10月末，各地已发布11月份代理购电价格表，我们一起来看看有哪些结构上的变化。
（来源：微信公众号“黄师傅说电”）
迎峰度冬开启
以年为单位测算某地区全年的负荷用电水平，基本呈现夏冬季节高于春秋季节的趋势。
所以在电网公司内部会有“迎峰度夏、迎峰度冬”以及“春检、秋检”这样四季分明的生产活动。
不过不同地区的省份对于具体的四季月份，会根据自身所在区位进行区分。对于冬季来说，部分省份将在11月份开启“迎峰度冬”，这与北方11月开始供暖也很吻合。
从分时电价上来看，吉林、黑龙江、冀北、新疆、青海等地将会出现晚间高峰用电时段。（未包含全年常态化尖峰省，黑龙江分时新政尚未执行）
11月尖峰电价省份
吉林：晚16-19，较高峰上浮25%（较平段上浮93.75%）。
黑龙江：晚16:30-18:30，较高峰上浮20%（较平段上浮80%）。
新疆：晚19-21，较平段上浮100%。
冀北：晚17-19，较高峰上浮20%（较平段上浮104%）。
青海：早8-9，晚19-21，较平段上浮100%
呈现双驼峰特性的全社会负荷（非净负荷），在晚间高峰期主要为工商业、居民照明和空调等负荷。
而此时段白天发电充足的光伏电源已无法出力，火电机组是此时段的主力电源，受制于碳排放以及被新能源挤压生存空间等因素影响，夏冬季负荷晚高峰段的发电容量充裕度会有些吃紧。
所以设置工商业尖峰时段电价用来进行季节性的需求侧响应。
而尖峰时段不影响居民用电，且部分省份因为一般工商业用户可暂不执行分时电价，故尖峰时段所针对的负荷主要集中在大工业用户负荷。
相当于靠尖峰时段高电价增强大工业用户在此刻的价格弹性，增加其避峰用电的概率，将负荷空间暂时让渡给居民和公共商业场所，起到负荷侧的调节作用。
多数地区也会将尖峰段相较于高峰段增收的电费作为当地需求侧响应资金池。
天然气容量费
本月河南省在代理购电价格表中系统运行费一项增加“天然气容量电费”，折合度电0.00643元/度。
至此，目前有蒙西、广西、广东、天津、安徽、江苏、上海、浙江以及河南在系统运行费中明列天然气容量费。
这也是各地的天然气机组执行两部制电价的体现，但并非是说其它地区就没有天然气装机容量。
我国燃气轮机装机容量最多的省份为广东省，超过30GW，江苏、浙江和北京等地也都有超过10GW的装机容量。
但不同地区对于燃气机组的价格政策不同，多数省份执行了两部制的电量电费和容量电费政策，少部分地区执行单一制的上网电价，也有像山东对全部类型电源的容量补偿统一做了设计，其中也包含天然气发电机组。
部分省份天然气容量费
广东省公布气电容量电费100元/年·kW，折合8.33元/月·kW与当地24~25年燃煤机组容量电费一致。
上海热电联产机组天然气发电机组容量电费438元/年·kW，折合36.5元/月·kW。
江苏和浙江等地公布的机组容量电费在25~50元/月·kW不等，河南为36.5元/月·kW。
相较于煤电机组，天然气机组燃料成本高，所以边际成本高，在电能量市场上不具备价格优势。
但是机组物理约束较燃煤机组宽松，最小技术出力、持续停机和运行时间以及爬坡速率等均更灵活，且碳排放低。
一定程度上，一些负荷较重，年度负荷峰谷差较高的地区，为了保证负荷高峰期的发电容量，需要以容量补偿电价的机制给天然气机组进行投资补偿。
所以多数省份出台两部制电价政策，或者以较高的单一制上网电价（类政策性稀缺电价）用来保障这部分充裕度。
天然气机组可以划分为OCGT和CCGT，
OCGT open-cycle gas turbines 开放循环燃气轮机，
CCGTcombined-cycle gas tuebines 联合循环燃气轮机 （燃气轮机+蒸汽轮机，高温气体+蒸汽）
简单理解：前者只烧天然气，后者先烧天然气再烧水。所以前者响应速度最快，后者热效率高，相较于传统燃煤机组，这些都是比较灵活的发电侧可调节电源。
甘肃执行双轨制资金折价
本月起，甘肃省的代理工商业购电价格中，除了当月平均购电价格和历史偏差电费折价外，增加一项“双轨制资金折价”。
代购表中对于这部分价格的解释为“双轨制资金按《甘肃电力现货市场规则》(V3.1)规则形成，包含省间外购双轨制资金和结算模式双轨制资金。”
甘肃电力现货市场9月份起正式运行，10月份是首个正式运行月的结算月，对于9月份发生的双轨制资金进行了结算，并根据11月的预测工商业用电量进行了分享。
对于该部分内容的官方解释详见《甘肃电力现货市场结算实施细则第五章第一节“省间双轨制资金”和第十章第三节“结算模式双轨制资金”》
尝试理解后，黄师傅的粗浅解释如下，请大家指正：
省间双轨制资金所结算的电量指的是在月内开展的省间短期且没有清分至具体主体的交易电量，这部分电量在甘肃省内执行了现货市场价格，而在对端省份执行的是省间交易结算价格，二者之间有一定的偏差。
清分的意思可以理解为这些电量和电价可以对应到时间上的每个具体的最小交易周期，空间上对应到每个具体的电网节点。
这些“没找到主”的电量产生的原因是系统潮流所反映出来的。
省间互联的通道是可查的，发受两端也有相应的计量设备，但受到省内整个系统潮流的影响，会出现省间实际过网电量和交易量不相符的情况。
这些情况也并非仅是省间购电主体的实际用量偏差所致，而是省内系统的电量平衡所致，所以当实际省间外购电量＞合约总量时，多余的部分就视为“没有清分至具体主体”的无主电量，其所产生的关联费用，面向全部主体分摊或分享。
而文件中所述的在月内开展的省间短期交易，推测大部分出自于通过调整联络线功率已达到平衡省内系统功率，也就是调度发起的交易行为。
更多的细节和公式参见规则原文。
省间电量的发生，虽然是因为参与主体在省间内的交易，但最终产生的电量偏差并非完全因为参与主体的实际电量和合约电量偏差。
联络线某种程度上充当了平抑本身功率平衡和频率稳定的“电源”，而导致这些功率偏差的不仅仅是省间交易用户，而是整个省内的电力系统。
结算模式双轨制资金类似于代理购电用户参与现货市场后所产生的偏差。
不过在甘肃，这类用户除了电网代理购电户外还有只参与中长期而不参与现货市场的交易的用户。
电网代理购电户的相关分析我们在10月份电网代理购电价格解析文章和直播中有过解释，这里不再赘述，不过在甘肃省，这部分偏差费用已经体现在了“历史偏差电费折价”中，而不在“双轨制资金折价”里。
而对于只参与中长期而不参与现货交易的用户，其结算电费时中长期合同照付不议，月度总偏差电量按照平谷时段划分后执行对应市场月度均价，进而产生了偏差费用。
作为对端的发电侧，这部分电量依然要按照现货市场的规则进行结算，所以一收一发之间因为结算模式不一致导致了购销差额，被视为是结算模式双轨制资金。
总之，对于双轨制的理解，要在于找到那个相同的行为但是不同的处理方法。
对于“省间外购双轨制资金”，行为是对于省间外购电量的结算，不一样的方法是在省外和省内的结算方式不同（省间交易价格VS省内现货价格）。
对于“结算模式双轨制资金”，行为是对于未参与现货市场日清分的用电主体电量的结算，不一样的方法是这部分在电量在发电侧还是按照清分的方式结算，而在用电侧按照总偏差电量以月度均价结算。
以上是11月电网代理购电价格表中一些微小的结构变化和与之有关的内容拓展，疏漏之处请多指正。
