之前，视知产研院报道过，路透社专栏作家Ron Bousso撰文表示，欧洲要通过可再生能源实现廉价电力需要付出极其高昂的代价（）

那么，究竟有哪些成本？代价究竟有多高昂？

2025年6月，英国国家能源系统运营商（NESO）发布的《2025年度平衡成本报告》提供了一个难得的样本。2024年9月30日，拉特克利夫河畔发电站停止发电，标志着英国142年煤炭发电历史的终结。

这份报告系统分析了平衡成本增长的驱动因素及其内在机理。研究表明，2024/25财年英国平衡成本达到27亿英镑，同比增长10%。报告中的情景分析显示，平衡成本将在2030年左右达到峰值（约80亿英镑）。

在电力系统运行中，保持发电与负荷的实时平衡是确保系统安全稳定的基本要求。作为这一过程的成本体现，平衡成本（Balancing Costs）反映了系统运营商为维持供需平衡所采取各类措施的经济代价。在英国电力市场架构下，国家能源系统运营商（NESO）负责通过平衡机制（Balancing Mechanism）和各种平衡服务，确保电力系统秒级平衡，由此产生的成本最终通过BSUoS（平衡服务系统使用费）传导至终端用户，约占典型家庭电费的3.4%（约每月3英镑）。

近年来，英国平衡成本呈现显著上升趋势。报告显示，2024/25财年平衡成本总额达到27亿英镑，较上一财年增长10%。这一增长态势引起了行业广泛关注，因为在向净零排放能源系统转型的背景下，平衡成本的持续上升可能削弱低碳转型的经济性，增加社会用能负担。尤其值得注意的是，平衡成本的增长并非孤立现象，而是与英国电力系统深层次的结构转型密切相关——随着煤电逐步退出、可再生能源占比快速提高，系统运行方式正经历根本性变革，传统的平衡机制面临前所未有的挑战。

理解平衡成本增长的原因具有重要现实意义。对政策制定者而言，这关系到如何设计支持能源转型的市场机制；对电网运营商而言，需要针对成本驱动因素优化系统运行策略；对发电商和投资者而言，这影响着资产布局和商业模式的决策；而对终端用户而言，最终将反映在能源开支的变化上。

平衡成本的构成与近期趋势

英国电力系统的平衡成本是一个综合性指标，包含多个组成部分。根据NESO报告，主要可分为以下几类：

1.约束成本（Constraint Costs）：当电网传输能力不足时，NESO必须支付发电机减少出力（在受限区域）或增加出力（在非受限区域）以缓解拥堵，这类成本称为约束成本。约束成本又可细分为热约束（Thermal）、电压约束（Voltage）和稳定约束（Stability）三类，其中热约束占比最高。热约束是指电力传输线路的热容量限制，当发电量超过线路传输能力时，需要采取措施限制发电或增加其他区域的发电量以维持系统平衡。电压约束是指需要在特定区域吸收或注入无功功率以维持局部电压稳定。随着分布式能源资源（DER）的增加，无功功率的注入增加，导致NESO需要采取额外措施来管理高电压。稳定性约束则涉及系统的惯性管理，随着非同步发电（如风能和太阳能）的增加，系统惯性减少，系统稳定性要求增加，未来可能需要更多的措施来维持系统稳定性。

2.备用成本（Reserve Costs）：为应对可能的发电或负荷波动，NESO需提前采购备用容量，包括快速备用（Fast Reserve）、运行备用（Operating Reserve）等。

3. 响应成本（Response Costs）：用于购买频率响应服务，维持系统频率在50±1Hz范围内。

4. 能量不平衡成本（Energy Imbalance）：由市场参与者实际发电/用电量与申报量偏差导致。

5. 其他：如系统恢复成本等。

2024/25财年数据显示，约束成本占总平衡成本的63%，达17亿英镑，是最大的成本组成部分。其中，热约束成本同比大幅增长64%，成为推动平衡成本上升的主要因素。相比之下，备用成本下降了13%，响应成本下降了8%，体现了NESO在优化辅助服务采购方面取得的成效。

从更长时间维度看（2018/19至2024/25财年），英国平衡成本呈现波动上升趋势，年均增长率约为7%。这种增长并非线性，而是受到多种因素交织影响——既有电力批发价格波动等短期市场因素，也有能源结构转型等长期结构性变化。特别值得注意的是，可再生能源渗透率提高与电网基础设施建设进度之间的不匹配，已成为驱动平衡成本上升的核心矛盾。随着英国在2024年9月30日完全停止燃煤发电，系统灵活性资源进一步减少，加剧了平衡挑战。

从地域分布看，平衡成本的产生具有明显区域性特征。苏格兰北部由于风电集中并网且电网传输能力有限，成为热约束最严重的地区，贡献了不成比例的高约束成本。而英格兰南部则主要用于提供替代能源和满足其他系统需求。这种地域不平衡反映了英国能源资源分布与负荷中心的地理错配，以及电网投资与发电投资节奏的不协调。

2024/25财年英国平衡成本主要组成部分及变化情况*

成本类别

2024/25成本(亿英镑)

同比变化

主要驱动因素

热约束成本

17

64%

苏格兰电网拥堵、风电弃用增加

电压约束成本

2.98

-35%

无功设备投运、Greenlink互联线路启用

稳定约束成本

0.41

-51%

惯性要求降低、稳定性服务优化

备用成本

4.03

-13%

备用持有优化、动态响应产品应用

响应成本

1.97

-8%

动态服务采购效率提升

总平衡成本

27

10%

热约束成本上升主导

平衡成本增长的结构性原因

1、可再生能源加速并网与电网强化的不同步

英国平衡成本增长的最根本原因在于可再生能源并网速度与电网扩容进度之间的严重不匹配。为实现2030年清洁电力目标（Clean Power 2030），英国正在快速部署风电、太阳能等可再生能源，特别是苏格兰地区拥有丰富的风能资源，吸引了大量风电项目集中建设。2024/25财年，英国可再生能源（不含水电）发电量占比已达42%，其中风电占比超过30%。根据NESO的《未来能源情景》（FES）预测，到2030年英国海上风电装机可能达到50GW，是目前水平的两倍多。

然而，将苏格兰北部丰富的风电输送到英格兰南部负荷中心的电网基础设施却严重滞后。现有的输电网络是基于传统集中式发电模式设计的，无法适应大量分布式可再生能源的接入需求。这种不匹配导致苏格兰地区频繁出现严重的电网拥堵，NESO不得不大量采取“削减风电-启动替代电源”的平衡措施——支付风电场上网电价让其减少出力（bid行动），同时支付英格兰地区的燃气电厂等增加出力（offer行动）以满足需求。2024/25财年，风电弃用率已达13%（即理论上可发电量的13%因系统限制被削减），创历史新高，直接推高了平衡成本。

电网强化的复杂性是造成这种不同步的重要原因。新建输电线路（特别是高压直流联络线）从规划到投运通常需要7-10年时间，涉及复杂的审批流程、土地获取和社区协商。相比之下，风电项目从开发到并网可能只需3-5年。例如，连接苏格兰与英格兰的Eastern Green Link 1和2高压直流项目预计要到2029/30年才能投运，而沿途的风电场早已并网发电。NESO在《清洁电力2030》（CP30）建议中指出，当前电网扩建计划虽在总量上足够支持清洁电力目标，但关键项目面临延期风险，若不能及时交付，到2030年可能额外增加约40亿英镑的约束成本。

2、系统惯性下降与灵活性资源的结构性变化

传统同步发电机（如煤电、气电）的退出带来了系统惯性下降这一严峻挑战。系统惯性是指同步发电机转子储存的动能，能够在频率波动时提供“缓冲”作用，减缓频率变化速度。随着煤电完全退出和燃气发电运行小时数减少，英国电力系统的惯性水平持续下降，2024年已从传统的140GVA·s降至120GVA·s。低惯性系统对频率偏差更为敏感，需要更多的频率响应服务和备用容量来维持稳定，从而增加了平衡成本。

与此同时，灵活性资源结构正在发生深刻变化。传统上，大型燃气电站是提供系统灵活性的主力，其既可快速启停调节，又能提供电压支持和惯性。随着能源转型推进，这些电站或被关闭，或运行时间大幅减少（2024/25财年燃气发电量同比下降15%）。替代的灵活性资源如电池储能、需求侧响应等虽然响应速度更快，但在容量规模、持续时间和多功能集成（如同步提供惯性和电压支持）方面仍存在局限。

这种转型期的青黄不接导致NESO在某些情况下不得不依赖成本更高的平衡措施。例如，在低负荷时段（特别是夏季夜间），系统可能需要专门同步一些燃气机组不为发电，而仅为提供电压支持，这种“仅同步不发电”的操作效率低下且成本高昂。2024/25财年，电压同步成本虽同比下降但仍达1.54亿英镑，反映出系统在过渡期面临的特殊挑战。

3、市场机制与物理系统需求的不适配

英国电力市场设计最初是为以化石燃料为主的系统而建立的，与高比例可再生能源系统的物理需求存在结构性不匹配。这种不匹配主要表现在三个方面：

首先，当前的市场机制缺乏有效的区位信号。在电力批发市场中，全英范围内实行统一价格，无法反映不同地区的电网拥堵情况。这导致发电投资和运营决策未能充分考虑地理位置因素，加剧了本可避免的电网约束。例如，在已经拥堵的苏格兰地区继续新建风电场，虽然项目本身经济性良好，但从系统整体角度看可能增加不必要的平衡成本。

其次，平衡机制（BM）作为实时平衡主要工具的设计，难以高效处理大量小型、分散的可再生能源和灵活性资源。传统BM更适合与大型发电单元互动，而对电池储能、需求响应等新型资源的参与设置了较高门槛。尽管NESO已通过开放平衡平台（OBP）等创新改善了这一状况，但系统性的市场改革仍需时日。

第三，现有合同机制如差价合约（CfD）可能产生扭曲效应。部分可再生能源项目因享有CfD保障电价，在BM中报价时缺乏成本反映真实系统价值的动力，导致调度决策偏离最优。NESO报告指出，CfD改革是REMA（电力市场安排审查）的重要内容，有望改善这一状况。

这些市场机制的不适配不仅直接增加了当前平衡成本，更重要的是影响了长期投资信号。缺乏正确的区位和灵活性价格信号，可能导致未来资产布局进一步偏离系统最优路径，造成“锁定效应”，使平衡成本问题长期化。

平衡成本增长的外部与运营性因素

除了以上结构性因素，平衡成本增长还有以下原因。

1、极端天气事件与季节性变化的影响

气候变化导致的极端天气事件增多已成为影响平衡成本的重要外部因素。2024/25财年，英国经历了异常寒冷的1月份，低温推高了电力需求，导致当月系统负荷创下新高。为应对这种紧平衡局面，NESO不得不采取更多平衡措施，包括激活备用容量和启动需求侧响应服务，增加了平衡成本。报告显示，2025年1月NESO通过需求灵活性服务（DFS）实施的负荷削减达到了单日最大节约25.8万英镑，凸显了极端条件下的成本压力。

另一方面，可再生能源出力波动也受天气影响显著。2024/25财年冬季风电出力低于往年同期，而夏季则高于平均水平，这种非常规的反季节波动增加了预测难度和平衡挑战。特别是当高风电出力期与电网计划检修期重叠时（如2024年夏季苏格兰地区的关键边界传输容量因检修降低，同时风电出力较高），会导致约束管理成本激增。NESO数据显示，这类叠加事件使2024/25财年热约束量同比增加91%，成本增加64%。

气候变化对平衡成本的影响还体现在负荷形态变化上。随着热泵、电动汽车等电气化技术普及，冬季电力需求峰值进一步抬升，而夏季由于光伏自发电增加，净负荷可能降至极低水平。这种鸭子曲线深化现象增加了系统调节难度，特别是在低负荷时段可能引发电压管理问题。2024/25财年，英国电压管理成本虽同比下降35%，但仍达2.98亿英镑，其中低负荷时段的电压支持需求是主要驱动因素。

2、 批发能源价格波动与燃料成本变化

电力批发价格波动对平衡成本有直接影响，因为平衡机制中的报价通常与批发市场价格挂钩。2024/25财年，英国日前电力批发价格同比上涨5%（虽比5年滚动平均值低24%），推高了平衡行动的成本。值得注意的是，批发价格的影响具有不对称性——当价格高企时，offer行动（增加发电）成本上升更明显；而价格低迷时，bid行动（减少发电）的成本压力更大，因为发电机需要更高补偿来覆盖机会成本。

燃料市场价格联动也影响了平衡成本结构。2024/25财年，欧洲大陆天然气价格相对英国更低，刺激了进口增加（同比上升39.4TWh），这虽然有助于满足需求，但也带来了新的约束管理挑战。同时，生物质发电量显著增加（同比上升64.7TWh），部分原因是其补贴经济性使其能够作为基荷运行。这些燃料驱动的发电结构变化改变了平衡行动的构成，影响了整体成本。

国际能源市场的波动还通过碳价格渠道影响平衡成本。英国排放交易体系（UK ETS）下的碳价格波动改变了不同燃料发电的经济排序，间接影响了平衡机制中的报价行为。例如，碳价上涨会提高燃煤和燃气发电的边际成本，使其在平衡机制中的报价上升，从而增加NESO的采购成本。虽然英国已于2024年彻底退出煤电，但燃气发电仍是平衡重要资源，仍受碳价显著影响。

3、计划检修与基础设施升级的短期影响

电网和发电厂的计划检修是平衡成本增长的短期运营性因素。为确保设备可靠性和推进电网升级，必要的计划停运不可避免，但会暂时降低系统容量，增加约束风险。2024/25财年，苏格兰地区的关键输电边界因升级工程实施计划停运，恰逢风电高发期，导致热约束成本大幅增加。NESO通过优化检修计划（如尽量将不同设备的检修安排在不同时段）减轻了部分影响，但平衡成本仍受到显著冲击。

新设备投运过渡期也会暂时增加系统运行复杂度。2024年1月，Greenlink互联线路（连接爱尔兰与威尔士）全面投运，虽然长期看将提高系统灵活性，但投运初期由于操作员需要适应新设备特性，可能产生额外的平衡需求。类似地，新型电池储能系统和构网型逆变器的并网，虽然代表技术进步，但在技术标准、运行规程等方面的过渡调整也可能产生短期成本。

值得注意的是，这些短期因素往往与长期趋势相互作用，放大平衡成本波动。例如，电网升级期间的停运影响在可再生能源高渗透环境下会被放大，因为传统电网设计并未考虑如此高比例的可变发电。NESO报告指出，当前英国正处于能源基础设施密集升级期，包括海上风电并网、高压直流联络线建设、分布式能源管理系统部署等，这种建设阵痛期可能持续到2030年前后，期间平衡成本将保持较高水平。

降低平衡成本的策略与措施

如何降低这种平衡成本呢？NESO提出了以下措施。

1、电网强化与规划优化

面对平衡成本上升挑战，NESO将电网强化视为最有效的长期解决方案。在《清洁电力2030》（CP30）建议中，NESO明确提出需要大规模扩建输电网络，以缓解可再生能源并网瓶颈。根据分析，完全按CP30建议实施电网强化，到2030年可减少约40亿英镑约束成本，相当于当年预期平衡成本的50%。

NESO还推动规划流程改革，从传统的逐个项目评估转向整体网络设计（Holistic Network Design）。新的中央战略网络规划（CSNP）方法将综合考虑发电、电网和负荷发展，优化投资时序和区位选择。例如，通过“加速战略输电投资”（ASTI）框架，优先推进对系统约束影响最大的项目，缩短交付周期。这些规划创新有望减少电网投资与可再生能源发展的不同步问题，从源头降低平衡成本。

在短期运营中，NESO优化检修计划安排，尽量减少多设备同时停运，并通过“约束协作项目”开发技术解决方案（如自动切换软件）提高现有网络利用率。2024/25财年，这些措施虽未能完全抵消检修带来的成本增加，但避免了约1100万英镑的额外支出，展示了运营优化潜力。

2、市场机制改革与新产品设计

NESO正积极推进电力市场改革，通过机制创新降低平衡成本。作为政府“电力市场安排审查”（REMA）的技术支持方，NESO建议引入更强的区位信号（如分区定价），使发电投资和运营决策更好反映电网物理限制。虽然REMA最终方案尚未确定，但方向性共识已经形成——当前统一电价机制难以适应高比例可再生能源系统需求。

在辅助服务市场方面，NESO设计了新一代产品体系：

·动态频率响应服务：通过持久拍卖能力（EAC）平台采购，实现产品协同优化和负价格清算，2024年使响应成本降低8%

·快速备用（QR）与慢速备用（SR）：替代传统的STOR服务，更精准匹配不同时间尺度的平衡需求

·长期稳定性市场：通过10年期合同引导投资惯性资源，首个2029年长期招标已启动

这些产品设计创新不仅提高了市场效率，还扩大参与范围，吸引电池储能、需求响应等新型灵活性资源参与平衡服务。例如，开放平衡平台（OBP）使小型电池储能能够聚合参与平衡机制，2024年12月上线后，电池在BM中的调度量增加了284%。需求灵活性服务（DFS）则首次实现了居民负荷直接参与系统平衡，2024/25年冬季累计节约成本48.4万英镑。

NESO还推动合同机制改革，如修订强制性无功支付服务（ORPS）计算方法，使其更准确反映无功服务价值；优化差价合约（CfD）与平衡机制的交互，减少价格扭曲。这些细节性改革虽不如REMA引人注目，但对降低日常平衡成本同样重要。

3、技术创新与系统运行优化

技术创新是NESO平衡成本管理战略的第三大支柱。在约束管理方面，“约束管理联锁服务”（CMIS）通过先进保护控制系统，允许在现有网络上安全传输更多电力，减少预防性削减发电的需要。电压和稳定性“网络服务”（NS）则通过长期合同锁定关键地点的无功和惯性资源，比实时BM采购更具经济性，电压Mersey和Pennines项目已累计节约3.24亿英镑。

在系统运行层面，NESO部署了多项数字化工具：

·单一市场平台（SMP）：整合各类辅助服务采购，提高市场流动性和透明度

·能源预测平台（PEF）：利用大数据和机器学习改进可再生能源和负荷预测，减少预测误差导致的平衡需求

·分布式能源可视化（TIDE）：提升对配电网侧资源的可见性，预计到2030年可年节约1.5亿英镑

这些技术创新与运行规程改进相辅相成。例如，通过频率风险与控制报告（FRCR）流程，NESO在2024年将系统惯性要求从140GVA·s逐步降至120GVA·s，减少了不必要的同步机组运行，节约1.22亿英镑。计划进一步降至102GVA·s的方案正在评估中，展示了精细化运行管理的潜力。

NESO还注重成本透明度提升，通过定期报告（如本年度平衡成本报告）和行业对话，增强市场参与者对平衡成本驱动因素的理解。这种透明度不仅促进各方形成共识，也有利于激励行业自发采取降成本措施，形成良性互动。

未来展望与行业建议

基于当前政策框架和投资计划，NESO对英国平衡成本的未来发展轨迹做出了详细预测。报告中的情景分析显示，平衡成本将在2030年左右达到峰值（约80亿英镑），随后随着电网强化项目陆续投运而逐步回落。这一预测传递出两个关键信息：首先，在能源转型加速期，平衡成本上升是阶段性现象，反映的是电网基础设施与可再生能源发展的暂时不同步；其次，通过积极干预（如加速关键电网项目），可以显著“削峰”——将2030年平衡成本降低40亿英镑（即从80亿降至40亿），减轻消费者负担。

不同情景下的成本差异凸显了政策选择的重要性。在整体转型（Holistic Transition）情景下，平衡成本呈现先升后降的倒U型曲线，反映了电网投资与可再生能源发展的逐步再平衡；而若电网建设严重滞后（反事实情景），2030年平衡成本可能高达127亿英镑，比推荐网络情景高出近三倍。这些对比强调了及时、协调的基础设施投资对控制平衡成本的关键作用。

从成本构成看，未来热约束仍将是主要驱动因素，但其占比可能从当前的63%进一步上升，反映出可再生能源并网加速带来的电网压力。电压和稳定约束成本则有望持续下降，得益于NESO在网络服务和市场设计方面的创新。备用和响应成本占比可能保持相对稳定，但随着新型灵活性资源（如电动车聚合、氢储能）的成熟，其绝对水平有望降低。

值得注意的是，这些预测未考虑颠覆性技术的影响。如构网型逆变器技术若能大规模应用，可能显著降低系统对传统惯性资源的依赖；人工智能在负荷预测和自动调度方面的进步，可能减少平衡需求的不确定性；区块链等分布式记账技术可能改变平衡服务交易模式。这些技术突破有望带来预测之外的平衡成本改善。

想参与闭门研讨活动

和线上产业微信群

请注明公司、职位

添加微信：shizhicyy

视知产研院聚焦科技和新能源

微信公号已有100万+高质量粉丝

添加微信：ishizh_business

加好友请注明合作品牌