近日，根據《國家發展改革委關於核定2020～2022年省級電網輸配電價的通知》要求，加快推進電力市場化改革，進一步降低企業用電成本，助力營商環境改善，天津、上海、安徽、甘肅、湖北、江西、四川等13省市發展改革委陸續公布了2021年輸配電價、銷售電價和峰谷分時電價政策。
按照黨中央、國務院決策部署，2020年繼續執行現行輸配電價和銷售電價。各省市調整的電價政策均自2021年1月1日起執行。
天津市
根據國家對華北電網輸電價格和天津電網輸配電價核定結果，按照國家制定的銷售電價調整原則，結合本市電價結構和水平實際，經認真研究，決定將2020~2022年監管期華北電網輸電價格和天津電網輸配電價核定騰出的空間，全部用於降低我市大工業用電價格。
自2021年1月1日起，天津市大工業用電價格平均每千瓦時降低2.59分。其中，不滿1千伏電壓等級用電平均降低1.32分、1-10千伏平均降低1.32分、35千伏平均降低2.32分、110千伏平均降低3.32分、220千伏平均降低4.31分。降低後的天津市電網銷售電價見附件。未參與電力市場化交易的用戶（電量）執行我委公布的銷售電價標準。
上海市
上海市大工業用電價格每千瓦時平均降低0.97分錢（含稅，下同）。合理調整不同電壓等級間的價差，大工業用電不滿1千伏電壓等級電價平均每千瓦時降低0.77分錢。同時，優化調整大工業用電各電壓等級峰、平、谷時段比價關係，促進輸配電價應用於電力市場化交易。
一般工商業及其他用電、居民生活用電、農業生產用電價格不作調整（具體價格水平詳見上海市銷售電價表）。
安徽省
安徽省工商業及其他用電輸配電價按國家公布的標準執行。參與電力直接交易的電能量市場化交易（含省內和跨區跨省）價格包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價。電網企業按省居民生活和農業生產用電售電量支付發電企業超低排放電價，其他電量不再支付超低排放電價。
對選擇執行行業平均電價的工商業及其他用電（單一制）用戶，符合電力直接交易準入條件的，可按規定參加電力直接交易，電網企業在直接交易價格基礎上執行行業平均電價。
1.上表所列價格，除貧困縣農業排灌用電外，均含國家重大水利工程建設基金0.364分錢；除農業生產用電外，均含大中型水庫移民後期扶持資金0.623分錢；
除農業生產和居民生活用電外，均含可再生能源電價附加1.9分錢。
2.農業排灌用電在農業生產用電價格基礎上降低2分錢/千瓦時，貧困縣農業排灌用電在農業生產用電價格基礎上降低0.2042元/千瓦時。
3.315千伏安以下原一般工商業用戶執行工商業及其他用電單一制目錄電價；315千伏安及以上原一般工商業用戶可以選擇執行工商業及其他用電中的單一制或兩部制目錄電價。原大工業用戶執行工商業及其他用電兩部制目錄電價。
註：1.電熱鍋爐，冰（水）蓄冷空調用電價格：尖峰時段7、8、9月份不滿1千伏為0.5553元，1-10千伏為0.5308元；其他月份不滿1千伏為0.5237元，1-10千伏為0.5008元。平段不滿1千伏為0.3631元，1-10千伏為0.3481元。低谷不滿1千伏為0.2341元，1-10千伏為0.2252元。
2.315千伏安以下原一般工商業用戶執行工商業及其他用電單一制目錄電價；315千伏安及以上原一般工商業用戶可以選擇執行工商業及其他用電中的單一制或兩部制目錄電價。原大工業用戶執行工商業及其他用電兩部制目錄電價。
湖北省
湖北電網各用戶類別各電壓等級輸配電價按國家公布標準執行。積極推進發電側和銷售側電價市場化。市場交易上網電價由用戶或市場化售電主體與發電企業通過市場化方式形成，電網企業按本文件規定的標準收取輸配電價。未參與電力市場化交易的用戶，執行本文規定的銷售電價。
湖北電網銷售電價同步調整。降低兩部制工商業及其他用電容(需)量電價和電度電價，調整後的湖北省電網銷售電價表見下表。
江西省
市場交易上網電價由用戶或市場化售電主體與發電企業通過市場化方式形成，電網企業按照本文件核定的標準收取輸配電價。未參與電力市場化交易的用戶，執行政府規定的銷售電價。
陝西省
本次陝西省輸配電價改革降價空間用於降低陝西電網工商業用電價格，每千瓦時平均降低4.3分錢，大工業用電基本電價每千伏安每月降低2元。陝西電網目錄銷售電價相應調整，調整後的價格見附件2和附件3。
積極推進發電側和銷售側電價市場化。參與電力市場化交易的用戶用電價格包括市場交易上網電價、輸配電價、輔助服務費用和政府性基金及附加。市場交易上網電價由用戶或市場化售電主體與發電企業通過市場化方式形成，省內電網企業按照本文件規定收取輸配電價。未參與電力市場化交易的用戶，執行政府規定的銷售電價。
甘肅省
一般工商業及其他用電。電度電價：35千伏為0.2865元/千瓦時，1-10千伏為0.2965元/千瓦時，不滿1千伏為0.3065元/千瓦時。
大工業用電。全省大工業電力用戶實行統一的兩部制輸配電價標準，其中電度電價：220千伏為0.0608元/千瓦時，110千伏為0.0718元/千瓦時，35千伏為0.0838元/千瓦時，1-10千伏為0.0978元/千瓦時；容（需）量電價：最大需量為28.5元/千瓦·月，變壓器容量為19元/千伏安·月。
四川省
積極推進發電側和銷售側市場化。參與省內電力市場化交易的用戶用電價格包括市場交易電價、輸配電價、輔助服務費用和政府性基金及附加，輔助服務市場建立前輔助服務費用按有關部門現行規定執行。市場交易電價按照省內電力市場交易相關政策規定，由用戶或市場化售電主體與發電企業通過自願協商、市場競價等市場化方式自主確定，四川電網按照規定收取輸配電價。未參與電力市場化交易的用戶，執行政府規定的目錄銷售電價。自2021年起會同省級相關部門研究確定四川電網輸配電價監管周期內統調統分電廠基準優先購電均價。
遼寧省
遼寧電網各電壓等級輸配電價（含增值稅、線損、交叉補貼和東北區域電網容量電價，不含政府性基金及附加，下同）按照國家公布標準執行，具體標準詳見附件一。參與電力市場化交易的用戶用電價格包括市場交易上網電價、輸配電價、輔助服務費用和政府性基金及附加。市場交易上網電價（包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價），由用戶或市場化售電主體與發電企業通過市場化方式形成，電網企業按照本通知公布的標準收取輸配電價。未參與電力市場化交易的用戶，執行本通知規定的銷售電價。
貴州省
持續推進發電側和銷售側電價市場化。市場交易上網電價由用戶或市場化售電主體與發電企業通過自願協商、市場競價等市場化方式形成，電網企業按照本文核定的標準收取輸配電價。未參與電力市場化交易的用戶，執行本文規定的銷售電價。
浙江省
11月26日，浙江省發改委發布《關於浙江電網2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》，明確2020年執行階段性降低企業用電成本政策。
2021年1月1日起，浙江省大工業平均銷售電價預計將較2019年下降每千瓦時5.2分。大工業用電1-10千伏、20千伏、35千伏、110千伏、220千伏及以上各電壓等級低谷電價每千瓦時將分別下降6.25分、6.25分、6.25分、6.05分、7.25分。同時，7、8月份各電壓等級低谷電價在上述降價基礎上再下調2分錢。政策實施後，預計年減輕我省大工業用戶用電成本約115億元，為促進浙江省製造業高質量發展營造良好環境。
江蘇
11月3日，江蘇發改委公布了《省發展改革委關於江蘇電網2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》，通知明確了江蘇電網2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項。
文件顯示，採取市場交易方式的上網電價（包括脫硫、脫硝、除塵和超低排放電價），由用戶或市場化售電主體與發電企業通過自願協商、市場競價等方式形成。電網企業按照本通知公布的標準收取輸配電價。未參與電力市場化交易的用戶，執行政府規定的銷售電價。
根據新政，從2021年1月1日起，大工業、一般工商業平均銷售電價將較第一監管周期分別下降每千瓦時4.55分和0.46分。大工業用電1-10千伏、20-35千伏、35-110千伏、110千伏、220千伏及以上的各電壓等級目錄銷售電價，每千瓦時分別下調3.5分、3.9分、4.5分、5.5分和6.5分。
數據來源：匯電雲聯 制表：光伏資訊
山東
11月27日，山東發改委出臺《關於山東電網2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知》，對現行工商業及其他用電峰谷分時電價時段進行了優化！
本次調整，完善了峰谷分時電價政策結合山東電力現貨市場形成的時段供需關係，對現行工商業及其他用電峰谷分時電價時段進行優化：
12:00-13:00由平段電價調整為低谷電價；
11:00-11:30由峰段電價調整為平段電價
14:30-16:00由平段電價調整為峰段電價；
6-8月實施的尖峰電價時段，
10:30-11:30調整為10:00-11:00；
其他時段不做調整
