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为什么电能量电价在下降，2026年系统运行费却在上涨？近日，各地陆续发布2026年1月电网企业代理购电价格信息表，从中，我们可以明显看到，各地系统运行费呈现明显的上行趋势。 2026年1月各地系统运行费平均水平达到0.0596元/千瓦时，较2025年全年均价显著上升。 从地区分布来看，涨幅呈现出明显的地域差异。天津市以0.1474元/千瓦时的系统运行费位居全国首位，这一数字几乎是全国平均水平的2.5倍。紧随其后的是黑龙江省，系统运行费达到0.1169元/千瓦时，同样处于较高水平。北京的系统运行费相对较低，为0.0072元/千瓦时，而海南则出现了-0.0045元/千瓦时的负值，成为全国唯一的例外。 值得关注的是，有27个省市的系统运行费中包含了"新能源可持续发展价格结算机制电量差价结算费用"这一新增子项，仅有5个省市未包含此项目。这一新增费用在不同地区的差异极大，其中河南省的差价费用最高，达到0.0617元/千瓦时，山东为0.0567元/千瓦时，陕西为0.048元/千瓦时，江西为0.0447元/千瓦时，蒙东为0.0433元/千瓦时。 相比之下，冀北、上海和重庆的差价费用为负值，分别为-0.005183元/千瓦时、-0.004元/千瓦时和-0.0038元/千瓦时。这种正负差异反映了各地新能源发展水平、市场交易情况以及政策执行力度的不同。 在新能源机制电量差价费用出现之前，系统运行费主要包括煤电容量电费、抽水蓄能容量电费、辅助服务费用、线损、交叉补贴等项目。 而现在，系统运行费的构成已经发生了根本性改变，当前主要包括以下几个部分： 煤电容量电费是系统运行费的第一大组成部分。根据国家发改委和国家能源局联合印发的《关于建立煤电容量电价机制的通知》，2026年起，各地通过容量电价回收固定成本的比例从不低于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。这一调整直接推高了煤电容量电费在系统运行费中的占比。 新能源机制电量差价电费已成为仅次于煤电容量电费的第二大组成部分。根据136号文，对纳入机制的电量，市场交易均价低于或高于机制电价的部分，由电网企业按规定开展差价结算，结算费用纳入当地系统运行费用。这一机制的实施，使得新能源机制电量差价成为系统运行费的重要组成部分。 抽水蓄能容量电费继续在系统运行费中占据重要地位。以青海为例，抽水蓄能容量电费折合度电水平为0.001072元/千瓦时。随着新能源装机规模的不断扩大，抽水蓄能作为重要的调节资源，其容量电费预计将持续上升。 辅助服务费用包括调频、备用、爬坡等服务的费用。根据《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》，电力现货市场连续运行的地区，调频、备用辅助服务费用原则上由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担，由用户承担的辅助服务费用纳入系统运行费用。 上网环节线损代理采购损益是指预测线损折价与实际线损折价的偏差。以安徽为例，第三监管周期核定的线损率为3.99%，折合电价约0.0181元/千瓦时。 电价交叉补贴新增损益是指电网企业每月保障居民、农业用电发生的实际损益与当月基准电价交叉补贴总额的差额。这一项目反映了为保障民生用电价格稳定而产生的成本。 从构成结构的变化可以看出，系统运行费已经从原来相对简单的成本集合，演变为一个包含多种功能、多个来源的复杂费用体系。特别是新能源机制电量差价费用的加入，使得系统运行费的构成更加多元化和复杂化。 随着新能源渗透率突破临界点，电力系统的平衡成本、备用容量成本进入加速上升通道。系统运行费作为这些成本的主要疏导渠道，其上涨具有必然性。 有预测指出，“十五五”末期，仅全国抽水蓄能总容量电费就可能推高系统运行成本约0.01元/kWh，在新能源富集地区如青海、甘肃，影响可能达0.02元/kWh。 同时，新能源装机比例高、本地调节能力不足的省份，面临的系统运行成本压力更大。例如，安徽省在2025年8月，其系统运行费就已达到约0.085元/kWh的较高水平。可以预见，在2026年容量电价普调后，四川、云南等执行70%高回收比例的地区，其系统运行费涨幅将尤为显著。 电价降、电费涨的现象，这正是当前许多工商业用户的切身体验。电力市场交易的电能量价格可能确实降低了，但被大幅抬升的系统运行费吃掉了这部分红利，甚至导致总成本上升。这就像一辆汽车，虽然汽油便宜了，但每年的保险、保养和车位费大幅涨价，总用车成本不降反升。 系统运行费的普涨，对所有工商业用户都是一场成本管理的考验。 月度电费波动性加大：由于单位分摊成本与月度总用电量强相关，企业电费受季节性和生产波动的影响将加剧。淡季的用电成本结构会显得更重。 行业成本传导分化：高耗能、连续生产的企业，因其用电量大且稳定，单位分摊的系统运行费相对较低。而间歇性生产、用电负荷波动大的企业，则在成本分摊上可能处于不利地位。 倒逼能效管理与负荷优化：新的成本结构激励用户不仅要节约电量，更要优化自身的用电曲线。减少尖峰时段用电、填平用电低谷，不仅能为电网稳定做贡献，也能间接降低全网的系统运行成本，最终惠及自身。 面对变化，企业可以积极应对： 读懂电费账单：主动向售电公司或电网企业索要详细的费用构成说明，弄清楚系统运行费的具体计算方式和本地政策。 参与需求侧响应：积极接入电网的需求侧响应计划，在电网紧张时主动削减负荷，既可以获得经济补偿，也是在新型电力系统中创造价值。 优化用电模式：利用储能设施进行峰谷套利，或调整生产计划，将可转移的负荷安排在系统运行压力较小的时段。 投资分布式能源：在厂房屋顶安装光伏，搭配储能，提高用电自给率，减少从电网购买的电量，从而直接减少需要分摊的系统运行费基数。 系统运行费的上涨，标志着我们的电力消费观念，正在从只为消耗的能量付费，转向同时为保障随时可用的可靠性和安全性付费。 新能源的廉价能量与电网的稳定容量，如同天平的两端。系统运行费的调整，正是试图寻找那个新的、合理的平衡点。这个过程可能伴随阵痛，但它是构建以新能源为主体的新型电力系统无法绕过的成本。 |
