“新能源进入了平价时代，但还有一些经济问题要考虑，就是我们所说的系统成本。”
12月13日，国网能源研究院新能源研究所所长李琼慧在中国能源研究会与自然资源保护协会（NRDC）主办的“新型电力系统沙龙”活动上作出上述表述。
随着技术迭代和规模化生产，新能源度电成本持续降低。华创证券研报显示，截至2020年，陆上风电、光伏的度电成本约在0.25元/千瓦时、0.37元/千瓦时。国家能源局官微显示，截至2021年底，陆上风电、光伏发电的平均度电成本较2012年分别下降48%和70%。
2021年6月，国家发改委下发《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》，明确2021年起，对新备案集中式光伏电站、工商业分布式光伏项目和新核准陆上风电项目，中央财政不再补贴，实行平价上网。从2022年开始，中央财政也不再对新建海上风电项目进行补贴。
李琼慧指出，由于新能源具有波动性和随机性，平价上网并不等于平价利用。
“现在谈项目经济性时，容易忽略行业经济性的问题。”李琼慧解释称，行业经济性不仅是新能源本身的项目经济性，而是涵盖了从新能源发电到用户最终用电的全过程成本。
她举例称，《德国可再生能源法2020》规定，分布式电源接网成本一旦超过了项目本体成本的25%，就认为这个项目是不经济的，可以拒绝并网。
电网运行过程中，光伏、风电等新能源出力存在不确定性和不可控性，所以增加了火电等常规电源的辅助服务、新能源功率预测，以及新型储能等消纳新能源的系统性成本。
随着新能源在电网系统中比例逐渐提高，对电网和电源灵活性的裕度造成了挑战，也引发业内对新能源消纳率的讨论。
国网能源研究院的研究成果显示，在以煤为主的电源结构中，新能源系统渗透率超过15%时，系统成本会快速上升。系统成本的直接表现是对系统灵活性投入的增加。
电力规划设计总院清洁能源研究院副院长饶建业也在活动上指出，风电和光伏的利用率每上升一个百分点，系统成本将会大幅上升，新能源的综合电价成本上升不可忽视。
新能源利用率反映了新能源消纳情况，是新能源实际使用电量与新能源全部发电量的占比。目前，中国新能源消纳水平较高，2021年风电和光伏的平均利用率分别为96.9%和98%。
饶建业认为，随着新能源规模扩大，要综合考量系统的安全性和经济性，找到技术经济最优的平衡点，新能源的利用率未必要达到百分百，这更有利于新能源的大规模发展。
“在各种因素叠加下，甘肃、内蒙古、青海等新能源利用率已经出现下降势头，未来相关省份将会进一步优化新能源消纳利用水平，促进新能源健康发展。”饶建业说。
水电水利规划设计总院综合能源部主任工程师李少彦也表示，要合理确定新能源的利用率指标。以某省区为例的分析显示，将其新能源利用率控制指标从100%降低到94%，新能源装机容量可翻一番。
“考虑一定的新能源弃电率，可降低电力系统灵活性建设、电网扩容等投资成本，同时提高新能源装机规模和投资收益。”李少彦称。
在新能源大规模高比例开发过程中，李少彦认为，发电企业除了弃电的成本核算，还要考虑未来进入现货市场、容量市场时，备用费用等成本。
李琼慧也指出，目前中国暂不执行新能源竞争性配置，而是按照煤电的基准电价结算，这才使得这两年平价风光项目能获得与煤电基准电价相当的电量收益。
“但实际上在电力市场中，新能源只能获得能量价值，还应当为容量和辅助服务付费。”李琼慧说，这也是为什么平价的风光在电力市场不具备跟煤电的竞争力。
李琼慧表示，未来电力市场设计里必须考虑绿电和绿证的价值，如果电力市场不考虑绿电绿证价值，只有电能量价值，那么新能源在电力市场拿到的价值可能只有三分之一左右。
“电力市场和绿色价值市场必须同步推进，否则新能源的经济性和投资热情将会受到很大影响。”李少彦呼吁，现阶段应尽快推动新能源进入碳市场、扩大绿证市场，使新能源的绿色环境价值得以兑现，给新能源发电相对稳定的收益模式。
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