6月末，各地发布7月电网代理购电价格表，我们一起来看看都有哪些结构上的变化。
蒙东发布新能源机制电量差价结算费
作为第一个发布136落地细则的省级电网，7月份的蒙东代理购电价格表系统运行费中增加一项名为“新能源可持续发展结算机制差价结算费用折合度电水平”的二级子项，价格为0.028096元/度。
对于这个系统运行费的子项，我觉得会在8月末公布9月的代理购电价格表中首次体现，结果居然提前了2个月。
那么问题也来了，通过7月份工商业用户电费来补偿的新能源机制电量归属于哪个月呢？
如果是5月：
5月的话逻辑上最合理，因为全部电量已经发行，存量项目机制电量也就随之确定。而且对应的市场价格早已形成，相当于有了完整准确的应补费用。
但同在内蒙古自治区的蒙西电网，同样也发布了将于7月1日开始执行的136号文细则，但蒙西7月的代理购电价格中并没有这个二级子项，所以应该可能不是5月的，否则为何同区两电网，同样的政策执行开始日，但确有不同的执行月份。
如果是6月：
6月的话就有预估的成份在里面，带补贴集中式风电、带补贴集中式光伏、风电供热试点项目、风电特许权项目按照衔接既有政策的要求，在现货市场连续运行前按照790小时、635小时、1900小时、1900小时安排机制电量，2025年按照剩余月份以相应比例折算。
相当于说这些有机制电量的集中式新能源场站，在6月份就已经分配到了一定的机制电量，具体数值为装机容量×分配到的小时数。
这个机制电量对于带补贴的集中式风光项目来说应该是小于其6月份的实际上网电量的，也就是说代理购电价格发布时，如果场站正常发电，必然已经完成了这些电量。也就是说虽然6月尚未过完，但不影响这些集中式场站应补机制电量的核算。
但对于全量纳入机制的分布式光伏、分散式风电以及扶贫光伏，因为全月还没有过完，所以实际上网电量没有完全产生，如果补偿的是6月份的话，这块肯定会有一定的预估量。
至于差价结算需要的市场均价，蒙东文件规定的是年度分月及月度发电侧中长期市场同类项目各时段加权平均价格，这些价格显然在6月前就已经形成，结算差价是明确的。
所以，如果这笔系统运行费分摊的是6月的应补费用，那么就包含了对于分布式/分散式项目上网电量的一小部分预估。
如果是7月：
7月的话，那基本就是全面的预估，集中式项目根据分解到月的小时数测算机制电量总量，分布式/分散式完全预估上网电量。
市场均价在发布代理购电价格的6月末，7月的月度交易也已完成，价格也是有的。
所以，如果这笔系统运行费分摊的是7月的应补费用，那么包含了对于分布式/分散式项目上网电量的全部预估，而且默认了集中式场站可以在当月完成全部机制电量。
但蒙西没有发布这个子项，因为不论是6月还是7月，作为现货正式运行的电网，同类项目的现货实时均价肯定无法获取。所以可以推测，如果蒙西的8月代理购电价格中发布了这个子项，那么就该是6月的费用。
倘若同区的两个电网步调一致的话，从同一个月开始执行机制电量补偿，就会形成同月补偿费用不同月份分摊的局面，蒙东在N+1分摊，蒙西在N+2月分摊。
上述推理过程最终的结果是什么不重要，但我想借此机会再次说明关于一些费用分摊时序的事儿。因为这可能会带来不同购电方式的工商业用户价格比对维度的不同。
比方说山东的零售用户，每月都会随电费发行一笔“优发优购曲线匹配偏差费用”，在交易规则里，这笔费用面向全部工商业用户以及非市场化上网电量进行分摊，所以电网代理购电用户也是分摊对象。
零售用户单列此费用，但代理购电用户没有此单项，而是放置于代理购电价格的平均购电价格中，这样问题就来了。
同一月份的零售户和电网代理户，在电价里的这个优发优购匹配偏差费折价是一个数值么？
比如7月发行6月电费，零售用户看到电费账单上的优发优购匹配价格，理应就是6月份全市场应分摊的费用折价。
但6月的电网代理购电价格发布在5月末，7月发行电费后，按照6月的这个代理购电价格收取代购工商业用户的电费。而已经在6月代理购电价格中的这个优发优购匹配费用就不可能与6月电费发行时的零售用户是同一个数值。
也就是说两类用户虽然都在分摊优发优购匹配不平衡费用，但很可能同月电费中体现的是不同月份的折价。
那么再去比较到底是电网代理购电价格低，还是零售价格低就不在同一个维度上了，其它需要工商业用户分摊的市场化费用逻辑类似。
安徽执行分时电价新政
7月1日起，安徽执行新版分时电价政策，相较于之前版本，浮动系数和基数未动，主要调整在时段方面。
安徽也开始出现全年的午间谷段，夏冬5月（12-1/7-9）各有2小时，其它月份有3小时。
同时对315kVA及以上的大工业用户执行节假日深谷电价，节假日范围为3天及以上的节日，深谷时段从午间11点持续到下午15电，价格相较于谷段继续下浮20%。
在冬季12-1月和夏季7-8月，分别安排了为期1个半月的2小时尖峰电价，在峰段基础上继续上浮20%。
虽然安徽本次调整并没有修改浮动基数，依然是代购/交易价格与输配电价参与浮动，但文件末尾还是提及了一句“将结合现货市场运行情况，适时推进顺价结算”。
江西执行分时电价新政
江西新版分时电价政策，调整较大，范围、时段、系数和基数全部调整。
范围方面，一般工商业用户被纳入执行范围，不再可选。
时段方面除冬季月12-2外，其余9个月每天有3小时午间谷电。
浮动系数由±50%，调整为±60%，用于弥补基数的缩小，输配电价不再参与分时价格浮动，顺价模式再多一省。
相当于江西现在也只有交易/代购价格参与到分时电价的浮动。
早在今年年初，江西的代理购电价格就发生过一个小的结构改动，如图所示：
不论是零售用户还是电网代理购电用户，上网电价均包含3部分。
而这3部分都要参与到分时电价的浮动计算中，不过具体在电费账单上的显示可能会让人有些迷糊，这里做一个解释：
如图所示的5月零售用户电费账单，零售交易电费里还在以分时的方式统计费用，但剩余优发电量分享电费和历史偏差电费却以总电量和单价的形式体现。
而且当月公布的剩余优发电量分享价格为-0.00874，历史偏差电费为-0.0051，与电费中单价并不相符。
实际上这两部费用依然执行了分时价格，只不过没有按分时显示，我们以剩余优发电量分享价格为例，总用电量7270250中，峰谷平分别为1413500、3778500、2087250度。
将剩余优发电量分享价格进行分时浮动（彼时±50%），同时乘以对应的分时电量后，再加和获取总剩余优发电量分享费用，和电费账单中的-60676.36一致。
而中间的-0.008336则是这个总费用除以总电量，相当于该部分折价执行了分时，但没有按分时显示而已。类似历史偏差电费也可以同样计算。
以上就是7月电网代理购电价格发布后的几点发现，供您参考。
