涨价！系统运行费 3年增加了多少？

在AI的帮助下，我抓取了全国2023年6月到2026年10月，电网代理购电企业电费单上的系统运行费的数据，并进行了一些分析。

本报告底层数据采自全国30个省级电网企业（国网、南网及蒙西电网，不含西藏、云南）2023年6月至2026年10月连续41个月公开发布的《代理购电工商业用户电价表》及官方公告，其中系统运行费合计值有效样本为1,252个省·月；10kV一部制（单一制）工商业综合电度电价有效样本为1174个省·月。

一、全国月度均值走势

从全国月度均值来看，三年正好是三个价格台阶，分别是2023年、2024-2025、2026。

（1）2023年6—12月，系统运行费主要由抽蓄容量电费及损益构成，全国算术均值仅为0.0117元/千瓦时；

（2）2024年1月起煤电容量电价机制正式执行（按30%比例回收），推动2024年全国均值跃升至0.0289元/千瓦时，同比上涨147%；2025年全国均值温和抬升至0.0351元/千瓦时（同比+21%）；

（3）进入2026年，随着新能源可持续发展价格结算机制（136号文机制电价差价结算）全面落地，叠加煤电容量电价回收比例提至50%以上，2026年1—10月全国算术均值达到0.0694元/千瓦时，较2025年全年均值接近翻倍（+98%）

连续41个月的全国月度均值变化情况如下，最高的月度均值出现在2026年2月，达到0.0823元/千瓦时；此后3—10月始终在高位平台运行，最新2026年10月全国均值为0.0649元/千瓦时。

二、全国系统运行费相对占比分析

对用电企业来说，系统运行费对电费成本的影响，更为直观的反映在占比中。我们选择10kV一部制工商业用户，看下系统运行费单价占该企业全部电费单价（参考电网代理购电的电费单价格），从比例看变化情况。

从年度相对值变化看，全国样本省份系统运行费占比由2023年6—12月的1.7%，提升至2024年的4.2%和2025年的5.1%；

2026年1—10月，全国平均占比跃升至10.5%，较2025年提升了5.4个百分点（相对增幅达105%，高于绝对值98%的增幅）。

10.5%的系统运行费占比，直白的说就是用户用一度电，里面有十分之一的价格是运行费，这个占比已经不低了。

从月度相对值折线看，2026年2月达到11.9%的峰值，此后连续9个月维持在9.4%—11.8%的高位区间，2026年10月为9.8%。

由于2026年全国10kV一部制综合电价均值（0.6767元/千瓦时）较2023年下半年（0.6847元/千瓦时）略有回落，分母缩水与分子翻倍共同推动系统运行费占比突破10%关口。

三、系统运行费的区域分析

按2026年1—10月系统运行费算术均值由高到低排序，全国六大区域依次为：东北（0.1158元/千瓦时）、华东（0.0657元/千瓦时）、华中（0.0653元/千瓦时）、南方（0.0642元/千瓦时）、西北（0.0638元/千瓦时）、华北（0.0545元/千瓦时）。

呈现显著的“一超五强”格局：东北区域均值达到华东、华中、南方、西北四大区域的约1.8倍，是华北区域的2.1倍；

而在2026年10月当月，东北区域均值进一步升至0.1333元/千瓦时，华北区域则回落至0.0333元/千瓦时。

从2026年1—10月较2025年全年的绝对增长额看，六大区域全部呈正向增长，其中东北地区增长最大（+0.0663元/千瓦时，涨幅134%）。

四、系统运行费占比的区域分析

2026年1—10月六大区域系统运行费占10kV一部制综合电价比重由高到低依次为：东北（16.0%）、西北（11.7%）、华东（9.9%）、南方（9.7%）、华中（9.2%）、华北（8.3%）。

值得注意的是，西北区域虽然绝对值仅排全国第5位（0.0638元/千瓦时），但由于其10kV一部制综合电价全国最低（2026年1—10月均值仅0.5521元/千瓦时），导致其系统运行费相对占比高达11.7%，超越华东、华中和南方，高居全国第2位。

五、系统运行费分省分析

将视野下沉至省级电网，2026年1—10月全国31省系统运行费算术均值呈现出显著的梯队分化：

第一梯队（≥0.10元/千瓦时，共5省）：依次为黑龙江、辽宁、吉林、广西、安徽。东三省包揽全国前三，度电系统运行费均超过0.12元。

第二梯队（0.07—0.10元/千瓦时，共11省）：包括陕西、天津、湖南、河南、山西、海南、江苏、蒙东、湖北、新疆、甘肃。

第三梯队（0.04—0.07元/千瓦时，共8省）：包括广东、山东、浙江、四川、福建、重庆、河北、宁夏。

第四梯队（<0.04元/千瓦时，共7省）：包括蒙西、青海、上海、江西、贵州、云南、北京。其中北京因交叉补贴盈余返还较大，是2026年1—10月全国唯一均值为负的省级电网。

六、系统运行费占比分省分析

考察各省2026年1—10月系统运行费占10kV一部制综合电价的比重（相对值），全国30个有效样本省份中有6个省份占比突破15%，依次为：辽宁（19.0%）、黑龙江（17.8%）、新疆（16.9%）、安徽（15.8%）、吉林（15.7%）、山西（15.1%）；

另有陕西、广西、河南、天津、蒙东、江苏、湖南、甘肃、湖北、海南、浙江11个省份占比在10%—15%之间。

合计共有17个省份系统运行费占到户电价比重超过10%。

七、分析：东三省为什么这么高

个人认为核心原因就是要补的钱多，但能分摊的工商业电量少。

一方面，东北是风光新能源大基地，辽宁还有大体量核电，但这几年本地用电需求涨得慢、外送通道有限，2026年新能源入市后场内价格偏低；按照机制电价“多退少补”的规则，差价部分全得由工商业用户在系统运行费里掏钱补齐（光辽宁这一项每度电就要补9分到1毛1）。再加上东北冬天供暖期长达半年，还有一大批保供压力很大的供热机组，每度电还要再背上3分多钱的容量费。

另一方面，跟广东、江苏等动辄几千亿度工商业电量的用电大省不同，东北的工商业用电盘子小、居民和农业用电占比高，同样一笔庞大的系统账单，摊到东北不多的工商业电量头上，每度电的单价自然就被成倍放大了。

八、系统运行费的价格结构变化

在电网代理购电单上，有辽宁、山东、江苏、浙江、安徽、河南、湖北、湖南、四川、新疆等19个省份逐月披露系统运行费分项明细。

从价格结构看，系统运行费主要六项：包括新能源机制差价、煤电容量电费、抽蓄容量电费、气电容量电费、其他损益、交叉补贴损益。

2026年1—10月19省系统运行费合计均值为0.0685元/千瓦时，六大子科目算术均值由高到低依次为：

新能源/核电机制差价：0.0343元/千瓦时，占合计值的50.1%，已跃升为系统运行费的第一大构成科目；

煤电容量电费：0.0278元/千瓦时，占合计值的40.6%，是稳定收取的第二大刚性支柱；

上述两项的均值相加，占系统运行费已经超过90%，是主要来源。

2026年1月开始新增的新能源机制电价差价，则是2026年起系统运行费大幅上涨的关键。

九、小结

通过上述分析，个人认为有三点趋势非常清晰：

第一，系统运行费已经是“新型电力系统的显性兑付成本”。

2023—2026年全国均值从0.0117元/千瓦时跃升至0.0694元/千瓦时，占10kV一部制综合电价比重从1.7%升至10.5%，标志着新型电力系统的容量保障成本（煤电、抽蓄、气电容量电费）与绿色转型成本（新能源机制电价差价）已全面显性化。

第二，对工商业电量较小的省份，价格影响显著增加。

东北区域因高比例新能源差价结算与冬季供暖煤电容量分摊叠加，绝对值（0.1158元/千瓦时）与相对值（16.0%）双双领跑全国；而新疆、山西、陕西、甘肃等低电价省份，虽然系统运行费绝对值并非顶尖，但占到户电价比重高达11.4%—16.9%，企业面临的相对成本冲击同样剧烈。

第三，市场化电价之外的另一重涨价逻辑

系统运行费的单列，以及纳入新能源机制差价补贴，显著改变了工商业用能成本逻辑。

以10kV一部制工商业用电企业的电费单为例，在新能源机制电价差价（场外差价合约）作用下，在风光大发时段电能量市场的分时电价下跌，往往伴随系统运行费上涨，单纯依赖电量交易降价已难以降低终端总电费，甚至用电企业“体感涨幅更大”（系统运行费占比增加）。