6月份各地代理购电价格表已发布，一起来看看有哪些变化。
（来源：微信公众号“黄师傅说电”）
四川分时电价调整（5月起）
5月起，四川省开始执行新版分时电价政策，因该政策挂网时间较晚，晚于5月份的代理购电价格解析文章发布时刻，故这个已经执行了一个月的新政策解析才挪至6月份的文章中进行分析。
按照分时电价四要素：范围、时段、系数和基数，本次调整主要涉及时段。
将12月-2月划分为冬季月，执行相同的日时段表，取消了原本在12月和1月存在的2小时尖峰时段，且重新划分了各时段。
将7月-9月划分为夏季月，7月和8月的尖峰时段由2小时变为3小时，其余时段也均有所调整。
剩余6个月执行相同日时段表，谷时段延长至10小时/日。
同时在非7/8月份，当四川省气象局发布未来三天成都市的最高温度均不低于35℃时，启动尖峰电价时段。
电网送出受阻的部分地区（攀枝花、凉山、甘孜、阿坝）暂不执行尖峰电价。
全年谷时段时长增加180小时，平段时长减少180小时，另有180小时高峰段由春秋月（3-6/10/11）转移至夏季月（7-9）。
对于水电大省四川来说，6-10月是丰水期，水电资源充足，电力价格较低，而5月和11月的平水期以及1-4月和12月的枯水期，电力价格相对较高。
我们单从2024年全年电网代理购电价格趋势中可见，从1月-12月，月度代购价经历了先降后升的过程。
虽然2024年代理购电价格同零售用户价格一样，按照市场规则，在不同月份需要掺杂一定比例的非水电量价格（固定价格）。
但整体价格趋势所示，跨月份分时时段的调整，从高价月的时段转移到低价月，这对用户调整负荷使用的影响，从日内小时的维度拓展到了月份和季节的维度。
分时电价调整是否影响电网电量收益
虽说分时电价的调整直接影响的是工商业用户的电费成本以及分布式光伏和工商业储能的收益，但因为电网公司目前的准许收入仅包括过网电量的输配电度电价和两部制用户的基本电费，所以无论分时电价政策如何调整，都不会影响电网公司的实际电量电费收入。
就算在一些地区，输配电价被纳入到分时电价浮动计算的基数中，但因为峰谷分时损益机制的存在，损益费用会在电网内部核算，并在后续月份分摊或者分享给全体工商业用户。
不过与大电网职能有些类似的另外两类“电网公司”：增量配电网和地方电网，或许会因为自身原因，受到分时电价政策的影响。
这取决于增量配网和地方电网对于辖区内分时电价用户的峰谷分时损益处理。
若果这两类“电网”在向上级大电网缴费时选取的是综合缴费方式，即将自己当做一个大型的高电压等级的两部制用户来缴费，而且不执行分时电价的话，那么一边是对上的非分时缴费，一边是对下的分时收费，中间的损益就会成为自身的收入（支出）。
而因为分时电价政策的调整使得辖区内用户缴费变少的话，那么势必会影响这类企业的电费收入。
所以有些已经上市的地方电力公司会发布营收影响预告，也侧面证实了部分适用于大电网收费的机制并没有适用于同为电网的部分其它企业。
江苏分时电价调整
6月起，江苏省将执行新版分时电价政策，且同步进行电力现货试运行。
本次江苏政策调整幅度较大，执行范围未做大调整，依然保留了商业用户的可选项。
时段按照春秋月和夏冬月划分，午间出现谷段时段，且春秋6个月会有4小时的午谷。
浮动系数方面低谷统一下浮65%，高峰上浮系数根据不同类型用户制定，两部制用户上浮80%。
计算基数调整最大，仅保留交易电价或代理购电价参与浮动，其余输配、线损、系统运行和基金不再参与。
对于白天多用电的工厂企业来说，本次分时电价的调整可以大幅度降低企业用电成本，但对于光伏和储能来讲却并不想看到这种局面。
如果用户是参与了市场化交易的零售用户，售电公司签约的零售套餐未形成分时段定价，还是一口价的话，那么该零售电价视为平段电价，执行本分时电价政策形成用户最终的到户分时电价。
今后零售政策可以签约分时段的零售电价时，规定零售分时电价之间的峰谷比例关系，原则上高峰和低谷段平均电价相较于平段不得低于60%。
也就是说未来某个零售用户，在价格浮动部分的上下浮系数差只有1.2，还不如目前行政分时中的1.45，价差将会进一步缩小。
不过这种顺价的模式也反映出用户侧和市场侧该如何衔接才算合理，本质上让市场的归市场，所以具备市场化属性的价格构成部分，才应该去匹配分时电价。而输配电价、系统运行费和基金这类的非市场化价格，理应顺价叠加。
