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摘要：在全球清潔能源需求增長(zhǎng)的大背景下，我國(guó)電力系統(tǒng)正處于轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵時(shí)期。系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)作為電價(jià)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(duì)比國(guó)外電力市場(chǎng)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)現(xiàn)狀及趨勢(shì)，基于全國(guó)及各省的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，研究我國(guó)新能源大規(guī)模發(fā)展對(duì)發(fā)電成本和系統(tǒng)運(yùn)行成本的影響，并分析預(yù)測(cè)在新能源不同滲透率階段終端電價(jià)結(jié)構(gòu)的變化，旨在深入理解我國(guó)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(guó)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(chǎng)改革深化，我國(guó)電力系統(tǒng)運(yùn)行成本結(jié)構(gòu)呈現(xiàn)多元化、動(dòng)態(tài)化特征。我國(guó)在2023年啟動(dòng)的第三監(jiān)管周期輸配電價(jià)核定中，首次提出了系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)用的概念[1]，我國(guó)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(gòu)損益、電價(jià)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(guó)外電力系統(tǒng)成本現(xiàn)狀及趨勢(shì)
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(guó)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(shí)，較化石燃料和核能發(fā)電成本低56%；陸上風(fēng)電項(xiàng)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(jìng)爭(zhēng)力，對(duì)傳統(tǒng)化石能源發(fā)電成本形成擠壓態(tài)勢(shì)，具體見表2所示。
（二）國(guó)外電力系統(tǒng)運(yùn)行成本上升
基于歐美電力市場(chǎng)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(chǔ)能成本、線損成本、備用容量等，對(duì)比國(guó)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(gòu)損益等計(jì)劃發(fā)用電和價(jià)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(dòng)性等特點(diǎn)，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(shì)[3]。為了應(yīng)對(duì)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(jí)改造與智能化建設(shè)，以上均推動(dòng)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(bào)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(guó)2024年調(diào)頻成本同比增長(zhǎng)40%。美國(guó)加州獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商（CAISO）數(shù)據(jù)顯示，2024年儲(chǔ)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(dòng)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(guó)新能源大規(guī)模發(fā)展帶來的系統(tǒng)運(yùn)行成本趨勢(shì)分析
（一）電力系統(tǒng)運(yùn)行成本占比波動(dòng)上升
隨著新能源發(fā)電裝機(jī)規(guī)模的快速擴(kuò)大，我國(guó)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(guó)整體趨勢(shì)來看，2023年初至2025年初，系統(tǒng)服務(wù)費(fèi)占代購(gòu)電價(jià)比例呈現(xiàn)波動(dòng)上升態(tài)勢(shì)，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(zhǎng)，反映出新能源滲透率提升疊加冬季峰谷差異對(duì)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(dòng)性對(duì)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(gòu)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(jià)格下降以及新能源直接參與電力市場(chǎng)的電能量電價(jià)逐步對(duì)標(biāo)煤電可變成本[5]，各省“購(gòu)電成本+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”整體呈現(xiàn)穩(wěn)定趨勢(shì)。全國(guó)平均購(gòu)電成本+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)均穩(wěn)定在0.45元/千瓦時(shí)以下。
其中，江蘇、浙江、廣西等地主要受到外部煤炭供需形勢(shì)的影響，煤電價(jià)格下行明顯，“發(fā)電價(jià)+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”下降趨勢(shì)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(jià)格下降影響小，呈現(xiàn)出代購(gòu)電價(jià)平穩(wěn)，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)整體上升導(dǎo)致“購(gòu)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(guó)大部分地區(qū)購(gòu)電價(jià)呈下降趨勢(shì)，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(gòu)電成本+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”呈穩(wěn)定趨勢(shì)?？傮w上看，現(xiàn)階段新能源的大規(guī)模發(fā)展未帶來終端電價(jià)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(guó)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(zhǎng)期處于高位，主要原因是供熱期煤電機(jī)組申報(bào)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(zhǎng)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(bào)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(guó)新能源發(fā)展已從“裝機(jī)成本下降”單一驅(qū)動(dòng)，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(zhǎng)典型省份系統(tǒng)運(yùn)行成本特點(diǎn)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(jià)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(dòng)上升態(tài)勢(shì)，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(chǔ)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(shí)段錯(cuò)位，加劇了儲(chǔ)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(dòng)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(duì)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(guó)各省占比波動(dòng)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(dòng)”的雙重壓力。
（三）未來趨勢(shì)分析
隨著未來新能源大規(guī)模入市，預(yù)計(jì)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)將進(jìn)一步提升。國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)對(duì)火電容量電價(jià)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(huì)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(shì)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(duì)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(dòng)性對(duì)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(jí)成本的增速更快，引起總成本的快速增長(zhǎng)，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(dòng)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(chǔ)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(chǔ)”協(xié)同互動(dòng)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(dòng)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(duì)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(tái)實(shí)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(tái)期。靈活性資源深度融合，長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能解決跨日/跨季節(jié)調(diào)節(jié)問題，需求側(cè)響應(yīng)實(shí)現(xiàn)動(dòng)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(dòng)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(dòng)”轉(zhuǎn)向“效率驅(qū)動(dòng)”，需突破儲(chǔ)能技術(shù)瓶頸、完善市場(chǎng)機(jī)制設(shè)計(jì)。
綜上，目前我國(guó)大部分?。▍^(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(jià)不及預(yù)期，系統(tǒng)運(yùn)行成本將推高終端電價(jià)上升。
四、建議
針對(duì)我國(guó)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(chǎng)機(jī)制、技術(shù)創(chuàng)新四維度實(shí)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(duì)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(chǔ)能項(xiàng)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(jí)，部署分布式儲(chǔ)能與虛擬電廠，降低輔助服務(wù)成本。同時(shí)，優(yōu)化跨區(qū)域輸電通道布局，重點(diǎn)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(shí)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(shì)，建立“水風(fēng)光儲(chǔ)”聯(lián)合調(diào)度機(jī)制，提升水電與新能源出力預(yù)測(cè)精度，降低系統(tǒng)調(diào)峰壓力；東北地區(qū)針對(duì)冬季供熱期煤電調(diào)峰受限問題，推廣“新能源+儲(chǔ)熱”耦合技術(shù)，增加儲(chǔ)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(chǔ)能平臺(tái)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(guó)平均系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)。
（三）深化電力市場(chǎng)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(chǎng)，將新型儲(chǔ)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(chǎng)”試點(diǎn)范圍，引導(dǎo)靈活性資源合理定價(jià)。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(diǎn)“容量補(bǔ)償+調(diào)節(jié)服務(wù)”聯(lián)動(dòng)機(jī)制，通過輸電價(jià)、容量電價(jià)合理疏導(dǎo)系統(tǒng)運(yùn)行成本。借鑒英國(guó)平衡市場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，引入“動(dòng)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(shí)，探索“綠電交易+碳市場(chǎng)”協(xié)同機(jī)制，通過環(huán)境價(jià)值收益反哺系統(tǒng)運(yùn)行成本，形成市場(chǎng)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(diǎn)突破長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能、高精度功率預(yù)測(cè)、電網(wǎng)數(shù)字化調(diào)度等關(guān)鍵技術(shù)，降低因預(yù)測(cè)偏差導(dǎo)致的調(diào)節(jié)成本。同時(shí)，推進(jìn)“源網(wǎng)荷儲(chǔ)”一體化項(xiàng)目和大規(guī)模“虛擬電廠集群”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(dòng)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。
