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摘要：在全球清潔能源需求增長的大背景下，我國電力系統(tǒng)正處于轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵時期。系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)作為電價的重要組成部分，其變化反映了電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型過程中的挑戰(zhàn)和成本結(jié)構(gòu)的調(diào)整。本文通過分析系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)的構(gòu)成，對比國外電力市場系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)現(xiàn)狀及趨勢，基于全國及各省的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，研究我國新能源大規(guī)模發(fā)展對發(fā)電成本和系統(tǒng)運(yùn)行成本的影響，并分析預(yù)測在新能源不同滲透率階段終端電價結(jié)構(gòu)的變化，旨在深入理解我國電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型成本，為政策制定和行業(yè)發(fā)展提供參考。
關(guān)鍵詞：系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)；新能源；電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型
一、我國電力系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)構(gòu)成
隨著新能源大規(guī)模接入與電力市場改革深化，我國電力系統(tǒng)運(yùn)行成本結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)多元化、動態(tài)化特征。我國在2023年啟動的第三監(jiān)管周期輸配電價核定中，首次提出了系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用的概念[1]，我國電力系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)是為保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行而產(chǎn)生的費(fèi)用，現(xiàn)階段主要包括輔助服務(wù)費(fèi)用、抽蓄電站相關(guān)費(fèi)用、上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損代理采購損益、電價交叉補(bǔ)貼新增損益、煤電容量電費(fèi)及其他費(fèi)用，具體構(gòu)成如表1所示。
二、國外電力系統(tǒng)成本現(xiàn)狀及趨勢
在全球能源轉(zhuǎn)型的進(jìn)程中，電力系統(tǒng)成本呈現(xiàn)“發(fā)電成本下降、系統(tǒng)運(yùn)行成本上升”的顯著特征。
（一）全球發(fā)電成本下降明顯
從發(fā)電成本看，可再生能源技術(shù)的規(guī)模化應(yīng)用大幅降低了單位成本。國際可再生能源署（IRENA）數(shù)據(jù)顯示[2]，2023年光伏發(fā)電成本降至4美分/千瓦時，較化石燃料和核能發(fā)電成本低56%；陸上風(fēng)電項目全球加權(quán)平均安裝成本同比下降13%（1154美元/千瓦），海上風(fēng)電成本下降近20%（2800美元/千瓦），表明新能源在發(fā)電成本上正逐漸具備更強(qiáng)的競爭力，對傳統(tǒng)化石能源發(fā)電成本形成擠壓態(tài)勢，具體見表2所示。
（二）國外電力系統(tǒng)運(yùn)行成本上升
基于歐美電力市場化程度更高，系統(tǒng)運(yùn)行成本主要包括輔助服務(wù)、電網(wǎng)改造投資、電網(wǎng)阻塞、儲能成本、線損成本、備用容量等，對比國內(nèi)的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)構(gòu)成，沒有交叉補(bǔ)貼、代理采購損益等計劃發(fā)用電和價格管制造成的調(diào)節(jié)性費(fèi)用。
由于新能源發(fā)電具有間歇性、波動性等特點，大規(guī)模接入電網(wǎng)后給電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行帶來挑戰(zhàn)，導(dǎo)致系統(tǒng)運(yùn)行成本呈現(xiàn)上升趨勢[3]。為了應(yīng)對新能源發(fā)電的不確定性，維持電力供需平衡和系統(tǒng)頻率、電壓穩(wěn)定，電力系統(tǒng)需要額外投入資源用于備用容量配置、調(diào)頻調(diào)壓等輔助服務(wù)，以及加強(qiáng)電網(wǎng)的升級改造與智能化建設(shè)，以上均推動了系統(tǒng)運(yùn)行成本的攀升。
根據(jù)歐洲電力系統(tǒng)運(yùn)行成本報告數(shù)據(jù)[4]，歐洲系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用占比從2015年的18%升至2024年的25%。其中，2024年輔助服務(wù)費(fèi)用（調(diào)頻、備用）占比達(dá)12%，主要由于風(fēng)電、光伏的間歇性導(dǎo)致日內(nèi)調(diào)峰需求激增，德國2024年調(diào)頻成本同比增長40%。美國加州獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營商（CAISO）數(shù)據(jù)顯示，2024年儲能參與調(diào)頻的月度費(fèi)用達(dá)1.2億美元，電網(wǎng)阻塞導(dǎo)致的棄光損失約3000萬美元/月，推動系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用占比升至22%。澳大利亞因輸電網(wǎng)絡(luò)薄弱，2024年輸配電損耗成本占比達(dá)7%，備用容量費(fèi)用占比5%，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用占比達(dá)17%（見表3）。
三、我國新能源大規(guī)模發(fā)展帶來的系統(tǒng)運(yùn)行成本趨勢分析
（一）電力系統(tǒng)運(yùn)行成本占比波動上升
隨著新能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模的快速擴(kuò)大，我國電力系統(tǒng)運(yùn)行成本呈現(xiàn)顯著的階段性變化特征。從全國整體趨勢來看，2023年初至2025年初，系統(tǒng)服務(wù)費(fèi)占代購電價比例呈現(xiàn)波動上升態(tài)勢，尤其在2023年12月～2024年2月、2024年10月～2025年1月出現(xiàn)兩輪明顯增長，反映出新能源滲透率提升疊加冬季峰谷差異對系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的挑戰(zhàn)持續(xù)加劇。2025年初數(shù)據(jù)顯示，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)占比已從2023年初的1.87%升至10.20%，表明新能源間歇性、波動性對系統(tǒng)調(diào)度、備用容量及輔助服務(wù)的需求顯著增加。
（二）“購電成本+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”整體平穩(wěn)
盡管系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)占比上升，但隨著煤電價格下降以及新能源直接參與電力市場的電能量電價逐步對標(biāo)煤電可變成本[5]，各省“購電成本+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”整體呈現(xiàn)穩(wěn)定趨勢。全國平均購電成本+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)均穩(wěn)定在0.45元/千瓦時以下。
其中，江蘇、浙江、廣西等地主要受到外部煤炭供需形勢的影響，煤電價格下行明顯，“發(fā)電價+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”下降趨勢顯著；蒙東、新疆維吾爾自治區(qū)等資源型地區(qū)，由于坑口煤占比高，煤電價格下降影響小，呈現(xiàn)出代購電價平穩(wěn)，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)整體上升導(dǎo)致“購電成本+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”略有上升的現(xiàn)象?？傮w來看，2023年6月～2025年3月間，我國大部分地區(qū)購電價呈下降趨勢，但隨著抽蓄、煤電容量費(fèi)、輔助服務(wù)及其他系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)的形成，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)提升顯著，但兩者疊加后“購電成本+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”呈穩(wěn)定趨勢。總體上看，現(xiàn)階段新能源的大規(guī)模發(fā)展未帶來終端電價的上升，具體如圖3所示。
（三）電力系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)地區(qū)差異分析
1.我國不同區(qū)域電力系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)變化差異分析
地區(qū)間系統(tǒng)運(yùn)行成本差異特征突出，與能源結(jié)構(gòu)、調(diào)節(jié)資源稟賦密切相關(guān)。東北區(qū)域系統(tǒng)服務(wù)費(fèi)占比長期處于高位，主要原因是供熱期煤電機(jī)組申報出力較高，分?jǐn)偟拿弘娙萘侩娰M(fèi)較高，疊加冬季電力用戶損益交叉補(bǔ)貼較高，系統(tǒng)服務(wù)費(fèi)占比長期高位。西南區(qū)域系統(tǒng)服務(wù)費(fèi)占比始終最低，主要由于水電裝機(jī)占比較高，系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力強(qiáng)，煤電作為備用和頂峰機(jī)組申報出力較低，因此煤電容量電費(fèi)低；由于2024年底至2025年初水電枯期導(dǎo)致煤電出力提升，導(dǎo)致系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)成本略有上升。華東、華北等負(fù)荷中心區(qū)域，2024年后系統(tǒng)服務(wù)費(fèi)占比持續(xù)攀升至10%左右，反映出高電力需求與新能源規(guī)?；尤氙B加下，電網(wǎng)靈活性改造和跨區(qū)輸電的成本壓力逐步顯現(xiàn)。華中、西北等新能源快速發(fā)展區(qū)域，系統(tǒng)服務(wù)費(fèi)占比在2024年后突破8%，主要由于新能源大規(guī)模接入與消納需求激增帶來的系統(tǒng)性成本上升。數(shù)據(jù)表明，我國新能源發(fā)展已從“裝機(jī)成本下降”單一驅(qū)動，進(jìn)入“系統(tǒng)運(yùn)行成本顯性化”的深度轉(zhuǎn)型期，亟需通過技術(shù)創(chuàng)新、機(jī)制改革和跨區(qū)協(xié)同，構(gòu)建與高比例新能源相適應(yīng)的成本分?jǐn)偱c效率提升體系，具體如圖4所示。
2.新能源快速增長典型省份系統(tǒng)運(yùn)行成本特點分析
為直觀分析新能源大規(guī)模發(fā)展與系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)的關(guān)聯(lián)，選取2024年新能源裝機(jī)排名靠前的省份電價結(jié)構(gòu)進(jìn)行分析，選取樣本為內(nèi)蒙古、新疆維吾爾自治區(qū)、江蘇、浙江、廣西五省區(qū)。
從圖5可知，蒙東、新疆維吾爾自治區(qū)等新能源裝機(jī)占比超50%的地區(qū)，2024年系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)占比呈明顯的波動上升態(tài)勢，其中蒙東從2023年10%左右突增至2024年3月份的38%，新疆維吾爾自治區(qū)從2024年年初的3%左右突增至2024年9月份的15%，反映出高比例新能源接入后系統(tǒng)調(diào)節(jié)壓力劇增。蒙東因煤電調(diào)峰能力受限，需依賴大量備用容量；新疆維吾爾自治區(qū)受地域廣闊、新能源分布分散影響，輸電損耗與儲能配套成本高企，其沙漠光伏集群的日內(nèi)出力尖峰與負(fù)荷高峰負(fù)荷時段錯位，加劇了儲能的容量需求。浙江等負(fù)荷中心省份，2024年中期占比穩(wěn)定在12%～15%，主要由于海風(fēng)和光伏裝機(jī)集中且波動性強(qiáng)，需頻繁啟用燃?xì)鈾C(jī)組調(diào)峰，因而導(dǎo)致夏季高溫負(fù)荷期調(diào)節(jié)成本尤為突出。廣西作為海上風(fēng)電新興區(qū)域，占比從2023年12月份的1%升至2025年的13%，突顯了海上風(fēng)電并網(wǎng)對系統(tǒng)運(yùn)維和備用容量的特殊需求。據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，全國各省占比波動與新能源類型（如光伏的間歇性、海上風(fēng)電的地理約束）及電源結(jié)構(gòu)匹配度直接相關(guān)，新能源大省的調(diào)節(jié)資源缺口導(dǎo)致成本剛性上升，而負(fù)荷中心省份則面臨“高需求+高波動”的雙重壓力。
（三）未來趨勢分析
隨著未來新能源大規(guī)模入市，預(yù)計系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)將進(jìn)一步提升。國家發(fā)展和改革委員會對火電容量電價的規(guī)定是2024年～2025年至少每瓦每年100元，2026年開始至少每瓦每年165元[6]，未來火電作為調(diào)節(jié)性電源的定位將會引起系統(tǒng)容量補(bǔ)償費(fèi)用逐步升高。系統(tǒng)成本結(jié)構(gòu)變化在不同新能源滲透階段的趨勢不同，具體如下：
1.低滲透率階段（<15%）：系統(tǒng)成本穩(wěn)中有進(jìn)，傳統(tǒng)電源仍居主導(dǎo)
新能源裝機(jī)規(guī)模有限，發(fā)電成本高，對系統(tǒng)總成本影響微弱。煤電等傳統(tǒng)電源技術(shù)成熟、出力穩(wěn)定，發(fā)電成本穩(wěn)定。電網(wǎng)側(cè)接入壓力小，輸配電網(wǎng)絡(luò)能滿足消納需求，投資和運(yùn)行成本變化小。靈活性資源依賴傳統(tǒng)電源調(diào)節(jié)能力，新型靈活性資源需求低，成本未形成規(guī)模效應(yīng)，電力系統(tǒng)總成本基本穩(wěn)定。
2.中等滲透率階段（15%～50%）：成本結(jié)構(gòu)深度調(diào)整，系統(tǒng)平衡壓力凸顯
新能源發(fā)電成本因技術(shù)進(jìn)步和規(guī)模效應(yīng)下降，平準(zhǔn)化度電成本低于燃煤發(fā)電，成為重要發(fā)電增量。但其間歇性和波動性對系統(tǒng)平衡挑戰(zhàn)大，需要大規(guī)模投入靈活性資源，導(dǎo)致輔助服務(wù)成本增加。新能源跨區(qū)域輸送和消納要求高，電網(wǎng)投資上升，運(yùn)維成本因潮流分布復(fù)雜和電壓頻率控制難度增加而提升。新能源發(fā)電成本雖然有所下降，但是由于系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本和電網(wǎng)升級成本的增速更快，引起總成本的快速增長，從而出現(xiàn)“發(fā)電成本降、系統(tǒng)成本升”的矛盾，需機(jī)制創(chuàng)新和技術(shù)突破緩解成本壓力。
3.高滲透率階段（50%～80%）：多元成本博弈加劇，系統(tǒng)韌性建設(shè)成核心
新能源確立主體電源地位，發(fā)電成本降低，傳統(tǒng)煤電轉(zhuǎn)型為靈活性調(diào)節(jié)電源，氣電調(diào)節(jié)作用凸顯。電網(wǎng)側(cè)面臨“雙高”挑戰(zhàn)，需構(gòu)建智能化、柔性化新型電力系統(tǒng)，相關(guān)投資進(jìn)入高峰期。新能源波動威脅電網(wǎng)穩(wěn)定，技術(shù)投入增加，運(yùn)維成本高位。靈活性資源多元化，儲能技術(shù)成核心載體，需求側(cè)響應(yīng)、虛擬電廠深度參與調(diào)節(jié)，形成“源網(wǎng)荷儲”協(xié)同互動格局。系統(tǒng)總成本增速放緩，但靈活性資源和電網(wǎng)韌性高投入仍將推動成本總量上升，需跨行業(yè)協(xié)同和數(shù)字化賦能優(yōu)化資源配置。
4.極高滲透率階段（>80%）：成本曲線趨穩(wěn)向好，技術(shù)紅利釋放潛力
新能源發(fā)電成本逼近零邊際成本，光伏、風(fēng)電成為絕對主力，傳統(tǒng)電源僅為應(yīng)急備用。電網(wǎng)邁向“數(shù)字孿生”與“自愈控制”階段，通過全域傳感器網(wǎng)絡(luò)、AI調(diào)度算法和區(qū)塊鏈交易平臺實現(xiàn)資源精準(zhǔn)配置，前期投資高，但運(yùn)行效率提升降低損耗成本，整體成本進(jìn)入平臺期。靈活性資源深度融合，長時儲能解決跨日/跨季節(jié)調(diào)節(jié)問題，需求側(cè)響應(yīng)實現(xiàn)動態(tài)平衡，虛擬電廠形成“可調(diào)節(jié)負(fù)荷池”，技術(shù)成熟和規(guī)模化應(yīng)用推動成本下降。系統(tǒng)總成本在多因素作用下有望穩(wěn)定甚至下降，電力系統(tǒng)從“成本驅(qū)動”轉(zhuǎn)向“效率驅(qū)動”，需突破儲能技術(shù)瓶頸、完善市場機(jī)制設(shè)計。
綜上，目前我國大部分省（區(qū)、市）的新能源發(fā)電量占比低于50%，處于中等滲透階段。若未來發(fā)電側(cè)降價不及預(yù)期，系統(tǒng)運(yùn)行成本將推高終端電價上升。
四、建議
針對我國電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型成本的階段性特征，需從基礎(chǔ)設(shè)施、區(qū)域策略、市場機(jī)制、技術(shù)創(chuàng)新四維度實施系統(tǒng)性解決方案：
（一）加強(qiáng)電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施與智能化建設(shè)，提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力
針對新能源富集區(qū)（如蒙東、新疆維吾爾自治區(qū)），優(yōu)先布局抽水蓄能、共享儲能項目，同步推進(jìn)煤電靈活性改造，將調(diào)峰深度提升至30%以下，降低備用容量需求[7]。在負(fù)荷中心（如江蘇、浙江），加快智能電網(wǎng)升級，部署分布式儲能與虛擬電廠，降低輔助服務(wù)成本。同時，優(yōu)化跨區(qū)域輸電通道布局，重點推進(jìn)“三北”新能源基地至中東部負(fù)荷中心的特高壓直流工程，減少新能源棄電與輸電損耗。
（二）實施區(qū)域差異化的靈活性資源配置策略
基于能源稟賦制定分類方案,西南地區(qū)依托水電優(yōu)勢，建立“水風(fēng)光儲”聯(lián)合調(diào)度機(jī)制，提升水電與新能源出力預(yù)測精度，降低系統(tǒng)調(diào)峰壓力；東北地區(qū)針對冬季供熱期煤電調(diào)峰受限問題，推廣“新能源+儲熱”耦合技術(shù)，增加儲熱裝機(jī)，替代部分煤電備用容量；廣東廣西等海上風(fēng)電集中區(qū)，配套建設(shè)海上儲能平臺與智能并網(wǎng)裝置。通過區(qū)域特性匹配調(diào)節(jié)資源，降低全國平均系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)。
（三）深化電力市場機(jī)制改革，構(gòu)建全鏈條成本分?jǐn)傮w系
完善輔助服務(wù)市場，將新型儲能、虛擬電廠、可調(diào)節(jié)負(fù)荷納入交易主體，進(jìn)一步擴(kuò)大“頂峰容量市場”試點范圍，引導(dǎo)靈活性資源合理定價。建立新能源并網(wǎng)成本分?jǐn)倷C(jī)制，在蒙東、新疆維吾爾自治區(qū)等高成本區(qū)域試點“容量補(bǔ)償+調(diào)節(jié)服務(wù)”聯(lián)動機(jī)制，通過輸電價、容量電價合理疏導(dǎo)系統(tǒng)運(yùn)行成本。借鑒英國平衡市場經(jīng)驗，引入“動態(tài)調(diào)節(jié)備用”機(jī)制，允許分布式能源聚合商參與系統(tǒng)平衡，進(jìn)一步降低輔助服務(wù)費(fèi)用。同時，探索“綠電交易+碳市場”協(xié)同機(jī)制，通過環(huán)境價值收益反哺系統(tǒng)運(yùn)行成本，形成市場化成本消化渠道。
（四）強(qiáng)化跨區(qū)域協(xié)同與技術(shù)創(chuàng)新，突破轉(zhuǎn)型成本瓶頸
建立“三北”新能源基地與西南水電基地的跨季互濟(jì)機(jī)制，冬季利用西南水電富余調(diào)節(jié)能力支援北方調(diào)峰，夏季通過“北電南送”緩解中東部負(fù)荷壓力，減少全網(wǎng)備用容量需求。加大技術(shù)研發(fā)投入，重點突破長時儲能、高精度功率預(yù)測、電網(wǎng)數(shù)字化調(diào)度等關(guān)鍵技術(shù)，降低因預(yù)測偏差導(dǎo)致的調(diào)節(jié)成本。同時，推進(jìn)“源網(wǎng)荷儲”一體化項目和大規(guī)?！疤摂M電廠集群”建設(shè)，通過需求側(cè)響應(yīng)替代部分傳統(tǒng)備用，加強(qiáng)技術(shù)創(chuàng)新與跨區(qū)協(xié)同，構(gòu)建“技術(shù)降本+效率增效”的雙輪驅(qū)動體系，為高比例新能源系統(tǒng)的成本管控提供可持續(xù)解決方案。
