主题：【原创】未来电费到底能有多低 -- 大漠西风
当然其实可能所有服务都有这两个方面，只不过看哪个方面占主导而已
高速公路如果用的人太多，可能就会堵车，道路老化加速路况不好；但如果用的人太少，千里无人烟，万一遇到点事连求助都没办法。现在高速公路是前者占主导地位，是因为中国人多等闲遇不到后一种情况。
Google则是如果用的人太多，可能服务器撑不住，带宽撑不住，访问速度太慢；但另一方面更多的用户可以对搜索引擎进行训练，会让搜索结果的质量逐渐提高。现在是后者占主导地位，是因为技术的进步让大多数情况不会出现技术瓶颈了。
所以说，用的人越多越好用的服务也是存在的（只不过因为技术发展的原因可能局限于it行业），这种服务就应该用免费模式，让更多的用户来用，用户也应该尽量参与到这种大块用户群里。相反，如果是用的人越少越好用的服务，则应该避开大股人群，不要随大流。
你不愿意自己DIY建电站的理由，就是电要收费的理由
感谢伟大的西西河河友们的板砖和指正！
在继续讨论其它几种发电方式之前，先说明一下，这个话题讨论的是比较长远的未来，说是纸上谈兵也未尝不可，因此会出现两个问题：
一是估算会非常不准确，比如后面要提到的核聚变发电成本，世界上还没有哪家成功，更不要说是商业化运行了，成本的估算只能从侧面和其它发电方式的对比中取得，自然误差可能会很大。这个问题要看我们目的是什么，如果哪位是因为要投资一个电站来寻求成本预算，俺们聊的自然太不专业了；如果只是根据已有资料讨论一种可能性，就当茶馆闲聊，有谁说的不对或者数据不准确，别人可以指出来，提高这种估算的准确度，是不是也未尝不可？
二是某些结论可能与中短期的趋势不符，比如按俺的设想，火力发电未来必将淘汰，原因是污染和化石燃料的不可再生性，但煤炭近两年价格下降很多，火电减少污染的措施也在政策鼓励下开展起来而有所缓解，因此可能一二十年，甚至更长时间内火力发电仍然会是主流。但火力发电不会永远是主流，先不提污染问题，如果一直作为电力的主要能源的话煤炭迟早会消耗殆尽，另外煤作为一种不可再生的化石原料，宝贵的有机资源，目前主要用于燃料烧掉其实是挺可惜的，未来涨价也是可以预期的。
言归正传，下面说风力发电。
风电上网价网上资料显示从0.53-1.2/KWH都有，0.6-0.7左右的居多，可以认为目前条件较好的地区风电合理电价为 RMB 0.6-0.7/KWH。这里有一篇比较详尽的文章（外链出处），里面提到：
除此以外，由于受资源条件的影响，我国风电价格水平地区差异非常明显。例如，风电电价最高是浙江苍南风电场，电价为1.20元/KWH，最低的是新疆达坂城风电场，电价为0.53元/KWH，其余风场电价大多数在0.6-0.9元/KWH之间。总体看来，风电上网电价每千瓦时比煤电要高出0.3-0.4元，可见，目前风力发电尚难以与常规电力(煤电、水电)竞争。
从项目投资角度，我们认为，首先应研究和把握国家的风电政策，在用足现有的优惠政策的同时关注未来将出台的政策。这样有利于大幅度降低风电价格，把握市场商业机遇，提高企业的市场竞争力。
通过上述风电价格的几个基本影响因子的分析，我们已经可以得出以下一些基本认识：不同的影响因子对风电价格均有不同程度的影响，但效果差异较大。其中，还款期的长短对电价影响较大，因此，延长贷款期限对降低风电价格非常有效，目前普遍要求国内银行能够对风电项目提供15年以上的贷款;另外，税收对电价影响很大，今后国家还会继续在关税、增值税、所得税方面有所减免，以降低风电的上网电价。另外，选择建场条件好、资源丰富的项目会大大降低风电场造价。今后政府将更加注重采取多种优惠政策，使每个影响因子共同起作用来有效降低风电价格。
可以预见，在不久的将来，随着我国风电技术的提高，大型风电设备制造的国产化的实现，风电设备价格可能由目前的8000-10000元/KW下降到4000元/KW。如果国家继续出台多种优惠政策，则风电的上网电价会大大降低。在资源条件好的内地，风电上网电价可能降低到0.25元/KWh，在资源条件相对差的东部沿海，上网电价可能在0.35/KWH水平以下。这样，风电的上网电价将可能低于煤电电价，从而在电力市场上开始具有很强的竞争力。
但文中提到风电成本能下降到0.25/KWH的前提不仅包含技术、设备的进步，还需国家对进行税收减免，这相当于对风电产业进行补贴。如果不考虑这一点的话，近期风电成本极限可能在0.3/KWH左右，远期可能低于0.2/KWH，这个成本是有一定竞争力的。
但风电的间歇性和季节性，也制约了它不能作为主力电能来源。
风电还有一个很大的缺陷，占地面积广，噪音大，基本上只能在偏远荒凉地带建造。
总之风电长远来看成本会下降，在未来的电力饼图中风电会占有一席之地，作为主力能源的补充。
然后是太阳能发电。
光伏发电根据日照条件的不同其成本大多在 RMB 1.0-2.0/KWH之间，大型太阳能发电站还有太阳能热发电的选择，成本也在这个区间里，因此太阳能发电是目前主流发电方式中成本最高的一种。虽然光伏发电的主要成本——光伏组件，近几年成本下降很快，且随着规模效应、设备降价、转化率提高，还有不小的空间，但离其它几种发电方式的成本还是有很大的距离。
还有很重要的一点，太阳能发电的成本不仅仅是光伏组件，场地、支架、安装、维护都需要成本。即使光伏组件成本能有革命性的下降，太阳能发电占用面积广，能量密度低的特点，使得土地、安装、维护等费用所占比例会上升，制约了光伏发电的成本进一步下降。俺认为太阳能发电的远期成本不会比风电低。
另外，和风电一样，间歇性也是太阳能发电的硬伤。
但是太阳能发电，准确地说是光伏发电有一个特别的优点，就是可移动性和可微型化，因此车载、屋顶、家庭式等有趣的式样会被开发出来，这在其它发电方式是不可能有的。
因此太阳能发电和风力发电一样，未来不会成为主要来源。但会是一种重要的、便利的补充性的电力来源
关于潮汐发电
根据《可再生能源发展“十二五”规划》，“十二五”期间，我国将“发挥潮汐能技术和产业较为成熟的优势，在具备条 件地区，建设1-2个万千瓦级潮汐能电站和若干潮流能并网示范电站，形成与海洋及沿岸生态保护和综合利用相协调的利用体系。到2015年，建成总容量5万 千瓦的各类海洋能电站，为更大规模的发展奠定基础。
但时至今日，潮汐发电的进展和前景不容乐观。高昂的成本（上网电价在2元以上），选址条件限制大，使得这个发电方式举步维艰。下面的链接说到潮汐发电的现况，可以参考：外链出处
潜力巨大的地热发电
我国的地热资源储量丰富，而且地热比起风电和太阳能有一个很大的优点，那就是输出功率基本稳定，没有季节和日夜变化。
但地热发电的现状还比较初级，目前，我国地热资源的开发大多位于地质浅层，主要集中在供暖、温泉、热水养殖等中低温利用上，真正意义上地热发电主要集中在西藏羊八井；而羊八井是七十年代的技术，综合发电成本很高，不计打井大约0.9/KWH。
在之后的三十多年里我国没有地热发电的需求，地热发电的研究和建设几乎是停滞的。
但地热资源发电的潜力十分巨大。2008年一份名为《地热资源的将来》的研究报告震惊了美国能源部，美国马萨诸塞理工学院研究了“增强型地热系统”的前景：
增强型地热系统是潜力巨大的本土化资源，不像现在开发的水热型高温地热资源那样受地域限制，而且这种清洁能源导致的环境影响最小，还可做到合理的开发投资和有竞争性优势的运行成本，该技术的商业化规模可望在10~15年内实现。研究报告估算全美国增强型地热系统的资源基础超过1300×104EJ(E=1×1018，下同)，还估算了其可开采量超过20×104EJ，这是美国2005年基本能源消费量的2000倍！
增强型地热系统在世界上已有30多年的研究历史，但只局限在美国、英国、法国、德国、日本、澳大利亚等少数国家。为达到商业性开发目标，3000~5000m钻井技术和热电转换技术等都作过研究。在这种俗称“干热岩”的岩体中，通常是只有热，没有裂隙或孔隙，没有渗透性，没有地热流体，所以需要靠井下“压裂”，在高温岩体中造出人造裂隙，连通地下网络，便可以从一眼井灌入冷水，从另一眼井产出高温流体。
过去，我国仅有少数学者发表论文或著作，探讨这一领域，但并未实地开展这一研究。2007年，中国能源研究会地热专业委员会与澳大利亚Pe-tratherm公司签订了合作协议，共同承担“中国工程型地热系统资源潜力的研究”项目。中澳专家已联合在一些可望有潜力的选定地区开展了初步调查，采集了一些试验样品，进一步的分析测试、模型研究等工作正在逐步进行中。
中国是一个具有一定经济实力的大国，更是能源需求的大国，既然美国的增强型地热系统有如此巨大的潜力，在中国也应该大有希望。我们应该跨入这一新的领域，为中国将来的能源发展做出一定的贡献。
国土部发布的一份报告显示，中国大陆3000米至1万米深处干热岩资源总计相当于860万亿吨标准煤，是中国目前年度能源消耗总量的26万倍。因此从理论上讲，我国地热发电的开发潜力无限。
因为地热发电经济性的资料实在太少，有也是几十年前的老技术，因此实在难以估算成本。但如果解决了成本问题，地热资源的稳定性和储量是适合做基荷电力的，而且在几亿年内不会枯竭。
下一章：大漠西风:电费到底能有多低（4）
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原文“国家垄断电网固然有其战略意义，但效率、效益不高也是不争的事实”
本来只是想表达效率不高，不知怎的蛇足加了“效益”二字，一字之差，意思就几乎反了。
谢谢指正。
最后我们再来看核电。
一般人可能以为核电的成本很高，其实不然。2010年有个对秦山核电原董事长的采访，里面提到核电站的发电成本：
李永江：我估计低一半左右。
主持人：相比光伏发电是不是更要低了？
李永江：更低了。当然比火电还是要高的，但是这个高其中有两个成本，一个是建造成本，核电的建造成本高，可能是火电的两倍到三倍，同样比如说一百万千瓦的机组，可能火电一个千瓦5千块钱就下来了，但是核电就得1万2甚至到1万4，包括更新引进的可能比1万4还要多。
主持人：对。
李永江：这是它的建造成本，但这个建造成本只是影响前期资金的投入，投入的资金量很大，这个可能要对一些行业受到影响。但它运行成本比较低，比火电要低得多。其中主要是燃料成本低，跟煤来比燃料成本低，核电是核燃料，就是燃料成本，火电有可能达到3毛钱左右。
主持人：核电的综合成本？
李永江：指的燃料成本可能就一毛钱左右。
上面的访谈里李永江的原话中没有给出核电综合成本的具体数据，但从“比火电高”和“比风电低一半左右”推测，当时核电综合成本可能在0.5/KWH左右（风电现在是0.6-0.7，但李取的数据未必是这个，而且风电2010年的成本可能比现在高）。而2013年，国家发改委改变核电一厂一价的政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元，可见目前核电成本已经与火电成本持平，下降的趋势非常明显。
核电和火电一样，具有发电功率大，占地少（相对于功率），输出稳定的优点，而没有火电污染大的缺点，非常适合作为取代火电作为基荷电力。
而且，因为核电成本主要来自建造成本，随着技术进步和规模扩大，这部分的成本未来还有不小下降的空间。另外，核电站建造资金是以还贷的形式体现在成本里的，也就是说有一部分成本是给银行的利息，如果核电企业壮大后采取自有资金投资逐年摊提的话，这部分成本还能减少。
乐观估计，核电成本在不远的将来能降到RMB 0.2/KWH以下（其中0.1是核燃料的成本）。
说到核电，还有一个我们热烈期待着的终极能源——可控核聚变。大家都知道可控核聚变还没有成功，最终核聚变电站的形式、规模、效率等等都还没有确定，因此估算它的成本还比较难。核聚变相对于目前的核裂变电站，技术难度更大，设备成本显然也会更昂贵，但发电功率也会更大，因此运行成本应该比核裂变还要低。很重要的一点是，最具有实现可能的核聚变方式——氘氚反应，直接材料氘和间接材料锂（用于和中子产生氚）用量都非常低，地球储量丰富，价格也不贵，因此核聚变的燃料成本几乎可以忽略不计。
非常非常粗略地估算一下，假设一个聚变发电站，发电功率是500万千瓦，假设平均开机率为80%，一年的发电总量是500x24x365x80%= 3,504,000万千瓦时=350亿千瓦时，假设电站运行年限是30年，那么总共可发电350x30=10500亿千瓦时。
那么这样的一个聚变电站，建设和运行费用会是多少呢？
先来参照一下多国参与的国际热核聚变实验堆（ITER）计划的投资，ITER在98年时计划投资50亿美元，运行费用（含拆除费用）也是50亿美元，总共100亿美元，不过显然这个费用是低估了，其后预算一直追加，目前有数据是说要200亿美元，按现在汇率算，大约1200亿RMB。
当然，这个ITER的设计只是50万千瓦的聚变功率，而且还不含发电部分，但研发初期各种设备材料成本到真正量产都会大幅度下降，而且ITER的运行成本还包含了大批科学家高昂的人工成本和各种实验成本，建造地又在物价较高的法国，因此不能简单地按输出功率乘以十来计算，未来500万千瓦电站的成本，可能200亿美元就足够建造和全部30年运行了。
再拿国内商用核裂变电站的费用来比较一下：
大亚湾核电站是我国大陆首座大型商用核电站，拥有两台装机容量为 98.4万千瓦的压水堆核电机组，总投资46亿美元，年发电能力近150亿千瓦时；1987年开工，1994年并网。
秦山核电二期工程是继秦山核电站和大亚湾核电站投产后，由我国自主设计、自主建造、自主管理、自主运营的首座装机容量为2×65万千瓦的商用压水堆核电站。工程总投资148亿元，设计寿命为40年，于1996年6月2日开工建设。
核聚变虽然技术复杂，但输出功率也高，因此假设到完全大规模商用阶段，聚变电站建设费用为100亿RMB/百万千瓦是完全有可能的（目前的核裂变电站成本潜力也还没挖尽），再假设全寿命维护费用也是这个数字（实际应该比建设费用低），那么500万千瓦聚变电站建设和运行费用总共是1000亿RMB。
前面说了，这样一个电站30年发电10500亿千瓦时，因此发电单位成本大约会是RMB 0.1/KWH，这个数字比核裂变电站又低了一半左右
综上所述，未来我国合理的电能结构应该是以核电为主要基荷电力（期待核聚变发电早日商业化！如果核聚变发电在200年内铀235消耗完之前不能成功的话，就要期待经济有效的地热利用方式了），水电配合储能电站为腰荷和峰荷电力，风力和太阳能作为补充。
算一下这样的电力结构的电价，如果是核裂变电站为主，0.2以下的发电成本加上0.08的电网运行成本，电价会在 RMB 0.25-0.30/KWH之间（以2014年不变价格计），相当于目前电价的一半；如果以核聚变为主，则是大约RMB 0.18/KWH，是目前的三分之一！
电力是社会经济活动，特别是工业的一项重要成本，大约占到工业品售价的12%左右，如果电价降低一半，意味着工业品成本降低6%，下降到三分之一，则工业品成本降低9%。
另外，电费的大幅度降低会刺激企业推动用电能取代燃料的生产技术改进，不仅进一步降低成本，还将大大降低工业生产中的污染排放。
再进一步，如果电能的储存技术有了革命性的突破，电动车将可以取代一切化石燃料车，甚至空运、海运也以电为主要能源的时候，那么大气污染将几乎成为历史，我们这个星球会变得更加美好。
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火电站拆了拉倒，结束了
可核电站的核岛部分可没那么简单。当然这个是30年后的事情了，可以不说。但是核废料后处理（储存等）也是需要花钱的，这部分往往没有被计算到，大概也有核口的人为了夸大核电的优势故意忽略的因素
俺家乡的人民好像就正在反对在那里建核废料后处理的工厂
因此正规的成本核算是要把这部分费用预留出来的。
核电站建成后的前十年，因为建电站的贷款要还本付息，可能是利润还不算高；但十年后贷款等还清，发电利润很高，这些钱留出一部分用于二三十年后电站的拆除是足够的：
假设一个100万千瓦的核电站，建设费用是100亿人民币，这些钱基本上来自银行贷款，还贷期十年，年利息6.5%，那么每年还本付息大约13.5亿人民币；
年开机率按80%算，年发电量约87.6亿KWH，上网电价按0.43/KWH计算，得营收37.7亿，扣除还贷款13.5亿，核燃料大约9亿（按0.1元一度电计算），员工工资大约7.2亿（按5000人，人均12000每月），剩下8亿，用于设备维护和水费什么的怎么也得5、6亿吧，利润也就1、2亿左右，还不能有大的设备更换。
但如果还清贷款就不一样了，利润猛增至15亿以上，20年下来没算利息就是300多亿，留个一半拆个电站绰绰有余了。
有问题的在执行方面，这些钱有没有留出来是个问题。当然，如果是上交国库了，反正20年后也是国家负责解决问题。
核聚变电站也需要拆除费用的，只是放射性污染小多了，因此费用也相应不高。
上海外高桥第三发电有限责任公司（“外三”）两台百万千瓦超超临界火电机组，是世界上最节能、电环保的大型火电机组.
由于“外三”的标杆高高耸立，9月中旬，"国际能源署火电年会"将在上海举行。各国千余火电专家不远万里相聚上海，与其说来开会，不如说要一睹“外三”芳容，并会会世界级的发电专家冯伟忠，以及全球首台高低分轴布置的汽轮发电机组的设计模型。年底前，该全球最高端发电机组行将在“外三”开建，我国火电机组建造水平将甩开国外同行20年！“在火电领域，我们目前的煤耗水平，是欧洲的明天，亚洲的后天”
第一，缘于国情，煤炭在过去、现在和未来数十年间，始终是中国能源安全的基石，保障全国80%以上的一次和二次能源需求。如果“外三”经验能在全国火电系统广泛推广复制，将为国家重新审视甚至调整现有能源战略提供"空前开阔的回旋空间"。如果能继续依靠煤炭30年，那么俄国石油和中东石油争相供应中国，中国的可选择余地就很大了。
第二，过去一年，五大央企发电集团中，以有三家集团开始采用“外三技术”对同类火电机组进行节能减排改造。今年下半年，另两家央企发电集团也将跟进采用“外三技术”进行技改。五大央企发电集团火力发电占到国内1/6，若全部采用“外三技术”进行技改，需投入1500亿元，但八到九年即可收回全部技改投资，经济效益与社会效益不言而喻。
第三，国内目前火电装机8.7亿千瓦，年耗煤占到全部煤炭消耗的55.1%（2013年国内煤炭产量37亿吨,但还不够用)。在全部火电装机中，约半数系高污染、高能耗中小机组，“外三技术”全面推广，对加快淘汰现有中小火电机组将生成另一股强大外力。
中国煤炭蕴藏量约1140亿吨，仅次于美国为世界第二位。中国煤炭品种多样，但普遍灰分较高。分布特点是极为广泛，除上海以外全国各省都有，2100个县里1200个县有煤炭储量，其中1100多个县已在采煤。这里面华北占一半，西北30%，西南近10%。
所以我曾经建议在建设“三铁”时，适当配置一批“清洁煤蒸汽机车”和其他烧煤设备，万一面对巨大的天灾人祸，各地依靠存煤自救，维持最低限度的社会运转。
第四，中国政府已高度重视“外三技术”推广，前不久召开的国家能源委首次会议上，李克强总理点名让“外三”介绍运行指标，会议决定，在2015年启程的“十三五”规划中，将其作为对火电企业节能减排的主要考核指标。如果“外三技术”推广到位，大体在“十四五”末期，国内火力发电对PM2.5的影响可基本消除。