中能觀察 | 新能源入市下電價結(jié)構(gòu)變化與傳導(dǎo)路徑
來源：中國電力報 時間：2026-06-17 10:07
——從“負(fù)電價”與系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本顯性化談起
近日負(fù)電價現(xiàn)象受到廣泛關(guān)注，在電力現(xiàn)貨市場中某些時段出清價格出現(xiàn)零或零以下價格即負(fù)電價，發(fā)電企業(yè)“賣電還要倒貼錢”，但終端用戶并未感受到電費明顯下降。電能從發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)，通過電網(wǎng)輸配到用戶終端，在這一過程中涉及的費用不僅包括市場購電價格，還包括上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用折價、系統(tǒng)運行費用、輸配電價和政府性基金及附加。其中，上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損費用折價是依據(jù)核定的“上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損率”，將電網(wǎng)輸配電過程中的物理電量損耗，按當(dāng)月代理購電采購均價折算，并平攤至終端用戶單位電量中的損耗成本。輸配電價是電網(wǎng)企業(yè)提供電力輸送服務(wù)的“過路費”，在為期3年的監(jiān)管周期內(nèi)，輸配電價保持相對固定。政府性基金及附加是為支持特定公共事業(yè)發(fā)展而隨電費征收的法定基金，屬于預(yù)期明確的固定政策性支出。據(jù)觀察，當(dāng)前市場中上述3個構(gòu)成要素未發(fā)生較大變化，變動的主要是“市場購電價格”和“系統(tǒng)運行費”，“負(fù)電價”頻出意味著“市場購電價格”降低，但用戶電費并未明顯降低，說明“系統(tǒng)運行費”升高。
新能源入市、負(fù)電價與系統(tǒng)運行費的“共振鏈條”
近期，各省陸續(xù)發(fā)布《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（以下簡稱“136號文”）的承接文件，啟動實施新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制（以下簡稱“機制電價”）。據(jù)公開披露數(shù)據(jù)，全國工商業(yè)用戶電價的系統(tǒng)運行費用占比從8%升高至15%以上，部分地區(qū)突破40%，成為用電成本中不容忽視的要素。
負(fù)電價正是扮演了承接機制電價與系統(tǒng)運行費的角色。在執(zhí)行機制電價下，機制電量使新能源企業(yè)有了兜底保障，在新能源大發(fā)時段，發(fā)電主體具備發(fā)電能力即傾向于將電能并網(wǎng)上網(wǎng)；在差價合約結(jié)算機制下，即便現(xiàn)貨申報電價為負(fù)值，只要全周期綜合收益能夠?qū)崿F(xiàn)盈利，發(fā)電企業(yè)仍選擇申報負(fù)電價參與市場。從這個角度看，機制電價的實施促使負(fù)電價現(xiàn)象頻出。根據(jù)136號文中“市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費用”的規(guī)定，在機制電價確定的情況下，市場交易均價越低，納入系統(tǒng)運行費用的差額越大。
因此，新能源全面入市使得負(fù)電價頻出，負(fù)電價頻出拉低了市場交易均價，進(jìn)而增加納入系統(tǒng)運行費用的機制電價差額費用，導(dǎo)致系統(tǒng)運行費用升高，且系統(tǒng)運行費用的漲幅大于市場交易均價的降幅，最終導(dǎo)致市場出現(xiàn)負(fù)電價但終端用戶沒有感受到低電費的反直覺現(xiàn)象。
新能源全面入市對系統(tǒng)運行費的影響
系統(tǒng)運行費是為保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行而產(chǎn)生的調(diào)節(jié)性成本，由全體工商業(yè)用戶分?jǐn)偅前殡S新型電力系統(tǒng)建設(shè)動態(tài)調(diào)整的關(guān)鍵成本構(gòu)成，主要包括輔助服務(wù)費用、抽水蓄能容量電費、煤電氣電容量電費等調(diào)節(jié)性電源的固定成本補償以及市場運行偏差的清算資金。
從全國來看，2025年下半年起，部分省份系統(tǒng)運行費用普遍進(jìn)入上行通道。今年1月以來，系統(tǒng)運行費在工商業(yè)用戶用電成本中的絕對值和占比均顯著上升，全國一季度系統(tǒng)運行費平均值約為2025年同期的2倍，部分地區(qū)系統(tǒng)運行費環(huán)比增速超過130%。系統(tǒng)運行費用上漲是多重因素疊加驅(qū)動的。
一是新能源機制電價差價分?jǐn)偮涞亍?36號文要求建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費用。
二是煤電、氣電和儲能等容量電費增加。按照《關(guān)于完善發(fā)電側(cè)容量電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2026〕114號）要求，各省依據(jù)省內(nèi)能源結(jié)構(gòu)陸續(xù)新增了氣電容量電費、獨立儲能容量電費等分列項，煤電容量電費回收固定成本的比例自今年1月起提升至不低于50%。
三是新能源滲透率快速上升增加輔助服務(wù)費用。風(fēng)光等發(fā)電隨機性導(dǎo)致輔助服務(wù)需求及系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本增加，需要更多的調(diào)節(jié)機組為其提供調(diào)頻、備用等電力平衡支撐服務(wù)，使得輔助服務(wù)費用增加。
四是跨省跨區(qū)應(yīng)急調(diào)度結(jié)算費用增加。隨著省域內(nèi)新能源裝機和占比的提升，省內(nèi)電力電量平衡難度加大，亟須省間電力互濟和支援來保障省域內(nèi)電力電量平衡穩(wěn)定，導(dǎo)致跨省跨區(qū)應(yīng)急調(diào)度結(jié)算費用增加。
當(dāng)前體現(xiàn)系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本的輔助服務(wù)、容量等市場建設(shè)還在持續(xù)健全完善，系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本只能面向全體工商業(yè)用戶分?jǐn)?，市場化手段在調(diào)節(jié)資源優(yōu)化配置過程中未能充分發(fā)揮作用。市場化形成的購電價格下降，但市場外的系統(tǒng)運行費用上漲，市場化形成價格占終端用戶電價比例降低，這就導(dǎo)致市場在整個資源配置中的主導(dǎo)地位下降，電力系統(tǒng)經(jīng)濟運行離最優(yōu)解越來越遠(yuǎn)。
推動系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本顯性化與市場化同步
為提高電力系統(tǒng)經(jīng)濟運行效率，提高市場在資源配置中的主導(dǎo)地位，亟須構(gòu)建體現(xiàn)電力多元價值的全品種交易體系，發(fā)揮市場化手段對顯性系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本的疏導(dǎo)作用，加快完善跨區(qū)跨省與省內(nèi)交易銜接，優(yōu)化新能源機制電量與市場化交易的銜接方式。
一是加快構(gòu)建體現(xiàn)電力多元價值的全品種交易體系，讓調(diào)節(jié)資源“有市可價”。針對當(dāng)前系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本“只顯性化、無市場化”的困境，應(yīng)加快建立與電能量市場解耦又協(xié)同的多品種交易市場。細(xì)化調(diào)頻、備用、爬坡等輔助服務(wù)交易品種，根據(jù)新能源滲透率合理確定輔助服務(wù)需求，讓提供調(diào)節(jié)服務(wù)的煤電、儲能、需求響應(yīng)獲得與性能相匹配的市場化收益，減少對行政性容量電價的過度依賴。推動容量電價由“政府核定成本補償”向“市場化容量拍賣”過渡，通過競爭發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)真實所需的容量價值和備用成本，避免容量電費剛性上漲且缺乏彈性。
二是發(fā)揮市場化手段對顯性系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本的疏導(dǎo)作用，打破“全量按電量分?jǐn)偂钡拇址拍Ｊ健．?dāng)前，系統(tǒng)運行費按電量向所有工商業(yè)用戶統(tǒng)一分?jǐn)?，這種模式既有失公平，也缺乏價格信號引導(dǎo)。推動“按責(zé)分?jǐn)偂迸c“按需采購”，探索將輔助服務(wù)費用向引發(fā)調(diào)峰調(diào)頻需求的責(zé)任方（如新能源企業(yè)）合理分?jǐn)?，鼓勵工商業(yè)用戶通過參與需求響應(yīng)、虛擬電廠等方式“賺回”系統(tǒng)運行費，而非單向被動繳納。
三是完善跨區(qū)跨省與省內(nèi)交易銜接，化被動應(yīng)急調(diào)度為主動市場交易。跨省跨區(qū)應(yīng)急調(diào)度結(jié)算費用大增，本質(zhì)是省間壁壘導(dǎo)致調(diào)節(jié)資源無法在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置。加快推進(jìn)全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)，實現(xiàn)跨省跨區(qū)與省內(nèi)交易在時序、出清規(guī)則上的有序銜接，推動兩級市場從“各自報價、各自交易”逐步轉(zhuǎn)向“統(tǒng)一報價、聯(lián)合交易”，讓富余新能源和富余調(diào)節(jié)能力在省間自發(fā)交易，促進(jìn)電力資源在全國范圍大循環(huán)，而非等產(chǎn)生硬缺口后高價應(yīng)急調(diào)用。
四是優(yōu)化新能源機制電量與市場化交易的銜接方式，修正負(fù)電價背后的扭曲報價心理。負(fù)電價頻發(fā)的核心在于現(xiàn)行機制電價（差價合約）對新能源報價行為的扭曲，必須優(yōu)化機制設(shè)計，讓新能源真正面對市場真實價格信號。在深谷/負(fù)電價時段，機制電量比例和機制電價差價補償應(yīng)同步打折或設(shè)限，倒逼新能源主動調(diào)節(jié)出力或配置儲能，而非盲目報負(fù)價搶發(fā)電量。隨著新能源技術(shù)成本下降和市場成熟，機制電價應(yīng)設(shè)定明確的執(zhí)行期限和退坡斜率，逐步降低兜底保障比例，推動新增新能源項目從依賴差價合約平穩(wěn)過渡到完全參與市場競爭，從根源上遏制系統(tǒng)運行費用的無序擴張。（作者許小峰、劉敦楠單位為華北電力大學(xué)，徐爾豐單位為浙江浙能能源服務(wù)有限公司）
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