Ny energi krever et betydelig gjennombrudd innen energilagring.

Kostnaden for solcelleanlegg har falt med 80 % på 10 år, og den nedadgående trenden opprettholdes fortsatt deretter. Mange vil bruke erfaringen fra solceller til å analogisere energilagring, og tror at innen 10 år vil kostnadene for energilagring synke med 80 %. Er dette en rimelig slutning basert på vitenskap og fakta? Med en vitenskapelig holdning må vi sette et stort spørsmålstegn.

I følge relevante statistiske data var den omfattende kostnaden for elektrisitet for elektrokjemisk energilagring 3,7 yuan/kWh i 2010, og falt til 0,4 yuan/kWh i 2020 (0,5-0,6 yuan/kWh er i utgangspunktet anerkjent i industrien). Eksperter kan imidlertid ikke garantere om den vil bli redusert med 0,1 yuan/kWh i 2025 eller 2030. Fra nåværende synspunkt kan kostnaden for energilagring bare være konkurransedyktig hvis den faller til ca. 0,1 yuan/kWh. Ellers vil ny energi pluss energilagring bli økonomisk forringet på grunn av høye strømpriser. Ovennevnte data er begrenset til beregning av kostnadene for intradag kortsyklus energilagring som samsvarer med de fysiske egenskapene til elektrokjemisk energilagring. I langsiktig energilagring utover dagen, som uker, måneder, årstider, etc., vil kostnadene stige eksponentielt,

For tiden inkluderer ulike energilagringsteknologier mekanisk energilagring (lagring av pumpet vann, lagring av trykkluftenergi, og lagring av svinghjulsenergi, etc.), elektrokjemisk energilagring (natriumbatterier med høy temperatur, væskestrømsbatterier og lagring av kondensatorenergi), elektrisk energilagring Energi (superledende energilagring og kapasitiv energilagring), energilagring og fleksibilitetstransformasjon av tradisjonell termisk kraft, etc. Med tanke på sikkerhet, modenhet og økonomi er den mest modne teknologien pumpelagring. Imidlertid, i den vannknappe nordvestregionen, hvor vind- og solressurser er ekstremt rikelig, er omfanget av pumpet lagring alvorlig hindret av begrensningene til vannressurser. Optimistisk, i henhold til gjeldende plan, innen 2030, den installerte kapasiteten til Kinas vind og regn vil nå 1,2 milliarder kilowatt. Derfor har landet kunngjort "Pumped Storage Medium and Long-term Development Plan (2021-2035)". Innen 2025 må den installerte kapasiteten til pumpet lager nå mer enn 62 millioner kilowatt; innen 2030 vil den nå rundt 120 millioner kilowatt.

Selv om elektrokjemisk energilagring ser vakkert ut, er det langt fra trygt, økonomisk og skalerbart. For eksempel, i april 2021, brant og eksploderte kraftstasjonen for energilagring av litiumjernfosfat i Beijing Dahongmen Jimei Furniture City på grunn av termisk løping av batteriet, som nok en gang varslet hele nasjonen. Det kan ses at tiden for storskala utbygging av energilagringskraftverk ennå ikke er moden, og sikkerheten er ikke effektivt og grundig løst. Dette sikkerhetsproblemet bør løses gradvis med fremskritt av teknologi. Vi må ikke gi opp på grunn av kvelning, men vi kan ikke skynde oss fremover.

Blant alle typer energilagringsanlegg er den mest økonomiske den fleksible transformasjonen av tradisjonelle termiske kraftkilder. Transformasjonskostnaden er den laveste, og transformasjonskostnaden for gamle enheter er omtrent 500-1500 yuan/kW, som er langt lavere enn kostnadene for ny toppbarberingskraftforsyning (pumpet lagring 5500-7000 yuan/kW, elektrokjemisk energilagring 2000-3000 yuan/kW). I løpet av "13. femårsplan"-perioden er planleggingsmålet for fleksibilitetstransformasjonen av kullfyrte termiske kraftenheter omtrent 200 millioner kilowatt. Dette planleggingsmålet har imidlertid ikke en tilsvarende markedskompensasjonsmekanisme som støtter det.

På grunn av markedsføringen av kullprisene og administrativiseringen av strømprisene, mangler kullkraftselskaper som allerede er på randen av tap midler til å gjennomføre fleksibilitetsomforming. Etter fleksibilitetstransformasjonen kan de ikke oppnå tilsvarende økonomiske fordeler. Det er bare press, men ingen motivasjon. Dette er den "Trettende Hovedårsaken til at målet om 200 millioner kilowatt planlagt og transformert i løpet av "Fem"-perioden langt fra er fullført.

I løpet av «14. femårsplan»-perioden, for å sikre storskala nytt energiforbruk og nettforbindelse, står tradisjonelle kullkraftenheter overfor et stort antall nødvendige krav til fleksibilitetstransformasjon. Det er ikke det at de ikke ønsker å reformere, men at det ikke finnes noen markedsorientert kompensasjonsmekanisme. Det kan ikke understrekes nok at kullkraft påtar seg hjelpetjenestefunksjoner som toppregulering og frekvensregulering som ny energi ikke kan påta seg, og bør kompenseres deretter.

Ethvert termisk kraftselskap er en markedsorientert forretningsenhet. Overfor dilemmaet med tap i hele industrien i 2021, stigende kullpriser og stagnerende strømpriser, har noen kraftverk ikke engang råd til drivstoff. Hvordan har de råd til det? Hundrevis av millioner av midler, og deretter gjøre obligatorisk fleksibel transformasjon? Mens vi snakker om politikk, må vi også snakke om økonomiske fordeler. Tross alt må lederne av kullfyrte kraftproduksjonsbedrifter, som hovedorganet i markedsoperasjonen, vurdere levebrødet til ansatte og den langsiktige utviklingen av bedriften.

Markedskonkurranse skal være rettferdig konkurranse, og ny energi skal også bære kapasitetskompensasjonsprisen på strøm. Markedskonkurransen mellom ny energi og kullkraft bør hovedsakelig domineres av markedsfaktoren pris, og kan ikke spesifiseres fullstendig ved administrative pålegg. Med utdypingen av markedsføringen av elektrisitet, bør kapasitetskraftprisen som pumpet lager kan oppnå, også gis til kullfyrte termiske kraftenheter uten diskriminering. Åpenhet, rettferdighet og rettferdighet er forutsetningene for markedsføring. Den høye forurensnings- og høye utslippsegenskapene til kullfyrte termiske kraftenheter bør reguleres av karbonavgift.

I 2050 skal det bygges et nytt kraftsystem med nesten 80 % fornybar energi. Kullfyrte termiske kraftenheter vil bli regulerte kraftkilder. Den nye energien som hoveddel skal være en høy andel fluktuerende kraftforsyning, og skal være utstyrt med en høy andel fleksibel og justerbar kraftforsyning som en sterk støtte for kraftnettet. Ellers vil ikke sikkerheten (treghetsmomentet) og toppbarberingsbehovet til strømnettet være effektivt garantert. Ny energi + energilagring + hydrogenenergi kan bare oppnås når økonomien ved lagring av energi på dagtid faller betydelig under (ny energi + energilagring omfattende LCOE) og (kullfyrt termisk kraft LCOE + karbonpris), og sikkerheten er effektivt garantert . Den vil delvis erstatte den tradisjonelle konvensjonelle strømforsyningen. Å bruke hydrogenenergi for å sikre langsiktig energilagring er en bedre måte å oppnå karbonnøytralitet på, men sikkerheten og økonomien må verifiseres ytterligere av markedet. Før karbonnøytralitet kan hydrogenenergi delvis erstatte konvensjonell kullfyrt termisk kraft, men den vil ikke helt erstatte den.

Gass + kjernekraft: hovedkraften til utskifting av kullkraft på dette stadiet

I den 40-årige karbonnøytraliseringsprosessen i overgangsperioden fra 2020 til 2060 har kullfyrte termiske kraftenheter en uerstattelig rolle som backup og backup. På dette stadiet er det kun gasskraft og kjernekraft som kan erstatte kullkraft fullstendig. Bare gasskraft og kjernekraft kan gi sikker, stabil og kontinuerlig strømforsyning, og gasskraft kan også justere topp og frekvens når som helst.

Men med ankomsten av den kalde vinteren i 2021, vil naturgass i Europa stige med 800 %. Hvis det ikke er termisk kraft, hvordan vil Kina, som mangler olje og gass, håndtere det? Selv om gass og elektrisitet er bra, under ekstreme forhold, har ikke bare de fattige råd til det, men middelklassen har heller ikke klassen. Bare rike og velstående kan prøve det. Når det gjelder kjernekraft, selv om den fjerde generasjons høytemperatur gasskjølte reaktoren kan gi hjelpetjenester som peak shaving, må kjernekraftverkene før tredje generasjons teknologi fortsatt transformeres, for eksempel peak shaving. I tillegg er bare rundt 200 millioner kilowatt av kystatomkraftverkene på fastlands-Kina verifisert og oppfyller sikkerhetskravene. Dersom den installerte kapasiteten til kjernekraftverk må økes, må kjernekraftverk i innlandet fortsatt startes på nytt. Fra det nåværende synspunktet har den negative psykologiske virkningen av Fukushima-atomulykken i Japan på allmennheten vært vanskelig å eliminere, og det er vanskelig for myndighetene å bestemme seg for å starte innlands kjernekraft på nytt.

For øyeblikket, i prosessen med karbonnøytralitet, selv om kullkraft til slutt vil bli erstattet, må denne prosessen etableres på et trygt og pålitelig grunnlag: først, for å sikre energiforsyningssikkerheten, slik at vanlige mennesker kan holde varmen om vinteren og har ingen mangel på strøm i varme sommer; andre, Strømnettet er trygt og pålitelig, og det vil ikke være noen storskala strømbrudd. For det tredje er elektrisitetsvarer rimelige for vanlige folk. Energy Impossible Triangle forteller oss at sikkerhet, økonomi og grønt lavkarbon ikke kan oppnås samtidig. Hvis to av sikkerhet og lavkarbon oppfylles, vil prosessen med karbonnøytralitet akselereres, og strømprisene vil utvilsomt stige. Har vanlige folk råd til regningene med stigende strømpriser? Dette er et spørsmål som krever seriøs vurdering.

Før et stort antall nye energikraftkilder bygges og settes i drift, hvis man ønsker å oppnå karbonnøytralitet og fase ut kullkraft så raskt som mulig, må man samtidig bygge et stort antall energilagre. Dette vil påvirke økonomien i det nye kraftsystemet, det vil si at den omfattende kraftproduksjonskostnaden for ny energi + energilagring vil øke betydelig. På den tiden, for å kunne bruke lavkarbon, miljøvennlig og ren strøm, må hele samfunnet betale en høyere total samfunnskostnad. Ta Tyskland som et eksempel, nye energikilder som natur og natur står for mer enn 50 %, og strømprisene deres har også doblet seg, og strømprisene vinteren 2021 er til og med latterlig høye. Derfor, vi bør ikke bare sammenligne strømprisene med Europa, men også sammenligne innbyggernes disponible inntekt per innbygger. Det er et gammelt ordtak: hvis kornmagasinet er ekte, vet du etiketten; hvis du har nok mat og klær, kjenner du ære og skam.

Kraftproduksjonsselskaper trenger ikke bekymre seg for mye om kullkraftens overlevelse. Når utnyttelsesgraden av termisk kraft går ned, kan folk i bransjen med utdaterte konsepter ikke la være å beklage at fortjenesten til termiske kraftverk ikke vil være like god som hvert år, og tap vil bli normen. Men dette konseptet holder seg fortsatt i det gamle konseptet "maktbasert profittmodell". I henhold til relevante prognoser, i 2050, vil kraftproduksjonstimene til kullfyrte termiske kraftenheter falle til mer enn 1000 timer. Hvis den forrige profittskapende modellen for strømforbruk følges, hvordan kan termiske kraftenheter overleve? Etter ferdigstillelsen av det nye kraftsystemet vil nye energikilder som vind og sol bli hovedkraftproduksjonen,

Tradisjonelle kullfyrte termiske kraftenheter bør endres fra en ren strømprofittmodell i fortiden til en ny profittmodell som fokuserer på tilleggstjenester som toppbarbering og frekvensregulering og å tjene topp- og dalstrømpriser. Markedskonkurransen i elektrisitetsmarkedet er ikke bare konkurransen mellom mengden homogen kraftproduksjon, men også den differensierte konkurransen mellom hva andre har og hva andre har. Det kan også sees fra tidlig erfaring fra europeiske land, som Danmark og Tyskland, at i et fullt markedsorientert elektrisitetsmarked kan kullfyrte termiske kraftenheter som hovedsakelig er avhengige av hjelpetjenester og kapasitetsmarkeder for profitt fortsatt stole på nye profittmodeller før de trekker seg helt ut av markedet Overlev anstendig.

Karbonnøytralitet er et uunngåelig og må nås mål, denne prosessen er ikke jo før jo bedre. Bevegelsen for å redusere karbon av hensyn til karbonnøytralitet vil bare føre til flere negative konsekvenser hvis det er utenfor vanlige menneskers overkommelighet.

Premier Li Keqiang sa en gang i et svar på journalisters spørsmål på de to sesjonene at det fortsatt er mer enn 600 millioner mennesker i Kina med en månedlig inntekt på mindre enn 1000 yuan. Den disponible inntekten per innbygger til kinesere er langt fra nivået i Europa i det sene industrialiseringsstadiet. Det er umulig for staten å gi innbyggerne enorme strømprissubsidier. Hvis karbonnøytraliseringsprosessen er for forhastet, vil det være de vanlige forbrukerne som lider mest, ikke de akademiske ekspertene og lærde som i dag har rett til å uttale seg om karbonnøytralitet.

Vitenskapelig karbonreduksjon bør oppnå den laveste totale kostnaden for hele samfunnet, den minste økonomiske kostnaden og den beste prosessen. For karbonnøytralitetens skyld bør vi ikke fokusere ildkraften vår på alle høykarbonindustrier for å kjempe en utslettelseskrig eller mobil krigføring. I den nåværende prosessen med karbonnøytralitet bør forholdet mellom ny energi og kullfyrte termiske kraftenheter være komplementære, gjensidig avhengige, symbiotisk og velstående, snarere enn et nullsumspill der gjensidig vekst og tilbakeholdenhet eksisterer.

Synspunkt: Ny energi og kullfyrt termisk kraft bør utfylle hverandre og sameksistere og trives sammen.

Innenlandske fagfolk engasjert i termisk kraftteknologi og økonomisk evaluering liker generelt å bruke elektrisitetskostnadene til å vurdere økonomien i et prosjekt. Det grunnleggende konseptet for kostnad for elektrisitet er enhetskostnaden for elektrisitetsproduksjon, det vil si den totale kostnaden delt på den totale kraftproduksjonen i driftsperioden. Kostnaden per enhet elektrisitet kan grovt deles inn i faste kostnader og variable kostnader. Faste kostnader inkluderer avskrivning av fast kapital, amortisering av immaterielle eiendeler, reparasjonskostnader og finanskostnader, etc.; variable kostnader inkluderer drivstoffkostnader, vannkostnader, materialkostnader, avsvovlingsmidler, denitrifiseringsmidler, etc.

Internasjonale energiorganisasjoner som Det internasjonale energibyrået (IEA) foretrekker å bruke LCOE for å evaluere den komplette kraftproduksjonskostnaden for investeringsprosjekter. LCOE er den utjevnede kostnaden for elektrisitet, det vil si kostnaden per grad av elektrisitet fra hele livssyklusen (inkludert byggeperiode og driftsperiode). Den totale kostnaden i hele livssyklusen (summen av nåverdien av alle kostnader, hovedsakelig inkludert opprinnelig investeringskostnad, driftskostnad og restverdi) deles på den totale kraftproduksjonen (summen av nåverdien).

Etter ny energiparitet gjenstår viktigheten av kullkraft

LCOE brukes ofte til kostnadsbenchmarking av termisk kraft og ny energi. I følge relevante data fra International Renewable Energy Agency har de globale gjennomsnittlige solcelleutjevnede kostnadene for elektrisitet falt med 82 % på ti år, fra 37,8 cent/kWh i 2010 til 6,8 cent/kWh i 2019. For tiden er Kinas solcelle-LCOE nær eller til og med lavere enn referanseprisen for elektrisitet i kullkraftnettet, og det vil være en stor sannsynlighet for at solcellevindkraft LCOE vil være lavere enn kullkraft LCOE. I tillegg, ifølge Det internasjonale energibyrået, falt LCOE for vindkraft med 83 % fra 1983 til 2019. Basert på ovennevnte erfaring og vurdering, mener noen energiforskere at nye energikilder som natur kan erstatte tradisjonelle energikilder,

Etter år med statlige subsidier og sterk støtte, kan vindkraft og solcellekraftproduksjon endelig kobles til nettet på nivå. Preferansepolitikk som fullt kjøp av strømnett og prioritert tilgang til Internett har gitt ny energi solid tillit. De doble høye (høy forurensning, høye utslipp) prosjektkullkraftenheter som er født med arvesynder ser ut til å ha mistet konkurranseevnen fullstendig.

Ut fra dagens energiteknologi og markedsvirkelighet kan imidlertid ikke ny energi + energilagring bli en erstatning for fossil energi eller kullkraft. På den tiden, på grunn av tilfeldigheten, intermittensen og flyktigheten til nye energikilder som vindkraft og solcelle, var det ingen tid da det ikke var nødvendig, og det var ingen tid da det ikke var nødvendig. . Til dags dato er ikke dette problemet fundamentalt løst.

Kaldbølgestrømbruddet i Texas i februar 2021, det ordnede strømforbruket i noen provinser i Kina fra slutten av 2020 til begynnelsen av 2021, og strømbruddet mange steder i Kina som starter i tredje kvartal 2021 ligger bak. den utilstrekkelige effektive installerte kapasiteten. spørsmål.

Som vi alle vet, selv om den installerte kapasiteten til ny energi er enorm, er den tilsvarende effektive kapasiteten for lav. Motstandskoeffisienten til vindkraft er nær 95 %, og motstandskoeffisienten til solcelle er 100 % (dagtid, natt). Ved beregning av kraftbalanse vet folk i bransjen at den effektive koeffisienten for vind (lys) og andre nye energikilder kun vurderes til 5 % (0 %), spesielt i rushtiden vinter og sommer, når det nesten ikke er noen vind.

I motsetning til dette er den gjennomsnittlige motstandskoeffisienten for konvensjonell kullfyrt termisk kraft omtrent 8 % (15 % for varmeenheter), og 40 % for vannkraft. For ytterligere å forklare i klartekst, på grunn av den lave effektive kapasiteten til nye energikilder som vind og sol, før storskala, langsiktig energilagringsteknologi modenhet, sikkerhet og økonomi ikke har oppnådd vesentlige gjennombrudd, vil den bli brukt i hele samfunnet. Under forutsetningen om å opprettholde en viss veksttakt for elektrisitet, jo mer fornybar energi som vind- og solenergi som installeres, dersom den tradisjonelle kraftforsyningen ikke kan bygges synkront og opprettholde en tilsvarende økning, vil hele kraftsystemet være mangelvare i vinter- og sommertopper og ekstremt klima. elektrisitet. Dette er grunnårsaken til hyppige strømmangel.

Det kan sees at det ikke er en overdrivelse å sammenligne kullfyrte termiske kraftenheter med ballaststeinen og stabilisatoren til kraftsystemet på dette stadiet.

I kritiske øyeblikk og i krisetider er det bare de kullfyrte kraftenhetene som ikke likte dem som kan stå opp og bære dem, og bli bærebjelken i energiforsyningen. Noen tror kanskje at dette bare er en liten sannsynlighetshendelse, hvordan kan det skje hver dag? Men i sør hvor ekstrem kulde og ingen lys, ekstrem varme og ingen vind, og en høy andel vannkraft, mangler den tørre årstiden om vinteren og det ekstremt kalde været både vind og lys. Vann vil bli en hyppig hendelse med høy sannsynlighet. I 2008, 2020 og 2021 forekom ekstremt kaldt og lavtemperaturvær ofte. I tillegg er de nåværende begrensede UHV-kanalene fortsatt vanskelige å realisere sammenkoblingen av elektrisitet mellom provinser over hele landet, gjensidig justering og komplementaritet.

Den hyppige forekomsten av ekstremvær har advart folk igjen og igjen om å legge all sin energisikkerhet på uregelmessighet og ustabilitet i landskap, etc., og har distinkte sesongmessige egenskaper (regntiden i midten og nedre delen av Yangtse-elven har en lang mørkeperiode, sommer Langvarige vindstille og mindre vindfulle perioder) på nye energikilder kan føre til store strømbrudd. Denne egenskapen til ny energi krever et stort antall justerbare strømkilder for å opprettholde stabilitet og rebalansere for egenskapene til intermitterende, fluktuerende og kraftmangel. Som leder av energisektoren bør han ha en dyp forståelse av dette og lage beredskapsplaner for kraftsikkerhet og -forsyning.

Med den hyppige forekomsten av slike ekstreme værforhold, er det å sikre energisikkerhet toppprioriteten for husfolks levebrød (spesielt i "Three North"-regionen er vinteroppvarming toppprioriteten for folks levebrød, ikke mindre enn matsikkerhet). Den gang kunne verken nevnes gamle fornybare energikilder som vannkraft eller nye fornybare energikilder som vind- og solkraft. Bare tradisjonelle fossile kraftkilder (termisk kraft, gasskraft) og kjernekraft kan garantere energisikkerhet.

Begrensninger for LCOEer

Erstatningen av fossil energi med ny energi bør ikke bare ta hensyn til stabiliteten til kraftnettet, men også mange økonomiske og sosiale spørsmål. Etter at "Three North"-regionen går inn i den strenge vintersesongen, har oppvarming og strømforsyning blitt førsteprioritet for folks levebrød, og energiutnyttelseseffektiviteten til kombinert varme og kraft er høyest. Ny energi kan bare generere strøm uten oppvarming. Dersom oppvarmingen må konverteres fra elektrisitet til varme, vil effektiviteten av energiutnyttelsen reduseres betydelig. Hvis du ikke vurderer det fra karbonreduksjonsperspektivet og karbonreduksjonen, er den termiske effektiviteten til kraftvarme den høyeste. Derimot reduserer hydrogenproduksjon etter ny energikraftproduksjon energieffektiviteten med det halve, og transporterer deretter, lagrer hydrogen, og genererer deretter varme til oppvarming, og virkningsgraden reduseres med det halve igjen. Energikonverteringseffektiviteten er for lav og energitapet er alvorlig. Hvis det vurderes at ny energi er utstyrt med langsiktig energilagring (ukentlig og sesongbasert energilagring som overstiger dagtid energilagring), vil LCOE av ny energi stige kraftig, og dens økonomiske fordeler vil forsvinne.

For tiden har alle provinser (regioner) over hele landet utstedt retningslinjer etter hverandre, som krever at nye energiprosjekter er utstyrt med 10 % til 15 % energilagring som standard, og varigheten er omtrent 1 til 2 timer. Investeringsprosjekter for fornybar energi med gode prosjektfordeler, pluss disse 10%~ 15%, 1 til 2 timers energilagringskonfigurasjon, har investeringsgevinsten allerede begynt å bli dårligere, og den er nær break-even-punktet. Hvis den er utstyrt med langsiktig energilagring i mer enn én dag, under dagens tekniske, økonomiske og markedsmessige forhold, er det vanskelig å se for seg at et vind- og nyenergiinvesteringsprosjekt kan være lønnsomt.

Det siste året har temaet hydrogenenergi vært hett, og det har til og med blitt kalt den ultimate energikilden i det 21. århundre. Så vil hydrogenenergi være nøkkelfaktoren for å løse det korte kortet med ny energi? Dette er nok ikke optimistisk. På grunn av problemer som lav energikonverteringseffektivitet, høye kostnader, infrastrukturinvesteringer og sikkerhet, er det ingen håp om storskala utvikling av hydrogenenergi innen ti år. Selv i 2050 er eksperter fortsatt ikke helt sikre på at hydrogenenergi vil erstatte tradisjonell fossil energi innen transport, enn si andre industrier?

I tillegg er det fortsatt mange tekniske vanskeligheter innen hydrogenenergi, og de viktigste kjernekomponentene er ennå ikke lokalisert... Disse flaskehalsproblemene må løses snarest. Selv om land rundt om i verden kraftig går inn for og aktivt fremmer det, er utviklingen av hydrogenenergi fortsatt i markedsintroduksjonsperioden, og hele industrikjeden har ikke en kostnadsfordel. Dens storstilte utvikling er på vei, og alle problemer løses under utviklingen. Denne perioden er minst ti år eller lenger. Etter at både teknologien og markedet er modne, vil hydrogenenergi fremmes og brukes i stor skala.

Fra dette synspunktet er det åpenbart en generalisering og et glimt av leoparden å evaluere kostnadene for ulike kraftproduksjonskilder kun fra LOCE. Ny energi nyter godt av ulike fortrinnsrettslige politikker og tiltak fra kraftnettet (som prioritert tilgang til Internett og full kjøp, etc.), men har ikke påtatt seg de tilsvarende grunnleggende forpliktelsene som toppregulering og frekvensregulering og tilveiebringelse av effektiv kapasitet. Akkurat som i et samfunn styrt av lov, bør enhver borger påta seg sine egne forpliktelser mens de nyter rettighetene sine. Slik bør det også være i den markedsrettede kraftbransjen. Før den fullstendige markedsføringen av kraftindustrien, har ikke typen ny energikraftproduksjon oppnådd enhet av ansvar, kraft og nytte. En senior profesjonell i maktsirkelen ble levende sammenlignet,

I tillegg, etter at et stort antall tilfeldige og svært flyktige nye energikilder kobles til nettet for kraftproduksjon, vil de ha en enorm innvirkning og innvirkning på nettet. Det er vanskelig å opprettholde kraftbalansen i kraftsystemet, som er et verdensomspennende problem. I tillegg må det tradisjonelle strømnettet gi et treghetsmoment og en sterk støttende strømforsyning, ellers vil sikkerheten til strømnettet ikke garanteres. Disse kan ikke garanteres av intermitterende kraftkilder som vindkraft og solcelle, og kan kun garanteres av tradisjonelle kraftkilder. I tillegg, på grunn av den høye andelen ny installert energi, har ikke problemet med hyppige subsynkrone svingninger i Nordvestkraftnettet blitt løst effektivt og fullstendig så langt.

Perfekt kostnadsberegning

For å oppsummere er det ensidig å kun vurdere LCOE for kraftproduksjonskostnadene for ny energi som vind og sol. Den reelle fulle kostnaden for ny energikraft bør legges til kraftsystemkostnaden som ny energi skal bære. Kostnaden for kraftsystemet er kostnaden for energilagring, og å sikre sikkerheten til kraftnettet kan ikke bare bæres av kraftnettbedriftene og dagens hovedkraftproduksjonskullfyrte termiske kraftenheter. Mens de nyter rettighetene, må nye energiforetak påta seg tilsvarende forpliktelser. Dette er en vitenskapelig, rasjonell og pragmatisk holdning.

Tilsvarende er den nåværende LCOE for evaluering av termiske kraftkilder ikke omfattende og vitenskapelig, spesielt når det gjelder kostnadene for kullfyrt termisk kraft, som ikke tar hensyn til miljøkostnadene. LCOE for termisk kraft pluss dens miljøkostnad (det vil si karbonpris eller karbonavgift) er hele kostnaden for termisk kraft.

For øyeblikket har Kinas karbonmarked nettopp startet, og det totale nivået på karbonprisen forblir på rundt 50 yuan/tonn. Karbonprisen reflekterer ikke fullt ut miljøkostnadene forårsaket av høy forurensning og høye utslippsegenskaper til kullfyrte termiske kraftenheter. Sett fra internasjonale trender, nærmer karbonprisen i Europa seg 100 euro/tonn og vil svinge i området 60-100 euro/tonn. Europeiske kullfyrte termiske kraftenheter må betale høye miljøkostnader hvis de ønsker å overleve. På denne måten vil markedet tvinge kullfyrte termiske kraftaggregater til å trekke seg fra markedskonkurransen på grunn av høye kostnader, uten administrative pålegg.

Mens kullfyrte termiske kraftenheter ennå ikke fullt ut har båret miljøkostnadene, er Kinas nye energikilder som vind og sol langt fra å bære kraftsystemkostnadene de burde bære. Bare noen provinser som "Three North"-regionen har etablert tilleggstjenestemarkeder. Tjenestemarkedet er langt fra etablert, og det effektive kapasitetsmarkedet har ennå ikke startet.

Innsidere i kraftbransjen har etterlyst en todelt strømpris for termiske kraftaggregater, og kapasitetskraftprisen er så langt ikke implementert. Sørvestlige vannkraftprovinser, som Sichuan og Yunnan, har ikke kullfyrt termisk kraft som et viktig supplement i den tørre vintersesongen. Det er anslått at folk i provinsen vil ha vanskeligheter med å sikre strømforbruket. I tillegg har Sichuan-provinsen implementert vann- og branntilskudd i mange år, fordi lokale myndigheter ofte misligholder subsidiemidler for termiske kraftenheter, noe som resulterer i flereårige tap for kullfyrte termiske kraftenheter i provinsen. Til syvende og sist er grunnårsaken mangelen på systemdesign i markedsføringen av elektrisitet, det vil si at markedet for elektrisitetskapasitet ikke er etablert i tide.

Tatt i betraktning Kinas kullbaserte ressursbegavelsesegenskaper, bør karbonprisen i karbonmarkedet ikke være for høy før nye energikilder blir hovedkraftforsyningen. Hvis karbonprisen er for høy på dette stadiet, kan det påvirke energisikkerhet og strømforbruk for folks levebrød. Roma ble ikke bygget på en dag, og prisen på karbon i Europa steg ikke til 100 euro umiddelbart etter etableringen av karbonmarkedet. Det europeiske karbonmarkedet har også opplevd nesten 20 år fra etableringen til forfall. Derfor bør etableringen og forbedringen av Kinas karbonmarked mest sannsynlig være en langsom og gradvis prosess fra lave til høye karbonpriser, i stedet for umiddelbart å tilpasse seg europeiske karbonpriser.

I tillegg har Europa og USA fullført industrialiseringen, og deres kraftforbruksstruktur er dominert av tertiærindustrien, supplert med sekundær- og primærnæringer. Den årlige økningen i strømforbruket er ikke stor, og totalmengden er i utgangspunktet stabil. Mens Kina er i ferd med industrialisering, vil den årlige vekstraten for elektrisitetsforbruket fortsatt opprettholde en middels til høy vekstrate i perioden med den 14. femårsplanen og den 15. femårsplanen. Dagens kraftforbruksstruktur er dominert av sekundærnæringen, supplert av primær- og tertiærnæringen.

Når det gjelder økning i strømforbruk og strømforbruksstruktur for hele samfunnet, er det store forskjeller mellom Europa og USA og Kina, og opplevelsen av karbonnøytralitet i Europa og USA kan ikke kopieres fullstendig. Selvfølgelig er elektrisitetsforbruket til hele Kinas samfunn relativt høyt, hovedsakelig fordi Kinas energiforbruk per enhet av BNP er for høyt (høyere enn verdens gjennomsnittsnivå, omtrent det dobbelte av utviklede land som Storbritannia). Grunnårsaken er at den tunge kjemiske industrien har åpenbare egenskaper, noen industrier med høy energi har relativt overkapasitet, og teknologien er relativt tilbakestående. Som et resultat har Kina fortsatt en lang vei å gå på veien for energisparing og utslippsreduksjon.

I denne perioden utfyller kullfyrt termisk kraft og ny energi hverandre og er uunnværlige, snarere enn liv og død. Bare ved å eliminere kullfyrte termiske kraftenheter kan nye energikilder som vind og sol få et bredere rom for overlevelse og utvikling. For tiden er denne typen tenkning for ivrig etter rask suksess.

I den nåværende dual-carbon prosessen, bør forholdet mellom ny energi og kullfyrte termiske kraftenheter være komplementære, gjensidig avhengige, symbiotisk og velstående, snarere enn et nullsumspill der gjensidig generering og tilbakeholdenhet eksisterer.