电费单里的“系统运行费”，到底装了什么

进入2026年，多个省级电力市场的系统运行费呈现明显上涨趋势，引发各方关注。

电费单上的电量电费、基本电费和力调电费通常不难理解，唯独“系统运行费用”金额不小，解释却常常只有一句“市场运行产生的费用”。

它既不是突然增加的新收费，也不意味着所有调峰、调频、备用成本都由用户承担[1][2]；更准确地说，它是电力系统为保障容量充裕、灵活调节和机制平稳运行而形成的成本，如今被逐项写进账单。

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政策怎么变：从两类费用到多类成本

工商业到户电价由五部分组成：上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加[3]。其中，系统运行费用最初明确列出的科目主要是辅助服务费用和抽水蓄能容量电费[3]。这意味着系统运行费并非某地临时增设的一栏，而是国家层面明确的电价组成。

真正让系统运行费进入政策焦点的，是2023年以后陆续出台的容量与差价结算机制。煤电容量电价按照回收煤电机组固定成本的原则建立：机组固定成本全国统一按330元/千瓦·年计算，2024—2025年多数地区回收约30%，部分煤电功能转型较快地区约50%；自2026年起，云南、四川等煤电功能转型较快的地方通过容量电价回收煤电固定成本的比例原则上提升至不低于70%，其他地方提升至不低于50%（均对应固定成本330元/千瓦·年）[4]。这一机制背后是煤电功能的根本性转型：随着新能源大规模入市，煤电由主体发电电源向调节服务、容量保障电源转型，容量电价正是为这一功能转型付费。煤电容量电费纳入系统运行费用，每月由工商业用户按当月用电量比例分摊，由电网企业按月发布、滚动清算[4]。独立列示不等于过去没有这些成本，也不意味着系统运行费只会涨；它首先提高了成本透明度，判断负担变化不能只看这一行。

随着容量机制、新能源差价结算和现货市场陆续推进，系统运行费的变化可归纳为四条主线：辅助服务、电源容量电费、损益及差价费用、跨省跨区应急调度费用[1][5][6]。这一框架便于理解，但并非全国统一账单模板。

第一条是煤电容量电费。新能源大发时，煤电需让出发电空间，单靠卖电已难覆盖固定投入，容量电价相当于为机组“随时能顶上”付费[4]。2026年国家政策进一步要求完善煤电、天然气发电、抽水蓄能和新型储能容量电价机制；相关调节性电源的容量电费或可靠容量补偿费用，均纳入当地系统运行费用[7]。因此，煤电容量电费占比上升并非孤立现象，而是容量成本逐步显性化的一部分。

第二条是抽水蓄能和新型储能。抽水蓄能自2021年起实行两部制：容量电价补偿固定成本，电量电价回收抽发运行成本[8]。到2026年，633号文出台后开工的电站进一步纳入省级统一容量电价框架，并可参与市场；电站获得的市场收益按比例由电站分享，其余部分冲减系统运行费用[7]。新型储能方面，对服务于电力系统安全运行、未参与配储的电网侧独立新型储能，各地可给予容量电价，费用同样进入系统运行费[7]。

第三条是新能源差价结算。2025年136号文推动新能源上网电量原则上全部入市，并建立可持续发展价格结算机制[9]。对纳入机制的电量，市场交易均价与机制电价之间的差额由电网企业结算，费用纳入系统运行费用，由工商业用户分摊或分享[9]。山东存量项目机制电价为0.3949元/千瓦时[10]。由于实行“多退少补”，市场均价更高时会形成冲减，而不是单向增加用户负担[9][11]。

第四条是辅助服务及各类损益。调频、备用、爬坡等资源帮助系统维持平衡；调峰、顶峰、调峰容量等具有类似功能的市场，在现货连续运行地区原则上不再单独运行[12]。市场结算中的偏差、盈余和缺口，也可能形成分摊或返还[12][13]。因此，系统运行费会随月度清算波动，个别地区甚至出现负值[14]；这通常来自两类情况：一是辅助服务等科目月度滚动清算中的前期损益冲抵(如前期预分摊高于实际清算时形成冲减)，二是新能源差价结算机制下的"多退"(市场交易均价高于机制电价时的差额返还冲减) [9];负值会直接冲减用户当月电费总额，本质上是以电费抵扣的形式实现费用返还，是用户实际获得的减负收益；但这一返还并非现金到账，而是从当月或后续应缴电费中等额扣减,属于非现金形式的电费减免。

02

账单怎么看：全国统一与各省差异

看账单不能只盯金额，应先分清两类问题：哪些规则全国统一，哪些内容由各省确定。

全国统一的是分摊边界与结算节奏。

辅助服务包含调峰、调频、备用、爬坡等品种，并非全部由用户承担[12]。只有现货连续运行地区，符合规定的调频、备用等费用，才由用户用电量和未参与电能量市场交易的上网电量共同分担；未连续运行地区原则上不向用户侧疏导[12]。因此，“调峰、调频、备用都由用户承担”的说法过宽[1][2]。辅助服务补偿的是因提供调节而无法发电、且电能量市场无法补偿的机会损失，并不包括辅助服务过程中单独结算的电量费用。

系统运行费普遍采用月度滚动清算，单月升降不代表长期趋势；看到异常波动，应查阅所在省份最近三个月的分摊明细[4][9]。

各省差异主要体现在容量成本与分时机制。

江苏公开文件显示，天然气发电容量电费分摊标准为0.023元/千瓦时，执行至2026年12月31日；抽水蓄能抽发收益20%归电站、80%归全体工商业用户，用于冲减系统运行费[15]。安徽则按市场交易均价与机制电价差额结算新能源机制电量[11]。前者体现容量成本，后者体现差价结算，两类科目不会同时出现在所有省份。

山东2026年相关文件将低谷（含深谷）、高峰（含尖峰）时段上限由2190小时提高到2628小时，尖峰和深谷上限由1200小时提高到1500小时。若供需紧张或天气异常，尚未执行的峰谷时段可优化并提前15天公布[16]。所以看山东账单，应先确认当月实际执行的时段划分，再判断系统运行费变化是否来自时段重划。

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企业怎么做：读懂政策，管好负荷与合同

对企业而言，更有效的方式是先看清成本结构，再决定生产安排。按月记录电量电费、容（需）量电费、输配电费、系统运行费、线损及基金附加，并折算每千瓦时总成本，才能判断系统运行费上升是否被电能量价格下降对冲。

可转移负荷应优先匹配正式低谷、深谷时段，但高耗能工序还要评估良品率、库存和人工成本，不要依据网传时刻表锁死排产。对短时尖峰明显的企业，则应综合比较降需量、调整生产节拍、增容和储能的全生命周期成本，不能只算充放电价差。

若账单出现“调峰费用全部由用户承担”的表述，应要求售电方说明所在地是否现货连续运行、相关品种是否合规、费用是否履行审批程序[12][13]。系统运行费上涨本身不等于不合理，关键是每一笔都能说清政策来源、计算口径和分摊对象。