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2023 年 5 月，国家发展改革委印发《关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》（发改价格〔2023〕526 号），首次在工商业用户电价构成中明确 “系统运行费用” 科目，将其设置为输配电价之外的独立组成部分。该项改革将电力系统可靠性、调节服务等非电能量成本显性化，推动我国电价体系由侧重 “单一电能量价格”，向兼顾能量、容量、调节的 “多维价值价格” 转型。
自2023年6月第三监管周期输配电价政策落地执行以来，受辅助服务、抽水蓄能容量电费等新增成本逐步疏导影响，各省按月折算的系统运行费用水平分化较为明显。部分地区早期折算水平约在每千瓦时9厘左右，随后不少地区常态化达到每千瓦时7—8分，少数省份个别月份折算水平甚至一度冲高至0.16元/千瓦时，已成为影响工商业用户用电成本的重要变量。本文将从成本构成、上涨动因、未来趋势三个维度，系统剖析这一新兴费用科目的运行逻辑。
一、电价构成全景：五个"口袋"各司其职
根据发改价格〔2023〕526 号文规定，工商业用户用电价格由五大板块构成：上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加。其中，上网电价是发电企业的售电收入，随电力市场供需行情波动；输配电价相当于电网收取的 “过路费”，以三年为监管周期核定，周期内水平相对固定；上网环节线损费用用于覆盖电力传输过程中的电量损耗；政府性基金及附加属于政策性征缴支出。五大板块之中，波动最为显著、近年变化幅度最大的是系统运行费用，其对应的是保障电力系统安全稳定运行的调节服务价值与可靠容量价值。
系统运行费的制度设计，本质是把过去隐含在上网电价、输配电价之中的系统调节成本予以显性化，实现 “输电的钱归输电，调节的钱归调节”，防止交叉补贴掩盖电力系统真实运行成本。需要特别明确：居民、农业用电不承担系统运行费，该项费用现阶段全部由工商业用电，按照实际下网用电量比例进行分摊，后续政策将探索逐步向按占用容量分摊的模式过渡。
二、系统运行费的成本构成：四大核心板块
系统运行费的构成并非固定不变，而是伴随电力体制改革与新型电力系统建设持续扩容，实务中平均包含 5—7 个子科目，核心可以归纳为四大类：
第一，煤电容量电费，是当前系统运行费用中占比较高的组成部分。2023年11月，国家出台政策建立煤电容量电价机制，对合规在运公用煤电机组实行“容量电价+电量电价”两部制电价模式。2024—2025年，多数地区通过容量电价回收煤电固定成本的比例约30%，对应100元/千瓦·年；部分转型较快地区当时已按约50%执行，对应165元/千瓦·年。自2026年起，依据《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号），各地回收比例提升至不低于50%，对应标准165元/千瓦·年。全国煤电机组固定成本测算基数为330元/千瓦·年，部分省份结合本地供需实际进一步提高回收比例，例如云南2026年直接按全额基数执行330元/千瓦·年。 这笔费用可通俗理解为工商业用户为煤电机组支付的“站岗费”：它并不取决于煤电实际发了多少电，而是为机组保持可用、随时顶峰兜底的能力付费，从而在风光出力不足或负荷高峰时段保障电力系统安全稳定运行。
第二，新能源机制电价差价结算费，是近两年影响系统运行费水平的重要新增变量。依据发改价格〔2025〕136号文，新能源全面参与市场化交易后，纳入机制的电量其市场交易均价与机制电价之间的差额，纳入当地系统运行费用进行分摊或分享。在新能源大发时段，市场电价走低甚至出现负电价，市场与机制电价的价差随之拉大，工商业用户分摊成本相应抬升；反之，当市场均价高于机制电价时，差额则反向冲减系统运行费用。在部分新能源高占比省份，该项已成为系统运行费用中仅次于煤电容量电费、甚至占比最高的支出科目。
第三，辅助服务费用，随新能源装机渗透率提升同步走高。为保障电网频率、电压稳定，平抑风光发电的波动性，系统需要调用调频、调峰、备用等调节资源，由此产生辅助服务费用。一般而言，新能源占比越高，电力系统调节压力越大，对应的辅助服务成本也越高。
第四，抽水蓄能容量电费及其他容量补偿，包括抽水蓄能电站容量电费、气电容量电费、独立储能容量补偿等。该部分科目设置因地而异，各省根据自身电源结构、调节资源禀赋取舍。
三、系统运行费核心构成及典型省份示例
从各省电网公开的代理购电月度数据可以看到，系统运行费用的科目结构差异较为明显。以广东为例，2026年2月系统运行费折算水平达到0.1288元/kWh，其中煤电容量电费为0.068元/kWh，占比超过50%；新能源机制电价差价结算费在2026年3月达到0.0515元/kWh，两项合计占系统运行费比重较高，已成为当月费用抬升的主要来源。
江苏2026年2月系统运行费折算为0.1248元/kWh，受煤电容量电价标准由100元/千瓦·年上调至165元/千瓦·年影响，煤电容量电费折算水平较此前月份明显上升。黑龙江、吉林等东北地区新能源装机占比高、火电容量保障成本也较高，2026年以来多个月份的系统运行费折算水平处于全国前列。
四、系统运行费跳涨的三大动因
系统运行费出现阶段性抬升，并非 “乱收费”，而是能源结构转型过程中系统成本显性化的必然结果，主要源于三项改革政策集中落地叠加。
其一，煤电容量电价机制落地提标。依据发改价格〔2026〕114 号，多数地区煤电容量电价由 100 元 / 千瓦・年上调至 165 元 / 千瓦・年，标准提升约 65%。受政策调整影响，据行业机构统计，8 月全国多地折算到度电的煤电容量电费分摊成本同比平均涨幅达到 71.5%，成为推高系统运行费的重要刚性因素。
其二，新能源机制电价差价结算机制大范围铺开。按照发改价格〔2025〕136号文要求，各地需在2025年底前出台实施方案，2026年更多省份进入全面实施阶段。新能源全面入市后，纳入机制的电量其市场交易均价与机制电价之间的差额纳入系统运行费用，由全体工商业用户分摊或分享：市场价低于机制电价时用户分摊差价，高于机制电价时则反向冲减。
新能源装机规模越高、市场电能量价格越低，形成的价差就越大。2026年初已有多个省份该项费用超过5分/千瓦时，其中山东、河南1月分别达到5.6分/千瓦时和6.17分/千瓦时，安徽6月更是达到7.46分/千瓦时。该费用本质上是新能源从“固定电价”转向“市场定价+差价保障”后，价格波动风险向系统运行费用科目的传导，已成为推高工商业用电成本的重要变量。
其三，电力系统调节需求快速增长。风光发电固有的随机性、波动性，带动调频、备用、调峰资源需求上升，辅助服务费用同步走高。2026年7月，全国系统运行费用平均同比上涨93.8%，17个地区翻倍，其中青海、四川、宁夏等地同比涨幅尤为突出。辅助服务费用作为系统运行费用的重要组成部分，在新能源装机占比高、现货价格波动大的省份增长更为明显。系统运行费用整体大幅上涨，辅助服务费用在其中占比提升.
五、未来趋势：刚性上行，短期回落不改中长期涨势
综合多家券商与研究机构的情景测算，系统运行费走势或将呈现 “短期冲高后回落、中长期刚性上行” 的分化特征。需要说明，以下均为机构基于当前政策框架作出的预测，未来受改革调整、电源建设、市场行情影响存在不确定性。
1、短期来看（2026年下半年），随着新能源差价结算机制运行趋于平稳，部分省份前期集中显现的价差有所收窄，系统运行费有望从年初月度峰值有所回落，但整体绝对值仍明显高于2025年同期。数据显示，2025年全国系统运行费维持在26.6—41.5元/兆瓦时的低位区间，2026年8月全国均值约62.4元/兆瓦时，同比增长79.6%。不过，回落趋势并不稳定——8月仍有24个地区系统运行费同比上涨，14个地区翻倍，云南、青海涨幅尤为突出。煤电容量电费属于年度刚性核定成本，不会出现政策层面下调，仅月度等效度电分摊水平会随工商业用电量基数发生波动。
2、中长期维度（2026‑2030 年），三大驱动因素仍将发挥作用：情景假设下煤电容量电价固定成本回收比例存在进一步提升空间；新能源装机规模持续扩张，差价结算费总规模随之增长；抽水蓄能、独立储能等调节设施不断投运，辅助服务与各类容量补偿分摊规模持续扩大。根据中信建投测算，2026 年全国各省系统运行费较 2025 年平均或上涨约 0.03 元 / 千瓦时；至 2030 年，系统运行费均值相较 2025 年或上涨 120%‑150%，在工商业用电成本中的占比有望从当前约 15% 提升至 20%‑25%。中信证券测算显示，2030 年全国系统运行费总规模有望突破 1 万亿元，2026‑2030 年复合增速约 10%。
3、长期视角（2030‑2035 年以后），当新能源渗透率接近 40%，系统运行费本身的同比增速或将边际放缓，但并不代表费用绝对值下降。与此同时，储能、新型智能电网等大量新型基础设施将进入投资回报与折旧集中回收期，相关成本会通过输配电价、各类容量机制向终端用户传导，工商业综合用电成本仍存在上行压力。若无大规模颠覆性技术实现产业化落地，综合用电成本实现绝对大幅下行的难度较大。
六、结语：从"盯总电价"到"拆成本结构"
1、系统运行费的阶段性大幅抬升，本质是新型电力系统转型带来的成本显性化结果：风光发电的电能量边际成本趋近于零，但保障其安全消纳、可靠供电的系统调节与容量保障成本却刚性走高。终端工商业电价反映的也不再仅仅是单台电源的发电成本，而是整个电力系统的综合运行成本。
从数据看，这一结构性变化已十分明显：2026年8月，全国系统运行费均值约62.4元/兆瓦时，同比增长79.6%，占终端电价比重从去年的约8%攀升至15%以上，部分省份甚至突破40%。与此同时，新能源大规模入市带来的低价电红利正在显现——甘肃、辽宁等地代理购电价同比下降超20%，但不少制造业企业并未感受到电费减负，正是因为电能量价格下降的红利被系统运行费"稀释"了。
2、对于工商业用户来说，过去仅紧盯代理购电价格的用电成本管理模式已经难以适配新形势。企业应当建立“结构管控 + 总量管控”的双维度管理思路：一方面优化自身用电负荷曲线，做好削峰填谷，积极参与需求响应获取收益；另一方面在具备条件时布局屋顶光伏、配置配套储能，或通过新能源就近消纳、绿电直连等方式降低网购电量，从而压缩系统运行费的分摊基数。需要强调的是，自发自用电量是否免摊系统运行费，取决于是否符合新能源就近消纳等政策条件，并非所有分布式光伏都能自动豁免。由被动承受成本波动，转向主动开展用电成本管控，才能在电价波动环境下守住经营盈利底线。
系统运行费很难回到改革之前的水平，但制度机制将向着更加透明、更加市场化的方向持续完善。理解这一费用的底层逻辑、做好对应的成本管控，已经成为新电价时代工商业电力用户的必备能力。
（此文根据公开资料整理，非原创。特此申明）
