由此可見，大規(guī)模發(fā)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(yīng)該會隨著技術(shù)的進(jìn)步得到逐步解決，我們決不能因噎廢食，但也不能倉促冒進(jìn)。
各類儲能設(shè)施中，最經(jīng)濟(jì)的莫過于傳統(tǒng)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(yuǎn)低于新建調(diào)峰電源成本(抽水蓄能5500～7000元/千瓦，電化學(xué)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(guī)劃目標(biāo)為2億千瓦左右，然而這種規(guī)劃目標(biāo)并沒有相應(yīng)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(yè)缺少資金來進(jìn)行靈活性改造，靈活性改造之后又取得不了相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)效益，只有壓力而沒有動力，這就是“十三五”時期規(guī)劃改造的2億千瓦目標(biāo)遠(yuǎn)未完成的主要原因。
在“十四五”時期，為了保障大規(guī)模的新能源消納并網(wǎng)，傳統(tǒng)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(dān)了新能源所不能承擔(dān)的調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)功能，理應(yīng)得到相應(yīng)的補償，這一點怎么強調(diào)也不過分。
每個火電企業(yè)都是市場化的經(jīng)營主體，在面臨著2021年全行業(yè)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(jīng)濟(jì)效益。畢竟，作為市場經(jīng)營主體的燃煤發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營負(fù)責(zé)人還要為職工的生計和企業(yè)的長遠(yuǎn)發(fā)展考慮。
市場競爭應(yīng)該是公平的競爭，新能源優(yōu)先上網(wǎng)也得承擔(dān)容量補償電價。新能源和煤電之間的市場競爭，應(yīng)該主要由價格這個市場要素來主導(dǎo)，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(yīng)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(yīng)該由碳稅來調(diào)節(jié)。
2050年，可再生能源占比近80%的新型電力系統(tǒng)將建成。燃煤火電機組將成為調(diào)節(jié)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(diào)節(jié)電源作為電網(wǎng)的堅強支撐。否則，電網(wǎng)的安全性(轉(zhuǎn)動慣量)和調(diào)峰需求將無法得到有效保障。只有超過日間儲能的經(jīng)濟(jì)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(tǒng)常規(guī)電源。用氫能來保障長周期儲能是一個較好實現(xiàn)碳中和的路徑，但其安全性和經(jīng)濟(jì)性有待市場的進(jìn)一步驗證。碳中和之前，氫能可能會部分替代常規(guī)燃煤火電，但不會完全替代。
氣+核：現(xiàn)階段煤電替代主力
在2020～2060年這個轉(zhuǎn)型期約為40年的碳中和進(jìn)程中，燃煤火電機組的兜底、備用地位和作用無可替代，現(xiàn)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(wěn)定、持續(xù)地供電，氣電也可以隨時調(diào)峰調(diào)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(yīng)對?氣電雖好，但在極端條件下，不僅窮人用不起，中產(chǎn)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(diào)峰等輔助服務(wù)，三代技術(shù)主之前的核電廠如調(diào)峰，仍需改造。此外，中國大陸沿海核電廠址已經(jīng)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(guī)模，仍需重啟內(nèi)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(fù)面心理影響至今難以完成消除，政府難以下重啟內(nèi)陸核電的決心。
目前在碳中和進(jìn)程中，煤電雖然終將被替代，但這一進(jìn)程需要建立在安全可靠的基礎(chǔ)之上：第一，確保能源供應(yīng)安全，老百姓寒冬可供暖，酷暑不缺電;第二，電網(wǎng)安全可靠，不會發(fā)生大規(guī)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(jīng)濟(jì)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(jìn)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(rèn)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(xiàn)碳中和—盡快淘汰煤電，需要同步建設(shè)大量的儲能設(shè)施。這將造成影響新型電力系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，也就是新能源+儲能的綜合發(fā)電成本會大幅上升。到那時，全社會為了能用上低碳環(huán)保清潔電，必須付出更高昂的社會總成本。以德國為例，風(fēng)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(jié)，衣食足而知榮辱。
發(fā)電企業(yè)也不必為煤電的生存而過分擔(dān)憂。當(dāng)火電利用小時江河日下之時，觀念陳舊的業(yè)內(nèi)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(tài)。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(jù)相關(guān)預(yù)測，2050年，燃煤火電機組的發(fā)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(tǒng)建成后，風(fēng)光等新能源成為發(fā)電的主體，但火電電源將轉(zhuǎn)變?yōu)檎{(diào)峰調(diào)頻并提供容量為主體的電源。
傳統(tǒng)燃煤火電機組應(yīng)該由過去以單純的電量贏利模式轉(zhuǎn)變?yōu)橐哉{(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)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(zhì)化的發(fā)電量數(shù)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(jīng)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(wù)、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(xiàn)的目標(biāo)，這個進(jìn)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(fù)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(yuǎn)遠(yuǎn)沒有達(dá)到歐洲工業(yè)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(jìn)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(quán)的學(xué)院派專家、學(xué)者。
科學(xué)地減碳降碳應(yīng)該做到整個社會總成本最低，經(jīng)濟(jì)代價最小，進(jìn)程最優(yōu)。不能為了碳中和而對所有的高碳行業(yè)集中火力打殲滅戰(zhàn)、運動戰(zhàn)，要步步為營，穩(wěn)扎穩(wěn)打，先立后破。在目前的碳中和進(jìn)程中，新能源與燃煤火電機組的關(guān)系應(yīng)該是相輔相成，相存相依，共生共榮的關(guān)系，而不是相生相克，有你無我，零和博弈。
來源：能源雜志
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