储能市场-系统运行费暴涨?企业用电成本飙升?

近来，2026年4月全国各省的代理购电价格已全部公告，其中，系统运行费同比大幅攀升，电能量电价同比则明显下降。总体上来看，代购电价全面下降。

从全国的数据来看，除贵州外，各个省份的系统运行费均是上涨；超过半数的省份系统运行费涨幅翻倍，其中甘肃、宁夏、云南、山东、山西、浙江涨幅远超其他省份；

虽然系统运行费大幅上涨，但是从全国的数据来看，2026年4月各地区代理购电价格均呈现下降趋势，其中新能源装机大省（如甘肃、甘肃、山东、辽宁）降幅更加显著。

那么，系统运行费和电能量电费的一升一降背后代表着什么信号呢？

自2023年6月第三监管周期输配电价改革以来，工商业用户电价被拆解为五个部分：上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费、政府性基金及附加。

上网电价（也即是电能量电价），是电力价格体系中按实际用电量计费的组成部分，反映了发电企业提供每度电的成本。

传统的发电方式主要是燃煤发电，发电量与燃煤的消耗量成正比，边际发电成本较高；而风光水等清洁能源边际发电成本为零。

近几年，随着风光等新能源装机容量和发电量的快速上升，总体的发电成本大幅下降；很明显能看出，新能源装机大省的电能量电价均出现大幅的下降；

来到今天的主角——系统运行费，这个费用比较复杂，同时南方电网和国家电网对它的定义也不太一样，都是装着一箩筐的费用，但有几个共同的费用：

1、峰谷平衡损益

2、辅助服务费用折价

3、抽水蓄能容量电费折价

4、煤电气电容量电费折价

5、新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用折合度电水平

笔者仔细对比了系统运行费这一箩筐费用的变化情况，发现第4点和第5点就是此次系统运行费大幅上涨的“真凶”。

（1）煤电气电容量电费折价

截至2024年底，广东新能源装机已达5913万千瓦，占全省装机容量的26.6%，光伏装机增速更是高达70.5%。风电全天发电出力极其不稳定，光伏发电仅在白天发电，火电逐步退位为系统的调节性电源，平滑风光出力曲线，从原来的按发电量赚收益变成按系统备用容量赚收益。

简单来说，火电发电变成次要收益，主要的作用是在新能源不稳定或缺位时顶上，按官方的说法就是"平时为新能源让路，顶峰时保供发电"。

2025年7月，广东省发改委等三部门联合发布《关于调整我省煤电气电容量电价的通知》（粤发改价格函〔2025〕1254号），宣布煤电气的系统备用容量费用大幅上涨：

广东的调整也算是呼应了国家发改委的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（即114号文）政策：

2024-2025年，煤电固定成本回收比例为30%（约100元/千瓦·年）；2026年起，回收比例提升至不低于50%（165元/千瓦·年及以上）。

（2）新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用折合度电水平

这个费用则是136号文后新增的，是国家建立的新能源可持续发展价格结算机制：即设定新能源保底电价，当市场交易电价低于机制电价时，差价部分由全体工商业用户通过系统运行费分摊。

政策解读-136号文

以广东为例，136号文发布后，存量光伏项目上网电价为0.4530元/kWh，增量项目机制电价为0.3600元/kWh，2025年广东市场均价为0.3803元/kWh。

存量项目：

市场价  ＜ 上网电价，全体工商业用户要多承担这部分系统运行费；

增量项目：

市场价  ＞ 上网电价，全体工商业用户可以减免这部分系统运行费；

由于存量项目远多于增量项目，故机制价差结算费用是正数的。

简单总结就是，存量补差大于增量返还，系统运行费净增加。

综上所述，

1、未来的系统运行费还会上涨吗？答案是肯定的。但区域分化会加剧，新能源大省和调节性资源匮乏的省份，必然会大涨。

2、未来的代购电价还会下降空间吗？答案也是肯定的。当下光储系统的综合成本已经低于煤电综合成本，煤电的备用容量补偿费用增长远不及发电成本的下降速度。

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