6月，国家第三监管周期输配电价执行满一周年，各地也已发布6月份代理购电价格表，我们一起来看看有哪些变化。
河南省新分时电价政策开始执行
5月末河南省发改委下发《河南省发展和改革委员会关于调整工商业分时电价有关事项的通知》（豫发改价管[2024]283号），并于6月开始执行。
依然用分时电价四要素来分析政策的变化，首先用户执行范围没有变化，依然是大工业必须执行，商业用户可选择执行。
分时时段和浮动系数方面有所调整，详情见图（上图为旧政策，下图为新政策）
系数方面统一了全年的浮动系数，峰段上浮72%，谷段下浮45%，不再按照季节月份区分NBA���。
时段方面高峰段（含尖峰）全年统一设置在16:00~24:00，夏季月（6/7/8）和冬季月（12/1/2）呈谷-平-峰日时段，其它月份午间三小时谷段，是为本次最大变化。
分时电价计算方面没有变化，依然是只有上网电价部分和输配电价参与分时电价的计算，其余上网线损费、系统运行费和附加基金不参与。
整体上看，白天峰段的消失，对于一些白天班制的生产企业是利好，会降低一部分用电费用。
但以平段为主，甚至还有长达半年的3小时午谷时段对于分布式光伏项目的收益还是有些影响。
而且，午谷的出现虽然看似有利于工商业储能设备的部署，但也仅相当于原来的谷充峰放换了个时段，而且还要面对长达半年的一充一放。
更为详细的河南省电价分析请见本周五的全国电价巡礼专题，周六也会另行著文对当地分布式光伏和工商业储能在新分时电价下的收益做个简要的分析。
浙江一般工商业用户可选执行新分时电价
3月份浙江省已开始执行新分时电价政策，不过彼时开始执行的是大工业用户，对于一般工商业用户的执行时间另有规定。
6月份10kV及以上供电电压等级的一般工商业用户开始执行新政，不过可选择不执行分时电价，依然维持一口价的方式。
选择执行分时电价政策后，维持一年内计费方式不变。
一些负荷比较平稳的企业，可以利用浙江单日较长的谷段小时数进行测算，看看是否可以选择执行分时电价以节约电费。
甚至一些公共服务型单位，例如排水公司，数据中心机房以及基站等负荷可以选择执行分时电价，同时也可以拓展储能设备的利用。
具体测算即分时电量的获取，可参见《选不选分时？浙江一般工商业电价用户该如何选择》一文，当然国网范围内的其它省份用户想要获取近期负荷曲线或者分时电量亦可参考此文。
福建全省输配电价同价
之前，福建省有13个不同的县级单位大工业用户的输配电价与国家核定的不一致，略低，即全省用户并未执行一致的输配电价。（参见《电价简析之（十三）：福建》）。
所以每月福建省公布代理购电价格表时，这些地区都会单独列示，且在大部分市县所执行的表格下方会有“不包含XXX县，XXX市这样的字眼”。
但在6月份公布的福建省代理购电价格表中，全省只保留一个电价表，且下方再无上述排他性描述。表明福建省已经取消了省内一些地区所享受的政策性输配电价。
且查阅之前政策，在福建省第三监管周期输配电价文件中，随文件公布的全省输配电价表中，已经明确自2024年6月起，全省工商业用户统一输配电价。宁德、三明、南平及福州下辖的13个县级单位大工业用户与省内其它地区输配电价趋同。
部分省份系统运行费小发现
安徽省
区别于其它省份，安徽省的历史偏差电费一直位于系统运行费中收取，但本月公布代理购电价格表后显示当地将历史偏差电费纳入到代理购电价格中，随平均上网电价一同收取。
即与全国大部分地区一致，安徽的代理购电价格 = 平均上网电价 + 历史偏差电费。
因为安徽当地系统运行费是不参与分时电价浮动计算的，而本次调整相当于把本不参与分时电价浮动的历史偏差电费调整至参与浮动计算部分。
峰谷分时电价的计算基数加入了一部分变量，但因为偏差电费或正或负，具体是拉大还是缩小价差要看实际情况。
云南省
第三监管周期输配电价执行以来，云南省公布的需要全部工商业用户分摊的系统运行费一直为0。
哪怕是2024年煤电容量电价开始执行，该部分费用也一直被纳入到代理购电价格中的上网电价。
但本月起，云南省系统运行费终于不再是0，公布的代理购电价格表中显示系统运行费包含交叉补贴新增损益和优先发电剩余电量保障西电东送的价差损益。
后者具体发生损益的原因黄师傅还在研究中，有相关信息的朋友可以多多指教。
当地规则显示煤电容量电价放置于系统运行费中进行收入，但却一直是在N月公布N+1代理购电价格的同时，也在发布N-2月的实际煤电容量电费折价。
且煤电容量电价依然被包含在代理购电价格中，也请可解释该信息的朋友不吝赐教。
河北省
今年1月末，河北省发改委发布《关于制定支持独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》（冀发改能价[2024]172号）。
文件中规定了不同月份前并网的储能电站可以享受的容量电价上限，5月31日前并网的项目最高可以获得100元/年·千瓦。
且独立储能电站容量电费纳入系统运行费由全体工商业用户按月分摊。
本月河北南网发布的代理购电价格表中，系统运行费中即出现了“独立储能容量电费折合度电水平”。
表格下方小字中“预测6月份独立储能容量电费66.67万元，折合度电水平0.000044元/千瓦时”，可推知6月河北南网工商业用户总预测购电量（含代购和市场化）为1515227.27万千瓦时。
而6月代理采购工商业用户电量为746800万千瓦时，近乎一半，是否可以推测当地依然有一半的工商业负荷电量尚未参与市场化交易。
再看容量电费66.67万元，文件中规定了储能容量/电量的配置原则，“参与竞争的独立储能电站容量原则上不低于 10 万千瓦、满功率持续放电时长不低于4小时”，2024年之前批复的项目，可放宽至2小时。
且给出了月度平均可用容量的计算公式：
那么4小时配置的储能电站在无设备故障条件下实际可结算容量即为额定容量，2小时配置的项目可结算容量为额定容量的一半。
再结合100元/年·千瓦的补偿价格，每月每千瓦补偿金额为8.33元/千瓦。
测算6月份补偿的储能电站实际容量为8万千瓦，文件中规划2024年河北南网竞争性独立储能容量为300万千瓦。
其它调整
部分省份进入夏季分时月。
蒙东和蒙西地区依照2月份发布的新版分时电价政策开始执行午间2小时的深谷时段，且蒙西进入6-8月的小风季节，对应分时时段和浮动系数与其它月份不同。
江苏7月微调分时电价。
主要涉及大工业用户的尖峰和重大节假日的深谷电价，对常规峰平谷时段、浮动系数和用户执行范围没有影响。
因为7月份开始执行，具体修改分析我们放置到本月末的7月代购电价简析中再细说。-九游娱乐体育官网