2020年9月習近平總書記提出中國的“碳達峰”和碳中和目標之后，裝機容量超過10億千瓦的煤電在中國能源圈中成為了尷尬的存在。很多觀點認為，在煤電碳減排潛力逐漸見底的情況下，煤電的徹底退出會是中國電力行業(yè)碳達峰和碳中和的關鍵。

從2013年的霧霾之后，煤電在國內(nèi)輿論場中一直備受指責，如今更是走到了“消亡”的邊緣地帶。但煤電的命運或許不能僅僅從碳中和目標這一孤立視角來看，更要從整個電力系統(tǒng)的大環(huán)境、大格局來判斷。

而當我們放寬了視角之后，結論可能截然不同：煤電不僅不會消亡，甚至會在未來的新型電力系統(tǒng)中扮演者重要作用。

大規(guī)模風光并網(wǎng)對的影響

在碳中和的背景下，業(yè)內(nèi)預計未來十年年均新增風、光裝機規(guī)模分別為5000萬kw和7000萬kw，2030年新能源裝機將大大超過12億kw，達到17億kw以上，普遍預計到2025年就能達到12億kw，增速顯著超過“十三五”時期?！笆濉逼陂g，風電裝機年均新增約3000萬kw（2020年搶裝，當年新增裝機超過7000萬kw），光伏年均新增裝機約5000萬kw。即便是第三方機構，多數(shù)預測的風光合計年均新增裝機也普遍達到1億kw以上。

電力系統(tǒng)是一個超大規(guī)模的非線性時變能量平衡系統(tǒng)，要時刻保持平衡，生產(chǎn)組織模式是“源隨荷動”。發(fā)電作為主動調(diào)節(jié)集，負荷作為被動不可調(diào)節(jié)集，由發(fā)電主動調(diào)節(jié)，跟蹤負荷的運行，用一個精準可控的發(fā)電系統(tǒng)，去匹配一個基本可測的用電系統(tǒng)，通過實際運行過程中的滾動調(diào)節(jié)，實現(xiàn)電力系統(tǒng)安全可靠的運行。

以風、光發(fā)電為主的新能源，不能“源順荷動”（風、光不可控），或只能單邊“源隨荷動”（棄風棄光，減少出力）；同時，在用電側，大量分布式新能源接入后，用電負荷預測準確性也大幅下降。由此，新能源大規(guī)模接入，將對傳統(tǒng)電網(wǎng)帶來巨大影響。在電源側儲能未完全發(fā)展起來前，風、光發(fā)電系統(tǒng)均不具備調(diào)峰調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用、無功補償?shù)哪芰?。隨機的氣象條件，使得機組出力時刻變化，這對電網(wǎng)形成較大沖擊，使得電網(wǎng)需要為風、光發(fā)電系統(tǒng)建設相應的旋轉(zhuǎn)備用和無功補償以解決調(diào)峰調(diào)頻及對電壓進行有效的控制和調(diào)整，需要其他常規(guī)電源為有功功率提供補償調(diào)節(jié)，以保證電網(wǎng)對負荷持續(xù)、穩(wěn)定、可靠的供電。

理論上，風、光入網(wǎng)所增加的發(fā)電能力并不能有效減少電力系統(tǒng)所擁有的常規(guī)發(fā)電機組。因此，從某種意義上，風、光發(fā)電的存在，相當于在電網(wǎng)中增加了一個“不確定性負荷”。

風、光發(fā)電大規(guī)模接入電網(wǎng)，面對“兩高”的未來（高比例清潔能源、高比例電力電子系統(tǒng)），既要提升新能源發(fā)電的用電比重（消納），又要確保用電安全，勢必需要構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，意味著風、光發(fā)電將是未來電力系統(tǒng)的主體。煤電將由主力能源降格為輔助能源，但又必須承擔供電安全“壓艙石”的職責。定位為輔助能源的煤電，為確保電網(wǎng)安全，將面臨總體裝機容量不能低，但運行效率（利用小時數(shù)）不能高的尷尬局面！

?煤電是電網(wǎng)安全的“底牌”

風、光發(fā)電功率的波動完全隨天氣狀況做隨機變化，而且要比電網(wǎng)正常的負荷變化高得多。所以，為風、光發(fā)電所準備的可調(diào)容量不能簡單地依靠臨時性的啟、停機來完成，而是必須使其處于旋轉(zhuǎn)備用狀態(tài)。隨之而來的是，風、光發(fā)電裝機容量越大，旋轉(zhuǎn)備用的容量就被迫越大。因此，風、光發(fā)電大比例接入電網(wǎng)，必須匹配大量靈活可調(diào)的電源，即靈活性電源。理論上，傳統(tǒng)能源均可為靈活性電源，因為它們都是可調(diào)可控的。例如水電（包括抽蓄）、氣電、電池（電化學儲能），以及煤電。

水電方面，我國水電裝機容量3.7億kw，其中抽蓄電站3000萬kw，受資源和環(huán)境的雙重壓力，再大規(guī)模開發(fā)水電的空間已經(jīng)不大。盡管水電廠（包括抽蓄）的調(diào)節(jié)能力比較強，容量大、機組的啟/停調(diào)節(jié)迅速，是較為理想的調(diào)頻調(diào)峰電源，但水電布局受自然資源的約束，在選址和容量上均有所限制，加上水電本身的周期（豐枯水期），使其自身有時也會有調(diào)峰的需求。目前，我國抽蓄電站3000萬kw的裝機容量，明顯不足于完全承擔靈活電源的功能。

氣電在調(diào)峰能力和超低排放上極具優(yōu)勢。氣電啟停速度快，大型機組啟動至帶滿負荷可控制在1小時以內(nèi)，能夠快速響應電網(wǎng)需求，可為電網(wǎng)提供可靠的調(diào)峰支持；氮氧化物排放量小，S02和煙塵排放基本為零，與煤電相比要清潔環(huán)保。但是，受制于中國“富煤缺油少氣”的資源稟賦，較高的氣價和安全供應得不到完全保障的國際環(huán)境使得我國氣電裝機比較有限，在2020年末我國氣電裝機達1億kw，但只占總裝機容量的4.5%；另外，冬季往往也是天然氣用氣高峰，保民生的需求也會抑制氣電調(diào)峰的出力。

目前，寄以厚望的是儲能應用系統(tǒng)，特別是電化學(電池）儲能，以及少量氫能儲能。電池儲能采用電力電子控制輸出功率，響應十分迅速，本身非常適合于電力系統(tǒng)的調(diào)頻，其調(diào)頻效果是水電機組的1.7倍，更是遠好于煤電機組。從中長期來看，儲能或氫能（氫能可以看著是儲能的一種）加上智慧能源系統(tǒng)是實現(xiàn)大規(guī)模新能源消納，進而實現(xiàn)能源系統(tǒng)碳中和的最終解決方案。但在近一定時期內(nèi)，儲能還無法完全承擔調(diào)峰功能。

首先，目前以鋰電池為主的儲能系統(tǒng)容量有限。儲能多數(shù)容量配置10%，充（放）電時間在2小時左右。對電力系統(tǒng)而言，這樣的配置在短時間內(nèi)（“分鐘”級別）的一次調(diào)頻方面是有效的，但在針對以“天”或“周”為時間周期的調(diào)峰方面卻可能不夠。假定在“十四五”期末風、光發(fā)電機組累計裝機達到12億kw，未來5年新增7億kw，50%的新增裝機配置10%的儲能，則儲能裝機將配置有3500萬kw，能提供電量7000萬kwh。這個數(shù)對我國“十四五”期末預測的14億kw的負荷和年9.3萬億kwh的用電需求量來說并不能解決“天”級別或“周”級別時間周期的峰荷問題，在一些氣象條件下，“周”級別時間的峰荷需求并不少見。其次，從產(chǎn)業(yè)上看，2019年，全球電池儲能累計裝機規(guī)模為9.52GW，當年新增投運電池儲能規(guī)模是2.89GW。截至2020年6月底，我國電化學儲能累計裝機規(guī)模達到1831MW，未來五年要達到3500萬kw的新增儲能裝機，是2020年裝機的近20倍。這在電池儲能技術體系尚未實現(xiàn)完全標準化，產(chǎn)品質(zhì)量和系統(tǒng)集成水平參差不齊，安全問題尚有疑慮的情況下，這樣的擴張速度存在較大不確定性。在成本和商業(yè)模式方面，儲能電站度電次成本在0.5元左右，離規(guī)模應用的目標度電次成本0.3~0.4元仍還有不小差距；商業(yè)模式也還未成熟，收益存在很大不確定，大規(guī)模的投資難以進場。

從長遠來看，風、光+儲能和氫能將是能源體系的主要的發(fā)展方向，煤電終將會退出歷史舞臺。然而，從上述分析來看，儲能的發(fā)展過去是沒有跟上風、光發(fā)展的步伐的，而且在最近的一定時間內(nèi)也還不能迅速跟上新能源裝機擴張的步伐。

綜合上述的分析，在一定時期內(nèi)，煤電仍然還將是電源的主要構成，仍將需以一定規(guī)模的容量存在較長的時間。

來看個實例。2021年初寒潮，1月7日國家電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)最高負荷達到9.60億kw，11日南方電網(wǎng)負荷達到1.97億kw的峰值。1月7日當天晚，兩網(wǎng)高峰創(chuàng)出了高點，達到了近11億kw，當天的電量是259.67億kwh。我國電力總裝機近22億kw，這個負荷高峰出現(xiàn)在晚上，光伏沒有出力；7日那一天全國大面積沒有什么風，風力發(fā)電的裝機出力只有10%左右，全國5.3億千瓦風電和光伏的總裝機，5億千瓦沒有出上力；冬季是枯水期，3.7億千瓦水電的裝機有2億多沒有出上力；冬季也是天然氣的用氣高峰，天然氣發(fā)電裝機有將近1億千瓦，50%也沒有出上力。這時，如果沒有近11億裝機的煤電頂上來，這個高峰負荷是完全無法滿足的。已知的事實是，彼時，南方一些省份被迫有序用電。

冬夏雙峰是我國電力負荷的特點。2021年1月，南網(wǎng)首次連續(xù)五日（“周”級的時間）出現(xiàn)冬季日用電負荷與夏季高峰時段相當?shù)木置?。如上面的實例，冬季負荷的峰值大都出現(xiàn)在晚上。冬季是枯水期，水電出力下降；南方濕度大，風機可能凝凍；晚高峰，太陽已下山，光伏無法出力。多省市同一時段出現(xiàn)負荷峰值，難以實現(xiàn)余缺互濟。此時，頂峰迎冬的重任是不得不由煤電來抵頂?shù)摹?021年1月間，湖南、浙江限電，北京燃煤供熱機組重啟等事實可以證實上述判斷。

煤電要適應低負荷運行

截至2020年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量為22億kw?；痣娧b機12.5億kw（煤電裝機容量10.8億kw，占總裝機容量的比重為49.1%，首次降至50%以下）、水電裝機3.7億kw、核電0.5億kw、并網(wǎng)風電2.8億kw、光伏裝機2.5億kw。2020年新增并網(wǎng)風電、太陽能發(fā)電裝機容量分別為7167萬kw和4820萬kw。搶裝潮下，2020年度當年新增并網(wǎng)風電裝機規(guī)模創(chuàng)出歷史新高。

用電端，2020年全國用電量7.51萬億kwh，全口徑發(fā)電量為7.62萬億kwh，發(fā)電量高于用電量1.5%?！笆濉逼陂g全社會用電量年增長5.7%，全口徑發(fā)電量年均增長5.8%，發(fā)電量的增幅略高于用電量的增幅。并網(wǎng)風電和光伏發(fā)電量分別為4665、2611億kwh，同比分別增長了15.1%和16.6%，兩者合計占全社會用電量9.7%。全口徑發(fā)電設備平均利用小時數(shù)3758小時，火電利用小時4216小時，其中煤電4340小時；并網(wǎng)風電、光伏利用小時分別為2073和1281小時。

盡管煤電仍然還有4000多小時的利用小時數(shù)，情形尚可，但是，從長期來看，煤電終將面臨利用小時數(shù)逐漸降低的壓力。從地區(qū)結構上看，即便是在當前，在一些清潔能源占比較高的地區(qū)，煤電的利用小時數(shù)已經(jīng)低于3000小時。從分省來看，十余個省的煤電利用小時數(shù)已低于4000小時，在清潔能源占比較高的省份，煤電利用小時已經(jīng)低于3000小時。

2020年全國負荷最高達10.76億kw（國網(wǎng)和南網(wǎng)負荷有時間差，若簡單相加達最高負荷接近12億kw）。預計“十四五”負荷增速5%-6%，用電量增速4%-5%，負荷增速略高于電量增速，則“十四五”末，即到2025年，負荷將達14億kw，用電量達到9.31萬億kwh。一般地，發(fā)電量要高于用電量，以高1.5%計，則發(fā)電量預測為9.45萬億kwh，比2020年增加1.8萬億kwh。

假設2025年風、光裝機已就達到12億kw，風光各半，則“十四五”風光裝機新增3.2億kw，光伏新增3.5億kw。風、光發(fā)電小時分別按2000、1300小時計，風光裝機將新增發(fā)電量近1.1萬億kwh，將要占到新增發(fā)電量需求的近60%。屆時，風光總發(fā)電量將達到近2萬億kwh。若按照9.31萬億kwh的用電量來匡算，這將占到全社會用電量的20%以上！考慮限電達到10%，也將出力達1.8萬億kwh，占到全社會用電量的19%。

考慮到風、光發(fā)電的受阻系數(shù)極高，為確保用電安全及14億kw的峰值用電負荷，就必須增加穩(wěn)定電源的配置。綜合測算，煤電需增加裝機容量約1.4億kw（這個數(shù)值有爭議，但多數(shù)研究認為煤電增加裝機是必須的，分歧只是增加容量大小的問題）。

事實上，在“十三五”期間，有27個省、直轄市或自治區(qū)新核準通過了1.45億kw的煤電項目。僅在2020年，就核準通過了4600萬kw，占“十三五”期間通過總和的31.9%。核準通過的煤電裝機總容量在“十三五”期間呈現(xiàn)了明顯的U型曲線上升。考慮建設周期，這些項目將在“十四五”期間建成投產(chǎn)。

因此，“十四五”期間，隨著用電峰荷的增加，煤電裝機不得不增加。在優(yōu)先發(fā)電權讓路清潔能源的同時，新增發(fā)電量的需求（如上文預計為1.8萬億kwh）的60%將交由風光發(fā)電機組發(fā)出，即新增發(fā)電量需求的大部分要被新增的風光發(fā)電裝機“吃掉”。若算上新增的水電、核電等機組新增的發(fā)電量約3000億kwh，新增煤電裝機將只有4200億kwh的發(fā)電量額度，對應1.4億kw的新增裝機規(guī)模，利用小時數(shù)就只有約3000小時，將大幅下降。

靈活性是煤電唯一的選擇

根據(jù)過去十年，即2010-2020年的歷史數(shù)據(jù)，大部分省市的用電負荷增速要大于用電量增速。出于安全考慮，用電負荷需要穩(wěn)定的電源來保障，如前分析，在一定時期，我國穩(wěn)定電源的現(xiàn)實選項就是煤電，這就不得不在近期內(nèi)增加煤電的裝機。同時，氣候承諾和減排的壓力又需要使用大量的清潔能源。因此，煤電裝機容量和使用電量的不匹配將會在相當長的時期內(nèi)存在。最簡單和直觀的估算：負荷年增加6000萬kw，意味著穩(wěn)定電源的裝機容量需要增加6000萬kw；用電量變化同步于用電負荷，增速小于負荷增速，電量年增加3600億kwh。在容量和電量完全匹配的情況下，機組利用小時數(shù)為6000小時，這是經(jīng)濟合理的。然而，在技術進步和平價上網(wǎng)的情況下，風、光新能源機組大規(guī)模的裝機是必然的，謹慎估計，若年新增裝機1億kw，綜合利用小時1650小時，就將“吃掉”電量約1650億kwh，留給煤電機組的就只有1950億kwh。顯然，煤電機組的利用小時就會跌到3250小時。

在大力拓展清潔能源，新能源裝機增加的同時，煤電裝機也得增加，這看起來似乎相當荒謬！其實不然，單純反對煤電建設的觀點是缺乏對電力系統(tǒng)運行基本常識的認知，這只關注電量替代的競爭關系，忽略了電力瞬時平衡的特點。煤電裝機容量的提高，更多是為了調(diào)節(jié)新能源服務，它的利用小時數(shù)仍會持續(xù)降低，因而裝機容量的提高并不一定等于煤電電量的提高和碳排放的增加。

但是容量和電量的不匹配，必然損失煤電運營效率，增加運營和維護成本。這是無奈卻現(xiàn)實的選擇。是面對能源領域不可能三角（清潔、廉價、安全，三者不能得兼）的選擇！

煤電靈活性改造和運行的代價

容量和電量的不匹配迫使煤電機組的靈活性（低負荷）運行成為無奈卻需要常態(tài)運營的方式。所謂靈活性改造和運行，主要是指增加火電機組的出力變化范圍，強化響應負荷變化及響應調(diào)度指令的能力。多數(shù)情況下就是增加火電機組在低負荷時穩(wěn)定、清潔、高效的運行能力。目前，我國煤電機組一般最小出力為50～60%，冬季供熱期僅能低至75～85%，對于服務新能源的調(diào)節(jié)，進行深度調(diào)峰并不足夠。而在風光發(fā)電滲透率提升到20%以上時，深度調(diào)峰將會成為主要需求。

煤電靈活運行的代價主要來自兩個方面：一是靈活性改造的付出；二是靈活性運營效率損失的代價。

煤電機組的改造中，純凝機組與熱電聯(lián)供機組技術路線有所不同。純凝機組靈活性提升主要取決于鍋爐燃燒穩(wěn)定性以及汽輪機和主要輔機的適應性，目前國內(nèi)試點示范改造項目，最小技術出力可低至30%～35%額定容量，部分機組可以低至20%～25%。熱電聯(lián)產(chǎn)機組靈活性提升的技術路線較為豐富：蓄熱，電極鍋爐，切除低壓缸，余熱回收等，改造完成后，熱電聯(lián)產(chǎn)機組的最小技術出力達到40%～50%額定容量。丹麥、德國的經(jīng)驗表明，煤電靈活性改造技術是可行的。丹麥煤電機組改造后最小出力低至15%-20%，德國為25%-30%。

由于技術路線不同，缺乏標準，實踐中煤電靈活性改造采取一廠一策的辦法，改造成本差異較大，單位千瓦調(diào)峰容量的改造成本在500元～1500元之間，可低于抽水蓄能、氣電、儲能電站等其他系統(tǒng)調(diào)節(jié)手段。

在運行上，煤電機組低負荷運行時，煤耗增加、能效下降，參與深度調(diào)峰的機組長時間偏離設計值運行，安全性經(jīng)濟性下降；在機組熱效率最高的負荷下穩(wěn)定運行，為了防止低負荷時滅火或燃燒不穩(wěn)，需要投油助燃，使得機組燃料成本提高。

在浙江電科院包勁松的報告中，對各類機組的低負荷運行作了實證分析，大致上負荷每降低10%，煤耗將要增加5%。深度調(diào)峰，代價不菲。煤炭在煤電中的成本要占到70%，這意味著負荷每降低10%，煤電度電經(jīng)營成本將上升3.5%，這只是電量經(jīng)營成本，并未計算環(huán)境損失及改造投入。對于煤電對成本及其敏感的情況下，深度調(diào)峰的情況下，比如到30%負荷運行，單位電量的經(jīng)營成本，可能要升高近四分之一。對于電量出售已經(jīng)較小，已在盈虧邊緣（通常4000小時的利用小時數(shù)大致是盈虧平衡點）的火電廠來說，增加四分之一的現(xiàn)金經(jīng)營成本，將會壓力巨大。

市場機制的建立

目前，電力市場以電量價格為主的市場機制，缺乏煤電為電力系統(tǒng)提供保安全，頂峰調(diào)頻等服務的回報。若只按提供的電量計收益，運行小時低，煤電生存困難，投資和更新不足，是無法顧及到靈活性改造需要的新增投入和在低負荷運行時增加的經(jīng)營成本的補償?shù)?。因此，除電量市場外，關鍵是要建立容量市場。由于缺乏回報和補償機制，到2019年，“三北”地區(qū)累計完成的煤電機組靈活性改造只有5078萬千瓦，僅完成了“十三五”規(guī)劃目標的24%。

那么，適度新建煤電機組是否可以考慮摒棄大容量、高參數(shù)的配置模式，轉(zhuǎn)而考慮靈活性的設計和配置？

如前所述，在“十四五”期間，為確保用電安全，保障供電需求，需要增加煤電配置1.4億kw。既然煤電將來將大部以靈活性運營的模式存在，是否應當考慮在設計和建造新煤電機組時，就按照靈活性配置的方式去考慮？

近年來，國內(nèi)煤電機組一直按著高參數(shù)，大容量，超臨界，低煤耗的路線前進，新上機組至少都是60萬kw以上超超臨界的大型機組。然而，這是煤電仍然作為主力電源、基荷電源的發(fā)展思路。在煤電退出主力電源，角色轉(zhuǎn)變?yōu)檩o助能源，調(diào)節(jié)能源的時候，煤電發(fā)展的技術路線是否可以做出一些調(diào)整？靈活可調(diào)、中低容量、組合搭建、方便啟停，可否應當成為煤電技術的新發(fā)展方向？通過市場引導，組建專業(yè)技術攻關，從大容量、集中式的路線轉(zhuǎn)到靈活組合，分散配置的路線上來。從研發(fā)開始，設計、建造和運營從一初始就考慮好寬幅調(diào)峰，避免以后的改造？通過增量配置，逐漸改變存量結構，形成調(diào)節(jié)能源的功能。

我國目前的輔助服務市場可能不足以激勵煤電靈活性配置，除電量市場（有功市場）需要逐步建立和完善容量市場。

為適應新能源消納要求，在“兩個細則”基礎上，一些省份對輔助服務政策進行了調(diào)整，加大了對靈活調(diào)節(jié)電源的補償，但總體來看，我國輔助服務補償水平偏低。部分地區(qū)靈活性電源調(diào)峰僅獲得少量輔助服務的補貼或補償，缺乏可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)模式。2018年，全國輔助服務補償費用占上網(wǎng)電費總額的0.83%，遠低于美國的2.5%、英國的8%。

電力系統(tǒng)的運行離不開無功支持和備用配置，作為輔助能源的煤電機組在提供這些服務時需要進行設備投資和承擔運行費用，這些服務應當?shù)玫交貓?。煤電靈活性改造技術成熟，經(jīng)濟合理，關鍵這也是我國在近一段時期內(nèi)現(xiàn)實的選擇。通過市場引導，可以彌補電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力嚴重不足的短板。故而應當建立容量市場，提升煤電靈活配置的積極性，通過市場機制形成煤電機組調(diào)峰、調(diào)頻、備用等輔助服務價格，以補償其合理成本。

完善的市場機制是煤電靈活性配置切實有效的驅(qū)動力。據(jù)有關資料，丹麥的火電利用小時數(shù)從調(diào)峰前的5000小時下降到了調(diào)峰后的2500-3000小時，但調(diào)峰收入仍然確保了其可以獲得合理的收益。

新能源平價上網(wǎng)不等于平價利用，容量市場需要傳導煤電靈活運行的成本，電價的提升可能將會到來。

“十三五”期間，風電、光伏發(fā)電的實際裝機數(shù)據(jù)遠超過當初規(guī)劃的2.1億和1.1億kw目標，分別達到2.8億和2.5億kw，發(fā)展遠超預期。但儲能和靈活性電源的發(fā)展卻明顯低于規(guī)劃。如果當前不加快部署靈活電源，棄風棄光或風、光裝機的增速下降是必然要出現(xiàn)的。與電網(wǎng)連接的電源，若只計算發(fā)電端的電量成本并以此衡量是否“平價”，無法完整的估計電力轉(zhuǎn)型成本和艱難程度，也不利于防范電力轉(zhuǎn)型中的風險。而不將電能全成本傳導到用戶，不利于用戶認識低碳發(fā)展的艱巨性，不利于強化節(jié)能意識。新能源度電成本的下降，并不意味著其利用成本能同步下降，用戶承受的電價不再單單是新能源上網(wǎng)電量的電價，平價上網(wǎng)不等于平價利用。

容量市場的設計需要解決靈活性電源服務成本傳導這個問題。

風、光新能源比例越高，消納成本越高。有研究表明，新能源電量滲透率超過10%到15%之后（前文所述，2020年已達9.7%，可以預見的是在“十四五”期末，大概率到15%以上），系統(tǒng)成本將會呈現(xiàn)快速增加趨勢，包括靈活性電源投資/改造成本和系統(tǒng)調(diào)節(jié)的運行成本。文獻認為，若中國2030年達到20%-30%的風光新能源滲透率，可能帶來全社會度電成本增加0.031-0.059元。

芝加哥大學能源與環(huán)境政策研究所（EPIC）2020年11月發(fā)布的一份研究顯示，在美國實施可再生能源配額制（RPS）政策的29個州和哥倫比亞特區(qū)，7年后可再生能源電量比例提高了2.2%，同時零售電價提高了11%，12年后可再生能源電量比例提高5%，零售電價提高了17%，主要是新能源電網(wǎng)接入系統(tǒng)成本提高所致。

也許，面對“清潔、廉價、安全”的不可能三角，可行的選擇是在“安全”的前提下，爭取用犧牲小部分“廉價”的代價，用來換取大部份的“清潔”吧。綠色能源，在相當長時期內(nèi)，可能還是會有點貴的。