国际能源署引入平准化度电成本（levelised cost of electricity，以下简称为LCOE）之后，被国内部分研究机构与学者奉为经典，并经常用来比较风、光等可再生能源与煤电、气电和核电等传统电源之间的经济性。
然而，国际能源署发现用LCOE评价各类发电技术存在明显不足，并引入了VALCOE这个新的评估指标，但国内却鲜有报道。本文意在探讨LCOE与VALCOE之间的差异，为国内决策者、研究机构和学者提供一个全新的角度和思路。
LCOE存在明显不足
多年来，各国政策制订者、科研人员和发电商常用LCOE来衡量各类发电技术的经济性与成本。LCOE通常被认为是全生命周期内可变和固定成本（包括建造、融资、燃料、维护和税收等）之和除以项目全生命周期内的发电量。
然而，随着风光等间歇性发电电源的不断增加，让一个电力系统安全可靠运行所付出的成本远远超过LCOE所包含的内容。举例而言，在一个具有高比例太阳能的电力系统中，电网需要购买额外的发电能力以应对太阳落山之后的高峰负荷需求。此外，电网还需要黑启动、调峰和调频等灵活性来维持电力系统的可靠性。但上述成本并没有被LCOE所包含。
为了消纳更的可再生能源，电网和具备调压、调峰、调频和黑启动等具有保障电网安全功能的传统电源承担了上述成本。可再生能源虽然是绿色清洁能源，但没有承担传统电源所具备的保障电网安全、全天候保障客户用电需求等核心功能。单单对比不同发电技术的LCOE显然以偏概全，应当放在整个电力系统中考虑才不会犯管中窥豹、盲人摸象的错误。
在现有的电力系统中，燃煤火电等传统电源的供电稳定性不仅不会随天气情况的变化而发生巨大波动，而且自带能够提供调峰调频等辅助服务能力，尤其是可以为电力系统提供转动惯量以保护电网安全。但在间歇性、波动性极强的风光等可再生能源大比例接入电力系统之后，给电网带来了巨大的干扰和负面影响，不仅对电网的安全可靠运行带来了巨大的风险，更重要的是，无法在负荷高峰期提供相应的顶峰容量。这就是在极端天气情况下或者冬夏双峰时期全国各省缺电断电事件频发的重要因素。
由于可再生能源的间歇性、波动性、不可预测性以及反调峰性，给电网带来了极大的安全隐患。在负荷高峰期，如夏季晚间高峰负荷期，极热无风，夜间无光，风光均不能出力，更无法互补，此时此刻风光互补就是个伪命题。冬季负荷高峰期，寒潮或者极寒天气（东北和湖南江西等省区近年均出现过类似情况），风机叶片受凝冻无法正常运行，夜晚无光，风光又都无法出力，彼时彼刻风光互补还是个伪命题。
综上，在最需要出力的关键时刻，如冬夏双峰，风光等随机性电源的反调峰性造成顶峰负荷只能依靠燃煤火电、气电和核电等传统可靠电源。在传统的电力系统中，电力供应的可靠性与安全性均由电网和传统电源共同承担。在新型电力系统中，靠天吃饭的可再生能源无法、无力保障电力供应的可靠性与安全性。
VALCOE的优点
基于上述原因，国际能源署（以下简称为IEA）于2018年引入新的指标价值调整后的平准化度电成本（value-adjusted levelised cost of electricity，以下简称为VALCOE）来反映因技术选择有关的完全度电成本。VALCOE用来完整评估不同形式的可再生能源和化石燃料发电技术的相对竞争力，不仅需要考虑各类发电技术的成本，还要考虑它的价值。这个新指标涵盖了不同发电技术下对电网系统的整体影响因素。
VALCOE建立在LCOE之上，还增加了衡量电网系统价值的三个维度指标，一是能量，二是灵活性，三是容量。电力供应的可靠性和安全性正是由能量、容量和灵活性这三个指标来衡量。在对所有发电技术按能量、灵活性和容量等三个指标进行调整后，VALCOE为评估该种发电技术的竞争力提供了一个更为科学的评判基准，数值最低的技术就是最具竞争力的技术。
能量指标是衡量为满足电力需求而提供的能源。一般来说，当电力需求增加时(即电力供应稀缺时)，能量价值就会上升;当能源需求减少时(即相对于电力需求而言，电力供给更充裕时)，能量价值就会降低。
因此，在最需要的时候提供可靠供应的技术获得相对较高的能量值。为了计算不同技术的能量价值，IEA在其世界能源模型中对选定地区的电力需求和供应的分时平衡进行了模拟，使用了按场景预测的装机容量。
在欧盟的2030年新政策情景方式下，IEA预测其电力需求、满足需求的电力来源的组合以及由此产生的边际批发市场价格在一天内每小时会出现显著波动，汇总后再计算其年平均值，即全年的平均价格($/MWh)。
测算结果显示，2030年欧盟燃煤和燃气发电厂的年平均能量价值最高，远高于年平均批发市场价格，核电基本持平，风电和光伏则远低于年平均批发市场价格。结论表明，燃煤电厂等传统电源的能量价值远高于风电和光伏等可再生能源。能量指标也反映出煤电和气电等常规电源在需要时随时可用的基本常识。
能量指标衡量不同发电技术的价值。能量价值以基准年当地每小时的批发价为基础，通过分时调度，折算为年平均发电成本。根据系统平均电价和每种技术产生的平均电价之间的差额。能量这个指标衡量的是该种技术产生的电力价值，能够在高电价情况下发电的技术都具有低VALCOE。
灵活性值指标包括电力系统所需的各类辅助服务，如一次和二次调频、储能和转动惯量。灵活性指标反映了这项技术的灵活性。灵活性这个指标衡量这种技术在系统中的快速响应能力。能够快速响应的技术具有低VALCOE。例如，燃气电厂能够比燃煤电厂更快地响应系统需求，储能也往往具有很高的灵活性价值，它能够非常快速和准确地响应系统需求。灵活性指标用以调整这种技术对电网需求的响应能力，如根据供给或者需求的意外变化而快速响应。灵活性指标最高的是尖峰电厂，如燃油发电厂或者燃气发电厂。
容量指标反映了这项发电技术对电力系统充裕性做出可靠贡献的能力。计算方法为该项技术的可用系数乘以其有效装机容量。燃煤发电厂的可用系数很高(大多数情况下超过85%)，因为它们在运营期内可以控制输出容量，除了非停和检修外。另一方面，风光等间歇性能源的可用系数很低(10%或更低)，因为它们可能在一年中的特定时段无法使用。
容量指标代表了这种技术在负荷高峰期对系统充足性的贡献，是指在电力负荷最紧缺时的发电能力，是衡量该种发电技术对电力系统充分性的贡献指标。例如，在电力负荷高峰期能够可靠发电的技术都具有低VALCOE。贡献低的技术将被降级。举例来说，随着可再生能源渗透率增加可再生能源发电量却有所下降，但热力发电厂的顶峰负荷能力却可以长期保持不变。
综上，看起来似乎一项特定技术的能量价值指标也包含了它的灵活性指标和容量指标，因为一项特定技术产生的能源价格会根据其供应的丰富性或稀缺性而变化。但上述三个指标的不同之处在于，能量指标反映的是该种发电技术所发的总电量，而灵活性指标是指能量指标之外的附加服务，容量指标反映的是从电力规划角度考虑的电力系统的充分性和电网的安全性，而不是各类发电厂商的经营活动。
VALCOE越来越被当做首选模型来对比不同发电技术下的度电成本。VALCOE指标完整而清晰地说诠释了从整个电力系统的成本效益综合评判，具有LCOE最低的技术可能不是最有竞争力的技术。
举例来说，给光伏发电增加存储设施会增加LCOE，因为LCOE仅考虑增加了储能的成本，而VALCOE考虑了储能与光伏配对后增强匹配系统需求的能力，包括尖峰负荷需求。对于电力系统规划者来说，给光伏配储能可能是一个比单独建光伏电站更好的选择，对开发商来说用VALCOE衡量其经济性也变得更加有利可图。
VALCOE提供了依赖天气的间歇性发电技术，如光伏和风力发电怀可调度技术(如燃煤或燃气发电厂)之间更完整的比较。在决策投资新建电厂与现有电厂进行综合比选时，将成本和价值结合起来非常重要，VALCOE可以更清楚地辨别，与继续运营现有的燃煤或燃气电厂相比，新建的光伏电站是否以及何时更具有成本优势。
在清洁能源转型过程中，超越LCOE的历史局限性显得尤为重要。随着可变可再生能源市场占比的逐年快速上升和电力市场改革的持续，某种发电技术的整体竞争力将更强烈地受到其运营属性的影响。
综上，VALCOE以LCOE为基础，并用能量、容量和灵活性等三个指标对LCOE进行了相应调整。VALCOE比LCOE具有更综合的比较优势，而被普遍运用于国家或者地区能源发展规划之中。
2040年前煤电仍具优势
IEA引入VALCOE这个指标意在指出，尽管不同的可再生能源成本不断下降，但是他们的发电量未能同比例增加，反而持续下降。根据IEA的相关预测，尽管2040年印度光伏的LCOE是全球最低并且低于煤电的四分之一，但将LCOE指标调整为VALCOE后，光伏的竞争性远不及煤电。
根据IEA的相关预测，用VALCOE来对比光伏、风电、煤电、气电等不同发电技术的成本表明下述事实：在2040年前，世界各主要地区的已建燃煤火电厂仍然具有明显的成本竞争优势，甚至于新建的燃煤火电厂的VALCOE也低于带储能的光伏电站。
2040年，因地区不同各类发电技术的VALCOE差异非常明显。例如，在中国VALCOE由低至高的排序是已建煤电、已建燃气电厂、光伏、新建煤电、带储能的光伏电站和陆上风电等。对于印度而言，VALCOE由低至高的排序是已建煤电、新建煤电、已建燃气电厂、陆上风电和光伏等。对于美国和欧盟而言，已建煤电的VALCOE也是远低于光伏和风电。对于东盟地区，光伏发电的VALCOE与超超临界、超临界燃煤发电机组大体相当，并没有明显的成本优势。
根据IEA的相关预测，就中国而言，对于新建项目，无论是用LCOE还是用VALCOE指标，光伏和风电项目都有明显的成本优势，例如2030年光伏LCOE为20美元/MWh，而煤电为80美元/MWh。如果用VALCOE指标衡量，其差距较小，2030年光伏LCOE为45美元/MWh，而煤电为70美元/MWh。
这里需要进一步指出的是，独立的光伏发电不能连续可靠供电，如果光伏加上储能和煤电相比，其经济性还会变差。进一步解释，如果在负荷高峰期或者极端天气情况下无法出力，无论该种发电技术的成本如何有竞争优势，如果难以保障连续工业生产用户和居民的正常用电安全。那么，该种技术的经济性优势大打折扣，平时看上去很美不算是真美，关键时刻拉得上、顶得住才是真美。
VALCOE仍有进一步优化空间
由此可见，国际能源署已经意识到的用LCOE测算和对标传统发电电源与新能源存在重大缺陷和不足，甚至可能会误导各国能源规划和政策制订者。所以，国内专业人员也应与时俱进，建立以VALCOE的全新指标体系用来衡量各类电源的度电成本，尽量做到科学、系统和完整。
尽管IEA将LCOE调整为VALCOE，但IEA也指出目前的VALCOE指标还有不足，仍需改进，例如VALCOE还没有各类发电技术的环境成本纳入其中。
笔者认为，吸取IEA研究思路，科学评判各类发电技术的综合成本。间歇性和波动性较强的可再生能源应考虑其财务度电成本加上系统成本（对电力系统的提供的可靠性和安全性不足，尤其是顶峰能力的欠缺）才是其完全成本。传统电源的财务度电成本加上其环保成本（即碳价），也才是其完全成本。两者之间的比较可以用公式表示为：可再生能源度电成本+系统成本＜?＞传统电源度电成本+环境成本，两者之间的比较才更为全面、合理。
目前，全国新建光伏项目基本配置2个小时时长的储能，国内碳税保持在50-60元/吨的区间范围之内。按照现有的边界条件进行比较并不难。
但随着碳中和进行的提速，燃煤火电机组的加速退出，配备几小时才能能保持电力系统的安全可靠？各省区根据自己的装机规模、电源结构和用电需求特点配备多大规模的储能设施合适？碳税未来二十年提高至多少为宜？随着燃煤火电消可再生能源涨，燃煤火电机组每年退出多少最为科学、经济？
上述问题不仅仅是各类电源之间的经济性比较，更需要重点考虑保障电力系统的安全性、可靠性，保障全社会的正常合理用电需求不受长时间无风无光或微风微光或极端天气情况的影响导致大范围停电、断电。
综上，只有科学、全面地认识传统电源和可再生能源等各类发电技术的特征、功能定位、优势与不足，才能科学综合评判其经济性，进而其判定全口径度电成本何者更优。只有这样，才能更好地为企业、政府决策者和电力从业研究人员服务，用来决策投资电力项目，制订电力发展规划，保障国民经济的健康有序发展。
