從電力系統角度評估新能源使用成本，包括新能源場站成本和系統成本兩部分。隨著新能源發電滲透率提高，調節運行成本等系統成本將顯著增加。電網有沒有能力消化這部分成本？

6月16日，四川甘孜州正斗一期200MW光伏基地開標。0.1476元/千瓦時的中標價格讓業內驚呼“一毛錢一度電”的新能源時代越來越近了。

技術進步正推動新能源度電成本不斷走低，然而，上網側的低電價不等于用戶側的低電價。對此，有專家指出，隨著新能源發電滲透率地提升，高比例新能源消納將帶來整個電力系統成本的增加。這些成本包括常規電源的輔助服務、電網新增投資，以及新能源所承擔的功率預測等考核費用。

那么，電力系統的成本增加，會不會傳導到用戶側的電價？電網有沒有能力消化這些增加的系統成本？

電網方面相關人士指出，從電力系統角度評估新能源利用成本，包括新能源場站成本和系統成本兩部分，其中，系統成本包括靈活性電源投資及改造成本、系統調節運行成本、大電網擴展及補強投資、接網及配網投資等。隨著新能源發電滲透率提高，調節運行成本等系統成本將顯著增加。

業內人士表示，新能源裝機占比越高，電力現貨市場的價差將會越大，同時，電力輔助服務需求、容量充裕性需求將越高，電力系統的成本也隨之增加。“這表明，能源轉型也是有成本的。同時提醒我們，在推動能源轉型的過程中，也要做好應對電力系統成本增加的準備，實現平穩轉型。”該業內人士稱。

從電網領域來看，公開資料顯示，“十四五”期間電網及相關產業投資不低于6萬億元，按照50%計算，輸電網投資約為3萬億元，這部分投資基本上是為滿足可再生能源消納所需增加的輸電線路建設及相關費用。如果按照20年投資回收期、8%回報率來計算，那么平均每年的額外新增成本是3055億元。

東吳證券研究所分析師劉博認為，根據粗略估算，同等容量可再生能源接入電力系統成本為常規能源接入電力系統成本的2-3倍，這將進一步推高電網投資。

“在不考慮通貨膨脹因素的情況下，如果將電源側和電網側新增的成本全部傳導至用戶側，粗略估算，相當于到‘十四五’末終端電價上漲約7分錢。”劉博表示。

研究顯示，隨著新能源裝機規模和電量滲透率的提升，新能源承擔的功率預測、自動電壓控制、自動發電控制等考核費用增加，常規電源為平抑新能源波動性提供的輔助服務成本增加，電網服務新能源接網及消納的投資也將不斷增加。

對于系統成本的增加會不會傳導到終端電價，業內普遍認為無需有此顧慮。

中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎告訴記者：“可再生能源的消納，并不僅僅是電網和可再生能源之間的事情，不能僅靠電網調度實現，更多的是需要釋放整個系統的靈活性，在不增加大量基礎設施投資的情況下，目前仍有潛力可挖。”

彭澎認為，我國電力市場與國外電力市場不同。在“碳達峰、碳中和”目標下，我國整體電力供應將會進入偏緊的階段，這將促使電力應用更加靈活，企業會有針對性地進行彈性調整，無需擔心終端電價上漲問題。

中國能源研究會配電企業發展研究中心副秘書長吳俊宏同樣認為，不必擔心系統成本增加傳導到終端電價。

“現在電網的定位非常清晰，就是作為電力輸送的管道平臺，電網具有很強的成本控制和消化能力。同時，整個電力系統也具有很大的挖潛空間。”一位行業觀察人士說。

新能源占比的增加，將進一步激活對電力市場輔助服務的需求。輔助服務費用大幅增加是否會傳導到終端電價？

彭澎表示，對于輔助服務費用，應該秉持誰使用誰付費的原則。“如果想要一個高質量電能服務，必然要付一個更高的價格，這符合市場規律。現在看來，可再生能源的度電成本仍在下降，價差優勢會越來越明顯，可再生能源有足夠的底氣支付自己所需的靈活性服務費用。”

一位發改委專家表示，現階段電化學儲能與抽水蓄能的價格機制已經出臺，再加上風電光伏已經平價，說明當前電價機制內部仍有充分保障空間。另外，在構建“以新能源為主體的新型電力系統”的過程中，階段性的電力現貨價格暴漲、區域性的缺電現象，都是發展過程中出現的問題，最終還是要通過發展來解決。目前新型電力系統建設才剛起步，針對全社會的電價調整政策大概率不會出現。

“想要解決輔助服務市場可能出現的漲價問題，就要進一步縮短交易周期、增加交易頻次，給可再生能源更多的調整空間。”上述發改委專家表示，“未來要建立適應可再生能源生產特性的交易體系，盡可能保護對用戶友好的可再生能源收益，鼓勵其發展，這樣也會一定程度上避免由于輔助服務市場因素所帶來的電價壓力傳導。”