7月末，各地已发布8月份代理购电价格表，我们一起来看看有哪些变化，有哪些好玩儿的发现。
（来源：微信公众号“黄师傅说电”作者：黄师傅）
甘肃重新划分分时时段
8月起，甘肃省工商业用户将执行新的分时电价时段。
新老分时时段如图所示，原每天峰平谷各8小时的格局改为峰时段7小时，平时段11小时，谷时段6小时。
原白天9~17时的连续8小时谷段调整为10~16时的连续6小时谷段，头尾两小时改为平段。
用户执行范围没有改变，依然是全部工商业用户（除电气化铁路牵引用电）。
浮动系数2024年继续维持原政策，不低于±50%，2025年浮动系数另行明确。
电价构成中只有上网电价和配套的上网线损折价参与分时浮动，其余不参与。
此次调整，增加了每日的日时段数（连续同费率时段数），在每天早峰→谷段→晚峰中间，各增加了2小时平段。
此举对于用户，可以有充足时间调整负荷，也可以使得调度有更加充分的时间进行系统功率的上下爬坡。
相较于之间峰段直连谷段，以及谷段直接峰段，功率的调整将更加平滑。
电源侧和用户侧的分时电价
7月份，甘肃省发改委发布新版分时电价政策后召开了新闻发布会，对政策进行解读。
省发改委价格处负责人介绍说：
“峰谷分时电价政策调整后，发电侧上网电价会略微上涨，包含煤电上网电价和光伏发电上网电价。”
一项关于用户侧分时电价调整的新政策，为何会对电源侧的上网电价带来影响？
这还要追溯到年初甘肃省发布的《甘肃省2024年省内电力中长期年度交易组织方案》。
在方案中的交易价格形成机制中提到，
燃煤发电交易价格机制
“燃煤发电峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段市场化交易价格在“交易基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，上下浮动范围均不超过20%”。
新能源发电交易价格机制
“新能源企业峰、谷、平各段交易基准价格为燃煤基准价格乘以峰谷分时系数（峰段系数=1.5，平段系数=1，谷段系数=0.5），各段交易价格不超过交易基准价。
甘肃省的燃煤基准价为0.3078元/度，若批中长期批发侧的交易价格以一口价形式申报，那么交易价格范围为燃煤基准价的±20%，即0.24624~0.36936元/度。
若以分时时段进行报价，则每个时段的基准价将随用户侧分时电价的浮动系数进行上下浮，即峰段，平段和谷段的燃煤基准价分别为0.4617、0.3078、0.1539元/度。
每个时段燃煤发电和光伏发电交易价格见表格，
本次分时电价政策调整，虽没有涉及浮动系数，也就是说没有影响燃煤发电和光伏发电在分时时段的交易价格上下限。但因为时段小时数的调整，价格较低的2小时谷段为平段替代，价格较高的1小时峰段为平段替代，加权平均后，两类发电的交易价格略微有所上调。
获取甘肃地区年光伏发电年每小时发电量情况，量化此次分时电价政策调整对光伏上网电价的影响。
取年峰值利用小时数为1490h，组件固定倾角30°，正南朝向，常规系统损失率，获取年每小时发电量占全年发电量的占比，以此作为加权价格的权重。
叠加分时电价在不同时段的浮动系数，最终可得新分时电价下，光伏上网加权均价可上浮约4%，若以平价方式即每个分时时段的上网电价均为当时段基准上限，则总体可提升约0.0124元/度。
一般来说，用户侧的分时电价政策仅针对于用户侧的结算，其是否会和发电侧发生关联取决于购电合同签约方式。
若双方签约一口价合同，且用户结算时需要执行分时电价，那么用户侧结算的交易部分分时电费并不会完全向发电侧传导，仅以一口价方式传导。
例如用户结算峰平谷电量分别为A、B、C，一口价为X，峰平谷电价为1.5X，X，0.5X。
用户侧交易部分结算费用为1.5X*A+X*B+0.5X*C，向发电侧传导为（A+B+C）*X，二者差值是峰谷分时电价损益，将全部工商业用户分时电价损益累积后再行向全体工商业用户分享或分摊。
若双方签约分时电价合同，则用户结算时根据合同约定价格进行分时结算，全部费用完全传导至发电侧，不过双方约定的分时电价峰谷价格比不得低于政府公布的浮动系数（方便起见暂未涉及偏差电量）。
所以，用户按照分时电价缴纳的费用，是否传导至发电企业完全看合同约定（上网电价和上网线损费部分），如果当地输配电价等其它电价构成部分在用户侧也执行分时结算的话，那么该部分分时电费完全按照峰谷分时损益处理，电网企业不留存也不承担。
陕西市场化交易规模推断
7月和8月，陕西省工商业用户晚间19:30~21:30为2小时尖峰段，其7月和8月代理购电价格表中在交叉补贴新增损益中提及包含“系统尖峰时段省间现货市场购电新增购电成本及度电折价”。
因交叉补贴新增损益被纳入系统运行费，由全体工商业用户分享或分摊，故该笔新增购电成本也同样由全部工商业用户来分摊，包含电网代理购电户和市场化交易户。
新增购电成本根据次月工商业用户预测用电量进行分摊，所以二者相除可以获取陕西省次月工商业预测总电量，
其中7月份为127.25亿度，8月份为134.33亿度，再结合该月电网预测代理工商业用户购电量，则可粗略判断陕西省目前市场化用电交易规模，约为70%。
即大概还有30%的增量工商业用户电量可由电网代理购电转为市场化交易。
类似的推断方式在山西省发布的AGC辅助服务费和河北南网发布的独立储能容量费也可以进行当地省份的推算，这两者在之前的文章和直播中已有介绍。
当然，陕西电力交易中心官方公众号也会在每月末发布上月市场整体交易情况，其中涉及批发侧（直接交易用户和售电公司）成交电量，亦可以结合每月电网代理购电预测电量来判断当地市场化交易规模和暂余增量空间。
