2020年12月10日，国际能源署（IEA）和经合组织核能署（OECD-NEA）联合发布《电力成本估算报告2020》，指出低碳发电技术的发电成本正在持续下降，且日益低于传统化石燃料发电成本。近年来，在许多国家可再生能源平准化发电成本（LCOE）相比于可调度的化石燃料发电已具有较强的竞争力；新建核电站的发电成本保持稳定，但长期运行（LTO）核电站是发电成本最低的低碳发电技术选择；以目前碳价30美元/吨CO2计算，且碳捕集与封存技术迟迟未取得突破，燃煤发电成本优势已逐渐不再；基于较低的天然气价格和在能源转型中的作用日益明确，燃气发电成本在不断下滑，更具市场竞争力。
这是自1981年以来发布的第9版《电力成本估算报告》。这项前瞻性研究基于经合组织和非经合组织24个国家243个发电厂提供的2025年电力机组投产情况进行发电成本估算，包括化石燃料和核电基荷发电，以及一系列可再生能源发电，还首次将储能技术、氢能、长期运行核电站的电力成本数据纳入估算。由于LCOE指标只包括单个发电厂单项发电技术的发电成本、维护成本和燃料成本，并不涉及该项发电技术在整个电力系统中的附加价值，为开展更具体的系统成本比较，国际能源署（IEA）设置了“价值调整后的平准化发电成本”（VALCOE）这一指标，将不同发电技术的系统价值（容量价值、灵活性价值等）和系统成本均纳入考量，对选定地区和发电技术进行了估算比较。
一、低碳发电技术成本竞争力越来越强
低碳发电技术平均发电成本正在下降，并且日益低于传统化石燃料发电成本。如果在有利的气候条件下大规模部署太阳能光伏发电，其成本竞争力将非常高。此外，统计14个国家陆上风电平均发电成本，显示其中10个国家到2025年陆上风电将成为LCOE最低的发电技术。与上一版的数据相比，海上风电发电成本大幅下降，五年前其LCOE中位数超过150美元/兆瓦时，而目前则远低于100美元/兆瓦时。两种水力发电技术（径流式和调节式）都可以在合适的地点提供有竞争力的替代电力方案，但成本将极大依赖于建设地点。然而，IEA的VALCOE指标结果显示，风能和太阳能等间歇性可再生能源的系统价值将随着其在电力供应中所占份额的增加而降低，因此，需设置合理的并网比例以实现电力系统价值最大化。
新版报告中新建核电站的电力成本估算值低于上一个版本，但地区差异仍然显著。归功于学习效应，一些经合组织国家的核电站平均隔夜建设成本反映出下降趋势。核电到2025年仍将是成本最低的可调度低碳发电技术，只有大型水电可以做出类似的贡献，但后者高度依赖于自然资源禀赋。与化石燃料发电相比，核电站预计比燃煤电厂成本更低。虽然燃气-蒸汽联合循环发电（CCGT）在一些地区具有竞争力，但其LCOE在很大程度上取决于各个地区的天然气价格和碳排放价格。长期运行核电站的电力成本极具竞争力，不仅是成本最低的低碳发电技术选择，也是所有发电方式中成本最低的一种。
图1 不同技术平准化发电成本区间（单位：美元/兆瓦时）
注：图中数值按折现率7%计算；箱线图表示最大值、中位数和最小值；CCGT：燃气-蒸汽联合循环发电技术；CCUS：碳捕集、利用和封存技术。
二、发电成本竞争力取决于国家和地方条件
由于有利于可再生能源发电的地址条件不同、燃料成本差异以及技术成熟度有别，所有发电技术的成本都因各国和地区而大相径庭。此外，一项发电技术在电力系统发电总量中的占比对其价值、负荷因子和平均成本也有影响。虽然在本报告中大多数国家的可再生能源发电技术都有很强竞争力，但数据显示，在一些国家（如日本、韩国和俄罗斯）的可再生能源成本仍高于化石燃料发电或核能发电。即使在同一国家，不同区域的条件不同也会造成地方一级的发电成本差异。在欧洲，陆上风电和海上风电以及公用事业规模太阳能发电都能够与天然气和新建核电相竞争。在美国，燃气发电受益于预期较低的天然气价格，但从电厂LCOE中位数来看，陆上风电和公用事业规模光伏是成本最低的发电技术（碳价30美元/吨CO2），比燃气发电成本更高的是海上风电、新建核电和燃煤发电。在中国和印度，预期间歇性可再生能源LCOE将达到最低，公用事业规模太阳能光伏和陆上风电是成本最低的发电技术，核电也具有一定的竞争力，为两国目前碳密集型发电结构的转型提供了有前景的技术选择方案。
图2 主要地区不同发电技术平准化发电成本中位数比较（单位：美元/兆瓦时）
注：图中数值按折现率7%计算。
三、延长核电站服役年限具有较好的成本效益
相较于投资新建核电站，对现有核电站设施进行大规模翻修，安全延长旧核电站原定服役年限，其发电成本大大降低。即使延寿后核电站利用率有所下降，但在高比例可再生能源系统中，现有核电延寿这一潜在的低碳发电方案，其成本也低于重新投资其他低碳技术。此外，从财政角度来看，核电站服役年限的延长，能大大减少核电站退役基金经费的使用。
四、碳捕集技术虽会提高发电成本，但仍将是较为可行的减排方案
在碳排放成本为30美元/吨CO2的情况下，由于配备CCUS设备的投资成本较高，并且会降低热效率，因此为燃煤和燃气电厂配备CCUS比纯化石燃料发电更昂贵。但随着碳排放成本的提高，对于燃煤电厂而言，配备CCUS的发电机组在每吨CO2 50-60美元的价格下具有成本竞争力。对于燃气发电而言，只有碳价格高于100美元/吨CO2情况下CCUS技术才具有竞争力。而在这么高的碳价下，间歇性可再生能源、水电或核电可能将成为成本最低的发电技术选择。尽管未来碳价预测具有较大不确定性，但在未来全球碳价超过100美元/吨CO2的情景下，如果需要灵活的低碳发电但缺乏有竞争力的替代发电技术，同时拥有经济可用的化石燃料资源，CCUS仍可能成为某些低碳发电组合的一种补充。
五、低碳发电技术需与市场相适应
为了增强不同区域和市场之间发电成本的可比性，有必要统一某些假设条件，报告在基础情景中假设核电、煤电和气电的容量因子为85%、折现率7%。基于现有技术组合以及市场环境，这些参数可能会因单一市场情况有很大差异。例如随着可再生能源发电占比日益增加，基荷电厂市场份额会降低。报告因此还估算可调度的基荷发电技术（如气电、煤电和核电）负荷因子为50%。取决于调度的优先顺序不同，不同技术也会受到不同程度的影响。在美国，由于其气价较低，煤电机组通常最后调度，因此负荷因子也更低。CCGT技术由于投资成本相对较低，且在许多地区可变成本适中，非常适合在不同环境和不同地区发电。而核电机组由于投资成本高，需要具备较高的利用率，核电才具有成本竞争力。
竞争力的一个关键决定因素是折现率，折现率反映了投资的机会成本以及各种风险和不确定性，例如与政策法规发展、市场设计、系统开发以及未来投资和燃料成本有关的风险和不确定性。在LCOE计算方法学中，折现率与资本成本相对应。一项技术资本密集程度越高，其 LCOE对折现率变化越敏感。在基荷核电站中，这意味着新建核电站成本尤其取决于折现率。折现率较低（3%）时，反映市场环境稳定，投资保障高，新建核电站的LCOE低于新燃煤电厂和燃气电厂。如果折现率在7%或10%（这意味着面临风险较高的经济环境），新建核电站的成本将超过化石燃料发电厂。
六、系统成本计算对呈现能源整体价值具有重要作用
由于LCOE指标只包括单个发电厂单项发电技术的发电成本、维护成本和燃料成本，并不涉及该项发电技术在整个电力系统中的附加价值。而某一特定类型的可再生能源发电技术与整个能源系统是相互关联的，并不具有随时稳定可靠的发电能力。发电量的大小并非受到电力需求的调控，因此降低了发电的价值。电力可靠性保障需要可调度的电力容量，如储能和需求响应，以确保供应的安全性。此外，间歇性可再生能源发电的潜在快速变化需要进行平衡。为了涵盖上述不确定因素的影响，并保障低碳电力以低成本的价格满足市场特定需求，需要进行整个电力系统级的分析。因此，国际能源署开发了VALCOE的系统价值模型，对发电成本进行估算。这种新计算模型是根据电力系统中单项技术对实现整个电力系统安全运行的所有方面的贡献价值进行调整，其计算结果反映了现有技术在整个电力系统中的价值。结果显示，太阳能光伏发电机组在单个发电厂产量中显示出高度相关性，随着其在电力系统中占比增加，发电价值显著降低，在系统分析中将考虑这一现象。相比之下，风电产量在每个风力发电厂之间的相关性较小。即使其占比增加，其价值损失也较小。虽然目前可再生能源发电量在整个能源系统中占比较低，相关性对能源市场的影响较小，但随着可再生能源发电量占比的不断增加，相关性影响可能会上升。具有高可变成本技术（如高灵活性的开式循环燃气轮机）的燃气发电在电力系统中具有更高的系统价值。
VALCOE度量标准提供了一种从单个发电技术出发，考察其在整个电力系统中系统价值的创新方法。其系统价值不仅取决于间歇性可再生能源在整个能源系统中所占的比例，还取决于互补资源的成本，如储能或移动互联技术，以及竞争技术的成本。与许多其他假定长期运行成本最优情景模拟未来系统发展的分析方法不同，VALCOE计算场景试图复制真实的现实世界系统，未来还将不断进行系统化分析并完善当前的数据结果。评估不同发电技术的系统价值，可以更全面地了解其经济成本。但为了衡量发电技术对整个社会的全部成本，还需考虑人类健康影响（空气污染和重大事故）、环境、就业、自然资源可获得性和供应安全性等因素。
七、储能在能源系统中变得尤为重要
间歇性可再生能源发电与天气的相关性，将导致瞬时电力需求与供应之间的不匹配，某些时刻会导致供应过剩，而在其他时候又会导致供应不足。因此，不同电力储能技术在各种应用和服务中显得至关重要。储能可以改善风能和太阳能光伏发电等间歇性可再生能源发电与电力需求的稳定性。在未来的低碳系统中，多种灵活性方案（例如储能、需求灵活性以及核电、水电等灵活低碳发电）的组合可能将提供成本最低的解决方案。
八、未来氢能的发展潜力在很大程度上取决于制氢成本
自20世纪70年代以来，全球对纯氢的需求量增长了三倍多，目前每年需求约为7500万吨。需求主要来自炼油和合成氨（占纯氢需求量的95%左右）。此外，某些工业还使用氢化气体作为气体混合物的一部分，目前每年混合氢需求约为4500万吨，主要用于化学生产和钢铁部门。氢的生产成本受到若干因素的影响，最终成本取决于所使用的燃料（天然气、煤炭或电力）和技术（天然气制氢和煤制氢中有没有利用碳捕集与封存技术、不同类型的电解技术等）。目前，天然气制氢成本在0.7-1.6美元/千克H2之间，配备CCUS的天然气重整制氢成本高达1.2-2.0美元/千克H2。在石油和化工领域，低碳氢要取代目前的化石燃料制氢，面临的最大障碍是成本，只有当电价低于20美元/兆瓦时，电解制氢才能与传统技术竞争；而在钢铁生产中，只有当电价非常低（低于10美元/兆瓦时）时，电解制氢才能与传统方式竞争；对于乘用车，必须降低燃料电池和车载储氢的成本，以使其在长距离里程（400–500公里）应用上能与电动汽车竞争。
