新能源入市下电价结构变化与传导路径

近日负电价现象受到广泛关注，在电力现货市场中某些时段出清价格出现零或零以下价格即负电价，发电企业“卖电还要倒贴钱”，但终端用户并未感受到电费明显下降。电能从发电企业生产，通过电网输配到用户终端，在这一过程中涉及的费用不仅包括市场购电价格，还包括上网环节线损费用折价、系统运行费用、输配电价和政府性基金及附加。其中，上网环节线损费用折价是依据核定的“上网环节线损率”，将电网输配电过程中的物理电量损耗，按当月代理购电采购均价折算，并平摊至终端用户单位电量中的损耗成本。输配电价是电网企业提供电力输送服务的“过路费”，在为期3年的监管周期内，输配电价保持相对固定。政府性基金及附加是为支持特定公共事业发展而随电费征收的法定基金，属于预期明确的固定政策性支出。据观察，当前市场中上述3个构成要素未发生较大变化，变动的主要是“市场购电价格”和“系统运行费”，“负电价”频出意味着“市场购电价格”降低，但用户电费并未明显降低，说明“系统运行费”升高。

新能源入市、负电价与系统运行费的“共振链条”

近期，各省陆续发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（以下简称“136号文”）的承接文件，启动实施新能源可持续发展价格结算机制（以下简称“机制电价”）。据公开披露数据，全国工商业用户电价的系统运行费用占比从8%升高至15%以上，部分地区突破40%，成为用电成本中不容忽视的要素。

负电价正是扮演了承接机制电价与系统运行费的角色。在执行机制电价下，机制电量使新能源企业有了兜底保障，在新能源大发时段，发电主体具备发电能力即倾向于将电能并网上网；在差价合约结算机制下，即便现货申报电价为负值，只要全周期综合收益能够实现盈利，发电企业仍选择申报负电价参与市场。从这个角度看，机制电价的实施促使负电价现象频出。根据136号文中“市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用”的规定，在机制电价确定的情况下，市场交易均价越低，纳入系统运行费用的差额越大。

因此，新能源全面入市使得负电价频出，负电价频出拉低了市场交易均价，进而增加纳入系统运行费用的机制电价差额费用，导致系统运行费用升高，且系统运行费用的涨幅大于市场交易均价的降幅，最终导致市场出现负电价但终端用户没有感受到低电费的反直觉现象。

新能源全面入市对系统运行费的影响

系统运行费是为保障电力系统安全稳定运行而产生的调节性成本，由全体工商业用户分摊，是伴随新型电力系统建设动态调整的关键成本构成，主要包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤电气电容量电费等调节性电源的固定成本补偿以及市场运行偏差的清算资金。

从全国来看，2025年下半年起，部分省份系统运行费用普遍进入上行通道。今年1月以来，系统运行费在工商业用户用电成本中的绝对值和占比均显著上升，全国一季度系统运行费平均值约为2025年同期的2倍，部分地区系统运行费环比增速超过130%。系统运行费用上涨是多重因素叠加驱动的。

一是新能源机制电价差价分摊落地。136号文要求建立新能源可持续发展价格结算机制，将市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费用。

二是煤电、气电和储能等容量电费增加。按照《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）要求，各省依据省内能源结构陆续新增了气电容量电费、独立储能容量电费等分列项，煤电容量电费回收固定成本的比例自今年1月起提升至不低于50%。

三是新能源渗透率快速上升增加辅助服务费用。风光等发电随机性导致辅助服务需求及系统调节成本增加，需要更多的调节机组为其提供调频、备用等电力平衡支撑服务，使得辅助服务费用增加。

四是跨省跨区应急调度结算费用增加。随着省域内新能源装机和占比的提升，省内电力电量平衡难度加大，亟须省间电力互济和支援来保障省域内电力电量平衡稳定，导致跨省跨区应急调度结算费用增加。

当前体现系统调节成本的辅助服务、容量等市场建设还在持续健全完善，系统调节成本只能面向全体工商业用户分摊，市场化手段在调节资源优化配置过程中未能充分发挥作用。市场化形成的购电价格下降，但市场外的系统运行费用上涨，市场化形成价格占终端用户电价比例降低，这就导致市场在整个资源配置中的主导地位下降，电力系统经济运行离最优解越来越远。

推动系统调节成本显性化与市场化同步

为提高电力系统经济运行效率，提高市场在资源配置中的主导地位，亟须构建体现电力多元价值的全品种交易体系，发挥市场化手段对显性系统调节成本的疏导作用，加快完善跨区跨省与省内交易衔接，优化新能源机制电量与市场化交易的衔接方式。

一是加快构建体现电力多元价值的全品种交易体系，让调节资源“有市可价”。针对当前系统调节成本“只显性化、无市场化”的困境，应加快建立与电能量市场解耦又协同的多品种交易市场。细化调频、备用、爬坡等辅助服务交易品种，根据新能源渗透率合理确定辅助服务需求，让提供调节服务的煤电、储能、需求响应获得与性能相匹配的市场化收益，减少对行政性容量电价的过度依赖。推动容量电价由“政府核定成本补偿”向“市场化容量拍卖”过渡，通过竞争发现系统真实所需的容量价值和备用成本，避免容量电费刚性上涨且缺乏弹性。

二是发挥市场化手段对显性系统调节成本的疏导作用，打破“全量按电量分摊”的粗放模式。当前，系统运行费按电量向所有工商业用户统一分摊，这种模式既有失公平，也缺乏价格信号引导。推动“按责分摊”与“按需采购”，探索将辅助服务费用向引发调峰调频需求的责任方（如新能源企业）合理分摊，鼓励工商业用户通过参与需求响应、虚拟电厂等方式“赚回”系统运行费，而非单向被动缴纳。

三是完善跨区跨省与省内交易衔接，化被动应急调度为主动市场交易。跨省跨区应急调度结算费用大增，本质是省间壁垒导致调节资源无法在更大范围内优化配置。加快推进全国统一电力市场建设，实现跨省跨区与省内交易在时序、出清规则上的有序衔接，推动两级市场从“各自报价、各自交易”逐步转向“统一报价、联合交易”，让富余新能源和富余调节能力在省间自发交易，促进电力资源在全国范围大循环，而非等产生硬缺口后高价应急调用。

四是优化新能源机制电量与市场化交易的衔接方式，修正负电价背后的扭曲报价心理。负电价频发的核心在于现行机制电价（差价合约）对新能源报价行为的扭曲，必须优化机制设计，让新能源真正面对市场真实价格信号。在深谷/负电价时段，机制电量比例和机制电价差价补偿应同步打折或设限，倒逼新能源主动调节出力或配置储能，而非盲目报负价抢发电量。随着新能源技术成本下降和市场成熟，机制电价应设定明确的执行期限和退坡斜率，逐步降低兜底保障比例，推动新增新能源项目从依赖差价合约平稳过渡到完全参与市场竞争，从根源上遏制系统运行费用的无序扩张。