从电力系统角度评估新能源使用成本，包括新能源场站成本和系统成本两部分。随着新能源发电渗透率提高，调节运行成本等系统成本将显著增加。电网有没有能力消化这部分成本？

6月16日，四川甘孜州正斗一期200MW光伏基地开标。0.1476元/千瓦时的中标价格让业内惊呼“一毛钱一度电”的新能源时代越来越近了。

技术进步正推动新能源度电成本不断走低，然而，上网侧的低电价不等于用户侧的低电价。对此，有专家指出，随着新能源发电渗透率地提升，高比例新能源消纳将带来整个电力系统成本的增加。这些成本包括常规电源的辅助服务、电网新增投资，以及新能源所承担的功率预测等考核费用。

那么，电力系统的成本增加，会不会传导到用户侧的电价？电网有没有能力消化这些增加的系统成本？

电网方面相关人士指出，从电力系统角度评估新能源利用成本，包括新能源场站成本和系统成本两部分，其中，系统成本包括灵活性电源投资及改造成本、系统调节运行成本、大电网扩展及补强投资、接网及配网投资等。随着新能源发电渗透率提高，调节运行成本等系统成本将显著增加。

业内人士表示，新能源装机占比越高，电力现货市场的价差将会越大，同时，电力辅助服务需求、容量充裕性需求将越高，电力系统的成本也随之增加。“这表明，能源转型也是有成本的。同时提醒我们，在推动能源转型的过程中，也要做好应对电力系统成本增加的准备，实现平稳转型。”该业内人士称。

从电网领域来看，公开资料显示，“十四五”期间电网及相关产业投资不低于6万亿元，按照50%计算，输电网投资约为3万亿元，这部分投资基本上是为满足可再生能源消纳所需增加的输电线路建设及相关费用。如果按照20年投资回收期、8%回报率来计算，那么平均每年的额外新增成本是3055亿元。

东吴证券研究所分析师刘博认为，根据粗略估算，同等容量可再生能源接入电力系统成本为常规能源接入电力系统成本的2-3倍，这将进一步推高电网投资。

“在不考虑通货膨胀因素的情况下，如果将电源侧和电网侧新增的成本全部传导至用户侧，粗略估算，相当于到‘十四五’末终端电价上涨约7分钱。”刘博表示。

研究显示，随着新能源装机规模和电量渗透率的提升，新能源承担的功率预测、自动电压控制、自动发电控制等考核费用增加，常规电源为平抑新能源波动性提供的辅助服务成本增加，电网服务新能源接网及消纳的投资也将不断增加。

对于系统成本的增加会不会传导到终端电价，业内普遍认为无需有此顾虑。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎告诉记者：“可再生能源的消纳，并不仅仅是电网和可再生能源之间的事情，不能仅靠电网调度实现，更多的是需要释放整个系统的灵活性，在不增加大量基础设施投资的情况下，目前仍有潜力可挖。”

彭澎认为，我国电力市场与国外电力市场不同。在“碳达峰、碳中和”目标下，我国整体电力供应将会进入偏紧的阶段，这将促使电力应用更加灵活，企业会有针对性地进行弹性调整，无需担心终端电价上涨问题。

中国能源研究会配电企业发展研究中心副秘书长吴俊宏同样认为，不必担心系统成本增加传导到终端电价。

“现在电网的定位非常清晰，就是作为电力输送的管道平台，电网具有很强的成本控制和消化能力。同时，整个电力系统也具有很大的挖潜空间。”一位行业观察人士说。

新能源占比的增加，将进一步激活对电力市场辅助服务的需求。辅助服务费用大幅增加是否会传导到终端电价？

彭澎表示，对于辅助服务费用，应该秉持谁使用谁付费的原则。“如果想要一个高质量电能服务，必然要付一个更高的价格，这符合市场规律。现在看来，可再生能源的度电成本仍在下降，价差优势会越来越明显，可再生能源有足够的底气支付自己所需的灵活性服务费用。”

一位发改委专家表示，现阶段电化学储能与抽水蓄能的价格机制已经出台，再加上风电光伏已经平价，说明当前电价机制内部仍有充分保障空间。另外，在构建“以新能源为主体的新型电力系统”的过程中，阶段性的电力现货价格暴涨、区域性的缺电现象，都是发展过程中出现的问题，最终还是要通过发展来解决。目前新型电力系统建设才刚起步，针对全社会的电价调整政策大概率不会出现。

“想要解决辅助服务市场可能出现的涨价问题，就要进一步缩短交易周期、增加交易频次，给可再生能源更多的调整空间。”上述发改委专家表示，“未来要建立适应可再生能源生产特性的交易体系，尽可能保护对用户友好的可再生能源收益，鼓励其发展，这样也会一定程度上避免由于辅助服务市场因素所带来的电价压力传导。”