中國儲能網訊：在“雙碳”目標驅動下，我國電力系統(tǒng)正經歷從傳統(tǒng)化石能源主導向新能源為主體的深刻轉型，系統(tǒng)運行費作為衡量轉型成本的核心指標，其規(guī)模與結構變化直接影響終端用電成本與轉型進程。本文基于系統(tǒng)運行費視角，結合國內外電力系統(tǒng)調節(jié)資源成本疏導經驗，分析我國新能源發(fā)展對系統(tǒng)調節(jié)需求的影響、系統(tǒng)運行費的發(fā)展趨勢，并預測未來終端用電成本趨勢，提出優(yōu)化成本管控的策略建議。研究表明，2030年我國系統(tǒng)運行費規(guī)模將較2025年增長2~3倍，2040年終端用電成本上升的約90%由系統(tǒng)運行費驅動；當前我國處于新能源由中等滲透向高滲透過渡階段，需通過強化電網智能化、差異化配置調節(jié)資源、深化市場改革與技術規(guī)?；瘧茫胶廪D型成本與系統(tǒng)安全。
能源轉型與成本探析
能源結構轉型是實現碳達峰碳中和目標的核心路徑，而電力系統(tǒng)作為能源消費與轉換的核心載體，其轉型進程直接決定我國能源革命的成效。近年來，我國新能源裝機容量及發(fā)電量呈快速增長趨勢。截至2025年6月底，全國風電裝機容量達5.73億千瓦（同比增長22.7%），光伏裝機容量達11億千瓦（同比增長54.1%），兩者合計裝機16.73億千瓦，占全國總發(fā)電裝機容量（36.5億千瓦）的45.8%，較2024年底的42.03%提升3.77個百分點。同期，新能源發(fā)電量達1.15萬億千瓦時（光伏5591億千瓦時、風電5880億千瓦時），同比增長27.4%，占全社會用電量23.7%，較2024年全年占比提升5.7個百分點，新能源已從“補充電源”躍升為“電量增量主體”，具體見表1。根據規(guī)劃，2030年新能源裝機規(guī)模將突破30億千瓦，2060年非化石能源消費比重需達到80%以上，未來電力系統(tǒng)將面臨新能源高比例滲透、電力電子化程度提升、負荷特性復雜化等多重挑戰(zhàn)。
由于新能源的間歇性、波動性與隨機性，需配套煤電靈活性改造、抽水蓄能、新型儲能等調節(jié)資源來保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行，此類資源的投資與運維成本需通過合理機制疏導至終端用戶。2023年，我國在第三監(jiān)管周期輸配電價核定中首次提出“系統(tǒng)運行費”概念，將抽水蓄能容量費、煤電容量費、輔助服務費等納入獨立核算，標志著我國電力系統(tǒng)成本疏導機制進入精細化階段。當前，學界對電力系統(tǒng)轉型成本的研究多聚焦于新能源度電成本或單一調節(jié)資源投資，缺乏從“系統(tǒng)運行費”全局視角的整合分析。本文結合國內外實踐，系統(tǒng)梳理我國電力系統(tǒng)轉型的成本構成與未來趨勢，旨在為優(yōu)化成本疏導機制、推動轉型可持續(xù)發(fā)展提供參考。
新能源發(fā)展對電力系統(tǒng)調節(jié)資源的需求
新能源高比例接入打破了傳統(tǒng)電力系統(tǒng)“源隨荷動”的平衡模式，對系統(tǒng)調節(jié)能力提出更高要求，具體體現在調節(jié)資源需求激增與投資規(guī)模擴大兩方面。
新能源滲透引發(fā)的系統(tǒng)核心挑戰(zhàn)
新能源的間歇性與電力電子化特性，給電力系統(tǒng)帶來三大核心挑戰(zhàn)：一是功率波動加劇供需失衡。風電、光伏出力受自然條件影響顯著，日內出力波動幅度可達額定容量的50%以上，需調節(jié)資源實時平抑波動，避免棄風棄光或出現供電缺口；二是系統(tǒng)穩(wěn)定支撐能力削弱。新能源發(fā)電設備缺乏同步機的旋轉慣量，電力電子化設備占比提升導致系統(tǒng)慣量下降，頻率、電壓調節(jié)難度加大；三是負荷特性復雜化。電氣化（如電動汽車、電采暖）與分布式能源發(fā)展，使負荷呈現“高彈性、高波動、高沖擊”特征，進一步增加系統(tǒng)平衡壓力。
我國明確構建以“煤電靈活性改造、抽水蓄能、新型儲能、調峰氣電、需求響應”為核心的調節(jié)資源體系。根據國家能源局規(guī)劃，2030年全國煤電靈活性改造規(guī)模將達3.5～4億千瓦，新增調峰能力5000～7000萬千瓦；抽水蓄能裝機1.2億千瓦，新型儲能超1億千瓦，調節(jié)資源投資將成為電力系統(tǒng)轉型的主要成本來源，具體如表2所示。
源網荷儲全鏈條投資增長
新能源發(fā)展不僅推動調節(jié)資源投資，更帶動電源、電網、負荷、儲能（源網荷儲）全鏈條投資擴張。2024年，我國電源側投資達11687億元，同比增長13.9%，主要投向風光可再生能源與傳統(tǒng)能源升級；電網側投資7813億元，增速15.3%，首次超過電源投資，重點布局特高壓輸電、配電網升級與數字化轉型；負荷側投資超2000億元，其中充換電基礎設施投資超500億元，同比增長70%；儲能側投資超1700億元，同比增長30%，新型儲能與抽水蓄能成為投資熱點。
全鏈條投資的快速增長，一方面反映電力系統(tǒng)轉型的緊迫性，另一方面也意味著成本疏導壓力持續(xù)加大。若缺乏合理的成本回收機制，調節(jié)資源投資將難以持續(xù)，進而制約新能源消納與系統(tǒng)安全。
國內外電力系統(tǒng)調節(jié)資源成本疏導機制對比
調節(jié)資源成本的合理疏導是保障電力系統(tǒng)轉型的關鍵，國際上已形成成熟的市場化分攤、輸配電價攤銷與財政補貼模式，我國則基于自身市場進程構建了以系統(tǒng)運行費為核心的疏導機制，兩者既有共性，也存在顯著差異。
國際成本疏導機制與特點
全球電力系統(tǒng)成本呈現“新能源發(fā)電成本下降、系統(tǒng)運行成本上升”的特征。2018~2023年，全球光伏發(fā)電成本下降67%至0.04美元/千瓦時，陸上風電成本下降50%至0.05美元/千瓦時，而化石燃料發(fā)電成本上升12%至0.09美元/千瓦時。盡管新能源發(fā)電成本具備優(yōu)勢，但系統(tǒng)調節(jié)成本占比顯著高于我國，歐洲、美國、澳大利亞系統(tǒng)調節(jié)成本占用戶側電價比分別達25%、22%、17%，遠高于我國當前5%的水平。為應對系統(tǒng)運行成本上升壓力，國際上形成了三類具有代表性的成本疏導機制：一是市場化分攤模式，即通過現貨市場、輔助服務市場和容量市場將調節(jié)成本嵌入交易價格，例如美國儲能調頻服務通過市場競爭獲取收益，用戶按實際用電需求承擔相應成本；二是輸配電價攤銷模式，以英國為代表，由電網企業(yè)統(tǒng)一采購輔助服務，將相關成本納入輸配電價核算，使用戶通過年度賬單清晰了解調節(jié)成本構成；三是財政補貼緩沖模式，歐盟通過稅收減免、投資抵扣等方式降低新能源與儲能前期投入，避免終端電價短期內大幅波動。
在具體資源成本疏導方面，國際實踐呈現出差異化設計特征。抽水蓄能領域，美國和日本將其視為“輸配電資產”，成本全額納入輸配電價回收；而英國和歐盟則推動其參與電能量與輔助服務市場，通過“市場收入+電網補償”雙軌制實現成本疏導。新型儲能方面，多數國家實行市場化競爭機制，禁止電網企業(yè)直接投資建設，通過市場競爭使儲能獲取收益，相關成本由市場化用戶承擔。這些差異化安排既體現了各國電力市場發(fā)展階段的特征，也反映了其在能源轉型過程中平衡效率與公平的制度考量，為構建適應高比例新能源接入條件下的成本疏導體系提供了重要參考。
我國系統(tǒng)運行費的構成與疏導原則
2023年，我國首次在電力市場化機制中正式提出“系統(tǒng)運行費”概念，并與輸配電價形成明確區(qū)分。輸配電價對應“電的位移”，體現為電網企業(yè)的“過網費”；系統(tǒng)運行費則對應“電的平衡”，旨在解決頻率穩(wěn)定、電壓控制等系統(tǒng)層面的運行問題。這一制度設計實現了“輸電的錢歸輸電，調節(jié)的錢歸調節(jié)”，有效避免交叉補貼掩蓋真實成本，為靈活性資源提供了清晰的經濟激勵與收益渠道。根據國家政策，我國系統(tǒng)運行費主要包括三類：一是抽水蓄能容量費，按“一廠一價”方式核定，其全部固定成本由工商業(yè)用戶分攤，自2023年6月起執(zhí)行；二是煤電容量電費，按省區(qū)設定容量電價，30%至50%的固定成本由工商業(yè)用戶分攤，其余部分通過電能量市場回收，于2024年1月實施；三是輔助服務費用，在現貨市場連續(xù)運行地區(qū)由發(fā)電側和用戶側共同承擔，未連續(xù)運行地區(qū)則暫由發(fā)電側單獨承擔，自2024年3月起執(zhí)行。
與國際經驗相比，我國系統(tǒng)運行費的疏導機制更契合當前電力市場發(fā)展階段。在容量市場尚未完全建立、現貨市場處于“試點轉正式”過渡期的背景下，我國采用“誰受益、誰分攤”原則，有效防范因市場化程度不足導致的成本轉嫁。其中，抽水蓄能提供的系統(tǒng)調節(jié)服務惠及全體用戶，因此其成本由用戶全額分攤；煤電兼具基荷供電與調節(jié)功能，故采取“容量+電量”雙軌制成本回收方式，兼顧固定成本補償與市場化激勵。需要指出的是，當前在地方層面存在系統(tǒng)運行費構成差異，如江蘇省將上網環(huán)節(jié)線損代理采購損益、電價交叉補貼新增損益等十項費用納入系統(tǒng)運行費，而廣東省僅保留國家規(guī)定的三類費用。系統(tǒng)運行費構成可能引發(fā)區(qū)域間成本分攤不公，未來需從國家層面進一步統(tǒng)一規(guī)范費用構成與分攤原則。
我國系統(tǒng)運行費發(fā)展趨勢與終端用電成本預測
系統(tǒng)運行費的規(guī)模擴張與結構變化，是判斷電力系統(tǒng)轉型成本趨勢的核心依據。當前我國系統(tǒng)運行費呈現“波動上升、區(qū)域分化”特征，未來將成為終端用電成本上升的主導因素。
當前系統(tǒng)運行費結構特征
一是占比波動上升。2023年6月，全國系統(tǒng)運行費為9厘/千瓦時，2025年3月，升至4分/千瓦時，一年半內占比提升8.3個百分點。季節(jié)性波動顯著，冬季枯水期居民農業(yè)購電價提高，疊加煤電容量電價執(zhí)行，系統(tǒng)運行費快速上升；春秋季風光出力高峰時，峰谷電價損益增加，進一步推高費用。
二是“購電成本+系統(tǒng)運行費”整體平穩(wěn)。盡管系統(tǒng)運行費上升，但購電成本同步下降（煤電交易價格走低與新能源全面市場化），兩者形成平衡。2023年下半年以來，全國平均“購電電價+系統(tǒng)運行費”穩(wěn)定在0.45元/千瓦時以下，既保障調節(jié)成本回收，又避免工商業(yè)用戶電價上漲，政策時機選擇恰當。
三是區(qū)域差異顯著。東北系統(tǒng)運行費占比最高，因供熱期煤電容量電費高、居民和農業(yè)交叉補貼多；西南占比最低，豐水期水電出力充足，調節(jié)需求低；華東、華北等負荷中心增速最快，受高電力需求與新能源接入成本壓力影響；華中、西北2024年后占比超8%，主要因新能源消納推動調節(jié)成本上升；南方區(qū)域整體平穩(wěn)，峰谷損益平滑措施緩解季節(jié)波動。
系統(tǒng)運行費未來增長驅動因素
2030年，我國系統(tǒng)運行費規(guī)模將較2025年增長2~3倍，主要源于四類費用擴張：一是煤電容量費。在電力市場環(huán)境下，單純依靠能量價格難以保障發(fā)電固定投資回收，尤其對于利用小時數逐漸下降的煤電機組。當前煤電容量電價僅核定約30%固定成本回收比例，若未來向全額成本回收過渡，年容量費用規(guī)模將顯著超過3000億元；二是抽水蓄能容量費。隨著2024年底全國約2億千瓦核準在建抽蓄機組陸續(xù)投產，其“一廠一價”核定的容量費用預計每年超800億元，體現了抽水蓄能作為系統(tǒng)重要靈活性資源在保障電網平衡中的基礎作用；三是輔助服務費。隨著高比例新能源接入電力系統(tǒng)，頻率穩(wěn)定、電壓控制等輔助服務需求激增。輔助服務市場的健全完善將使原來隱含的成本顯性化，未來向用戶側疏導的年費用規(guī)模預計突破1000億元，這部分增長直接反映了新能源大規(guī)模接入帶來的系統(tǒng)平衡成本上升；四是新能源差價合約費用。根據《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發(fā)展的通知》要求，新能源機制電價的差價結算費用正式納入系統(tǒng)運行費。這種差價合約機制雖在過渡期保障了新能源收益穩(wěn)定性，但其產生的結算差額將通過系統(tǒng)運行費向用戶分攤，從而形成一項持續(xù)增長的系統(tǒng)運行費構成部分。
終端用電成本預測
終端用電成本由“發(fā)電側上網電價、輸配電價、系統(tǒng)運行費、線損費用、政府性基金及附加”五部分構成?；诋斍摆厔蓊A測，2040年終端用電成本較之2025年將上升0.17元/千瓦時，其中系統(tǒng)運行費上升0.15元/千瓦時，占上升總額的88%，是成本上升的主導因素。
分模塊來看，發(fā)電側上網電價短期受新能源成本下降與常規(guī)能源成本上升抵消，中長期（2040年前）呈溫和上升趨勢；輸配電價基本穩(wěn)定，電網投資年均增速8%~10%，但用電量每年新增5000億千瓦時，增長可抵消投資成本增幅；線損費用與政府性基金及附加變化微小，對總成本影響可忽略。
從新能源滲透階段看，我國當前處于中等滲透（15%~50%）向高滲透（50%~80%）過渡階段：中等滲透階段新能源成本下降，但系統(tǒng)調節(jié)成本增速更快，總成本快速上升；高滲透階段新能源成為主體電源，電網投資進入高峰期，總成本仍上升但增速放緩；極高滲透階段（>80%）電網智能化與靈活性資源成本下降，總成本趨穩(wěn)或回落?？傮w來看，未來10~15年，我國電力系統(tǒng)轉型將處于“成本上升期”，需通過政策干預緩解終端用戶壓力。
優(yōu)化電力系統(tǒng)轉型成本管控的建議
為平衡系統(tǒng)安全與成本控制，需從調節(jié)能力提升、資源配置、市場改革與技術應用四方面發(fā)力，構建“低成本、高效率、可持續(xù)”的轉型路徑。
強化電網基建與智能化建設
針對新能源富集區(qū)，優(yōu)先布局長時儲能項目，同步推進煤電靈活性改造，將調峰深度提升至50%以上，降低備用容量需求。在負荷中心加快智能電網升級，部署分布式儲能與虛擬電廠，通過“源荷互動”減少對傳統(tǒng)調節(jié)資源的依賴。例如，南方區(qū)域可依托“西電東送”通道，構建跨區(qū)域儲能調度平臺，提升調節(jié)資源利用效率。
實施區(qū)域差異化資源配置策略
依據能源稟賦分類施策，南方地區(qū)依托水電優(yōu)勢，構建“水風光儲”聯合調度機制，利用水電調峰能力消納風光出力；東北地區(qū)推廣“新能源+儲熱”技術，替代煤電供熱，降低冬季調節(jié)成本；廣東、廣西等海上風電集中區(qū)，配套建設海上儲能平臺與智能并網裝置，平抑風電波動；華東、華北負荷中心，重點發(fā)展需求響應，通過峰谷電價引導用戶錯峰用電。
深化電力市場機制改革
完善輔助服務市場，將新型儲能、虛擬電廠、可調節(jié)負荷納入交易主體，擴大調頻、備用等服務品種；健全靈活性資源定價機制，通過“成本加成+市場競價”結合的方式，確保調節(jié)資源合理收益；加快現貨市場“試點轉正式”，推動用戶側全面參與市場，形成“誰造成波動、誰承擔成本”的分攤機制，避免成本過度向發(fā)電側轉嫁。
推動新技術規(guī)?；瘧?/strong>
借鑒光伏、電動汽車的成本下降經驗，加大新型電力技術規(guī)模化推廣力度：在儲能領域，重點突破長時儲能（如液流電池、壓縮空氣儲能）技術，降低單位成本；在電網領域，推廣數字孿生、自愈控制技術，提升系統(tǒng)運行效率；在需求側，普及智能電表與負荷管理系統(tǒng)，提高需求響應參與度。通過技術規(guī)模化，將轉型成本控制在合理范圍。
結 論
我國電力系統(tǒng)轉型正處于關鍵階段，新能源高比例滲透推動調節(jié)資源投資擴張，系統(tǒng)運行費成為衡量轉型成本的核心指標。當前，我國系統(tǒng)運行費呈現“波動上升、區(qū)域分化”特征，2030年規(guī)模將較2025年增長2~3倍，2040年終端用電成本上升的88%由系統(tǒng)運行費驅動。國際經驗表明，市場化分攤、輸配電價攤銷與財政補貼是成本疏導的有效路徑，我國需結合自身市場進程，進一步規(guī)范系統(tǒng)運行費構成，優(yōu)化分攤原則。
未來，需通過強化電網智能化、差異化資源配置、深化市場改革與技術規(guī)?；瘧玫却胧?，平衡系統(tǒng)安全與成本控制。盡管轉型過程中面臨成本上升壓力，但隨著新能源技術成熟、調節(jié)資源效率提升與市場機制完善，我國電力系統(tǒng)將逐步進入“低成本轉型期”，為“雙碳”目標實現提供支撐。
