一、核心问题：系统运行费成为转型成本的关键

• 背景：新能源（风电、光伏）装机量和发电量快速增长，已成为“电量增量主体”。但其间歇性和波动性特性，导致电力系统对调节资源（如煤电灵活性改造、抽水蓄能、新型储能）的需求激增。
• 系统运行费：2023年我国首次明确这一概念，用于核算抽水蓄能容量费、煤电容量电费、辅助服务费等调节成本。它是衡量转型成本的核心指标，直接影响终端用电价格。

二、成本趋势预测：系统运行费将驱动终端电价上涨

• 快速增长：预计到2030年，系统运行费规模将较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。
• 原因：煤电容量费、抽水蓄能容量费、辅助服务费、新能源差价合约费用等多项成本持续扩张。
• 区域差异：不同地区系统运行费占比差异显著（如东北最高、西南最低），且受季节性和新能源渗透率影响。

三、国际经验对比：成本疏导机制各有特点

• 国际主流模式包括市场化分摊（如美国）、输配电价摊销（如英国）、财政补贴缓冲（如欧盟）。
• 我国采取“系统运行费”独立核算机制，遵循“谁受益、谁分摊”原则，但目前各地费用构成不统一，需进一步规范。

四、优化建议：多措并举平衡成本与安全

1. 强化电网基建与智能化：优先部署长时储能、煤电灵活性改造，提升电网调节能力。
2. 区域差异化配置资源：根据各地能源禀赋（如南方“水风光储”联合调度、东北“新能源+储热”），制定针对性策略。
3. 深化电力市场改革：完善辅助服务市场、健全灵活性资源定价机制，推动用户侧参与成本分摊。
4. 推动新技术规模化应用：突破长时储能、数字孪生等技术，降低单位成本。

五、结论

• 电力系统转型将经历“成本上升期”，但通过政策干预、技术升级和市场机制完善，未来有望进入“低成本转型期”，支撑“双碳”目标实现。