2026年开年以来，全国企业普遍遭遇电费“明降暗涨”——电能量单价下降，但总电费却逆势攀升。拆解账单可见，“系统运行费”这一隐性科目大幅上涨，部分地区涨幅翻倍，成为推高企业用电成本的核心推手。

江苏省最为典型：2026年1月系统运行费单价从2025年12月的0.0433元/千瓦时飙升至0.0814元/千瓦时，涨幅近90%。这意味着月用电量100万度的企业，每月仅此项就多支出3.81万元，全年额外成本近46万元。这并非个例，2026年1月全国系统运行费平均单价达0.0596元/千瓦时，较2025年全年显著增长；天津、黑龙江、海南等地单价远超全国平均，部分省份3月更是突破高位，企业对这一费用的疑问也随之而来。

一、系统运行费：电力保障的“基础开销”，非购电成本

系统运行费与电能量价款完全不同：前者是保障电能传输、电网稳定运转的保障性成本，由所有电力市场主体共同分摊，类似城市供水系统中维护水管、水泵的费用——虽不直接提供电能，却是稳定供电的前提；后者是支付给发电企业的“购电货款”，对应电能本身。

根据国家发改委界定，系统运行费是保障电力系统安全稳定运行的“费用集合池”，涵盖发电、输电、调度全链条运维开支，是电力系统的“隐形运维成本”，直接关系到市场主体收益、用户成本及市场机制效率。

二、系统运行费核心构成：四大类费用撑起保障体系

各省系统运行费构成略有差异，但核心包含四大类，其中容量电费和新能源差价结算费用是2026年上涨主力：

1. 容量电费：电力可靠性的“压舱石”

作为体量最大、增长最明确的部分，容量电费用于支付提供可靠容量和备用能力的发电资源，包括三部分：一是煤电容量电费，因煤电机组转型为调节性电源，固定成本难以覆盖，2026年全国煤电容量电价回收比例提升至不低于50%，直接推高成本；二是抽水蓄能容量电费，用于回收电站建设投资；三是新型储能容量电费，2026年国家层面首次建立电网侧独立新型储能容量电价机制，成为新增核心构成。

2. 辅助服务费用：电力系统的“实时调节器”

随着新能源占比提升，电网平衡压力加大，辅助服务费用用于支付调频、备用、调压、黑启动等调节服务，保障电网频率、电压稳定，避免供电中断。

3. 新能源机制电价差价结算费用：新能源入市的“过渡成本”

为推动新能源从固定电价向市场竞争过渡，新能源项目“机制电价”与市场交易均价的差额，由电网统一结算。2026年各地全面落地该机制，若市场价低于机制价，产生的“正差价”纳入系统运行费，由用户分摊，成为费用上涨主力之一。

4. 其他分摊与损益费用

包括保障居民、农业用电的电价交叉补贴新增损益、系统不平衡资金及政策性补偿等，其中交叉补贴损益2026年涨幅显著。

三、2026年系统运行费大幅上涨：两大政策+一项成本驱动

系统运行费全国性大幅上调，核心源于两项政策集中实施和一项成本激增：

1. 煤电容量电价标准上调

2026年1月，国家明确煤电容量电价回收比例不低于50%，对应标准每年每千瓦165元。以江苏为例，煤电容量电费涨幅达97%，直接推高系统运行费。

2. 新能源差价结算全面落地

2026年起，风电、光伏项目全面入市，电价波动剧烈，新能源电价差分摊机制进入实操阶段，新增的差价成本通过系统运行费传导至用户侧。

3. 电价交叉补贴新增损益激增

该项费用单价涨幅达529%，本质是工商业用户分摊居民、农业用电的成本差额，保障民生用电价格稳定。

四、深层逻辑：电力系统转型的必然代价

系统运行费上涨并非偶然，而是我国电力系统向市场化、高比例可再生能源转型的必然结果：

一方面，高比例新能源带来“平衡成本”激增。“双碳”目标下，新能源的间歇性、波动性增加了电网平衡难度，需煤电、储能等调节资源补位，其投资和运维成本需通过系统运行费回收，新能源发展越快，调节成本越高。

另一方面，电力市场化改革推动成本分摊“透明化”。新能源全面入市后，相关平衡成本、机制成本需清晰分摊，系统运行费的显性化的是避免市场扭曲、推动改革深入的基础，虽短期推高成本，长期利于行业健康发展。

五、对电力交易的影响：电费结构根本性重塑

1. 综合电价呈现分化

单独看代理购电价格，2026年1月全国多数地区下降，但叠加系统运行费后的“综合电价”，仅18个地区环比下降，14个地区上涨，这正是企业总电费上升的核心原因。

2. 区域差异与能源结构深度绑定

东北因煤电容量电费和交叉补贴高，系统运行费占比居首；西南水电占比高，费用占比**；华东、华北等负荷中心及华中、西北新能源快速发展区域，费用占比持续攀升。

3. 给售电公司带来挑战

系统运行费波动直接影响交易收益核算，易引发用户异议，售电公司需密切关注波动，做好风险管控。

六、未来趋势：分摊机制向精细化转型

当前系统运行费按用电量粗放分摊，未来将转向“按责任分摊”：负荷平稳、可参与调峰的用户，分摊费用将降低；负荷波动剧烈、与新能源出力脱节的用户，需承担更高成本，体现“谁受益、谁承担”原则。

预计到2030年，系统运行费总额将较2025年增长2至3倍，占终端电价比重提升至15%-20%；用户侧分摊比例将从当前2.8%提升至50%以上，带动新型储能投资，推动电力系统转型。

七、电力交易从业者应对建议

面对系统运行费上涨趋势，从业者需主动应对，降低综合用电成本：

1. 拆解费用构成，摸清成本来源，重点关注容量电费、新能源差价等核心项目；

2. 优化交易策略，通过中长期交易锁定电价，明确费用分摊方式，规避风险；

3. 紧盯政策动向，预判容量电价、新能源差价结算等政策调整的影响；

4. 引导用户优化用电行为，错峰用电、平抑负荷曲线，降低成本；

5. 参与需求响应，在电力紧张时主动减负荷，获取补偿，实现“降本+增收”。

结语：正视转型成本，共促市场共赢

系统运行费是电力系统转型的必然成本，并非“乱收费”，其透明化、市场化是电力改革的趋势。对于企业而言，主动适应规则、优化策略，就能在改革中找到降本路径；对于整个行业而言，发用双侧共同承担成本，才能实现清洁电力与稳定供应的双赢，推动电力市场持续健康发展。