电力市场 · 月度数据
2026年4月全国电网代理购电
价格信息分析报告
  2026-03-31  ·  覆盖31省市
全国最低购电价
0.1699
蒙东 元/kWh
全国最高购电价
0.4433
重庆 元/kWh
最高系统运行费
0.1435
辽宁（占比49.8%）
东西价差
2.6×
重庆 vs 蒙东

核心洞察

2026年4月全国电网代理购电价格呈现显著的「西低东高」分化格局：

系统运行费用已成为代理购电成本的重要构成，在辽宁、吉林、黑龙江、陕西等省份折合度电突破0.10元/度；山西0.1057元/度、山东0.1118元/度居全国前列，煤电容量电费与新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用是主要推手。

采购结构方面，蒙东、辽宁、吉林、福建、山东等省已实现100%市场化采购；上海、湖北、湖南、广西、四川、贵州、青海仍有较高比例优先发电电量保障。

历史偏差电费方面，天津、河北南部、冀北、湖南等地折价为正（推高当月价格），北京、江苏、浙江、安徽、四川等省因折价为负而拉低当期电价。

图表 01各省市代理购电价格排行榜
低价区 ≤0.25元
中价区 0.25–0.38元
高价区 >0.38元

按购电价格从低到高排列，颜色区分低／中／高价区。

图表 02系统运行费用占比分析
系统运行费用
购电裸价

按系统运行费用绝对值从高到低排列，标注各省占购电价格的百分比。

图表 03电量采购结构：市场化 vs 优先发电
市场化采购
优先发电

湖北优先发电占比99.98%为全国最高；蒙东等12省已实现100%市场化采购。

图表 04系统运行费用构成分解（主要省份）
新能源机制差价结算
煤电容量电费
抽水蓄能容量电费
其他费用
交叉补贴（减项）

红色为降低成本的减项，包括电价交叉补贴损益、历史偏差折价等。

全国汇总总览

省市大区电量（亿kWh）购电价格（元/kWh）系统运行费（元/kWh）系统费占比市场化占比
北京直辖市38.110.38400.01915.0%—
天津直辖市25.280.39460.01624.1%—
上海直辖市65.760.40920.053913.2%—
重庆直辖市18.800.44330.04129.3%—
河北南部华北74.410.39410.054613.9%86.1%
冀北华北61.320.41730.03849.2%80.0%
山西华北19.590.32300.105732.7%100%
蒙东华北6.600.16990.073443.2%100%
蒙西华北21.000.32170.052716.4%100%
辽宁东北31.200.28820.143549.8%100%
吉林东北10.740.34160.104530.6%100%
黑龙江东北19.600.30910.131142.4%85.8%
江苏华东52.500.37150.068818.5%36.8%
浙江华东100.290.35270.091025.8%70.1%
安徽华东37.360.34450.099829.0%100%
福建华东43.720.36560.059216.2%100%
江西华东44.610.41210.03067.4%100%
山东华东97.310.31150.111835.9%100%
湖北华中49.620.37890.051913.7%0.02%
湖南华中26.040.38590.087822.8%20.7%
广东华南145.000.40430.085921.2%57.2%
广西华南23.480.33470.095028.4%41.6%
海南华南4.680.41470.116228.0%100%
四川西南31.670.38890.064516.6%80.1%
贵州西南28.530.36640.043111.8%80.8%
云南西南14.310.30030.039913.3%61.1%
陕西西北18.840.32320.108433.5%100%
甘肃西北15.460.20160.094446.8%100%
青海西北7.120.22400.049622.2%81.6%
宁夏西北7.440.26150.040215.4%100%
新疆西北15.110.22870.073932.3%100%

01 直辖市概览

省市电量规模购电价格平均购电价系统运行费
北京38.11亿kWh0.3840元0.3890元0.0191元
天津25.28亿kWh0.3946元0.3861元0.0162元
上海65.76亿kWh0.4092元0.4472元0.0539元
重庆18.80亿kWh0.4433元0.4441元0.0412元
关键洞察
上海购电电量规模最大（65.76亿kWh），重庆购电价格最高（0.4433元/kWh），北京和天津价格相近（0.38–0.40元/kWh区间）。上海系统运行费用最高（0.0539元），反映其电网运行成本较高。

02 华北地区

02-1 河北南部

指标数值
电量规模74.41亿kWh（优先10.30 / 市场64.09）
购电价格0.3941元/kWh
历史偏差折价−0.0102元/kWh
系统运行费用0.0546元/kWh（占比13.9%）
采购结构市场发电86.1% / 优先发电13.9%

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
新能源机制差价结算+0.0586
煤电容量电费+0.0415
抽水蓄能容量电费+0.0089
辅助服务费用+0.0002
上网环节线损代理采购损益−0.0061
电价交叉补贴损益−0.0511
关键发现
新能源机制差价结算（0.0586元）是系统运行费用中最大单项；电价交叉补贴损益为负（−0.0511元），有效降低整体成本。

02-2 冀北

指标数值
电量规模61.32亿kWh（优先12.24 / 市场49.08）
购电价格0.4173元/kWh
历史偏差折价+0.0210元/kWh（推高价格）
系统运行费用0.0384元/kWh（占比9.2%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.0364
电价交叉补贴新增损益+0.0059
抽水蓄能容量电费+0.0038
功率因数调整电费损益+0.0018
上网环节线损代理采购损益−0.0041
新能源机制差价结算−0.0054
关键发现
冀北价格在华北最高，主因历史偏差折价为正（+0.0210元）；煤电容量电费占系统运行费用94.8%。

02-3 山西

指标数值
电量规模19.59亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.3230元/kWh
当月平均购电价0.2916元/kWh
历史偏差折价−0.0114元/kWh
系统运行费用0.1057元/kWh（占比32.7%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
新能源机制差价结算+0.0627
煤电容量电费+0.0374
辅助服务费用+0.0034
抽水蓄能容量电费+0.0029
亏售电价补益+0.0027
电价交叉补贴损益−0.0038
关键发现
山西100%市场化，系统运行费用占比高达32.7%，新能源机制差价结算（0.0627元）为最大单项，反映山西作为新能源大省的系统成本特征。

02-4 蒙东  🏆 全国最低购电价格

指标数值
电量规模6.60亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.1699元/kWh（全国最低）
当月平均购电价0.2041元/kWh
历史偏差折价−0.0312元/kWh
系统运行费用0.0734元/kWh（占比43.2%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
新能源机制差价结算+0.0780
煤电容量电费+0.0277
抽水蓄能容量电费+0.0086
上网环节线损代理采购损益−0.0022
电价交叉补贴损益−0.0386
关键发现
蒙东购电价格全国最低，主因历史偏差大幅折价（−0.0312元）；但系统运行费用占比高达43.2%，新能源机制差价结算（0.0780元）是最大单项。

02-5 蒙西

指标数值
电量规模21.00亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.3217元/kWh
当月平均购电价0.3398元/kWh
历史偏差折价−0.0181元/kWh
系统运行费用0.0527元/kWh（占比16.4%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.0231
新能源机制差价结算+0.0196
保障居民农业用电损益+0.0070
上网环节线损代理采购损益+0.0011
抽水蓄能容量电费+0.0004
辅助服务分摊费用+0.0002

03 东北地区

03-1 辽宁

指标数值
电量规模31.20亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.2882元/kWh
当月平均购电价0.3008元/kWh
现货市场分摊费用−0.0126元/kWh（降低成本）
系统运行费用0.1435元/kWh（占比49.8%）

机制电价差价结算费用（辽宁特色）

项目费用（元/kWh）
新能源项目机制电价差价结算+0.0513
核电机组机制电价差价结算+0.0408
煤电容量电费+0.0271
电价交叉补贴新增损益+0.0117
抽水蓄能容量电费+0.0128
关键发现
辽宁参与现货市场获得负分摊（−0.0126元/kWh）降低成本；新能源（0.0513元）＋核电（0.0408元）机制差价合计占系统运行费用64.2%。

03-2 吉林

指标数值
电量规模10.74亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.3416元/kWh
历史偏差折价+0.0025元/kWh
系统运行费用0.1045元/kWh（占比30.6%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.1035（占比99.0%）
新能源机制差价结算+0.0469
抽水蓄能容量电费+0.0137
辅助服务费用−0.0014
上网环节线损代理采购损益−0.0118
电价交叉补贴损益−0.0441
关键发现
吉林煤电容量电费（0.1035元）占系统运行费用99.0%，为全国煤电容量费用占比最高省份；电价交叉补贴（−0.0441元）有效对冲部分成本。

03-3 黑龙江

指标数值
电量规模19.60亿kWh（优先2.79 / 市场16.81）
购电价格0.3091元/kWh
采购结构市场发电85.8% / 优先发电14.2%
系统运行费用0.1311元/kWh（占比42.4%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.1002（占比76.4%）
新能源机制差价结算+0.0532
抽水蓄能容量电费+0.0121
电价交叉补贴损益−0.0304
上网环节线损代理采购损益−0.0060

04 华东地区

04-1 江苏

指标数值
电量规模52.50亿kWh（优先33.19 / 市场19.31）
购电价格0.3715元/kWh
采购结构优先发电63.2% / 市场发电36.8%
系统运行费用0.0688元/kWh（占比18.5%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.0340
新能源机制差价结算+0.0230
天然气发电容量电费（江苏特色）+0.0230
抽水蓄能容量电费+0.0055
力调电费损益+0.0024
电价交叉补贴新增损益−0.0194
关键发现
天然气发电容量电费（0.0230元）是江苏特色，反映气电装机规模；优先发电占比63.2%为华东最高。

04-2 浙江

指标数值
电量规模100.29亿kWh（优先29.98 / 市场70.25）
购电价格0.3527元/kWh
系统运行费用（1-10kV及以上）0.0910元/kWh
系统运行费用（不满1kV）0.0806元/kWh
采购结构市场发电70.1% / 优先发电29.9%

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.0250
电价交叉补贴新增损益+0.0242
新能源机制差价结算+0.0216
天然气容量电费+0.0104
抽水蓄能容量电费+0.0098
现货成本补偿费用+0.00002
关键发现
浙江实行差异化系统运行费用，低压用户（0.0806元）比高压用户（0.0910元）低11.4%，体现对低压用户的政策倾斜。

04-3 安徽

指标数值
电量规模37.36亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.3445元/kWh
当月平均购电价0.3553元/kWh
历史偏差折价−0.0108元/kWh
系统运行费用0.0998元/kWh（占比29.0%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.0425
新能源机制差价结算+0.0351
抽水蓄能容量电费+0.0112
电价交叉补贴新增损益+0.0085
其他费用+0.0028

04-4 福建

指标数值
电量规模43.72亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.3656元/kWh
当月平均购电价0.3961元/kWh
历史偏差折价−0.0018元/kWh
系统运行费用0.0592元/kWh（占比16.2%，全国最低之一）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.0260（占比43.9%）
抽水蓄能容量电费+0.0138
其他费用+0.0094
新能源机制差价结算+0.0072
电价交叉补贴新增损益+0.0051
上网环节线损代理采购损益−0.0012

04-5 江西

指标数值
电量规模44.61亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.4121元/kWh（华东最高）
当月平均购电价0.4017元/kWh
历史偏差折价+0.0063元/kWh（推高价格）
系统运行费用0.0306元/kWh（占比7.4%，全国最低）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.0360
新能源机制差价结算+0.0225
抽水蓄能容量电费+0.0037
峰谷分时电价损益−0.0079
电价交叉补贴新增损益−0.0153
其他费用−0.0068

04-6 山东

指标数值
电量规模97.31亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.3115元/kWh
容量补偿电价（山东特色）+0.0705元/kWh
历史偏差折价−0.0452元/kWh
系统运行费用0.1118元/kWh（占比35.9%）

价格构成：当月平均购电价0.2862元 ＋ 容量补偿电价0.0705元 − 历史偏差折价0.0452元 ＝ 0.3115元

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
新能源机制差价结算+0.0980（全国最高之一）
容量补偿电价峰谷损益+0.0087
抽水蓄能容量电费+0.0059
煤电容量电费+0.0209
电价交叉补贴新增损益−0.0217

05 华中地区

05-1 湖北

指标数值
电量规模49.62亿kWh
购电价格0.3789元/kWh
采购结构优先发电99.98% / 市场发电0.02%（全国最高）
系统运行费用0.0519元/kWh（占比13.7%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.0401（占比77.2%）
新能源机制差价结算+0.0165
抽水蓄能容量电费+0.0024
剩余优先发电价差损益+0.0020
辅助服务费用+0.0011
电价交叉补贴新增损益−0.0102

05-2 湖南

指标数值
电量规模26.04亿kWh（优先20.06 / 市场5.98）
购电价格0.3859元/kWh
购售价差资金分摊（湖南特色）+0.0235元/kWh
采购结构优先发电79.3% / 市场发电20.7%
系统运行费用0.0878元/kWh（占比22.8%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
煤电容量电费+0.0469
峰谷分时电价损益+0.0194（占22.1%）
新能源机制差价结算+0.0111
地方电网减免电费损益+0.0066
抽水蓄能容量电费+0.0041
电价交叉补贴新增损益−0.0057

06 华南地区

06-1 广东

指标数值
电量规模145亿kWh（优先62 / 市场83）
购电价格0.4043元/kWh
采购结构市场发电57.2% / 优先发电42.8%
系统运行费用0.0859元/kWh（占比21.2%）

系统运行费用构成

项目费用（分/kWh）
煤（气）电容量电费+4.04（占比47.0%）
新能源机制差价结算+3.54
抽水蓄能容量电费+0.68
辅助服务费用+0.33

06-2 广西

指标数值
电量规模23.48亿kWh（优先13.71 / 市场9.77）
购电价格0.3347元/kWh
核电差价合约费用（广西特色）0.0263元/kWh（占系统运行费27.7%）
采购结构优先发电58.4% / 市场发电41.6%
系统运行费用0.0950元/kWh（占比28.4%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
新能源机制差价结算+0.0436
核电差价合约费用+0.0263
煤电容量电费+0.0232
辅助服务费用+0.0030
其他费用−0.0002

06-3 海南  ⚠ 全国最高系统运行费用

指标数值
电量规模4.68亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.4147元/kWh
系统运行费用0.1162元/kWh（占比28.0%，全国最高之一）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
新能源机制差价结算+0.1021（占比87.9%）
抽水蓄能容量电费+0.0394
煤电容量电费+0.0129
辅助服务费+0.0022
其他费用−0.0394
关键发现
海南系统运行费用全国最高，新能源机制差价结算（0.1021元）是绝对主导，反映海南新能源快速发展带来的系统成本压力。

07 西南地区

07-1 四川

指标数值
电量规模31.67亿kWh（优先6.38 / 市场25.39）
购电价格0.3889元/kWh
采购结构市场发电80.1% / 优先发电19.9%
系统运行费用0.0645元/kWh（占比16.6%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
保障居民农业用电损益+0.0327（占比50.7%）
煤电容量电费+0.0133
天然气发电容量电费（四川特色）+0.0093
新能源机制差价结算+0.0081
辅助服务费用+0.0012

07-2 贵州

指标数值
电量规模28.53亿kWh（优先5.47 / 市场23.06）
购电价格0.3664元/kWh
峰谷分时电价损益含独立储能（贵州特色）0.0181元/kWh
采购结构市场发电80.8% / 优先发电19.2%
系统运行费用0.0431元/kWh（占比11.8%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
其他费用+0.0236
煤电容量电费+0.0197
峰谷分时电价损益+0.0181
新能源机制差价结算+0.0031
电价交叉补贴新增损益−0.0208

07-3 云南

指标数值
电量规模14.31亿kWh（优先5.56 / 市场8.75）
购电价格0.3003元/kWh
代理购电平均购电价0.2673元/kWh
采购结构市场发电61.1% / 优先发电38.9%
系统运行费用0.0399元/kWh（占比13.3%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
机制电价差价结算费用+0.0277
煤电容量电费分摊单价+0.0121

08 西北地区

08-1 陕西

指标数值
电量规模18.84亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.3232元/kWh
系统运行费用0.1084元/kWh（占比33.5%）

价格构成：电网平均购电价0.2876元 ＋ 历史偏差费0.0354元 ＋ 分时损益0.0246元 ＝ 0.3232元

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
新能源机制差价结算+0.0759（全国最高之一，占比70.0%）
煤电容量电费+0.0333
抽水蓄能容量电费+0.0067
抽水蓄能容量电费（其他）+0.0031
电价交叉补贴新增损益−0.0105

08-2 甘肃

指标数值
电量规模15.46亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.2016元/kWh
现货市场运营费用（甘肃特色）0.0047元/kWh
系统运行费用0.0944元/kWh（占比46.8%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
发电侧容量电费+0.0982（占比97.2%）
辅助服务费用+0.0050
现货市场运营费用+0.0047
水电差价结算费用+0.0040
电价交叉补贴新增损益−0.0098
关键发现
甘肃发电侧容量电费（0.0982元）独占系统运行费用97.2%，是全国最集中的系统成本结构；现货市场运营费用反映甘肃电力市场建设进展。

08-3 青海

指标数值
电量规模7.12亿kWh（优先1.31 / 市场5.80）
购电价格0.2240元/kWh
采购结构市场发电81.6% / 优先发电18.4%
系统运行费用0.0496元/kWh（占比22.2%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
其他费用（含峰谷、力率、绿色机制等）+0.0294
峰谷分时电价损益+0.0247
新能源机制差价结算+0.0233
煤电容量电费+0.0074
气电容量电费+0.0005

08-4 宁夏

指标数值
电量规模7.44亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.2615元/kWh
当月平均购电价0.2293元/kWh
系统运行费用0.0402元/kWh（占比15.4%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
新能源机制差价结算+0.0311（占比77.4%）
煤电容量电费+0.0152
抽水蓄能容量电费+0.0007
电价交叉补贴新增损益−0.0007
上网环节线损代理采购损益−0.00001

08-5 新疆

指标数值
电量规模15.11亿kWh（全部市场化采购）
购电价格0.2287元/kWh
独立储能容量电价补偿（新疆特色）0.0006元/kWh
系统运行费用0.0739元/kWh（占比32.3%）

系统运行费用构成

项目费用（元/kWh）
新能源机制差价结算+0.0404
煤电容量电费+0.0337
抽水蓄能容量电费+0.0060
辅助服务费用+0.0055
独立储能容量电价补偿+0.0006
关键发现
新疆独立储能容量电价补偿是全国少见的特色项目，反映新疆储能政策创新；分时损益折价（−0.0054元）有效降低购电成本。