电力从生产到传输，再到配售和使用，始终会产生损耗。
（来源：微信公众号“黄师傅说电”）
在这些损耗中，大致可以分成三种类型，分别为变动损耗、固定损耗以及非技术性损耗。
变动损耗是因为电流流经线路、电缆以及变压器所造成的，其与负载有关，也称之为有载损耗或负载损耗。
固定损耗是由于变压器铁心中的磁滞和涡流损耗以及输电线路中的电晕效应引起的，也称之为空载损耗。
而非技术性损耗实际上并不是一种物理上的损耗，而是计量上的损耗，比如因为计量设备故障或者窃电等行为导致的电量错计、误计等。
我们在电价和电费体系里谈及更多的是变动损耗，其与用电负荷也就是用电量有关。
那么，因为用电需求而在输电线路、变电设备产生的损耗该由谁来承担呢？这要从输配电价改革说起。
不同监管周期的线损处理方式
在输配电价改革前，一张目录电价表直接表明不同用电性质、不同电压等级的用户，其1度电的最终的到户电价是多少。
彼时，在这1度电的价格中，多少是交给电厂，多少是留在电网的外部无从知晓。
但为了全面推进电力市场建设，“放开两头，管住中间”，各省需要公布自己的输配电价，即1度电电网要收取的价格。
这样用目录电价减去电网输配价格再刨除一些代征的国家和地方基金，就可以获得发电侧的上网电价，进而两头（发侧和用侧）以此为基准展开交易。
2017~2019年为全面输配电价改革的第一监管周期（部分先行先试省份在此时间前已开展改革，2016年起有部分试点省份），2020~2022年为第二监管周期（实际是21年至23年5月）。
在这两个监管周期下，对于电量的损耗在输配电价表中都有如下类似的说明：
“电价含增值税、线损及交叉补贴，不含政府性基金及附加”
第一监管周期
第二监管周期
也就是说，在前两个监管周期里，线损部分的电价是被包含在了公布的输配电价中，也就是说在结算电价也就是到户电价里包含了这部分价格。
2023年6月份开启的第三监管周期，线损部分不再包含在输配电价中，而是进行单列。
第三监管周期
且文件中规定：“上网环节线损费用按实际购电上网电价和综合线损率计算。电力市场暂不支持用户直接采购线损电量的地方，继续由电网企业代理采购线损电量，代理采购损益按月向全体工商业用户分摊或分享”。
这不仅是为了进一步理顺电价构成，同样也是为了电力现货市场做准备和铺垫。
因为以“节点电价”为主要定价方式的现货市场，输电阻塞和线损是影响节点电价的两个重要因素。
暂时还没有完全过度到全面电力市场交易和现货市场的前提下，将线损部分单独列支，也有助于今后的衔接。
上网环节线损费折价的计算
这部分计算的方法早在之前的一篇文章《电量电费（三）：输配、线损、系统运行和基金》中提及过，因为具体的线损与用户以及电源的位置有关，核算每个用户具体的线损不现实，所以目前在我国，线损以网省公司统一的线损率进行核算。
而该线损率已随第三监管周期各地的输配电价表公布，
上网线损折价=上网电价×线损率/(1-线损率)，黄师傅也在专题“全国电价巡礼”各类文章中称之为线损的通用计算公式。
公式的推导过程，罗列如下，感兴趣的朋友可以再复习下：
用户根据自己每月实际的上网电价推算出上网线损折价，再根据实际用电量×该部分价格作为上网线损电费。
按道理，因为网损率暂时不变，那么上网线损折价应该是随上网电价的高低而起伏。
但在黄师傅排查各省每月公布的上网线损折价和上网电价后发现，还是有很多费解的地方。
上网电价与上网线损折价
费解一
很多地区这两部分价格不符合通用的计算公式，甚至并不呈现一种正比的关系。
例如，2024年1月份，因为煤电容量电价的执行，各地煤电上网电价由单一制变成两部制，那么和电量有关的上网电价降低势必也会带来上网线损电价的降低。
但有些省份却出现了如下的情况，24年1月份的上网电价较23年12与有大幅下降，但随表公布的上网线损电价反而却升高。
费解二
很多地区在代理购电价格表下面的小字中明确写到“已直接参与市场交易的用户，按照与电网企业代理购电用户相同的标准承担上网环节线损费和系统运行费”。
但也有些地区该部分的描述仅为“直接参与市场交易的用户，按照与电网企业代理购电用户相同的标准分摊或分享系统运行费用”，两类用户并不承担一致的上网环节线损费。
但全部地区都要承担系统运行费，而系统运行费中就包含今天的主题“代购上网线损新增损益”。
也就是说全体工商业用户可能执行不同的上网线损折价，但要承担相同的上网线损新增损益费用。
暂时的解释
虽没有明确的说法，但本着暂时也需要个解释的原则，黄师傅有如下猜测。
首先，有些地区不符合通用计算公式的原因，可能是因为内部根据交易户的合同电量和对应合同电价，测算出了这部分用户的上网线损折价，然后再和代购户的价格进行了加权平均。
也就是说代理购电价格表中所体现的代购价格涵盖了全体工商业用户应在本月执行的上网线损折价，那么在该月电量发行后，每个用户根据实际用电量结算电费时，所执行的上网线损折价是同一个价格，不区分代购户和交易户。
其次，有些上网线损折价和上网电价不成同高同低正比关系的，可能是其系统运行费中不包含代购上网线损损益，这部分损益因为代购上网线损电量而产生，所以在清算时也添加到本月的上网线损费中，所以不再呈现出相应的趋势，也不符合通用的公式。
再次，那些代购户和交易户执行不同上网线损电价的地区，这些用户却要执行相同的代购线损损益是因为全部工商业用户的上网线损电量新增损益进行综合结算，然后得出总损益费用后不再区分代购户部分和交易户部分，而是用总损益费用除以总发行电量由全部工商业用户分享或分摊。
最后，电网公司因为代理采购上网线损电量，那么每月除了要预测自己代理购电的工商业用户用电量外，还要根据市场化交易用户申报的合同电量来测算总体代理采购的线损电量值。该部分电量同代购工商业电量一样参与市场化交易，报量不报价，等待被摘牌或者执行统一市场出清价格。
因为少数机组摘取这部分电量的供应合同，所以也没必要再去拆分出哪些承担了代购户的线损，哪些承担交易户的线损。
还有一个疑问点，就是保障性用电的居民和农业用户其用电线损电量是电网公司承担还是一样由全体工商业用户来承担？虽然没有明确的答案，但是我倾向于后者可能性更大，因为工商业用户对于居民农业户的交叉补贴体现在方方面面。
损益的发生
铺垫了这么多，终于该说核心话题，那就是为何会有损益产生。
为方便起见，以工商业用户执行相同代购上网线损折价为例来说明损益是如何产生的。
其归根到底的原因依然是预测电量（合同电量）Q预与实际发生电量Q实的不相符。
在N-1月，根据监管周期内网省公司电网综合线损率η以及N月全体工商业用户的预测电量（合同电量）计算出在N月全体工商业用户预计产生的线损电量Q预测损耗。
这部分电量被电网公司代理采购，价格通过市场化方式形成，计为P预测线损。
则N月预测线损费为P预测线损×Q预测损耗，分摊至全体工商业用户，形成N月上网线损折价P线损折价。
当N月过完，电量发行，实际工商业用户用电量为Q实，这和预测量Q预之间一定存在差异，而且当初以综合线损率计算的预测损耗量也会与实际损耗量发生偏差。
Q实际损耗 = Q实际发电量 - Q实际用电量。
而通过电费回收实际上网线损费=P线损折价×Q实际用电量，
而向发电企业支付的线损电量费用 = P实际线损 × Q实际损耗。
其中，P实际线损价格与在N-1月交易形成的P预测线损价格可能因为代购线损合同电量的不匹配而产生结算价格的不同，比如超用电量执行月竞价格等。
Q实际损耗与在N-1月测算的损耗量也会存在差异，所以在实收上网线损电费和应付上网线损电费之间一定存在差异，也就是损益发生。
然后这部分损益需要清算，根据次月预测的全体工商业用户用电量进行分摊，周而复始，滚动清算。
当然，有些省份在这个损益中还会添加一笔峰谷损益，意思就是如果当地上网线损折价参与分时电价浮动的话，这部分因为执行分时电价的上浮和下浮所产生的电费差同样要加入到线损损益中。
可见，损益产生的源头还是实用电量和预测电量的不一致，不仅影响预测损耗电量和实际损耗电量之间的差异，还影响预测采购损耗电价和实际采购损耗电价之间的差异。
小结
第三监管周期，工商业用户的电价组成部分中增加了一项上网线损电费，这项费用并不是凭空出现，而是之前一直被包含在输配电价中收取。
但随着市场化交易的开展，上网线损电量同样要参与市场化交易，目前尚不具备自主交易损耗电量的前提下，全部工商业用户由电网企业代理采购这部分电量。
在月前，电网根据预测的次月工商业用户用电量和当地综合线损率得出次月预测损耗量，参与交易后形成该部分损耗电量的交易电价，并根据预测的次月用电量分摊成为上网线损折价。
但因为实用电量和预测电量的不一致，最终会导致实际价格和预测价格的不符，以及预测损耗量和实际损耗量有差异，所以产生损益，进而需要全体工商业用户来分享和分摊。
可以把整个过程想象为，在N-1月测算，N月阶段性计算，在N+1月结算，然后在N+2月清算。
虽然该部分价格不算大，占整体费用也比较小，且全省用户都在执行同一个损益标准，了解其产生原理并不会节约电费，但至少会让自己的费用组成更加清晰一些。
