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新能源的高比例接入显著增加了系统调节需求，推动煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能等调节资源投资快速扩张，导致系统运行费规模持续上升。

研究表明，2030年我国系统运行费规模预计较2025年增长2~3倍，到2040年终端用电成本上升的约90%将由系统运行费驱动。当前我国处于新能源从中等渗透向高渗透过渡的关键阶段，需通过强化电网智能化、实施区域差异化资源配置、深化电力市场改革以及推动新技术规模化应用等措施，有效平衡转型成本与系统安全，促进电力系统可持续转型。

（来源：电联新媒  作者：任畅翔 等）

在“双碳”目标驱动下，我国电力系统正经历从传统化石能源主导向新能源为主体的深刻转型，系统运行费作为衡量转型成本的核心指标，其规模与结构变化直接影响终端用电成本与转型进程。本文基于系统运行费视角，结合国内外电力系统调节资源成本疏导经验，分析我国新能源发展对系统调节需求的影响、系统运行费的发展趋势，并预测未来终端用电成本趋势，提出优化成本管控的策略建议。研究表明，2030年我国系统运行费规模将较2025年增长2~3倍，2040年终端用电成本上升的约90%由系统运行费驱动；当前我国处于新能源由中等渗透向高渗透过渡阶段，需通过强化电网智能化、差异化配置调节资源、深化市场改革与技术规模化应用，平衡转型成本与系统安全。

能源转型与成本探析

能源结构转型是实现碳达峰碳中和目标的核心路径，而电力系统作为能源消费与转换的核心载体，其转型进程直接决定我国能源革命的成效。近年来，我国新能源装机容量及发电量呈快速增长趋势。截至2025年6月底，全国风电装机容量达5.73亿千瓦（同比增长22.7%），光伏装机容量达11亿千瓦（同比增长54.1%），两者合计装机16.73亿千瓦，占全国总发电装机容量（36.5亿千瓦）的45.8%，较2024年底的42.03%提升3.77个百分点。同期，新能源发电量达1.15万亿千瓦时（光伏5591亿千瓦时、风电5880亿千瓦时），同比增长27.4%，占全社会用电量23.7%，较2024年全年占比提升5.7个百分点，新能源已从“补充电源”跃升为“电量增量主体”，具体见表1。根据规划，2030年新能源装机规模将突破30亿千瓦，2060年非化石能源消费比重需达到80%以上，未来电力系统将面临新能源高比例渗透、电力电子化程度提升、负荷特性复杂化等多重挑战。

由于新能源的间歇性、波动性与随机性，需配套煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能等调节资源来保障系统安全稳定运行，此类资源的投资与运维成本需通过合理机制疏导至终端用户。2023年，我国在第三监管周期输配电价核定中首次提出“系统运行费”概念，将抽水蓄能容量费、煤电容量费、辅助服务费等纳入独立核算，标志着我国电力系统成本疏导机制进入精细化阶段。当前，学界对电力系统转型成本的研究多聚焦于新能源度电成本或单一调节资源投资，缺乏从“系统运行费”全局视角的整合分析。本文结合国内外实践，系统梳理我国电力系统转型的成本构成与未来趋势，旨在为优化成本疏导机制、推动转型可持续发展提供参考。

新能源发展对电力系统

调节资源的需求

新能源高比例接入打破了传统电力系统“源随荷动”的平衡模式，对系统调节能力提出更高要求，具体体现在调节资源需求激增与投资规模扩大两方面。

新能源渗透引发的系统核心挑战

新能源的间歇性与电力电子化特性，给电力系统带来三大核心挑战：一是功率波动加剧供需失衡。风电、光伏出力受自然条件影响显著，日内出力波动幅度可达额定容量的50%以上，需调节资源实时平抑波动，避免弃风弃光或出现供电缺口；二是系统稳定支撑能力削弱。新能源发电设备缺乏同步机的旋转惯量，电力电子化设备占比提升导致系统惯量下降，频率、电压调节难度加大；三是负荷特性复杂化。电气化（如电动汽车、电采暖）与分布式能源发展，使负荷呈现“高弹性、高波动、高冲击”特征，进一步增加系统平衡压力。

我国明确构建以“煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能、调峰气电、需求响应”为核心的调节资源体系。根据国家能源局规划，2030年全国煤电灵活性改造规模将达3.5～4亿千瓦，新增调峰能力5000～7000万千瓦；抽水蓄能装机1.2亿千瓦，新型储能超1亿千瓦，调节资源投资将成为电力系统转型的主要成本来源，具体如表2所示。

源网荷储全链条投资增长

新能源发展不仅推动调节资源投资，更带动电源、电网、负荷、储能（源网荷储）全链条投资扩张。2024年，我国电源侧投资达11687亿元，同比增长13.9%，主要投向风光可再生能源与传统能源升级；电网侧投资7813亿元，增速15.3%，首次超过电源投资，重点布局特高压输电、配电网升级与数字化转型；负荷侧投资超2000亿元，其中充换电基础设施投资超500亿元，同比增长70%；储能侧投资超1700亿元，同比增长30%，新型储能与抽水蓄能成为投资热点。

全链条投资的快速增长，一方面反映电力系统转型的紧迫性，另一方面也意味着成本疏导压力持续加大。若缺乏合理的成本回收机制，调节资源投资将难以持续，进而制约新能源消纳与系统安全。

国内外电力系统调节资源

成本疏导机制对比

调节资源成本的合理疏导是保障电力系统转型的关键，国际上已形成成熟的市场化分摊、输配电价摊销与财政补贴模式，我国则基于自身市场进程构建了以系统运行费为核心的疏导机制，两者既有共性，也存在显著差异。

国际成本疏导机制与特点

全球电力系统成本呈现“新能源发电成本下降、系统运行成本上升”的特征。2018~2023年，全球光伏发电成本下降67%至0.04美元/千瓦时，陆上风电成本下降50%至0.05美元/千瓦时，而化石燃料发电成本上升12%至0.09美元/千瓦时。尽管新能源发电成本具备优势，但系统调节成本占比显著高于我国，欧洲、美国、澳大利亚系统调节成本占用户侧电价比分别达25%、22%、17%，远高于我国当前5%的水平。为应对系统运行成本上升压力，国际上形成了三类具有代表性的成本疏导机制：一是市场化分摊模式，即通过现货市场、辅助服务市场和容量市场将调节成本嵌入交易价格，例如美国储能调频服务通过市场竞争获取收益，用户按实际用电需求承担相应成本；二是输配电价摊销模式，以英国为代表，由电网企业统一采购辅助服务，将相关成本纳入输配电价核算，使用户通过年度账单清晰了解调节成本构成；三是财政补贴缓冲模式，欧盟通过税收减免、投资抵扣等方式降低新能源与储能前期投入，避免终端电价短期内大幅波动。

在具体资源成本疏导方面，国际实践呈现出差异化设计特征。抽水蓄能领域，美国和日本将其视为“输配电资产”，成本全额纳入输配电价回收；而英国和欧盟则推动其参与电能量与辅助服务市场，通过“市场收入+电网补偿”双轨制实现成本疏导。新型储能方面，多数国家实行市场化竞争机制，禁止电网企业直接投资建设，通过市场竞争使储能获取收益，相关成本由市场化用户承担。这些差异化安排既体现了各国电力市场发展阶段的特征，也反映了其在能源转型过程中平衡效率与公平的制度考量，为构建适应高比例新能源接入条件下的成本疏导体系提供了重要参考。

我国系统运行费的构成与疏导原则

2023年，我国首次在电力市场化机制中正式提出“系统运行费”概念，并与输配电价形成明确区分。输配电价对应“电的位移”，体现为电网企业的“过网费”；系统运行费则对应“电的平衡”，旨在解决频率稳定、电压控制等系统层面的运行问题。这一制度设计实现了“输电的钱归输电，调节的钱归调节”，有效避免交叉补贴掩盖真实成本，为灵活性资源提供了清晰的经济激励与收益渠道。根据国家政策，我国系统运行费主要包括三类：一是抽水蓄能容量费，按“一厂一价”方式核定，其全部固定成本由工商业用户分摊，自2023年6月起执行；二是煤电容量电费，按省区设定容量电价，30%至50%的固定成本由工商业用户分摊，其余部分通过电能量市场回收，于2024年1月实施；三是辅助服务费用，在现货市场连续运行地区由发电侧和用户侧共同承担，未连续运行地区则暂由发电侧单独承担，自2024年3月起执行。

与国际经验相比，我国系统运行费的疏导机制更契合当前电力市场发展阶段。在容量市场尚未完全建立、现货市场处于“试点转正式”过渡期的背景下，我国采用“谁受益、谁分摊”原则，有效防范因市场化程度不足导致的成本转嫁。其中，抽水蓄能提供的系统调节服务惠及全体用户，因此其成本由用户全额分摊；煤电兼具基荷供电与调节功能，故采取“容量+电量”双轨制成本回收方式，兼顾固定成本补偿与市场化激励。需要指出的是，当前在地方层面存在系统运行费构成差异，如江苏省将上网环节线损代理采购损益、电价交叉补贴新增损益等十项费用纳入系统运行费，而广东省仅保留国家规定的三类费用。系统运行费构成可能引发区域间成本分摊不公，未来需从国家层面进一步统一规范费用构成与分摊原则。

我国系统运行费发展趋势

与终端用电成本预测

系统运行费的规模扩张与结构变化，是判断电力系统转型成本趋势的核心依据。当前我国系统运行费呈现“波动上升、区域分化”特征，未来将成为终端用电成本上升的主导因素。

当前系统运行费结构特征

一是占比波动上升。2023年6月，全国系统运行费为9厘/千瓦时，2025年3月，升至4分/千瓦时，一年半内占比提升8.3个百分点。季节性波动显著，冬季枯水期居民农业购电价提高，叠加煤电容量电价执行，系统运行费快速上升；春秋季风光出力高峰时，峰谷电价损益增加，进一步推高费用。

二是“购电成本+系统运行费”整体平稳。尽管系统运行费上升，但购电成本同步下降（煤电交易价格走低与新能源全面市场化），两者形成平衡。2023年下半年以来，全国平均“购电电价+系统运行费”稳定在0.45元/千瓦时以下，既保障调节成本回收，又避免工商业用户电价上涨，政策时机选择恰当。

三是区域差异显著。东北系统运行费占比最高，因供热期煤电容量电费高、居民和农业交叉补贴多；西南占比最低，丰水期水电出力充足，调节需求低；华东、华北等负荷中心增速最快，受高电力需求与新能源接入成本压力影响；华中、西北2024年后占比超8%，主要因新能源消纳推动调节成本上升；南方区域整体平稳，峰谷损益平滑措施缓解季节波动。

系统运行费未来增长驱动因素

2030年，我国系统运行费规模将较2025年增长2~3倍，主要源于四类费用扩张：一是煤电容量费。在电力市场环境下，单纯依靠能量价格难以保障发电固定投资回收，尤其对于利用小时数逐渐下降的煤电机组。当前煤电容量电价仅核定约30%固定成本回收比例，若未来向全额成本回收过渡，年容量费用规模将显著超过3000亿元；二是抽水蓄能容量费。随着2024年底全国约2亿千瓦核准在建抽蓄机组陆续投产，其“一厂一价”核定的容量费用预计每年超800亿元，体现了抽水蓄能作为系统重要灵活性资源在保障电网平衡中的基础作用；三是辅助服务费。随着高比例新能源接入电力系统，频率稳定、电压控制等辅助服务需求激增。辅助服务市场的健全完善将使原来隐含的成本显性化，未来向用户侧疏导的年费用规模预计突破1000亿元，这部分增长直接反映了新能源大规模接入带来的系统平衡成本上升；四是新能源差价合约费用。根据《关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》要求，新能源机制电价的差价结算费用正式纳入系统运行费。这种差价合约机制虽在过渡期保障了新能源收益稳定性，但其产生的结算差额将通过系统运行费向用户分摊，从而形成一项持续增长的系统运行费构成部分。

终端用电成本预测

终端用电成本由“发电侧上网电价、输配电价、系统运行费、线损费用、政府性基金及附加”五部分构成。基于当前趋势预测，2040年终端用电成本较之2025年将上升0.17元/千瓦时，其中系统运行费上升0.15元/千瓦时，占上升总额的88%，是成本上升的主导因素。

分模块来看，发电侧上网电价短期受新能源成本下降与常规能源成本上升抵消，中长期（2040年前）呈温和上升趋势；输配电价基本稳定，电网投资年均增速8%~10%，但用电量每年新增5000亿千瓦时，增长可抵消投资成本增幅；线损费用与政府性基金及附加变化微小，对总成本影响可忽略。

从新能源渗透阶段看，我国当前处于中等渗透（15%~50%）向高渗透（50%~80%）过渡阶段：中等渗透阶段新能源成本下降，但系统调节成本增速更快，总成本快速上升；高渗透阶段新能源成为主体电源，电网投资进入高峰期，总成本仍上升但增速放缓；极高渗透阶段（>80%）电网智能化与灵活性资源成本下降，总成本趋稳或回落。总体来看，未来10~15年，我国电力系统转型将处于“成本上升期”，需通过政策干预缓解终端用户压力。

优化电力系统转型

成本管控的建议

为平衡系统安全与成本控制，需从调节能力提升、资源配置、市场改革与技术应用四方面发力，构建“低成本、高效率、可持续”的转型路径。

强化电网基建与智能化建设

针对新能源富集区，优先布局长时储能项目，同步推进煤电灵活性改造，将调峰深度提升至50%以上，降低备用容量需求。在负荷中心加快智能电网升级，部署分布式储能与虚拟电厂，通过“源荷互动”减少对传统调节资源的依赖。例如，南方区域可依托“西电东送”通道，构建跨区域储能调度平台，提升调节资源利用效率。

实施区域差异化资源配置策略

依据能源禀赋分类施策，南方地区依托水电优势，构建“水风光储”联合调度机制，利用水电调峰能力消纳风光出力；东北地区推广“新能源+储热”技术，替代煤电供热，降低冬季调节成本；广东、广西等海上风电集中区，配套建设海上储能平台与智能并网装置，平抑风电波动；华东、华北负荷中心，重点发展需求响应，通过峰谷电价引导用户错峰用电。

深化电力市场机制改革

完善辅助服务市场，将新型储能、虚拟电厂、可调节负荷纳入交易主体，扩大调频、备用等服务品种；健全灵活性资源定价机制，通过“成本加成+市场竞价”结合的方式，确保调节资源合理收益；加快现货市场“试点转正式”，推动用户侧全面参与市场，形成“谁造成波动、谁承担成本”的分摊机制，避免成本过度向发电侧转嫁。

推动新技术规模化应用

借鉴光伏、电动汽车的成本下降经验，加大新型电力技术规模化推广力度：在储能领域，重点突破长时储能（如液流电池、压缩空气储能）技术，降低单位成本；在电网领域，推广数字孪生、自愈控制技术，提升系统运行效率；在需求侧，普及智能电表与负荷管理系统，提高需求响应参与度。通过技术规模化，将转型成本控制在合理范围。

结 论

我国电力系统转型正处于关键阶段，新能源高比例渗透推动调节资源投资扩张，系统运行费成为衡量转型成本的核心指标。当前，我国系统运行费呈现“波动上升、区域分化”特征，2030年规模将较2025年增长2~3倍，2040年终端用电成本上升的88%由系统运行费驱动。国际经验表明，市场化分摊、输配电价摊销与财政补贴是成本疏导的有效路径，我国需结合自身市场进程，进一步规范系统运行费构成，优化分摊原则。

未来，需通过强化电网智能化、差异化资源配置、深化市场改革与技术规模化应用等措施，平衡系统安全与成本控制。尽管转型过程中面临成本上升压力，但随着新能源技术成熟、调节资源效率提升与市场机制完善，我国电力系统将逐步进入“低成本转型期”，为“双碳”目标实现提供支撑。

本文刊载于《中国电力企业管理》（上旬）2025年12期，文章原标题为《我国电力系统转型成本趋势研究》，作者任畅翔、信超辉供职于南方电网能源发展研究院；黄磊、吴科成供职于中国南方电网有限责任公司。