电能基础电价偏低，维系系统运转、调度结算的相关成本，单独列支为系统运行费用等项目。售电企业制定零售电价时，需综合考量购电成本、电量偏差、合同履约及日常经营开支。两类电价计算方式看似相近，实际核算范围存在差异。用户直观感知的是每度电单价，代购电价一旦偏低，售电企业在价格比拼中就会处于劣势。

省间区域电力交易成本权责划分失衡

跨省跨区电力交易里，省间优先发电交易与绿电交易存在成本权责错配问题，使得受电省份（多为经济发达地区、电力输入省份）代购购电价长期处于低位。

电力实物输送过程中，外送电力高度依赖送电省内电网提供有功平衡、备用调频、电压支撑等系统服务。新能源跨省外送规模快速攀升，其发电间歇性、波动性迫使送电省份调动火电、抽水蓄能等省内电源兜底保供，并预留足量备用机组。依据国家发改委、国家能源局2026年1月发布的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）核心原则，保障电力可靠供应、提供辅助服务产生的成本，理应由受益用电主体公平分摊。

现行省间交易结算机制，大多将外送电量视作单一交易标的，定价仅包含基础发电成本与跨省输电电价，并未纳入辅助服务费、容量补偿费等系统运行费用。以负荷形式外送的电量，也未分摊对应系统运维成本。为保障电网收支平衡，这类隐性成本由送电省内工商业用户共同承担，形成省内用电补贴外送电力的交叉补贴格局。

由于外送电价未核算系统运行成本，受电省份能以低于实际系统成本的价格购入跨省绿电、优先发电量。低价外来电力并入省内关口电量，成为代购电价持续走低的主要原因。省内现货市场竞争中，售电企业无法享受跨省输电的成本红利，价格竞争处于被动局面。

市场层面影响

代购电价持续下行，工商业用户入市可预期的电价优势逐步缩减。用户连续数月发现电网代购电价低于或持平售电企业零售价后，会重新权衡市场化购电必要性，部分用户选择退出零售购电合同、缩减签约用电规模。

售电报价需要覆盖电量偏差、履约保证金、资金占用、结算波动等综合成本。代购低价电成为直接比价标准后，企业合理报价易丧失价格竞争力，经营利润空间被压缩，也削弱企业开展负荷调控、组合购电、增值服务的积极性。

长远来看，工商业用户直接入市意愿受挫，原本依托市场定价、共担用电风险的用电主体转为观望状态，阻碍用电侧价格信号有效传导。厘清代购电与市场化购电的成本界限，统一比价标准，保障不同购电模式公平竞争，才能稳定用户入市预期、维护零售市场秩序，推动电力市场化改革纵深发展。

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