【几天前，现货运行大省山东印发了2023年电力市场通知征求意见稿，其中包含，“调整完善电网企业代理购电用户电价结构，其输配电价执行与直接交易用户相同的电价政策，不再执行峰谷分时电价。推动建立更加符合市场供需关系的分时电价政策。”】
——《山东电力市场2023年五大主要变化》
（来源：微信公众号“享能汇” 作者：享能汇工作室）
(资料图)
近日，山东再次向省内市场主体递发《山东省电网企业代理工作指南（征求意见稿》（以下简称“征求意见稿”），这是首个以省为单位的代购电相关文件，从内容上看，可以说，切切实实的要和电 力 现 货做衔接了！
另一个角度看，用户对电价的理解程度恐怕要再上一个档次！
具体如下：
1.现行的峰谷电价体系将再次被打破——代理购电将出现首个深谷！容量电价上下浮动！
根据“征求意见稿”第十八条原文：在1千伏及以上代理购电用户中建立尖峰电价和深谷电价机制，即尖峰时段上浮100%、深谷时段电价标准为0。
这是代理购电价格和电力现货价格的第一个衔接。
从2022年山东电力现货日内出清数据看，由于光伏大增，经常出现上午9点就开始跌到0价甚至负价的情况，譬如拿10月份看，9号、12号、16号、23号、27号上午9:15分实时出清电价均达最低限价-80元/兆瓦时，而在山东的电网代购电价体系中，不论哪个月份，9-10点段都被定义为电价高峰，11月山东代购电价，各电压等级用户高峰电价在（0.88096875元/千瓦时——1.00456875元/千瓦时）区间。
我们从2019年起就开始讨论山东现货市场零电价、负电价的作用，但这些与支付电网早前的销售电价或代购电价的用户并没有直接关系。而根据新的征求意见稿，深谷时段电价标准为0，实则与电力现货做了一个衔接。当电价为0时，用户度电电价，仅由输配电价、政府基金及附加、容量电价、各类分摊电费构成。
另一方面，尖峰时段上浮100%则意味着峰谷价差持续拉大。
山东现行的峰谷浮动情况为（基于平段）：
尖峰上浮80%，高峰上浮50%，低谷下浮50%，
根据新的征求意见稿，则变成：
尖峰上浮100%，高峰上浮50%，低谷下浮50%，深谷0价。
昨天的文章，我们计算了河北南网一10kV用户的电费前后差别，本篇文章，却 无 法 测 算，原因在于下方第3条内容。
2.容量电价上下浮动70%
设置容量电价是煤电装机容量大的山东省的特色。山东也是全国少数在电网代购电价中列明容量电费明细的省，譬如浙江电网代购电也列出了“天然气容量电费折合度电水平”。
“征求意见稿”第十八条同时提出：代理购电用户代理购电机价格、容量补偿电价高峰时段上浮70%、低谷时段下浮70%。
省内发电侧对此表示，“从发电侧看，容量电价从统一的0.0991元/千瓦时变成上下浮动，总量上看是平衡，所以影响不大。”而在现行的山东电网代购电价中，容量电费原本并不参与浮动，而此次新增的浮动，乃独立计算，让峰价更高，谷价更低，零售侧峰谷价差持续拉大，利好用户侧储能。
3.另一个衔接则是峰谷时间的动态变化！
新的电费是高是低，不好测算的原因就是，山东峰谷时段的划分将出现巨大变化！
根据“征求意见稿”第十九条，山东1千伏及以上代理购电用户峰谷时段划分：
每年2-5月每日高峰时段（含尖峰时段）为5小时、低谷时段（含深谷时段）为5小时，平时段为14小时；
每年1月、6-12月每日高峰时段（含尖峰时段）为6小时、低谷时段（含深谷时段）为6小时、平时段为12小时；
尖峰、深谷时段全年各不超过586小时。
峰谷时段划分，由电网企业根据山东电网电力供需状况、系统用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等因素合理确定，并以年度为周期提前公布未来12个月峰谷时段情况；当年内可能出现电力供需紧张、天气变化等不确定因素时，应及时对当年尚未执行的峰谷时段进行动态调整。
这是什么概念呢？
按照现行的山东电网代购电价，
每年6-8月夏季，山东高峰为9小时（其中尖峰3小时），低谷10小时，平段5小时。（按91天算，尖峰共273小时）
每年12-1月冬季，山东高峰为9小时（其中尖峰5小时），低谷10小时，平段5小时。（按61天算，尖峰共305小时）
其他月份，山东高峰9小时（无尖峰），低谷10小时，平段5小时。
尖峰共计578小时，无深谷。
两者对比，意味着新的代购电价体系中，尖峰时间可以更长，且不只限于夏冬两季，结合前文的浮动系数变化，以及新的不超过586小时的深谷，山东电力价差将持续拉大。我们熟悉的迎峰度夏、迎峰度冬概念，有可能要调整了，在电力现货市场中，任何一天都可能出现极端高价或者低价，因此，此次新的代购电价补充到，“当年内可能出现电力供需紧张、天气变化等不确定因素时，应及时对当年尚未执行的峰谷时段进行动态调整。”
这既是代购电价与现货市场做衔接的口子，也反映出以新能源为主体的新型电力系统的最大特色，过去迎峰度夏、迎峰度冬，未来极端电价将频繁发生。
根据意见稿，省发展改革委将根据山东电网电力系统用电负荷或净负荷特性变化，参考电力现货市场分时电价信号，适时调整代理购电用户分时电价浮动比例、峰谷时长等参数。2023 年峰谷时段划分应于2022年11月30日前向社会公布，这个很是让人期待了。
其他：
4. 2022年还没有进入电力市场购电的10Kv及以上用户，鼓励找售电公司代理，或者直接在批发市场向发电企业购电。
根据“征求意见稿”原文：10kV及以上工商业用户原则上要直接参与市场交易（直接向发电企业或售电公司购电），鼓励其他用户直接参与市场交易。
电网代理购电是从2021年12月起正式执行的，819号文阐述根据省内市场交易人士阐明，“山东10kV的用户并没有全部进市场，还有一部分是代购电用户。”
5. 代购电价形成与2022年相同
根据“征求意见稿”第十二条：电网企业主要通过参与场内集中交易方式代理购电，以报量不报价方式、作为价格接受者参与市场出清。如电网企业参与集中竞价交易后，申报电量未成交缺口部分按市场化机组剩余容量等比例分摊，价格按市场同类型交易加权平均价格执行。
6. 代购电价到用户如何结算，主要变化为两点，是与电力现货的第三个衔接
一点是本征求意见稿提到的容量电价在峰谷浮动，另一点是2023年山东电力市场征求意见稿提到的，输配电价不参与浮动。
7. 代购电损益向代购电用户分摊（享），保障电量损益向全体工商业用户分摊（享）。
今年夏天，浙江、安徽等省都向电力市场以及代购电用户传导了购买外来电保供的电费，由于损益分摊把代购电以及电力市场在了一起，所以不仅是用户，连带售电公司也特别关心分摊是如何计算的。
征求意见稿第二十九条：电网企业应根据代理购电实际结算的购电价格和电 量，计算实际购电价格与向用户传导的测算购电价格偏差损益、代理 购电价格执行峰谷的损益，逐月向代理购电用户分摊(分享)。电网企业要保持代理工商业用户销售电价相对稳定，对影响较大的因素可跨月分摊(分享)，原则上不超过三个月。
第三十三条 电网企业应根据保障性电量保供电源匹配情况，提前测算次月保障性购电均价，计算与基准购电价格偏差产生的损益，以次月测算的全体工商业用户电量确定分摊标准，向全体工商业用户分摊(分享)。电网公司要保障分摊(分享)标准水平相对稳定，涉及年度集中支付或补贴性质的费用，可按预计标准逐月分摊，年度清算。
本征求意见稿含计算公式，但具体结论应该还是事后通知。
8.其他：第四个衔接
第二十六条：电网企业代理购电的用户应与直接参与市场交易的用户公平承担可再生能源消纳权重责任。
如何承担，尚待细节。
有省内市场主体阅读文件之后提出感受：“在现货模式下，用户最终要会算明白账，从文件可以看出趋势，能源管理、节能管理将随着电价的增高，体现出价值了。”
本次山东的征求意见稿，是国内首个以省为单位的代购电价相关政策，可以看出电网不断完善代理购电的决心，也体现了山东作为电力现货连续运行大省，将中长期市场与电力现货作衔接的决心，更体现了建设新型电力系统的落脚点——电价改革。
