一、现象研判：电力市场化转型下的成本传导显性化
2026年1月，陕西省内工业用户电费账单呈现“电量稳中有降、费用显著攀升”的反常特征，核心矛盾集中于“系统运行费”这一独立核算科目的大幅增长，叠加费用构成日趋精细化、核算规则专业化，导致企业对电费涨幅的感知度与困惑度同步提升。此现象并非区域孤立事件，而是我国电力系统从“传统能源主导”向“新能源为主体”转型过程中，成本结构重构与市场化疏导机制落地的必然体现，标志着终端用户全面进入“能源成本透明化”时代。
二、核心解构：系统运行费的内涵与构成逻辑
（一）定义界定
系统运行费是电力市场中独立于电能量电价的“辅助服务与系统成本分摊科目”，其核心功能是覆盖电力系统安全稳定运行所必需的、无法通过电能量交易回收的公共成本，遵循“成本归集—分类核算—按户分摊”的市场化原则，是电力商品“完整价格”的重要组成部分。
（二）四大核心构成模块
1. 可靠性容量成本（煤电容量电费）：为保障电力系统N-1安全准则，维持煤电、气电等可调节电源的备用容量所产生的固定成本，包括机组折旧、固定运维、人员薪酬等，是确保电力供应充裕性的基础成本支撑；
2. 新能源消纳成本（新能源差价结算费用）：因风电、光伏等可再生能源出力的间歇性、随机性特征，其实际发电量与市场化交易电价形成的差额成本，依据“全社会共同负担”原则进行分摊，是支持能源结构绿色转型的核心成本项；
3. 系统调节成本（辅助服务费）：为维持电网频率（50Hz±0.2Hz）、电压（±5%额定电压）稳定，保障电能质量达标，通过AGC（自动发电控制）、AVC（自动电压控制）等调节服务产生的成本，涵盖灵活性电源调度、需求侧响应等服务支出；
4. 储能支撑成本（抽水蓄能容量电费等）：针对抽水蓄能电站、新型储能电站等“电力系统调节性资产”的容量投资与运维成本分摊，此类资产为平抑新能源波动、提升系统灵活性提供关键支撑，其成本需通过市场化机制疏导。
三、行业背景：全国系统运行费上涨的底层驱动因素
（一）数据呈现
2026年以来，全国系统运行费呈现“普涨+区域分化”态势：1月全国平均单价达0.0596元/(kW·h)，天津市以0.1474元/(kW·h)创下全国最高值，黑龙江省紧随其后至0.1169元/(kW·h)；2月海南省系统运行费单价攀升至0.137592元/(kW·h)，全国共有11个省级行政区单价突破0.1元/(kW·h)，辽宁、安徽等地区因新能源装机增速较快，系统运行费同比涨幅达数十倍，成本传导效应显著。
（二）驱动逻辑
1. 新能源渗透率跨越临界值：我国可再生能源装机容量占比已突破40%，风电、光伏出力波动导致系统实时平衡难度激增，倒逼电力系统增加灵活性调节资源投入；
2. 电力系统形态重构：传统“源随荷动”模式向“源网荷储”互动模式转型，系统需额外承担容量备用、调峰调频等边际成本，且此类成本无法通过传统电能量定价回收；
3. 市场化机制深化落地：随着电力辅助服务市场、容量市场建设推进，原本隐含在电价中的系统成本被单独核算、公开分摊，实现“成本显性化、负担公平化”。
四、陕西场景：1月电费上涨的量化分析与影响评估
（一）成本增量构成
1. 新能源差价结算费用：依据陕西省发改委核定标准，2026年1月新能源差价结算单价为0.048元/(kW·h)，以月用电量50万kW·h的中型制造企业为例，该项新增成本为500,000kW·h×0.048元/(kW·h)=24,000元/月，年新增成本288,000元；
2. 煤电容量电费上调：受煤电机组备用率提升影响，陕西省2026年1月煤电容量电费单价较2025年四季度上涨15%-20%，叠加新能源差价成本，中型制造企业月均额外用电支出超3万元；
3. 市场化交易价差返还：根据陕西电力交易中心《2026年1月市场化用户封顶价差返还费用的情况说明》，1月电费包含2025年12月市场价格触顶后的价差返还部分，因市场化交易电量占比提升，该项费用对电费涨幅的贡献率达30%左右。
（二）行业影响分化
高耗能行业：电解铝、水泥、钢铁等行业用电量巨大，系统运行费上涨导致单位产品成本提升1.2-1.8个百分点，部分企业已出现减产应对成本压力；
中小制造企业：能源成本占比相对较高（8%-15%），且缺乏专业能源管理能力，对费用上涨的承受能力较弱，经营压力显著加大；
服务业及其他行业：用电量相对较低，成本影响有限，但对费用透明度的诉求强烈。
五、应对体系：企业能源成本优化的三维解决方案
（一）短期策略：负荷时序优化，挖掘电价时段价值
基于陕西电力市场“光伏出力主导型”价差特征，利用电力现货市场分时电价机制（午间11:00-15:00为低谷电价区间，傍晚18:00-21:00为尖峰电价区间，价差可达0.3-0.5元/(kW·h)），通过生产工艺调整实现负荷转移：
高耗能工序（如电解、热处理、精馏）优先安排在午间低谷时段运行；
采用柔性生产调度模式，将非核心工序错峰至低价时段，降低尖峰负荷占比；
配置智能负荷控制系统，实时监测电价波动，动态调整用电策略。
（二）中期策略：储能系统部署，构建分布式能源缓冲
针对负荷率≥70%的工业用户，分布式储能系统已具备经济可行性，建议采用“自发自用+峰谷套利+辅助服务”的三重收益模式：
技术选型：优先配置锂电池储能系统（充放电效率≥90%，循环寿命≥6000次），容量配置按尖峰负荷的30%-50%设计；
运行模式：夜间23:00-次日7:00、午间11:00-15:00充电，白天10:00-11:00、15:00-21:00放电自用，规避尖峰电价；
收益拓展：接入陕西电力辅助服务市场，通过提供调峰、调频服务获取额外收益，缩短投资回收期至3-5年。
（三）长期策略：专业能源托管，实现资产价值最大化
随着电力市场复杂度提升（现货市场、辅助服务市场、绿电交易市场多市场联动），企业自主管理能源资产的边际成本显著上升，引入“能源资产管理人”成为最优解：
服务内容：涵盖负荷诊断、市场化交易策略制定、储能系统规划与运维、绿电采购、碳资产管理等全周期服务；
核心价值：通过专业数据分析与市场研判，将电费波动的不确定性转化为确定性成本，同时挖掘绿电交易、碳减排等附加价值；
合作模式：采用“固定服务费+成本节约分成”模式，降低企业前期投入，实现风险共担、收益共享。
六、结论与展望
2026年1月陕西企业电费上涨，本质是电力系统绿色转型与市场化改革叠加的阶段性体现，系统运行费的显性化分摊是电力市场成熟的标志，而非短期价格波动。对企业而言，需从“被动承受成本上涨”转向“主动优化能源管理”，通过短期负荷调整、中期储能部署、长期专业托管的三维策略，构建能源成本竞争优势。
未来，随着电力市场机制进一步完善、储能技术成本下降、绿电交易规模扩大，企业能源管理的空间将持续拓展。建议陕西企业立足自身用电特征，提前布局能源转型，在保障生产稳定的同时，实现成本优化与绿色发展的双重目标。
