2025年12月电网代理购电价格解析

12月各省电网代理购电价格已经发布，我们一起来看看有哪些新发现。

跨省区应急调度电费

国家发改委于9月发布了《跨省跨区电力应急调度管理办法》 (发改运行规[2025]1193号)，并于10月1日起开始执行。

在本月部分省份(辽宁、新疆、河北等)的代理购电系统运行费中，开始出现“跨省跨区应急调度电费折合度电水平”子项，旨在分摊或分享10月份所发生的该项费用。

这也是一个全国性质的新增费用。

《管理办法》是通过行政手段为电网的安全稳定运行提供最后一道保障，是在市场调节之后的一项兜底措施。

各省级电力调度机构根据本省电力运行情况计算电网安全裕度和平衡裕度，当实际安全裕度低于规定值，或实际平衡裕度小于零时启动应急调度，由受入省向送出省提出申请，以不造成送出省安全风险和电力平衡为前提，由双方共同实施。

相当于说这是在运用跨经营区市场化手段后仍无法解决安全或平衡问题时允许电网直接采取的行政手段。

其中，送出省的送出价格为“同时段省内现货实时价格+上月系统运行费(源侧分享部分)”，受入省的落地价格为省间现货或南方区域现货市场出清价格的上限。

受入省落地价格剔除送出省送出价格以及链路上的输配电价、线损折价后所形成的差额如果为正，则纳入到送出省系统运行费，由送出省用户和发电企业分享，比例为8:2。

如果差额为负，费用纳入到受入省系统运行费，由受入省用户分摊。

机制电量差价为负

本月又有部分省份的136号文开始执行，系统运行费中增加了“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用度电水平”。

7月就开始执行新政的蒙西，本月公布的该项数值为-0.0018元/度。

1厘8的反向分享表明10月份蒙西新能源市场价格的结算是高于机制电价0.2829元的，这就是136号文所规定的市场价格超过机制电价的部分，由用户分享。

10月份蒙西整体新能源资源低于去年同期水平，也低于各市场主体的预期，新能源厂场站实际发电能力不足。

对于机制电量部分，因为蒙西地区没有增量项目的机制电量，全由存量项目构成，机制电价是当地燃煤基准价0.2829元/度。

不论是参与报量报价的集中式新能源主体，还是啥也不报接受市场价格的分散式和分布式项目，其全部上网电量都要按照项目所在节点的实时市场分时价格进行结算。

这样不同节点的同类项目(风、光)因为所在节点价格的不同而导致其自身的实时市场月度上网均价和同类项目月度实时市场均价相比就有高有低。

自身节点价格高的项目综合结算就可以获得比机制电价更高的结算价格，节点价格低的项目反之。

而10月份整体的风光资源欠佳，发电量不足导致多数时段由火电机组定价，而火电机组也会发现这一供需关系现象进而在部分时段内抬价，这也是该月蒙西现货市场价格较高的原因。

而整体被抬高的实时市场价格又会提高机制电量补偿差价的减数“同类项目实时市场月度均价”，反向超过燃煤基准价的话，场外补偿金额就会出现负值。

1192号文的平均负荷率

本月新疆和宁夏的代理购电价格表下方小字中公布了本省110千伏及以上工商业两部制用户的平均负荷率，新疆为48.43%，宁夏高达66.38%，接近3分之2。

我们曾在1192号文的系列文章里对于“平均负荷率”进行过介绍1192号文（3)：平均负荷率的计算，对其计算可能采用的分子以及分母进行过单独分析。

负荷率本质上代表了电气设备容量的使用情况，而容量的使用就该包含无功的部分，可1192号文提出的平均负荷率目的是为了解决有功电量的测算问题，所以这点上可能会出现不同的算法。

计算负荷率的分母利用的是电气设备的总可用容量，对于一些高电压等级的工业户来说，为了实现部分负荷的高可靠性供电，可能会选择采用双路进线，供电容量备份的形式，那么分母使用的是单路容量还是多路容量又是一个需要明确的问题。

据悉最终所采用的计算和处理方式如下，大家参考：

测算公布平均负荷率水平。逐项目、逐月统计前三年执行容量电价的110千伏及以上工商业两部制用户的售电量及运行容量，不含就近消纳、拥有自备电厂的用户、发电企业厂用电的用户。

平均负荷率=∑年售电量÷∑（分月末运行容量×分月运行小时数）；运行容量是指在运的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和;

项目分月运行小时数与售电量的口径保持一致，未按完整月度运行的应采用实际运行时间。

当地所公布的平均负荷率越高，代表内部电源稳定容量可以获取到收益越大，参见1192号文(10)：1kW的可靠容量值多少钱？。

以宁夏公布的数值为例，一个110千伏项目，同等负荷率水平下，就近消纳项目风光储电源每1千瓦稳定供给容量可以获得45.07元/月的收益。

不过高负荷率也就意味着拟新建或者改建的项目，其负荷率水平如果达不到均值，那么稳定电源容量可以节约的输配电费可能会被较高的理论用电量冲抵一部分。

所以这也就要求该类负荷运行比较平稳，不发生部分时段集中用电而导致高容量低使用率的情况。

这类就近消纳项目想要能通过电费获取收益一来要提高内部电源的稳定供给能力，这个收益是可计算的，一定程度上也挺可观。

二来就是要规划好负荷功率曲线，过度波动不平稳，用电时间较集中的项目不太适合按就近消纳项目规划，这不仅有经济性上的考量，也有冲击负荷对稳定性的需求。

而因为被内部电源所替代而降低的网侧供电容量，在面对负荷波动以及内部电源稳定性可能失效时作用就很有限。

所以“电源稳定供给+负荷稳定需求”是一道经济和安全上的双保险。

以上是梳理完本月各省代理购电价格表后的一些发现，供大家参考。月度代理购电价格解析这个系列自从2024年1月份开始至今已进行2整年，共计24期。

本着一切政策最终都会在电价上有着落这一原则，通过查阅每月各省发布的代理购电价格信息就可以发现一些端倪，也可以弥补我自身对部分政策之前的无感。

从价格组成来理解电力系统和电力市场依然是一个好抓手，26年的第1期电网代理购电价格解析我们再见！