山西地方电力有限公司代理购电价格公告2025年8月份
|
用电分类 |
电压等级 |
电量电价 （元/千瓦时） |
其中 |
分时电量电价（元/千瓦时） |
容（需）量电价 |
||||||||||||
|
代理购电价格 |
上网环节线损折价 |
电量输配电价 |
政府性基金及附加 |
系统运行费用折价 |
尖峰时段 |
高峰时段 |
平时段 |
低谷时段 |
需量电价 （元/千瓦·月） |
容量电价 （元/千伏安·月） |
|||||||
|
公式 |
— |
1=2+3+4+5+6 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9=1 |
10 |
11 |
12 |
||||
|
单一制 |
不满1千伏 |
0.55150875 |
0.337286 |
0.012237 |
0.145600 |
0.04336875 |
0.013017 |
— |
0.75274775 |
0.55150875 |
0.36703975 |
— |
— |
||||
|
1-10千伏 |
0.53150875 |
0.012237 |
0.125600 |
— |
0.73274775 |
0.53150875 |
0.34703975 |
— |
— |
||||||||
|
35千伏 |
0.51650875 |
0.012237 |
0.110600 |
— |
0.71774775 |
0.51650875 |
0.33203975 |
— |
— |
||||||||
|
两部制 |
1-10千伏 |
0.50990875 |
0.012237 |
0.104000 |
0.81847475 |
0.71114775 |
0.50990875 |
0.32543975 |
36.0 |
22.5 |
|||||||
|
35千伏 |
0.47990875 |
0.012237 |
0.074000 |
0.78847475 |
0.68114775 |
0.47990875 |
0.29543975 |
36.0 |
22.5 |
||||||||
|
110千伏 |
0.45490875 |
0.012237 |
0.049000 |
0.76347475 |
0.65614775 |
0.45490875 |
0.27043975 |
33.6 |
21.0 |
||||||||
|
220千伏及以上 |
0.43490875 |
0.012237 |
0.029000 |
0.74347475 |
0.63614775 |
0.43490875 |
0.25043975 |
33.6 |
21.0 |
||||||||
注: 1.代理购电价格根据当月预测购电成本等测算所得（详见附表3）；输配电价由上表所列的电量输配电价、容（需）量电价构成，按照晋发改商品发〔2023〕166号文件执行；政府性基金及附加包含：重大水利工程建设基金0.196875分钱，大中型水库移民后期扶持资金0.24分钱，可再生能源电价附加1.9分钱，农网还贷资金2分钱。
2.分时电量电价在电量电价基础上根据晋发改商品发〔2021〕479号、晋发改商品发〔2023〕166号文件规定形成。时段划分：尖峰时段18:00-20:00（两部制用户每年1月、7月、8月、12月份执行），高峰时段8:00-11:00，17:00-23:00；平时段7:00-8:00，13:00-17:00，23:00-24:00；低谷时段00:00-7:00，11:00-13:00。浮动比例：高峰电价为平段电价上浮60%，低谷电价为平段电价下浮55%，尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%。代理购电价格中历史偏差电费折价，继续按照晋发改商品发〔2021〕479号文件规定，不参与峰谷分时浮动。
执行1.5倍代理购电价格工商业用户电价表
（执行时间：2025年8月1日-2025年8月31日）
|
用电分类 |
电压等级 |
电量电价 （元/千瓦时） |
其中 |
分时电量电价（元/千瓦时） |
容（需）量电价 |
||||||||||||
|
代理购电价格 |
上网环节线损折价 |
电量输配电价 |
政府性基金及附加 |
系统运行费用折价 |
尖峰时段 |
高峰时段 |
平时段 |
低谷时段 |
需量电价 （元/千瓦·月） |
容量电价 （元/千伏安·月） |
|||||||
|
公式 |
— |
1=2+3+4+5+6 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9=1 |
10 |
11 |
12 |
||||
|
工商业用电 |
单一制 |
不满1千伏 |
0.72015175 |
0.505929 |
0.012237 |
0.145600 |
0.04336875 |
0.013017 |
— |
1.02257675 |
0.72015175 |
0.44292875 |
— |
— |
|||
|
1-10千伏 |
0.70015175 |
0.012237 |
0.125600 |
— |
1.00257675 |
0.70015175 |
0.42292875 |
— |
— |
||||||||
|
35千伏 |
0.68515175 |
0.012237 |
0.110600 |
— |
0.98757675 |
0.68515175 |
0.40792875 |
— |
— |
||||||||
|
两部制 |
1-10千伏 |
0.67855175 |
0.012237 |
0.104000 |
1.14226975 |
0.98097675 |
0.67855175 |
0.40132875 |
36.0 |
22.5 |
|||||||
|
35千伏 |
0.64855175 |
0.012237 |
0.074000 |
1.11226975 |
0.95097675 |
0.64855175 |
0.37132875 |
36.0 |
22.5 |
||||||||
|
110千伏 |
0.62355175 |
0.012237 |
0.049000 |
1.08726975 |
0.92597675 |
0.62355175 |
0.34632875 |
33.6 |
21.0 |
||||||||
|
220千伏及以上 |
0.60355175 |
0.012237 |
0.029000 |
1.06726975 |
0.90597675 |
0.60355175 |
0.32632875 |
33.6 |
21.0 |
||||||||
注: 1.对于已直接参与市场交易（不含已在电力交易平台注册但未直接参与过市场交易的用户）在无正当理由情况下改由电网企业代理购电的用户，现执行保底电价由电网企业代理购电的用户，拥有燃煤发电自备电厂由电网企业代理购电的用户，由电网企业代理购电的高耗能用户，代理购电价格按上表执行。
2.输配电价由上表所列的电量输配电价、容（需）量电价构成，按照晋发改商品发〔2023〕166号文件执行；政府性基金及附加包含：重大水利工程建设基金0.196875分钱，大中型水库移民后期扶持资金0.24分钱，可再生能源电价附加1.9分钱，农网还贷资金2分钱。
3.分时电量电价在电量电价基础上根据晋发改商品发〔2021〕479号、晋发改商品发〔2023〕166号文件规定形成。时段划分：尖峰时段18:00-20:00（两部制用户每年1月、7月、8月、12月份执行），高峰时段8:00-11:00，17:00-23:00；平时段7:00-8:00，13:00-17:00，23:00-24:00；低谷时段00:00-7:00，11:00-13:00。浮动比例：高峰电价为平段电价上浮60%，低谷电价为平段电价下浮55%，尖峰电价在高峰电价基础上上浮20%。代理购电价格中历史偏差电费折价，继续按照晋发改商品发〔2021〕479号文件规定，不参与峰谷分时浮动。
代理购电价格信息表
（2025年8月）
单位：万千瓦时、元/千瓦时
|
名称 |
序号 |
明细 |
计算关系 |
数值 |
|
电量 |
1 |
代理工商业购电电量规模 |
1=2+3 |
227078.00 |
|
2 |
其中：采购优先发电电量 |
2 |
205955.53 |
|
|
3 |
采购市场化发电电量 |
3 |
21122.47 |
|
|
电价 |
4 |
代理工商业购电价格 |
4=5+6 |
0.337286 |
|
5 |
其中：当月平均购电价格 |
5 |
0.335398 |
|
|
6 |
历史偏差电费折价 |
6 |
0.001888 |
|
|
7 |
代理工商业上网环节线损费用折价 |
7 |
0.012237 |
|
|
8 |
系统运行费用折合度电水平 |
8=9+10+11+12+13+14 |
0.013017 |
|
|
9 |
其中：1.辅助服务费用折合度电水平 |
9 |
0.002604 |
|
|
10 |
2.抽水蓄能容量电费折合度电水平 |
10 |
0.002745 |
|
|
11 |
3.上网环节线损代理采购损益折合度电水平 |
11 |
0.000467 |
|
|
12 |
4.电价交叉补贴新增损益折合度电水平 |
12 |
-0.011092 |
|
|
13 |
5.煤电容量电费折合度电水平 |
13 |
0.016145 |
|
|
14 |
6.趸售电价损益折合度电水平 |
14 |
0.002148 |
注：1.直接参与市场交易的用户，按照与电网企业代理购电用户相同的标准承担上网环节线损费用、系统运行费用。
2.企业自备电厂（余热、余气、余压自备电厂除外）自发自用电量按照与电网企业代理购电用户相同的标准承担系统运行费。
3.跨省跨区外送电量（含榆林交易电量、暂不包含应急调度电量）和未参与电能量市场交易的上网电量承担辅助服务费用度电分摊标准按上表中“辅助服务费用折合度电水平”执行。
4.上表中代理工商业购电电量为全省预测电量。6月全省代理购电工商业用户实际用电量20.17亿千瓦时.
