电力是企业运营的核心驱动力，而电费则在企业运营成本中占据着重要地位。通过降低企业用电成本，可以显著减少经营成本，进而提高企业的盈利能力。在电费结构中，除了与电力交易和代购相关的费用外，还包括输配电费、电网损耗费用以及系统运行维护费用等多种项目。

　　这是电网主要的收入来源，属于国家核定价格，目前处于第三监管周期内，价格执行至2025年底。

　　在2015年电改9号文出台前，电网公司输配电价的形成依靠购销差，彼时的电网在电力工业里统购统销。在销售端，政府规定了当地的目录电价，也就是用户终端的到户价格。而在采购端，政府同样规定了当地各类发电厂的上网电价，形成燃煤机组的脱硫标杆电价。这一卖一买之间的价差，再减去随电价征收的附加基金就形成了输配电价，也就是电网公司的收入。

　　显然这样的购销价差模式不利于电力市场的建设，不利于交易行为的开展。一方面作为卖方的发电企业和作为买方的用电企业不能直接交易，而是需要通过中间环节。另一方面，发用两侧的交易价格主要围绕在发电侧的上网电价，以此为基础再叠加电网的输配渠道价格和各类基金最终形成到户电价。输配电价不单独核定，这类的交易就无法开展，故而电改9号文中最重要精神就是输配电价”改革。

　　自2017年首批试点省份开展输配电价改革后，依据用户用电性质（单一制还是两部制）和供电电压等级，每个省或地区陆续制定自身的输配电价。2020年底公布了第二监管周期的输配电价，直到2023年5月公布了第三监管周期的输配电价。每个监管周期会随着各地电网运行成本和合理利润在逐步调整输配电价，而且都在进一步理顺输配电价里的各项组成。一个趋势就是会逐渐把包含在输配电价里的，但难以区分的各组成部分单独列支，比如上网环节线损折价和系统运行费折价。

　　这部分电费产生的原因是电力从发电厂输送到用电户并不是无损的，输电、变电和配电环节都存在一定程度的损耗。也就是说用户想要用1万度电，发电厂那边需要多发出几百度电，多出的部分用来覆盖过程里的损耗。

　　电力系统这张网太大，且发电的点位和用电的点位相对分散，难以算出具体的损耗值。故而国家规定，根据当地电网统一的综合线损率来计算上网环节线损折价，而这个线损率也是随着每个监管周期的输配电价文件一起公布的。

　　感兴趣的朋友可以看看如下公式的推导过程。因为从电网的结算上来看，一定需要用某个量×某个价格。用户通过交易或者代理购电，获得的是发电侧的上网价格，但结算的量却是用电侧的用电量。量和价不在一个点上，故而将通过综合线损率算出来的多发电量，通过折价的方式形成上网环节线损折价，由全体工商业户来承担，不论是市场化交易户还是电网代购户。

　　这是一种分摊机制，即通过核定某个地区的综合线损率，计算得出地区电网整体电量损耗。再根据形成的上网电价来形成相应的折价。这是在总体上确保损耗被全部用户分摊，而不是精确到每个用户的承担方式。好比你家就在发电厂隔壁，实际损耗小，但他家离发电厂好几十公里，实际损耗大。但你们也要承担同样的线损折价。

　　目前电网公布的线损折价虽然是依据代理购电价格得出的，但因为市场化用户尚不能自行采购线损电量，所以不论是代理购电户还是电网交易户暂时统一按电网公布的上网环节线损折价进行收费。

　　这部分电费是用来承担为了维护电力系统安全稳定运行而发生的费用，其中第三监管周期文件里规定了原来包含在输配电价中的抽水蓄能容量电价将作为系统运行费中的一部分进行单列，除此之外还包含辅助服务费用。

　　从2023年6月第三监管周期输配电价核定文件执行至今，通过观察各省每月公布的代理购电价格表，除了上述两项费用外，各省在系统运行费部分中也列支了很多明细项。比如“为保障居民和农业价格稳定的新增损益”，部分地区已经将这部分电费更名为“交叉补贴新增损益”。

　　交叉补贴目前是包含在输配电价中的，“交叉补贴新增损益”是与该部分电费收缴有关的损益。原因就是这部分价格是根据当月预测的电网代理购电量和签订的市场化交易电量测算出的。实际月份运行完毕后，产生的电量和这个预测量肯定存在偏差，所以会有新增的损益。当然“损”意味着需要补回来，“益”意味着可以把盈余分出去。其它类似的损益也是同样的道理。下图为江苏省系统运行费里的细目，项目多不代表复杂，而是一种理顺电价的趋势，让每个部分都明明白白，清清楚楚。

　　之前文章分析过的发电机组的容量补偿电价也将于2024年开始正式纳入系统运行费的范畴。透过此费用，我们也会越来越清晰电力系统的各个组成部分在系统运行中所起到的作用。不过不论怎样，这部分费用都是由当地全部工商业用户共同承担的。因为电力行业有个原则，就是“谁受益，谁承担”。系统的安全稳定运行受益的是全体用电用户，考虑到我国对于居民和农业的保障性供电，所以这部分电费就由全体工商业用户来承担。

　　从上文可以看出，在尖峰平谷时段用电中谷时段用电是最经济优惠的，采取有力的措施避峰填谷，在生产工艺允许的情况下最大限度地将高峰负荷转为低谷负荷，从而降低输配电费。

　　市场交易价格=用户市场交易价差+购电基准价。此公式中，购电基准价为定值，市场交易价格随着交易价差的变化而变化，交易价差取决于代理售电公司每月所获取的价差的高低。若企业一个月用电量为500000千瓦时，价差为-0.01元//千瓦时，则企业获得的优惠为5000元。

　　例如某用户的变压器容量为1000kVA,最大需量值为700kW。按容量计费法，基本电费为1000kVA*20=20000元，按需量计费法，基本电费为700kW*30=21000元。这种情况，选择按容量计费方式更划算。

　　如果最大需量值为600kW。按容量计费法，基本电费为1000kVA*20=20000元，按需量计费法，基本电费为600kW*30=18000元。这种情况，选择按需量计费方式更划算。

　　所以，用户要根据自身企业的用电负荷情况，选择合理的计费方式。一般情况下当企业用电负荷在66%以内，我们选择按需量的计费方式更优惠，当企业用电负荷超过66%以上，我们选择按容量计算更优惠。

　　从前文计算力调电费的过程中我们可以了解到，用户的功率因素越高，奖励的电费越高。提高功率因素，我们通常是合理选用电气设备容量，避免变压器等电气设备“大马拉小马”现象，防止电气设备的轻载或空载运行。另外就是装设无功补偿设备。

　　了解了如何降低企业用电成本，我们可以计算一下，在各方面都控制合理的情况下，大工业电价是多少。

　　例湖南某企业变压器为1000kVA，按容量计费法，正常负荷下，每小时用电800千瓦时，按照每天24小时、每月30天生产情况下，一个月用电约为576000千瓦时。