讲到考虑经济性，并非传统规划不考虑经济性，而是经济性的因素在＂十四五＂发生了变化。我们传统的规划制度，是与价格制度和运行制度紧密捆绑的，规划制度以项目核准为依托手段，根据经济发展的预测，计算各地区电力电量的平衡情况，当某地煤机预计达到某一利用小时满足了当地负荷预测所需电量，则认为当地电量供应满足平衡需求，如果预测煤机高于这一利用小时，则认为需要核准新的电源项目;电价管理部门自己不会另行制定标志平衡的利用小时数，会直接使用规划管理部门项目核准时使用的利用小时数，作为核定发电机组回收投资、获得投资收益所需电价水平的依据;运行管理部门制定年度电力电量平衡预案(发电计划)则是一方面落实规划管理部门设想的电量平衡，另一方面是落实价格管理部门给出的投资回报机制。通俗的讲，上述制度对于电力项目就是一个＂管生又管养＂的机制。由于电价管理部门会依靠行业通行的成本考虑最后的电价，所以传统规划并不考虑，至少不精确考虑电价水平的问题。但是随着国内电力市场化改革的快速推进，＂十四五＂的可再生能源规划和消纳必须考虑经济性的测算。原因有三，其一是普遍被注意到的可再生能源补贴总额快速上涨，带来用户电价上涨的压力，其余两个原因是：

 

    一是以电量生存的可再生能源需要以容量方式生存的煤电等调节电源，总生产成本会有所上升。

 

    ＂十三五＂期间，国内的电力行业并没做好可再生能源穿透率快速提高的准备，业内大部分专家将煤电等可调节电源面临的困难主要归咎于利用小时数下降和市场化交易电价下降。其实，＂十四五＂煤电等可调节机组的利用小时会和国外可再生能源发展较快国家一样，不但不会回到计划核价的5000小时以上，反而会进一步快速下降，甚至可能达到3000小时左右。但是由于可再生能源与生俱来的运行特性，造成煤电等可调节电源虽然利用小时快速下降，但不意味着煤电等可调节电源的存量(容量)会出现快速下降(上升的可能也存在)，反而意味着煤电等可调节电源在利用小时快速下降的同时，要加强改造，提高机组的健康程度，为可再生能源提供快速爬坡和容量备用服务。既然可再生能源不能离开煤电等可调节机组，单独为电力用户供电6，那么煤电不但不能＂哀伤的退出＂，还要＂有尊严＂健康的活着，自然电力用户要支付的成本就会上升。

 

    做个粗略而简单的定性测算，如果按照用户用电＂万无一失＂考虑，1.2千瓦的煤电等可调节机组就能为1千瓦的用户供电7，当进入主要以可再生能源为主为用户供电则需要1.2千瓦的可再生能源加上1.2千瓦的煤电等可调节机组8，才能对应1千瓦的用户供电9。按照这个思路即使可再生能源能够平价上网，平时不以生产电量为目的的1.2千瓦煤电等可调节机组的容量费用，也要用户支付(当然继续扩大交流联网的范围也能大幅降低＂1.2千瓦＂这个数值，但是会引发系统建设成本的上升)。考虑现阶段可再生能源成本下降(部分流域上游水电成本还在快速上升)无法冲抵煤电等可调节电源的容量费用需要，电力用户支付的用电费用自然呈上涨趋势。

 

    二是可再生能源消耗的辅助服务费用应当由用户支付，用户电费将在其他边界条件不变的情况下有所增加。

 

    当弄清了可再生能源的出力特点对电力系统的稳定运行具有一定负面影响，需要煤电等可调节机组予以弥补后，那么这些电力系统的快速爬坡和容量备用服务应该由谁来付费呢?很多专家依据＂谁受益、谁承担＂的逻辑，直接得出应当由可再生能源承担，这是不合理的。一方面尽管可再生能源间接的造成了电力系统需要煤电等可调节机组提供快速爬坡和容量备用服务，但毕竟可再生能源是电力的生产者，自身并不直接需要快速爬坡和容量备用服务，要求其付费没道理。另一方面，很大比例的存量可再生能源仍然需要额外财政补贴，用财政补贴来支付辅助服务费用，违反了补贴制度设计的初衷。实际上打破＂电力行业只看电力行业＂的固有思维会发现，可再生能源最终是为电力用户提供电能资源，使用可再生能源发电、最终享受蓝天白云的是全体用户，那么可再生能源以及系统产生的一切成本最终必然是电力用户买单，即享受良好环境的用户不能回避由此付出的额外成本。

 

    因此，煤电等可调节机组未来需要以容量电费方式生存，容量电费和其提供的辅助服务费用，既不应该由煤电等可调节机组无偿提供，也不应该由可再生能源承担，应当由电力用户承担，这才是真正的受益者承担机制。所以，＂十四五＂期间用户账单大概率，应当出现新的涨价分量。从德国的例子可以看出，德国用户电价随着可再生能源发展快速上涨，扣除补贴因素外，由于平衡费用和辅助服务费用计入输电价，德国输电价格上涨很快;同时，德国以＂战略储备＂名义支付部分传统机组容量费，也是用户电价上涨的重要原因。