2026年10月31日上午，应兰州大学管理学院公共政策研究所邀请，国投集团专职股权董事赵风波高级经济师为学院师生作题为“未来到户电价的趋势判断”的学术报告。讲座由张国兴教授主持，学院师生参加。

赵风波高级经济师作学术报告

讲座伊始，赵风波首先梳理了工商业电价的构成全景。他指出，依据发改价格〔2023〕526号文和第三监管周期输配电价政策，工商业电价由上网电价、上网环节线损、输配电价、系统运行费用和政府性基金附加五大板块构成，其中系统运行费用是波动最大、变化最显著的变量。这项改革的制度本质是系统调节成本显性化，将过去隐含在上网电价、输配电价中的调节成本予以独立列示，实现“输电的钱归输电，调节的钱归调节”。居民、农业用电不承担系统运行费，现阶段该费用由工商业用户按下网用电量比例分摊，未来将探索逐步转向按占用容量分摊。

随后，赵风波剖析了系统运行费的成本构成。他指出，系统运行费实务中包含五至七个子科目，核心可归纳为煤电容量电费、新能源差价结算费、辅助服务费用和抽水蓄能及其他容量补偿四大板块，其中煤电容量电费占比最高，新能源差价结算费近年快速攀升。他还结合广东、江苏和东北等典型省份的代理购电数据说明，各地系统运行费水平分化明显，2026年2月广东、江苏折算水平分别达到0.1288元/千瓦时和0.1248元/千瓦时。

围绕系统运行费阶段性跳涨的原因，赵风波指出，这一现象并非“乱收费”，而是三项改革政策集中落地叠加的结果：一是煤电容量电价机制提标，多数地区标准由100元/千瓦·年上调至165元/千瓦·年，提升约65%；二是新能源全面入市后差价结算机制铺开，市场交易均价与机制电价的差额纳入系统运行费分摊，多省该项费用超过5分/千瓦时；三是风光发电的波动性带动调频、备用、调峰等调节需求持续增长。他强调，系统运行费阶段性抬升是能源结构转型过程中系统成本显性化的必然结果。

在此基础上，赵风波结合机构情景测算，对系统运行费的未来走势作出三阶段判断。短期来看，2026年下半年随着差价结算机制运行趋稳，月度峰值有望回落，但绝对值仍明显高于2025年同期；中长期来看，2026—2030年随着新能源装机扩张和调节设施持续投运，费用将呈刚性上行，2030年较2025年均值预计上涨120%—150%，占工商业用电成本的比重将提升至20%—25%，全国总规模有望突破1万亿元；长期来看，2030—2035年费用增速边际放缓，但绝对值不会下降。

赵风波进一步指出，风光发电的电能量边际成本趋近于零，但保障其安全消纳、可靠供电的系统调节与容量保障成本刚性走高，电能量价格下降的红利正被系统运行费“稀释”，甘肃、辽宁等地代理购电价同比下降超20%，而不少制造业企业并未感受到电费减负。他建议工商业用户转变电价管理思路，从只关注总电价转向拆解成本结构，通过负荷优化、需求响应、分布式新能源就近消纳等方式管控分摊基数。

交流环节，现场师生围绕系统运行费分摊机制、新能源电力市场交易等问题展开讨论。赵风波结合自身近四十年电力价格管理与体制改革实践经验，对师生提出的问题逐一予以回应。

本次讲座围绕电力改革中新设立的系统运行费用展开，系统呈现了工商业电价的构成框架、系统运行费的成本组成、跳涨动因与中长期演化趋势，为师生理解新型电力系统建设背景下的电价机制变革、把握能源转型中的成本传导逻辑提供了新的视角。