界面新闻记者 | 席菁华
电能量电价下行，系统运行费却跳涨，工商业电价迎来结构性重构。
近日，各地8月代理购电价出炉。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）DataLink不完全统计，全国26个地区代理购电价同比下降，甘肃降幅高达26.85%，辽宁、黑龙江降幅超20%，新能源大规模入市带来的低价电红利正在显现。
但不少制造业企业并未感受到明显的电费减负，细看结算单发现——电费结构变了：电能量购电成本走低的同时，系统运行费却形成“跷跷板”效应。
兰木达统计数据显示，今年8月，在32个电网区域中，24个地区系统运行费用同比上涨，占比超七成。该费用同比翻倍的省份多达14个，云南、青海涨幅高达1988.4%、1120.8%。
一降一升之间，电能量价格下降红利被系统运行费“吃掉”了。
兰木达数据显示，去年全国系统运行费用维持在26.6-41.5元/兆瓦时的低位区间；今年1月环比近乎翻倍至59.5元/兆瓦时，首次出现显著跃升，此后数月在62.2-70.1元/兆瓦时的高位震荡。
今年8月，全国系统运行费度电均值约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%，成为影响工商业用电成本的重要变量。
以辽宁省为例，去年其系统运行费为50元/兆瓦时上下，今年8月冲高至139.14元/兆瓦时，位列全国第二，仅次黑龙江。
数据来源：国网辽宁公司月度《代理购电价格信息表》 制图：席菁华
数据来源：国网辽宁公司月度《代理购电价格信息表》 制图：席菁华
电能量购电费与系统运行费，是电价中两个相互独立的科目。
电能量购电费是用户购买电能本身的成本，电价由中长期交易和现货交易共同决定，反映电力供需的时空变化，具体费用则由用电量挂钩，这好比打车时支付的里程费。
系统运行费好比打车时的平台调度与安全保障费。这一费用是为保障电力系统安全稳定运行而产生的调节性成本，涵盖容量补偿、辅助服务费用及新能源差价结算等。
2023年启动的第三监管周期输配电价核定，将系统运行费独立单列。随着行业加速向清洁低碳转型，这笔长期隐含在电价内部的成本开始逐步显性化，按照“谁受益、谁承担”的市场化原则向工商业用户疏导。
系统运行费为何跳涨？
华北电力大学能源互联网研究中心副主任王永利告诉界面新闻，煤电容量电价上调、新能源机制电价差价结算落地、辅助服务费用增加、容量补偿科目扩容等多重因素叠加，驱动系统运行费跳涨。
其中，容量电价上调与新能源机制电价差价结算是两大核心政策推手，也是系统运行费的主要构成。
煤电容量电价机制于2023年11月正式建立，这项费用可以理解为工商业用户为煤电机组的“站岗费”付费。在新能源高比例接入后，风光出力具有波动性，电力系统需要煤电在关键时段顶上，承担保供、调峰和兜底角色。
煤电容量电价是系统运行费中的主要支出项，并于今年普遍上调。
今年1月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（下称114号文），明确煤电通过容量电价回收固定成本的比例从30%提升至不低于50%，容量电价标准从100元/千瓦·年提升至165元/千瓦·年，涨幅67%，这项成本被纳入系统运行费由工商业用户分摊。
“仅此一项就显著推高了系统运行费。”王永利表示。据兰木达电力现货统计数据，8月，煤电容量补贴全国平均同比涨幅达71.5%。
新能源机制电价差价结算全面执行，成为今年新增的成本来源。
根据2025年3月出台的《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》（136号文），新能源全面入市后，市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用。这是对新能源收益进行的差价兜底，当市场均价低于机制电价时，差价部分由全体工商业用户分摊。
截至今年3月，全国所有地区均已将该费用纳入系统运行费用之中。
“新能源大发时市场电价走低，差价越大，系统运行费越高，目前这部分已成为仅次于煤电容量电费的第二大组成部分。”王永利说。
此外，新能源出力波动剧烈，导致调频、备用及调峰需求呈爆发式增长，辅助服务费用随之增加。7月数据显示，国内多个省份的辅助服务费用同比增幅已突破50%，成为成本上涨的核心推手之一。
114号文还明确，气电、独立储能、抽水蓄能等也纳入容量补偿。此外，广西、辽宁公布核电差价合约费用纳入系统运行费用，进一步扩大了系统运行费的收费科目。
短期跳涨还是刚性上行？
多位分析人士向界面新闻表示，短期看，电能量价格和系统运行费存在跷跷板关系。长期看，电能量费用在电费构成中的占比将继续下降，作为新型电力系统建设刚性成本的系统运行费的占比则会进一步上涨。
据中信证券研报，当前系统运行费用变化更多反映终端用电成本结构的变化，实际并未推高用电价格；未来在火电度过过剩周期、系统调节压力大幅上升之后，系统运行成本或将显著冲击用户的用电成本。到2030年，全国系统运行费用总规模有望突破1万亿元，2026-2030年复合增速约10%。
中信建投研报认为，预计到2030年系统运行费均值将较2025年上涨120%-150%，在工商业用电成本中的占比将从当前的15%左右提升至20%-25%。
清华四川能源互联网研究院电力市场与碳市场研究所副所长蔡元纪向界面新闻分析，高比例新能源背景下电费结构变化具备合理性。
他表示，新能源边际发电成本低，压低电能量价格，但综合利用成本更高：一方面风光出力波动推高调频、备用等辅助服务开支；另一方面会造成常规电源收入缺失，需要容量机制保障供电安全；同时新能源也需要差价合约等工具对冲市场收益不确定性。多重因素叠加，系统运行费上行属于长期趋势。
但今年该费用冲高属于政策落地带来的阶段性变化，完成抬升后将进入台阶式稳态。“从4-7月数据观察，系统运行费并未逐月攀升，整体处于波动甚至小幅回落状态，未来若无重大政策变动将不会再持续冲高。”蔡元纪表示。
王永利认为，从系统运行费的构成和演变逻辑来看，其走势取决于各子项的动态变化。推动上涨的因素仍在累积，当前大部分省份煤电容量电价为165元/千瓦·年，仍低于政策上限330元/千瓦·年，仍有上涨空间。
目前，部分地区如吉林、甘肃煤电容量电价已实现100%回收，预计到2030年全国平均回收比例将进一步提升至70%-80%。
琅韬咨询（The Lantau Group）首席顾问余德伟（David Fishman）则对界面新闻表示，未来煤电容量补偿费用大概率会趋于企稳，不会无限制上涨。“本轮费用抬升主要来自容量补偿机制的扩围落地，一旦确定合理补偿水平，该科目没有持续上涨的逻辑。未来，如果通过竞争性容量市场定价，而非现行固定成本回收机制，这部分成本甚至还有下降空间。”
新能源机制电价方面，余德伟分析认为，长期看，享受机制电价的新能源电量规模将逐步缩减，业内普遍预期该政策最终会退出，因此该驱动因素长期大概率下行。
“但单月如果机制电价和市场电价出现巨大价差，当月转嫁到用户端的成本仍会突发性冲高。随着可享受政策的电量规模回落，它对系统运行费的拉动作用会减弱。”余德伟补充道。
辅助服务成本是最可能长期上行的一项。未来十年，中国新能源年均新增装机仍将保持在2亿千瓦以上，辅助服务分摊费用还将呈现上涨态势。
余德伟认为，影响该成本的因素复杂，不只是新能源装机增长，还包括风光功率预测精度、储能、需求响应、灵活煤电机组建设，以及电力市场成熟度，“电力系统运行后续工作重点，就是优化系统运行方式，在大规模接入低价新能源的同时，避免辅助服务成本过快攀升。”
成本压力显现，工商业用户如何破局？
面对系统运行费的上涨与波动，工商业企业如何对冲成本，是市场关切的现实命题。
蔡元纪告诉界面新闻，系统运行费为分摊类科目，根据用电量分摊，用户并没有直接削减系统运行费的路径。但长期看，分摊方式会持续优化，从粗放的按电量平摊走向精细化分担。
受冲击最大的是售电行业，传统“拿长协、锁价差、吃手续费”的套利模式难以为继。
惠誉评级亚太区企业评级高级董事陈邱萍告诉界面新闻，电网代购电量只是所有电力市场化交易中很小的一部分电量，目前国内中长期电量占到总交易电量80%以上，且大部分是固定电价的年度长协，“这部分的电力用户价格是相对稳定的，电力市场的波动很大程度是由售电公司来承担。”
余德伟认为，对工商业用户而言，短期最优策略是吃透系统运行费成本，将其纳入购电决策，并持续跟踪政策分摊规则的变动。企业可在电力零售市场签订年度或多年期合同，尽量锁定电价，缩小短期价格波动敞口；长期则要借助零售市场的商业交易机制，管控综合用电成本。
王永利认为，面对系统运行费的刚性上涨，工商业用户并非只能被动承受，可借助市场化手段参与需求响应，减少相关成本分摊。根据多地政策，参与需求响应的主体，其响应电量本身不再参与系统运行费的分摊。这意味着积极利用负荷调节能力参与需求响应的企业，既能获得响应补偿收益，又能规避部分系统运行费分摊。
系统运行费的分摊与用电量直接挂钩，通过精准的负荷预测和现货市场策略，企业在电价低谷期增加用电、高峰期减少用电，不仅能降低电能量成本，也能在总量上控制系统运行费的分摊规模。
此外，企业可以自建储能移峰填谷，优化自身用电曲线。虽然储能充电本身需要缴纳系统运行费，但优化后的用电曲线能够降低企业在高峰时段对系统调节资源的占用，间接减少分摊基数，“对于用电规模较大的企业，还可通过虚拟电厂等方式聚合负荷参与市场。”王永利补充道。
值得一提的是，绿电直连价值将跃升。根据发改价格〔2025〕1192号文，绿电直连项目的自发自用电量可免交系统运行费。项目使用公共电网时视同工商业用户，按下网电量缴纳系统运行费，但自发自用电量暂免缴纳。
在系统运行费水平较高的省份，企业自发自用绿电，不仅降低购电成本，还可减免系统运行费。“这对有条件建设分布式光伏或开展绿电直连的企业而言是直接的成本节省。”王永利说。
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