10月各地电网代理购电价格已经发布，我们一起来看看都有哪些变化。
（来源：微信公众号“黄师傅说电”）
天津分时电价新政
10月起，天津市将执行新版分时电价政策。
工商业用户的执行范围没有变化，工业及大部分一般工商业用户均要执行，可豁免工商业用户范围如下：
行政机关、部队(不含生产企业)、医院、地铁、自来水、公共排水和污水处理设施、煤气、集中供热、电气化铁路、公交专用充换电设施、广播电视站无线发射台(站)、转播台(站)、差转台(站)、监测台(站)。
分时时段有较大调整，日内峰平谷各时段占比维持各8小时，除7月和8月外，午间12-14点为2小时谷电。夏季7-8月，冬季12-2月有尖峰时段，大工业用户适用。
浮动系数方面峰谷浮动比例上调为±60%，尖峰段较高峰段继续上浮动20%。
分时电价计算基数不变，上网电价和输配电价参与计算，其它不参与。
天津电网是三北电网地区（华北、东北、西北）唯一输配电价还在浮动计算基数的省份，也是唯二的非顺价省（还有山东省）。
而且全年有9个月可进行日内2次的2小时谷充峰放，再叠加不低的上网电价和输配电价，收益比较可观，可谓是北方工商业储能最佳的利用之地。
宁夏发布136号文差价结算费
继蒙东和蒙西之后，宁夏成为第三个在系统运行费发布“新能源可持续发展价格结算机制差价结算费用折合度电水平”的省份，折价为0.0051元/度。
因尚未开展增量项目的竞价工作，故10月份分摊的机制电量补偿费用针对的是存量项目。
在9月初宁夏发布的136号文落地政策中(宁发改价格(管理)[2025]580号)明确了存量项目的机制电量比例：
分布式(分散式)项目全部上网电量，含补贴集中式项目10%，2024年6月1日前投产集中式平价项目30%，之后投产的存量项目为10%，机制电价为燃煤发电基准价0.2595元/度，这也是增量项目竞价的上限价格，下限价格为0.18元/度。
除此之外，宁夏也发布了有关分布式新能源参与电力市场交易方案(宁发改电力[2025]616号)。
分布式(分散式)项目可直接参与市场交易，也可被负荷聚集商或虚拟电厂聚合参与交易，亦或是作为价格接受者参与市场交易。
被聚合的分布式项目应位于同一现货物理节点下，且与代理商签订聚合协议，类似发电侧的“零售合约”，即代理商和代理用户约定分时段的电力收购价格，按实际发生电量支付费用。
代理商代理上网电量参与市场交易，在市场内获得的收益按当地电力市场规则进行结算。
因为存量的分布式项目全部上网电量都纳入机制电量范围，而且作为价格接受者在现货市场内接受实时市场月度加权平均价格。那么存量项目如果想要参与交易前提只有一个，那就是项目所在节点价格高于同类项目的实时市场月度加权均价。
这样就可以在0.2595元/度的机制电价基础上再获取节点电价和实时均价的价差。
因为当地规则规定，参与市场交易按照现行规则进行结算，也就是项目要以每个交易周期实际发生的上网电量，按该时段的实时市场节点价格结算。
是否主动参与交易的区别就在实时市场内，项目到底是以全月累计上网电量来接受一个同类月度均价，还是以分时段电量接受分时实时节点电价。显然高节点电价地区项目更适宜直接参与市场交易。
不过直接参与市场交易的项目在注册时要求接入新型电力负荷管理系统或电力调度自动化系统，对于一些老项目的信息化设备建设也提出了要求，这也算是直接参与交易的一项额外成本，各中取舍，丰俭由人。
分布式源侧的聚合协议和用户侧的零售合约颇为类似，代理方和被代理方约定代理价格后按月实际发生电量执行。
至于被代理电量在批发市场可以获取多少售电收入或购电成本就全凭代理商自身的本事。
如果某个代理商在一个市场内既有发电侧的交易单元，也有用电侧的交易主体，那么这种“发用一体”的交易撮合似乎也存在一定的合理性。
也许未来的独立售电公司也可以通过这种方式使得自己也成为兼具发电交易单元和用电交易单元的市场主体，虽然说背后的电源是新能源，出力不像火电那样稳定，但随着用户侧配储的增多，可调节负荷的逐步开发，说不一定也也可找到属于自己的“发用一体”之道。
以上是10月份代理购电价格发布后的一些发现，与大家探讨~
