从全国来看，69%的火力发电占比难以被绿色能源(水电15%、核电5%、风光发电11%)替代。目前，我国光伏装机大幅增长，发电成本要比火力发电低，但这仅是在占全年14%左右的光伏发电时间(按照光伏全年有效光照时间约1200小时计算)内的结果，剩余86%左右时间的发电成本则由其它能源及储能、容量备份来决定。当然，我国风机的装机量也在稳步增长，陆上风电已成为最便宜的电力来源，但其也存在间歇性的问题，例如由于2021年天气原因，东北风电发电量骤减了90%，一度陷入了拉闸限电的窘境。表面上看，2022年我国的风电和光伏发电装机量在近几年快速增长，但总发电量仅相当于1.16亿吨标煤，占火电的15.9%。因此，电网要实现完全绿电，关键还是要满足调峰和储能的需求。现阶段,火力发电机组仍是我国提供电力的主要来源，也是世界上装机最新（平均机龄为12年）最高效的，短期内快速转型的压力大。但想要实现“电网”完全变绿，就需要对火电进行灵活改造，将其作为重要的调峰方式，同时对排放的二氧化碳进行CCUS，近中期煤电如何发展是电力系统转型的主要问题之一。按照《中国煤电成本分析与风险评估》的测算，火电灵活性改作为调峰工具将导致成本提高30%左右（度电成本增加0.17元），加上碳捕集成本135.06元/吨（度电成本增加0.26-0.40元），使用侧的用电成本增加0.43-0.57元/kWh，这将使国内平均居民电价（2022年为0.57元/kWh）上涨75%-100%，这还不包括储能的成本。显然，通过火电调峰让电网完全“变绿”将面临高昂的成本。当然，核电理论上可以也参与调峰，但我国核电机组目前只有在特殊时段，依据并网调度协议才能配合电网调峰。水电虽然调峰性能也很好，但需要拥有库区才可以参与调峰，而我国大多数水电站都是径流式电站（占比＞80%），调峰能力不足。值得关注的是，当前我国风电和光伏爆发式的增长，并没有给电网带来实质增益，并且对电网的安全稳定造成了严重的冲击。国家电网不再有义务全额消纳风光电，其实是向电力产业发出了一个明确的信号，那就是我国的决策层，已经意识到电力转型绝不可能建立在风电 光伏替代煤电的基础之上。这其实是政策上的拨乱反正，国家电网出手明示消纳红线不可能放开！在现有基础条件和技术环境下，风电和光伏不具备替代煤电能力。我国将持续推动大煤电建设。