电网代理购电电价拆解：工商业用户必看的用电指南

关键变量：优先发电电量（如新能源、核电等）的政府授权价格与市场化交易电价的混合加权结果。

2、上网环节线损电价

电网企业提供电力输送服务的费用，包含线路损耗（线损）和跨区域输电成本，不同电压等级的或不同时段的用户输配电价差异显著。

以国网甘肃电力发布的2025年5月代理购电工商业用户电价表为例，上网环节线损费用通过时段划分，其中高峰时段为0.007651元/千瓦时、平时段为0.007651元/千瓦时、低谷时段为0.006161元/千瓦时。

3、输配电价

输配电价指电网企业提供接入系统、联网、电能输送和销售服务的价格总称，又称输配电费用。输配电价由政府制定，实行统一定价，分级管理。

在电网输、配电价设计时，考虑两方面因素：一是用户和发电厂对电网按使用情况付费；二是要考虑不同地理位置的电源和负荷布局对电网成本的影响，促使电源和负荷合理布局，以降低整个系统的生产成本。因此，电厂要和用户以输、配电价的方式共同承担电网费用。

4、系统运行费用

保障电力系统稳定的附加成本，包括辅助服务（调峰、调频）、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等。例如，国网吉林省电力有限公司2025年5月代理购电工商业用户电价表明确，系统运行费用折价包括抽水蓄能容量电费折价等，其价格为0.078882元/千瓦时。

5、政府性基金及附加

国家强制征收的公共事业费用，仍以国网吉林电力2025年5月代理购电工商业用户电价表为例，政府性基金及附加包含重大水利工程建设基金0.001125元、农网还贷资金0.02元、可再生能源附加基金0.019元、大中型水库移民后期扶持资金0.0049元。

除此之外，还有单一制/两部制的划分：按照用电量和电压明确工商业用电价格的等级：

1、用电容量在100千伏安及以下的，执行单一制电价；

2、100千伏安至315千伏安之间的，可选择执行单一制或两部制电价；

3、315千伏安及以上的，执行两部制电价；

单一制电价和两部制电价的计算方式有所不同：

1、单一制电价

单一制电价就是仅按用电量来计算电费。

单一制电价的计算公式为：电费=用电量×电价

2、两部制电价

两部制电价则同时包含用电量和用电容量两个因素，将电价分成两个部分：一部分是按照用电量来计算，另一部分是按照用电容量（或需量）来计算，也就是基本电价。

两部制电价的计算公式为：电费=用电量×电度电价+用电容量×基本电价

此外，电网企业代理购电的工商业用户，也可在每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易，电网企业代理购电相应终止。但若是直接参与市场交易的工商业用户退市后，默认由电网企业代理购电，电价由电网企业代理购电价格的1.5倍、输配电价、基金及附加组成。

电价波动的“三大影响”：为何电费忽高忽低？

优先发电电量的影响

根据809号文的相关规定，电网企业只是义务代理购电，而并非主动的“市场竞争者”，代理购电价格的形成依靠政策规定的相关机制，而并非主动的策略操作。

同时，按照809号文要求，由电网企业代理购电的工商业用户可在每季度最后15日前选择下一季度起直接参与市场交易，代理购电相应终止。

优先发电电量（如新能源、低价水电）本应拉低电价，但部分省份的优发电价可能高于市场价。例如，江苏曾以高于燃煤基准价的价格采购四川水电，导致代理购电价格出现波动。

市场化交易的“价格博弈”

月度集中竞价和年度长协交易结果直接影响电价。2025年各省电价差异显著，主要受能源结构、供需关系和政策补贴影响。

分时电价

随着迎峰度夏脚步的临近，多地分时电价政策也迎来密集调整。分时电价政策的密集调整，本质上是电力系统从“源随荷动”向“源荷互动”转变的关键一步，其核心目标直指新能源消纳、电网安全稳定运行与用户成本优化，这既是对新型电力系统挑战的应对，也是能源结构转型与用户需求变化的必然选择。

通过上述内容，相信大家对电费的计算逻辑已基本清楚，那么有没有办法降低用电成本？

应对策略：四招破解用电成本困局

1.分时用电优化

利用分时电价政策，将生产高峰移至低谷时段。例如，江苏近期调整了分时电价政策，以江苏省发展改革委的案例为例，工商业用户若根据政策相关时段调整：常州一家企业，是10千伏的两部制大工业电价用户，2025年3月，它的峰电量96944度、平电量107062度、谷电量54708度，3月购电价格为0.4361元/度，到户平电价为0.6485元/度。按旧政策算，当月电费合计19.24万元；换成新政策后，当月电费直接降到17.19万元，企业节省电费2.05万元，用电成本下降10.65%！

2.清洁能源替代

自建光伏或购买储能设备。用户可通过分布式光伏通过自发自用的形式来节省电费。或通过储能装置在低价时段充电、高价时段放电，实现峰谷套利，综合成本降低。

据国家发展改革委、国家能源局印发《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》文件规定，新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%。上网电量占总可用发电量的比例上限由各省级能源主管部门结合实际确定，一般不超过20%。

用户可通过园区新能源自发自用电量节省电费成本。

3.售电公司合作

选择有价差优势的售电公司。严格来说，售电公司是中间商。整合众多企业的用电量需求，打捆去找电厂议价，让用户能以更便宜的价格买到电。相对电网代购电更省钱。

4.政策杠杆运用

关注地方用电补贴政策。例如，北京市朝阳区发展和改革委员会发布朝阳区节能减碳专项资金管理办法（征求意见稿）。文件明确，对申购使用绿色电力且促进区域绿色高质量发展的单位按照电量给予每度电0.01元的奖励。

结语

电网代理购电其价格构成和政策逻辑均有章可循。工商业用户需主动拥抱市场化改革，通过数据化用电管理、清洁能源转型和政策红利捕捉，将电价压力转化为竞争力。

很多人会好奇直接参与市场交易，与选择代理购电，哪个更划算？实际上，电价改革致力于推动发电侧和用电侧建立“能涨能跌”市场化电价机制，市场交易价格由电力市场供需情况决定，哪种方式更划算无法准确预测。

尤其是当前现货市场的加速推进，随着更多市场主体参与到电力现货市场，采取切实有效的策略与应对措施，面对复杂的电力现货市场交易数据和价格波动机制，科学的交易决策成为市场主体保证收益的关键。

在成功举办前二十五期电力交易员仿真训练和电力现货交易仿真训练营的基础上，兹定于2025年7月25日-27日在长沙举办“2025省级/省间电力现货交易实操训练营（总第二十六期）”，以电力市场知识为支撑，在进行电力现货市场规则解读的基础上，运用现货交易仿真模拟平台，带领新能源发电企业和相关市场主体对电力市场交易模式、报价操作、竞价策略等方面进行综合训练，在发售电企业模拟现货交易过程中，对从业人员给予指导讲解，用技术方法解决交易报价问题。

报名联系：常经理 13366081905