2026年7月，安徽电力现货市场出清均价142.21元/MWh，远低于全国平均水平。但同月安徽的系统运行费高达14.78分/kWh，全国第一，同比上涨118.3%。

现货价格创新低，用户侧的系统运行费却在猛涨。这个“跷跷板”并非安徽独有。2026年7月，全国系统运行费平均同比增长约93.8%，同比涨幅超过100%的省份多达14个。这个问题的产生，是发电侧的系统成本被外部化给了用户侧，新能源的报价行为并没有反映它造成的真实系统代价。

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三年涨了七倍

系统运行费是输配电价第三监管周期（2023—2025年）新设立的电费一级科目，由工商业用户按用电量比例分摊，电网企业代收代付。其设立初衷是归集电力系统为保障安全稳定运行、支撑高比例新能源并网而产生的各类调节、备用、保障成本。

然而，随着电力市场化改革推进，系统运行费的内涵不断扩展。短短三年间，它从单一的抽蓄容量电费科目，膨胀为一个包含四类核心费用和多项损益的综合性科目，经历了三次显著的台阶式上涨。

第一台阶（2023年下半年）：526号文设立系统运行费科目，仅包含抽蓄容量电费和辅助服务费，全国均值约0.008元/kWh。

第二台阶（2024—2025年）：1501号文落地煤电容量电价机制，回收比例约30%（约100元/千瓦·年），全国均值升至约0.026—0.028元/kWh。

第三台阶（2026年起）：136号文新增新能源机制电价差价结算费，114号文将煤电容量电价回收比例提升至不低于50%（165元/千瓦·年），双重叠加推动全国均值跃升至约0.066元/kWh。

从以上看出，系统运行费每一次提升，背后并不是电力系统的直接运行成本上升，而是电源侧市场化后的场外机制传导。

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这笔钱到底在为什么买单

系统运行费的核心构成可以明确分为两大类。

第一类是电源侧市场化竞价的场外机制的政策传导。主要包括新能源机制电价差价结算费和煤电容量电价。这两项本质上是国家对发电侧收益的政策保障——新能源机制电价保障新能源项目的合理收益预期，煤电容量电价保障煤电机组的固定成本回收。为了让他们能够在电力市场中按照边际成本报价，通过场外机制给予一定的政策保障。它们通过系统运行费这一科目向用户侧传导，但本身并非电网运行产生的成本。

第二类是真正的系统运行成本，包括抽蓄容量电费和辅助服务费用。这两项直接对应系统运行所需的调节能力和辅助服务，是电力系统为保障安全稳定运行实际产生的运营成本，更接近"系统运行费"的字面含义。

从全国平均水平看，市场交易电价的场外机制传导部分合计占系统运行费的65%至80%，系统运行成本只占20%至30%。

以安徽为例。2026年7月，安徽系统运行费14.78分/kWh，其中新能源差价11.08分，容量补偿2.50分，抽蓄容量0.20分，辅助服务0.50分。山东、陕西的情况类似，场外机制传导占比分别达到94%和96%。反过来看，广东、浙江等省新能源差价为负值，意味着当地新能源市场化交易均价高于机制电价，用户侧不仅不需要分摊差价，反而能分享收益。这说明新能源差价结算费并非不可改变的自然成本，而是高度依赖市场设计和报价行为的政策变量。

用户在系统运行费里掏的钱，大头不是在为系统运行付费，而是在为发电侧的场外机制安排付费。

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新能源报价行为与系统成本的因果链条

理解系统运行费为何暴涨，需要看清新能源报价行为与系统调节成本之间的因果链条。

新能源在电力过剩时段报零价乃至负价，将大量低成本出力推入市场，压低了电能量价格。但与此同时，系统为接纳这些波动性出力所付出的调节代价——煤电深度调峰、启停调峰、备用容量预留、抽蓄储能调度——全部转化为辅助服务费用和系统不平衡资金，最终通过系统运行费转嫁给用户侧。电能量价格被压低，系统运行费被抬高，发电侧实现了按照最低成本发电，但系统运行成本直接向用户侧传导。

电能量越来越不值钱，调节能力越来越稀缺。这是我们此前提出的判断。系统运行费的上涨，正是这个判断的经验印证。问题的根源在于，新能源的报价行为只反映了电能量的时间价值，没有反映它造成的系统调节代价。

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混杂的代价

将市场交易电价的场外机制费用和系统实际运行成本混在一个科目里，产生了三个层面的制度后果。

第一，信息失真。用户看到账单上的系统运行费上涨，容易理解为电网运行效率下降或运营成本上升，但实际上超过三分之二的费用是为保障新能源发展和煤电转型而设立的政策传导通道，与电网运行效率无关。

第二，价格信号割裂。2026年上半年出现了一个普遍性的规律，现货电价与系统运行费用之间存在明显的"跷跷板效应"。当新能源出力受限时，供需偏紧，现货价格走高，但系统消纳压力降低，新能源机制差价缩小，辅助服务需求下降，系统运行费用反而走低。反之，新能源出力越大，电能量价格越低，但调节成本越高，系统运行费跟着涨。电能量价格被压低，系统运行费被抬高，用户无法从价格中判断电力系统的真实成本结构。辽宁的现货平均电价一度同比下降超过20%，但加上系统运行费后，用户最终结算电价变化并不大。

第三，改革方向模糊。降低系统运行费的关键在于优化新能源机制电价和容量电价的设计，而不是压缩电网成本。两类费用混在一起，改革靶点不清，甚至可能改错方向。

更深层的问题在于成本外部化。新能源在现货市场报出零价乃至负价，表面看发电成本几乎为零。但为了接纳它，系统需要煤电备容量、需要调频调峰、需要抽蓄储能。这些成本本应由产生调节需求的市场主体承担，现行制度却全部装进系统运行费，由用户侧按用电量比例分摊。发电侧看不到自己造成的系统代价，用户侧却在默默承受。

不过，也需要看到机制电价和容量电价在发电侧归因的合理性。这里存在一个"跷跷板效应"，需要更完整地理解。

机制电价是给予新能源的保障性收益。有了这个托底，新能源在现货市场才敢按边际成本报价，甚至报出零价和负价，因为它不必在每一笔交易中都回收全部固定成本。煤电容量电价同理，它补偿了煤电的固定成本，使煤电在报价时不必将固定成本打入报价，只需按边际成本报价，报价自然压低。有了机制电价和容量电价，新能源和火电都按边际成本报价，电能量价格整体被拉低。

而系统运行费则在另一侧把这笔钱加回来。一边压低电能量价格，一边抬高系统运行费，这就是跷跷板。

这个跷跷板的关键在于费用分摊。机制电价和容量电价让各类机组按边际成本报价，实现了边际成本报价理论的基本要求。但加回来的这笔钱不能笼统地摊给用户，而应当根据造成不平衡的原因在电源侧、用户侧合理分摊。以煤电容量电价为例，它本质上是为了支撑新能源消纳而设立的保障——没有煤电备容量和调峰，新能源的大规模并网就缺乏系统支撑。因此，这笔费用新能源也应当合理承担一部分，将新能源造成的系统成本真正内化到新能源自身的成本函数中。

这个跷跷板意味着，将机制电价和容量电价放在发电侧归因，并不必然推高用户侧的综合用电成本。用户的总电费由电能量费用、输配电费和系统运行费组成。电能量价格被压低，系统运行费被抬高，费用的呈现结构变了，但最终不一定会提高用户侧的综合电价。如果在电源侧合理分摊这笔费用，在不同电源之间各担其责，也不会抬高电源侧的整体交易价格。

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拆分与内化

为了区分场外机制的成本和系统运行成本，可以考虑把系统运行费拆分为两个独立科目。第一个科目是场外机制传导费用，包含新能源机制电价差价结算费和煤电容量电价（未来可能包括气电、核电的容量电价）。第二个科目是系统平衡成本，包含抽蓄容量电费、电网侧储能容量电费和电力辅助服务费用。分开之后，用户和监管者可以清楚看到，多少钱是在为电源政策买单，多少钱是在为系统平衡买单。

更深一步，是把电源侧的政策传导费用内化到发电成本函数。如果新能源机制电价差价结算费和煤电容量电价回归发电侧，由发电企业自行承担或通过电能量价格回收，新能源在现货市场的报价行为将发生根本改变。

报价下限会被抬升。新能源不再能无成本地报零价，因为它需要覆盖系统为其提供的调节能力价值。负电价会消失或大幅减少。负电价的本质是倒贴钱也要发电，前提是发的每一度电没有隐性系统成本。一旦内化，这个前提就不成立，现货市场价格才能同时反映电能量的时间价值和调节能力的稀缺性。

内化路径的核心逻辑是，谁造成系统成本，谁就承担对应费用。新能源的出力波动性是调节需求的最大增量来源，这笔账应该写进它的成本函数，而不是通过系统运行费转嫁给用户侧。

这一改革方向与调节能力定价的底层逻辑高度一致。调节能力不是免费公共品，其定价应遵循"谁造成需求、谁承担费用"的原则。将电源侧政策传导费用内化到发电成本函数，实际上是让调节能力价格信号从发电侧就开始发挥作用——新能源在报价时就必须考虑其出力波动性带来的调节成本，而不是事后通过系统运行费向用户追偿。

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费用分摊：归因法

系统平衡成本的分摊同样不能按用电量平摊，而应遵循归因原则：谁造成了不平衡、谁付费，谁需要调节能力、谁付费。

电源侧的归因很明确。新能源是系统不平衡的主要来源，其出力波动性引发的调节成本应当内部化到新能源自身的成本函数中，由新能源付费，而不是转嫁给用户侧。

负荷侧同样适用归因逻辑。不可调负荷——用电行为无法随系统状态调整的刚性用电——是系统不平衡的被动承受者，也是不平衡成本的造成者之一，应当分摊系统运行费。可调负荷——能够根据系统信号调整用电行为的柔性负荷——为系统提供了调节能力，减少了不平衡，应当少付费甚至获得收益。各类储能和电动车在低谷时段主动充电填谷，为系统消化了过剩电力，提供了正向价值，不仅不应分摊系统运行费，反而应当获得合理收益。

这正是挖掘需求侧潜力的制度路径。不可调负荷付费、可调负荷少付费，价差自然拉开，而且这个价差建立在归因基础上，不是靠人为拉大峰谷比来实现的。