我國(guó)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型成本預(yù)測(cè)與優(yōu)化建議
來源： 時(shí)間：2026-01-22 14:46
能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型是實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的核心路徑，而電力系統(tǒng)作為能源消費(fèi)與轉(zhuǎn)換的核心載體，其轉(zhuǎn)型進(jìn)程直接決定我國(guó)能源革命的成效。近年來，我國(guó)新能源裝機(jī)容量及發(fā)電量呈快速增長(zhǎng)趨勢(shì)。截至2025年6月底，全國(guó)風(fēng)電裝機(jī)容量達(dá)5.73億千瓦（同比增長(zhǎng)22.7%），光伏裝機(jī)容量達(dá)11億千瓦（同比增長(zhǎng)54.1%），兩者合計(jì)裝機(jī)16.73億千瓦，占全國(guó)總發(fā)電裝機(jī)容量（36.5億千瓦）的45.8%，較2024年底的42.03%提升3.77個(gè)百分點(diǎn)。同期，新能源發(fā)電量達(dá)1.15萬(wàn)億千瓦時(shí)（光伏5591億千瓦時(shí)、風(fēng)電5880億千瓦時(shí)），同比增長(zhǎng)27.4%，占全社會(huì)用電量23.7%，較2024年全年占比提升5.7個(gè)百分點(diǎn)，新能源已從“補(bǔ)充電源”躍升為“電量增量主體”，具體見表1。根據(jù)規(guī)劃，2030年新能源裝機(jī)規(guī)模將突破30億千瓦，2060年非化石能源消費(fèi)比重需達(dá)到80%以上，未來電力系統(tǒng)將面臨新能源高比例滲透、電力電子化程度提升、負(fù)荷特性復(fù)雜化等多重挑戰(zhàn)。
由于新能源的間歇性、波動(dòng)性與隨機(jī)性，需配套煤電靈活性改造、抽水蓄能、新型儲(chǔ)能等調(diào)節(jié)資源來保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，此類資源的投資與運(yùn)維成本需通過合理機(jī)制疏導(dǎo)至終端用戶。2023年，我國(guó)在第三監(jiān)管周期輸配電價(jià)核定中首次提出“系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”概念，將抽水蓄能容量費(fèi)、煤電容量費(fèi)、輔助服務(wù)費(fèi)等納入獨(dú)立核算，標(biāo)志著我國(guó)電力系統(tǒng)成本疏導(dǎo)機(jī)制進(jìn)入精細(xì)化階段。當(dāng)前，學(xué)界對(duì)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型成本的研究多聚焦于新能源度電成本或單一調(diào)節(jié)資源投資，缺乏從“系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”全局視角的整合分析。本文結(jié)合國(guó)內(nèi)外實(shí)踐，系統(tǒng)梳理我國(guó)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的成本構(gòu)成與未來趨勢(shì)，旨在為優(yōu)化成本疏導(dǎo)機(jī)制、推動(dòng)轉(zhuǎn)型可持續(xù)發(fā)展提供參考。
新能源發(fā)展對(duì)電力系統(tǒng)
調(diào)節(jié)資源的需求
新能源高比例接入打破了傳統(tǒng)電力系統(tǒng)“源隨荷動(dòng)”的平衡模式，對(duì)系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力提出更高要求，具體體現(xiàn)在調(diào)節(jié)資源需求激增與投資規(guī)模擴(kuò)大兩方面。
新能源滲透引發(fā)的系統(tǒng)核心挑戰(zhàn)
新能源的間歇性與電力電子化特性，給電力系統(tǒng)帶來三大核心挑戰(zhàn)：一是功率波動(dòng)加劇供需失衡。風(fēng)電、光伏出力受自然條件影響顯著，日內(nèi)出力波動(dòng)幅度可達(dá)額定容量的50%以上，需調(diào)節(jié)資源實(shí)時(shí)平抑波動(dòng)，避免棄風(fēng)棄光或出現(xiàn)供電缺口；二是系統(tǒng)穩(wěn)定支撐能力削弱。新能源發(fā)電設(shè)備缺乏同步機(jī)的旋轉(zhuǎn)慣量，電力電子化設(shè)備占比提升導(dǎo)致系統(tǒng)慣量下降，頻率、電壓調(diào)節(jié)難度加大；三是負(fù)荷特性復(fù)雜化。電氣化（如電動(dòng)汽車、電采暖）與分布式能源發(fā)展，使負(fù)荷呈現(xiàn)“高彈性、高波動(dòng)、高沖擊”特征，進(jìn)一步增加系統(tǒng)平衡壓力。
我國(guó)明確構(gòu)建以“煤電靈活性改造、抽水蓄能、新型儲(chǔ)能、調(diào)峰氣電、需求響應(yīng)”為核心的調(diào)節(jié)資源體系。根據(jù)國(guó)家能源局規(guī)劃，2030年全國(guó)煤電靈活性改造規(guī)模將達(dá)3.5~4億千瓦，新增調(diào)峰能力5000~7000萬(wàn)千瓦；抽水蓄能裝機(jī)1.2億千瓦，新型儲(chǔ)能超1億千瓦，調(diào)節(jié)資源投資將成為電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的主要成本來源，具體如表2所示。
源網(wǎng)荷儲(chǔ)全鏈條投資增長(zhǎng)
新能源發(fā)展不僅推動(dòng)調(diào)節(jié)資源投資，更帶動(dòng)電源、電網(wǎng)、負(fù)荷、儲(chǔ)能（源網(wǎng)荷儲(chǔ)）全鏈條投資擴(kuò)張。2024年，我國(guó)電源側(cè)投資達(dá)11687億元，同比增長(zhǎng)13.9%，主要投向風(fēng)光可再生能源與傳統(tǒng)能源升級(jí)；電網(wǎng)側(cè)投資7813億元，增速15.3%，首次超過電源投資，重點(diǎn)布局特高壓輸電、配電網(wǎng)升級(jí)與數(shù)字化轉(zhuǎn)型；負(fù)荷側(cè)投資超2000億元，其中充換電基礎(chǔ)設(shè)施投資超500億元，同比增長(zhǎng)70%；儲(chǔ)能側(cè)投資超1700億元，同比增長(zhǎng)30%，新型儲(chǔ)能與抽水蓄能成為投資熱點(diǎn)。
全鏈條投資的快速增長(zhǎng)，一方面反映電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的緊迫性，另一方面也意味著成本疏導(dǎo)壓力持續(xù)加大。若缺乏合理的成本回收機(jī)制，調(diào)節(jié)資源投資將難以持續(xù)，進(jìn)而制約新能源消納與系統(tǒng)安全。
國(guó)內(nèi)外電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源
成本疏導(dǎo)機(jī)制對(duì)比
調(diào)節(jié)資源成本的合理疏導(dǎo)是保障電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵，國(guó)際上已形成成熟的市場(chǎng)化分?jǐn)?、輸配電價(jià)攤銷與財(cái)政補(bǔ)貼模式，我國(guó)則基于自身市場(chǎng)進(jìn)程構(gòu)建了以系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)為核心的疏導(dǎo)機(jī)制，兩者既有共性，也存在顯著差異。
國(guó)際成本疏導(dǎo)機(jī)制與特點(diǎn)
全球電力系統(tǒng)成本呈現(xiàn)“新能源發(fā)電成本下降、系統(tǒng)運(yùn)行成本上升”的特征。2018~2023年，全球光伏發(fā)電成本下降67%至0.04美元/千瓦時(shí)，陸上風(fēng)電成本下降50%至0.05美元/千瓦時(shí)，而化石燃料發(fā)電成本上升12%至0.09美元/千瓦時(shí)。盡管新能源發(fā)電成本具備優(yōu)勢(shì)，但系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本占比顯著高于我國(guó)，歐洲、美國(guó)、澳大利亞系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本占用戶側(cè)電價(jià)比分別達(dá)25%、22%、17%，遠(yuǎn)高于我國(guó)當(dāng)前5%的水平。為應(yīng)對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行成本上升壓力，國(guó)際上形成了三類具有代表性的成本疏導(dǎo)機(jī)制：一是市場(chǎng)化分?jǐn)偰Ｊ?，即通過現(xiàn)貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)和容量市場(chǎng)將調(diào)節(jié)成本嵌入交易價(jià)格，例如美國(guó)儲(chǔ)能調(diào)頻服務(wù)通過市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)獲取收益，用戶按實(shí)際用電需求承擔(dān)相應(yīng)成本；二是輸配電價(jià)攤銷模式，以英國(guó)為代表，由電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一采購(gòu)輔助服務(wù)，將相關(guān)成本納入輸配電價(jià)核算，使用戶通過年度賬單清晰了解調(diào)節(jié)成本構(gòu)成；三是財(cái)政補(bǔ)貼緩沖模式，歐盟通過稅收減免、投資抵扣等方式降低新能源與儲(chǔ)能前期投入，避免終端電價(jià)短期內(nèi)大幅波動(dòng)。
在具體資源成本疏導(dǎo)方面，國(guó)際實(shí)踐呈現(xiàn)出差異化設(shè)計(jì)特征。抽水蓄能領(lǐng)域，美國(guó)和日本將其視為“輸配電資產(chǎn)”，成本全額納入輸配電價(jià)回收；而英國(guó)和歐盟則推動(dòng)其參與電能量與輔助服務(wù)市場(chǎng)，通過“市場(chǎng)收入+電網(wǎng)補(bǔ)償”雙軌制實(shí)現(xiàn)成本疏導(dǎo)。新型儲(chǔ)能方面，多數(shù)國(guó)家實(shí)行市場(chǎng)化競(jìng)爭(zhēng)機(jī)制，禁止電網(wǎng)企業(yè)直接投資建設(shè)，通過市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)使儲(chǔ)能獲取收益，相關(guān)成本由市場(chǎng)化用戶承擔(dān)。這些差異化安排既體現(xiàn)了各國(guó)電力市場(chǎng)發(fā)展階段的特征，也反映了其在能源轉(zhuǎn)型過程中平衡效率與公平的制度考量，為構(gòu)建適應(yīng)高比例新能源接入條件下的成本疏導(dǎo)體系提供了重要參考。
我國(guó)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)的構(gòu)成與疏導(dǎo)原則
2023年，我國(guó)首次在電力市場(chǎng)化機(jī)制中正式提出“系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”概念，并與輸配電價(jià)形成明確區(qū)分。輸配電價(jià)對(duì)應(yīng)“電的位移”，體現(xiàn)為電網(wǎng)企業(yè)的“過網(wǎng)費(fèi)”；系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)則對(duì)應(yīng)“電的平衡”，旨在解決頻率穩(wěn)定、電壓控制等系統(tǒng)層面的運(yùn)行問題。這一制度設(shè)計(jì)實(shí)現(xiàn)了“輸電的錢歸輸電，調(diào)節(jié)的錢歸調(diào)節(jié)”，有效避免交叉補(bǔ)貼掩蓋真實(shí)成本，為靈活性資源提供了清晰的經(jīng)濟(jì)激勵(lì)與收益渠道。根據(jù)國(guó)家政策，我國(guó)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)主要包括三類：一是抽水蓄能容量費(fèi)，按“一廠一價(jià)”方式核定，其全部固定成本由工商業(yè)用戶分?jǐn)?，?023年6月起執(zhí)行；二是煤電容量電費(fèi)，按省區(qū)設(shè)定容量電價(jià)，30%至50%的固定成本由工商業(yè)用戶分?jǐn)?，其余部分通過電能量市場(chǎng)回收，于2024年1月實(shí)施；三是輔助服務(wù)費(fèi)用，在現(xiàn)貨市場(chǎng)連續(xù)運(yùn)行地區(qū)由發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)共同承擔(dān)，未連續(xù)運(yùn)行地區(qū)則暫由發(fā)電側(cè)單獨(dú)承擔(dān)，自2024年3月起執(zhí)行。
與國(guó)際經(jīng)驗(yàn)相比，我國(guó)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)的疏導(dǎo)機(jī)制更契合當(dāng)前電力市場(chǎng)發(fā)展階段。在容量市場(chǎng)尚未完全建立、現(xiàn)貨市場(chǎng)處于“試點(diǎn)轉(zhuǎn)正式”過渡期的背景下，我國(guó)采用“誰(shuí)受益、誰(shuí)分?jǐn)偂痹瓌t，有效防范因市場(chǎng)化程度不足導(dǎo)致的成本轉(zhuǎn)嫁。其中，抽水蓄能提供的系統(tǒng)調(diào)節(jié)服務(wù)惠及全體用戶，因此其成本由用戶全額分?jǐn)?；煤電兼具基荷供電與調(diào)節(jié)功能，故采取“容量+電量”雙軌制成本回收方式，兼顧固定成本補(bǔ)償與市場(chǎng)化激勵(lì)。需要指出的是，當(dāng)前在地方層面存在系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)構(gòu)成差異，如江蘇省將上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損代理采購(gòu)損益、電價(jià)交叉補(bǔ)貼新增損益等十項(xiàng)費(fèi)用納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)，而廣東省僅保留國(guó)家規(guī)定的三類費(fèi)用。系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)構(gòu)成可能引發(fā)區(qū)域間成本分?jǐn)偛还?，未來需從?guó)家層面進(jìn)一步統(tǒng)一規(guī)范費(fèi)用構(gòu)成與分?jǐn)傇瓌t。
我國(guó)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)發(fā)展趨勢(shì)
與終端用電成本預(yù)測(cè)
系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)的規(guī)模擴(kuò)張與結(jié)構(gòu)變化，是判斷電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型成本趨勢(shì)的核心依據(jù)。當(dāng)前我國(guó)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)呈現(xiàn)“波動(dòng)上升、區(qū)域分化”特征，未來將成為終端用電成本上升的主導(dǎo)因素。
當(dāng)前系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)結(jié)構(gòu)特征
一是占比波動(dòng)上升。2023年6月，全國(guó)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)為9厘/千瓦時(shí)，2025年3月，升至4分/千瓦時(shí)，一年半內(nèi)占比提升8.3個(gè)百分點(diǎn)。季節(jié)性波動(dòng)顯著，冬季枯水期居民農(nóng)業(yè)購(gòu)電價(jià)提高，疊加煤電容量電價(jià)執(zhí)行，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)快速上升；春秋季風(fēng)光出力高峰時(shí)，峰谷電價(jià)損益增加，進(jìn)一步推高費(fèi)用。
二是“購(gòu)電成本+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”整體平穩(wěn)。盡管系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)上升，但購(gòu)電成本同步下降（煤電交易價(jià)格走低與新能源全面市場(chǎng)化），兩者形成平衡。2023年下半年以來，全國(guó)平均“購(gòu)電電價(jià)+系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)”穩(wěn)定在0.45元/千瓦時(shí)以下，既保障調(diào)節(jié)成本回收，又避免工商業(yè)用戶電價(jià)上漲，政策時(shí)機(jī)選擇恰當(dāng)。
三是區(qū)域差異顯著。東北系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)占比最高，因供熱期煤電容量電費(fèi)高、居民和農(nóng)業(yè)交叉補(bǔ)貼多；西南占比最低，豐水期水電出力充足，調(diào)節(jié)需求低；華東、華北等負(fù)荷中心增速最快，受高電力需求與新能源接入成本壓力影響；華中、西北2024年后占比超8%，主要因新能源消納推動(dòng)調(diào)節(jié)成本上升；南方區(qū)域整體平穩(wěn)，峰谷損益平滑措施緩解季節(jié)波動(dòng)。
系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)未來增長(zhǎng)驅(qū)動(dòng)因素
2030年，我國(guó)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)規(guī)模將較2025年增長(zhǎng)2~3倍，主要源于四類費(fèi)用擴(kuò)張：一是煤電容量費(fèi)。在電力市場(chǎng)環(huán)境下，單純依靠能量?jī)r(jià)格難以保障發(fā)電固定投資回收，尤其對(duì)于利用小時(shí)數(shù)逐漸下降的煤電機(jī)組。當(dāng)前煤電容量電價(jià)僅核定約30%固定成本回收比例，若未來向全額成本回收過渡，年容量費(fèi)用規(guī)模將顯著超過3000億元；二是抽水蓄能容量費(fèi)。隨著2024年底全國(guó)約2億千瓦核準(zhǔn)在建抽蓄機(jī)組陸續(xù)投產(chǎn)，其“一廠一價(jià)”核定的容量費(fèi)用預(yù)計(jì)每年超800億元，體現(xiàn)了抽水蓄能作為系統(tǒng)重要靈活性資源在保障電網(wǎng)平衡中的基礎(chǔ)作用；三是輔助服務(wù)費(fèi)。隨著高比例新能源接入電力系統(tǒng)，頻率穩(wěn)定、電壓控制等輔助服務(wù)需求激增。輔助服務(wù)市場(chǎng)的健全完善將使原來隱含的成本顯性化，未來向用戶側(cè)疏導(dǎo)的年費(fèi)用規(guī)模預(yù)計(jì)突破1000億元，這部分增長(zhǎng)直接反映了新能源大規(guī)模接入帶來的系統(tǒng)平衡成本上升；四是新能源差價(jià)合約費(fèi)用。根據(jù)《關(guān)于深化新能源上網(wǎng)電價(jià)市場(chǎng)化改革 促進(jìn)新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》要求，新能源機(jī)制電價(jià)的差價(jià)結(jié)算費(fèi)用正式納入系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)。這種差價(jià)合約機(jī)制雖在過渡期保障了新能源收益穩(wěn)定性，但其產(chǎn)生的結(jié)算差額將通過系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)向用戶分?jǐn)?，從而形成一?xiàng)持續(xù)增長(zhǎng)的系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)構(gòu)成部分。
終端用電成本預(yù)測(cè)
終端用電成本由“發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價(jià)、輸配電價(jià)、系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)、線損費(fèi)用、政府性基金及附加”五部分構(gòu)成?；诋?dāng)前趨勢(shì)預(yù)測(cè)，2040年終端用電成本較之2025年將上升0.17元/千瓦時(shí)，其中系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)上升0.15元/千瓦時(shí)，占上升總額的88%，是成本上升的主導(dǎo)因素。
分模塊來看，發(fā)電側(cè)上網(wǎng)電價(jià)短期受新能源成本下降與常規(guī)能源成本上升抵消，中長(zhǎng)期（2040年前）呈溫和上升趨勢(shì)；輸配電價(jià)基本穩(wěn)定，電網(wǎng)投資年均增速8%~10%，但用電量每年新增5000億千瓦時(shí)，增長(zhǎng)可抵消投資成本增幅；線損費(fèi)用與政府性基金及附加變化微小，對(duì)總成本影響可忽略。
從新能源滲透階段看，我國(guó)當(dāng)前處于中等滲透（15%~50%）向高滲透（50%~80%）過渡階段：中等滲透階段新能源成本下降，但系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本增速更快，總成本快速上升；高滲透階段新能源成為主體電源，電網(wǎng)投資進(jìn)入高峰期，總成本仍上升但增速放緩；極高滲透階段（>80%）電網(wǎng)智能化與靈活性資源成本下降，總成本趨穩(wěn)或回落?？傮w來看，未來10~15年，我國(guó)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型將處于“成本上升期”，需通過政策干預(yù)緩解終端用戶壓力。
優(yōu)化電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型
成本管控的建議
為平衡系統(tǒng)安全與成本控制，需從調(diào)節(jié)能力提升、資源配置、市場(chǎng)改革與技術(shù)應(yīng)用四方面發(fā)力，構(gòu)建“低成本、高效率、可持續(xù)”的轉(zhuǎn)型路徑。
強(qiáng)化電網(wǎng)基建與智能化建設(shè)
針對(duì)新能源富集區(qū)，優(yōu)先布局長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能項(xiàng)目，同步推進(jìn)煤電靈活性改造，將調(diào)峰深度提升至50%以上，降低備用容量需求。在負(fù)荷中心加快智能電網(wǎng)升級(jí)，部署分布式儲(chǔ)能與虛擬電廠，通過“源荷互動(dòng)”減少對(duì)傳統(tǒng)調(diào)節(jié)資源的依賴。例如，南方區(qū)域可依托“西電東送”通道，構(gòu)建跨區(qū)域儲(chǔ)能調(diào)度平臺(tái)，提升調(diào)節(jié)資源利用效率。
實(shí)施區(qū)域差異化資源配置策略
依據(jù)能源稟賦分類施策，南方地區(qū)依托水電優(yōu)勢(shì)，構(gòu)建“水風(fēng)光儲(chǔ)”聯(lián)合調(diào)度機(jī)制，利用水電調(diào)峰能力消納風(fēng)光出力；東北地區(qū)推廣“新能源+儲(chǔ)熱”技術(shù)，替代煤電供熱，降低冬季調(diào)節(jié)成本；廣東、廣西等海上風(fēng)電集中區(qū)，配套建設(shè)海上儲(chǔ)能平臺(tái)與智能并網(wǎng)裝置，平抑風(fēng)電波動(dòng)；華東、華北負(fù)荷中心，重點(diǎn)發(fā)展需求響應(yīng)，通過峰谷電價(jià)引導(dǎo)用戶錯(cuò)峰用電。
深化電力市場(chǎng)機(jī)制改革
完善輔助服務(wù)市場(chǎng)，將新型儲(chǔ)能、虛擬電廠、可調(diào)節(jié)負(fù)荷納入交易主體，擴(kuò)大調(diào)頻、備用等服務(wù)品種；健全靈活性資源定價(jià)機(jī)制，通過“成本加成+市場(chǎng)競(jìng)價(jià)”結(jié)合的方式，確保調(diào)節(jié)資源合理收益；加快現(xiàn)貨市場(chǎng)“試點(diǎn)轉(zhuǎn)正式”，推動(dòng)用戶側(cè)全面參與市場(chǎng)，形成“誰(shuí)造成波動(dòng)、誰(shuí)承擔(dān)成本”的分?jǐn)倷C(jī)制，避免成本過度向發(fā)電側(cè)轉(zhuǎn)嫁。
推動(dòng)新技術(shù)規(guī)模化應(yīng)用
借鑒光伏、電動(dòng)汽車的成本下降經(jīng)驗(yàn)，加大新型電力技術(shù)規(guī)模化推廣力度：在儲(chǔ)能領(lǐng)域，重點(diǎn)突破長(zhǎng)時(shí)儲(chǔ)能（如液流電池、壓縮空氣儲(chǔ)能）技術(shù)，降低單位成本；在電網(wǎng)領(lǐng)域，推廣數(shù)字孿生、自愈控制技術(shù)，提升系統(tǒng)運(yùn)行效率；在需求側(cè)，普及智能電表與負(fù)荷管理系統(tǒng)，提高需求響應(yīng)參與度。通過技術(shù)規(guī)?；瑢⑥D(zhuǎn)型成本控制在合理范圍。
結(jié)論
我國(guó)電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型正處于關(guān)鍵階段，新能源高比例滲透推動(dòng)調(diào)節(jié)資源投資擴(kuò)張，系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)成為衡量轉(zhuǎn)型成本的核心指標(biāo)。當(dāng)前，我國(guó)系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)呈現(xiàn)“波動(dòng)上升、區(qū)域分化”特征，2030年規(guī)模將較2025年增長(zhǎng)2~3倍，2040年終端用電成本上升的88%由系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)驅(qū)動(dòng)。國(guó)際經(jīng)驗(yàn)表明，市場(chǎng)化分?jǐn)?、輸配電價(jià)攤銷與財(cái)政補(bǔ)貼是成本疏導(dǎo)的有效路徑，我國(guó)需結(jié)合自身市場(chǎng)進(jìn)程，進(jìn)一步規(guī)范系統(tǒng)運(yùn)行費(fèi)構(gòu)成，優(yōu)化分?jǐn)傇瓌t。
未來，需通過強(qiáng)化電網(wǎng)智能化、差異化資源配置、深化市場(chǎng)改革與技術(shù)規(guī)模化應(yīng)用等措施，平衡系統(tǒng)安全與成本控制。盡管轉(zhuǎn)型過程中面臨成本上升壓力，但隨著新能源技術(shù)成熟、調(diào)節(jié)資源效率提升與市場(chǎng)機(jī)制完善，我國(guó)電力系統(tǒng)將逐步進(jìn)入“低成本轉(zhuǎn)型期”，為“雙碳”目標(biāo)實(shí)現(xiàn)提供支撐。
責(zé)任編輯：江蓬新
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