去年大规模使用的 " 一口价 " 模式下，电费单简单明了，即 " 用电量 x 固定电价 "，用户既能根据用电量快速算出需要缴纳的费用，也能复盘生产中的用电节点。
但从今年开始，部分地区推动的 " 现货价格传导 " 和 " 取消行政分时电价 "，让电费逐渐呈现 " 事后成价 "" 一企一价 " 的特点。每个交易节点电价都有可能波动，电费单需要在每个月结算周期结束后，由当地电网或电力交易中心提供，工商业电力用户难以掌握每个交易节点的具体电费金额。
看懂电费单，只是企业的第一步诉求。一位大型钢铁企业电力负责人表示，他们正在讨论是否成立电力交易部门，对电价波动进行精益电价管理。
尽管对大部分大型制造企业而言，主要电力供应基本通过中长期协议锁定，但仍有一定比例需要在现货市场采购，因此需要更高效的能源管理。波动的电价不仅影响购电环节，还会波及储能和光伏的收益。此外，即便签订了中长期协议，若申报负荷曲线与实际用电偏差较大，企业也会面临严重惩罚。
清华四川能源互联网研究院电力市场所常务副所长蔡元纪说：" 发电侧的市场建设花了很长时间，用户侧对电力市场的认知更浅，多将电力视为成本项，缺乏主动优化的意识。"
在他看来，目前电价波动幅度仍较小，很多企业还没有意识到主动参与电力市场交易的重要性，但如果像欧洲那样出现数十元一度电的价差，企业必然会有强烈的风险规避意愿。
" 事后成价 "" 一企一价 "
今年开始，部分地区逐步推进 " 现货价格传导 " 及 " 取消行政分时电价 "，两项举措共同指向了 " 事后成价 "" 一企一价 " 这两种新的电价形成机制。
" 现货价格传导 " 主要针对电能量。以江苏为例，根据 2025 年 12 月 25 日江苏省电力交易中心发布的《关于加强电力零售与批发价格传导的工作通知》，在电力用户的电费中，至少有 5% — 15% 电量价格需要跟随现货市场确定。
易彦婷表示，具体到售电公司和电力用户的合同层面，这意味着尽管大部分电量可通过固定价格和中长协市场锁定，但最终电费一定会受到电力现货市场的影响。
在电力现货交易市场中，电价在每个交易节点都可能波动。以常见的每 15 分钟为一个交易节点计算，每天有 96 个交易节点，每月则有数千个，每个节点的电价均不相同。而部分省份取消行政分时电价，转而由市场形成分时电价，意味着峰谷时段电费调整的系数也开始波动。" 取消行政分时电价 " 则针对系统运行费部分。在分时电价制度下，电网或电力交易中心会根据不同时段的发电、用电情况，按照不同的系数收取与电能量相关的费用，系数越低，用电成本越便宜。
以陕西为例，根据 2025 年 12 月 10 日陕西电力交易中心发布的《关于 2026 年陕西电力市场交易相关重要事项的提示》，2026 年市场化用户（批发用户、零售用户）分时价格不再执行峰谷浮动政策，售电公司代理用户电价主要由市场内全部售电公司与电厂间的批发均价传导形成。
行政分时电价下，陕西省分时电价现共有 8 个不同的时段，对应 4 种不同的电价系数。市场化分时电价下，陕西省分为按小时计的 24 个不同时段，最多可对应 24 种不同的系数，市场主体仅能预测时段和系数，具体结果需要等到每个结算周期结束后才能得知。
安徽友进冠华新材料科技股份有限公司（下称 " 友进冠华 "）总经理李智从电力用户角度表示，" 事后成价 " 整体上更有助于企业节约电费，因为电网或售电公司主导的 " 事前定价 " 一定会将波动风险和电力浪费纳入运行成本，最终由电力用户承担；而市场主导的 " 事后成价 "，是电力用户与售电公司共同努力降本增效的最终结果。友进冠华是一家产值超百亿元的矿铜冶炼企业。
易彦婷举例，她服务的一家陕西铁合金用户，月耗电 2500 万度，2025 年按旧制度签约固定电价 0.35 元 /kWh；2026 年开始执行批发均价联动套餐，1 月均价 0.318 元 /kWh，2 月均价 0.268 元 /kWh。相当于一月节省 80 万元，二月节省 205 万元，两个月的能源成本相差 125 万元。
蔡元纪说，从政策走向来看，市场建设者希望通过推进现货市场建设、完善电价形成机制，在降低用户用电成本的同时，引导企业根据市场价格情况调节生产活动。
企业影响
尽管企业在能源总成本上可能减少支出，但会面临更大的电价波动。在 " 事后成价 "" 一企一价 " 模式下，电力现货价格低、分时电价系数低的时段，用电成本更便宜，反之则更贵。
以陕西海博电力发布的 4 月陕西 24 小时分时电价预测为例，9 时— 17 时为谷段、18 时— 21 时为尖峰段，最大电费差约 0.35 元 /kWh。
海博电力建议，连续生产的高耗能设备应在 9 时— 17 时运行，原料加工、烘干、制冷、加热等工序优先安排在 9 时— 17 时；检修、维护、清洁等工序安排在 17 时— 22 时或 6 时— 8 时，17 时— 22 时优先保障关键工序，非必要设备停机或待机。
这给企业带来了新的挑战：理论上，企业需要根据电价波动，对储能和生产进行调配。
易彦婷向记者举例，从她服务的客户来看，按照是否愿意跟随电力市场调整生产，可大致分为三类企业：第一类是 " 不能调 " 的企业，以有色冶炼为主。这类企业一旦调整生产设备的电耗，产品杂质可能增加，进而影响销售。
第二类是 " 能调但不愿调 " 的企业。这类企业具备生产调整能力，但当前电力现货市场下电价波动空间有限，跟随电力系统进行调节并不划算，所以不愿调。
据记者不完全统计，2025 年电力市场最大峰谷差出现在蒙东地区，约为 0.68 元 /kWh，而重庆等地的峰谷差仅约 0.1 元 /kWh。
第三类是 " 能调、愿调但不会调 " 的企业。这类企业有调整意愿，但因无法预测电价波动，也不懂电力市场，难以参与电力市场交易。
" 即便像我们这样专门服务客户的公司，在当前电价形成机制下，也不可能准确预测下个月的价格，只能提供指导价格。市场上也不可能有人能实现 100% 精准预测。" 易彦婷说。
但很多企业正在密切关注这一市场变化。
一家钢铁企业供电业务负责人表示，目前自发电和锁定价格的绿电，能解决约 60% 的用电需求，仅有 40% 的外购电量会受电价浮动影响。为应对即将到来的电价形成机制调整，企业正在研讨成立电力交易部门，确定是自主开展电力交易还是委托外部机构，同时计划上马智慧储能项目，探索通过智能调控平台，平衡自发电、现货电力外购电和生产用电等，找到最经济的运行策略。
此外，波动加剧的能源价格还会影响现有新能源系统的收益。另一家钢铁企业生产负责人表示，电价形成机制调整后，一方面，以往 " 低价储电、高价用电 " 的节电方法失效；另一方面，利用光伏发电等新能源替代高价电的方式也会受到影响，因为光伏出力高峰，恰恰是电价低谷。在他看来，这一定程度上抑制了企业利用新能源替代传统电能的积极性。
" 过去，价格波动的风险主要由售电公司承担，而现在这一风险正逐步向用户侧传导。" 蔡元纪说。
蔡元纪说，去年新能源全面入市，导致全国各地现货价格普遍下行，但 " 一口价 " 模式下，电力用户未能完全享受价格下行红利；今年动力煤价格已有上升趋势，以火电为主导的地区，电价可能上涨，并部分传导至用户端。
易彦婷发现，她服务的江苏省众多外向型企业，对电价的核心需求其实是 " 保持稳定 "，以便将成本向终端传导。
如何应对
面对电价波动，不同企业有着不同的应对方式。
矿铜的火法冶炼工艺属于自热冶炼，冶炼过程中的化学反应会释放热量。友进冠华目前已全面收集火法冶炼和烟气制酸过程中的余热，每小时可对外供应蒸汽 50 吨以上（或余热发电 8000KWh 以上）。
李智给记者算了一笔账：满负荷生产情况下，该铜冶炼厂每小时可对外供应 50 吨蒸汽，以每吨蒸汽 100 元计，全年可创造价值超 4000 万元；即便按 0.4 元 /kWh 的价差计算，也需要 1 亿 kWh 的用电调期才能实现同等效益，而友进冠华全年用电量约为 7000 万 kWh。因此，冶炼生产负荷越高，企业 " 负能耗 " 属性越突出；反之，生产负荷降低，绝对能耗反而会升高。基于此，友进冠华目前不需要跟随电力现货市场价格波动调整生产负荷。
此外，该企业还配备了储能电站，每天可完成 10 万 kWh 的峰谷电置换；通过分布式光伏电站，每年可以自产自消 2000 万 kWh 的零成本绿电。
每年友进冠华都会通过招投标优选售电公司，今年已有超过 30 家售电公司参与投标。友进冠华的吸引力在于，其上下游产业群合计用电量超过 3 亿 kWh，且生产用电负荷和储能充放策略非常稳定。
李智是对电力市场 " 非常了解 " 的企业家，面对铜冶炼行业激烈的市场竞争，他亲自分管了公司的动能部。
海澜电力是江苏省最大的民营售电公司之一，海澜电力副总经理孙菁向记者表示，耗电量大的企业基本都有自己的电力交易部门。她说，随着未来电力交易能力的重要性日益凸显，市场化售电公司有望凭借自身的交易能力赢得更多客户。
易彦婷说，从她服务的客户来看，年用电量 10 亿度电以上的企业会配置电力交易员；年用电量 5 亿度电以下的企业，很少配备专职的电力交易员，通常由电工、分管厂长或副总等人员负责能源管理。
易彦婷说，以前一家工业企业的电费管理流程，基本是 " 电工抄表—财务审计—汇报老板 "，对售电公司的要求也只是 " 找个人帮忙交电费 "。
对售电公司和电力用户而言，弄懂复杂的电力价格形成机制是必要的。按照今年最新发布的《电力中长期市场交易规则》要求，申报负荷曲线与实际用电出现较大偏差，将面临严重惩罚。
蔡元纪向记者表示，目前现货市场电价波动仍较小，对企业影响有限，因此企业并未陆续跟进，仅委托售电公司代理参与市场。但如果像欧洲那样出现数十元一度电的价差，企业必然会有强烈的风险规避意愿。
他建议，在电价浮动下，企业首先要摸清自身生产情况；其次要提升对电力市场的了解，熟悉市场规则和运作模式；可选择有资质的售电公司长期合作，或自己培养电力交易团队；最后，可配置储能等灵活性调节资源，提升自身调节能力。
