测算结果
度电毛利 · 电能量价差
+14.5元/MWh
度电净利 · 税前
+8.2元/MWh
年度净利润 · 税前
820万元
零售结算均价
485.0元/MWh
批发购电均价
470.5元/MWh
套餐上限返还
未触发
合规与机制校验
随参数实时判定 · ✓ 达标 / ⚠ 关注 / ✗ 越限 / ℹ 提示
用户到户参考与竞争力
电能量口径 · 不含输配电价与基金附加
分摊传导在购销两侧同额出现、互相抵消，不影响毛利，但计入用户到户成本；比价基准为月度标准平价（80%×月竞＋20%×现货）。
收益分解：从毛利到净利
元/兆瓦时 · 竞价配置套餐展示五段价差分解，其余套餐展示购销价差
批发购电成本构成
分仓口径 · 元/兆瓦时 · 含缺口等效结算
零售结算均价构成
元/兆瓦时 · 按当前套餐类型
策略 × 情景 毛利矩阵
元/兆瓦时 · 点击单元格切换组合矩阵按当前套餐参数实时重算；行＝建仓策略，列＝价格情景（现货/月竞）。高亮格为当前组合；最后一行跟随左侧自定义滑杆。
当前策略 · 四情景毛利与净利
元/兆瓦时 · 检验当前持仓结构对价格情景的稳健性
敏感性分析
当前情景与持仓下扫描零售固定价 Pfix 敏感性
400–544 元/MWh 扫描 · 高价区可见上限返还拐点
年度签约价 / 出清价敏感性
Pa 与 Pcc 各自扫描 · 380–544 元/MWh
机制说明
研究口径过渡性峰谷调节机制（用户侧传导，售电公司中性）
对原执行峰谷电价的市场购电用户，若日前统一结算点的峰谷价比未达到目标峰谷价比，按两者之差乘以批发市场结算均价，对高峰用电量加收、对低谷用电量返还，损益由市场购电用户按电量分摊分享，不影响售电公司批零价差。
2026 年 1–8 月实测口径下，日前现货峰段均价 378.2 元低于平段 412.6 元，行政口径峰谷价差仅 16.8 元/兆瓦时，与目标比价差距明显，机制常态化触发概率高；峰段集中型曲线月均净缴约 97.8 元/兆瓦时，午间光伏负荷型用户反而受益。峰段集中型用户签约前应要求加价测算，具体计费公式以正式细则为准。