系统偏差“上下调”规则下 售电公司如何“破局”？

在四川电力市场中长期交易中，由于发电侧与用电侧的需求和供给消纳构成复杂多样，且在实际运行过程中，存在先售后发或先购后用的情形，这就导致发电侧与用电侧的实际需求和供给与交易合同电量之间存在不同程度的差异。

在2024年之前，这种差异的主要的调节手段是在全月交易周期结束后，通过对发电侧水电优先电量的调整来达成系统的平衡。

(来源：微信公众号“硕电汇”作者：小硕团队)

2023年年底，最新发布的《四川省2024年省内电力市场交易指引》第八章对系统偏差电量进行了重新定义，具体包含电网代理购电偏差和市场打捆非水电量偏差两大类。针对这一新的定义，该章节明确提出了相应的调整机制。在前期的【小硕观察】如何理解电网代理偏差由发电企业承担?一文中，我们已对电网代理购电偏差进行了专题实例分析。此次，小硕团队将进一步就市场主体近期普遍关注的市场打捆非水电量偏差的调整问题展开深入探讨。

随着1月结算单系统偏差调整结果的阶段性披露，相当一部分市场主体对此表示了极大关切，并对由此产生的困难和挑战表达了严重的担忧。针对这一问题，小硕团队进行了全面而深入的分析：

系统偏差“上下调”规则下，售电公司可能遭遇“双重暴击”?

以1月为例，若实际系统偏差调整方向为下调，这将导致实际非水比例上升，造成售电公司零售侧实际配置水风光电量明显缩减。事实上，在枯水期实际非水比例若上调5%，则售电公司零售侧可交易电量将减少12.5%;

与此同时，若某售电公司1月实际为欠用，亦将遭遇批发合同强制下调部分的自动斩仓。根据2024年的政策规定，其斩仓价格将基于自身当月的合同均价。假设该主体同样以综合一口价进行年度批发签约，一月的合同均价为245元/兆瓦时。按目前枯水期市场价385元/兆瓦时测算，每下调1兆瓦时的电量，该售电公司将承受140元的损失。若该售电公司1月下调电量为1000万千瓦时，则1月因强制斩仓直接损失140万元。而同样的交易电量按市场平均批零盈利水平带来的收益仅为8~9万元。

针对上述风险，有两种方式建议，一是从市场机制出发，下调电价改为按市场均价调整;二是若未来政策不做调整，售电公司从自身交易出发，尽量减小偏差，且在年度枯水期批发交易过程中，减少一口价签约，不过这同样会引发其他的问题，一旦在零售侧按一口价签约，则在枯水期有倒挂可能，带来更多的资金压力。

1~4月“系统偏差”上下调，是否可以合并调整?

《四川省2024年省内电力市场交易总体方案》中要求，在系统偏差调整和偏差互保交易中，原则上不应扩大市场主体的合同偏差。若在实际系统偏差调整过程中按月来进行上下调，对主体而言则是在相当程度上扩大了市场主体的合同偏差。

根据《四川省2024年省内电力市场交易指引》第十四章用电侧结算考核周期中规定：按月进行结算，其中，5 月对售电公司和批发用户1-4 月的市场偏差进行清算。因此在年度实际交易中，市场主体会根据实际检修计划、节假日安排、市场行情等因素综合考虑1-4月的供给能力和实际需求，而非严格的进行分月匹配，如此整体1~4月合约之和与实际用电需求匹配，但在分月中存在不平衡，若按分月进行系统“上下调”后，主体的整体偏差是明显扩大的，因为在调整过程中，售电侧可能面临的是零售和批发侧的同时调整。

“实际非水比例”和“调整总量”如何确定?

对于1月下调的结果，市场主体除了普遍关心结果对自身带来的影响之外，部分主体亦对调整的逻辑与方法表现出浓厚的兴趣，更期望通过深入研究《交易指导意见》和《结算细则》中的规则，并结合市场对相关信息的披露数据，进行精准的分析与预判，以更好地应对潜在的市场变动。

“系统偏差上下调整机制”属近年来首次引入交易规则，目前来看，其调整结果不仅对售电结算中带来显著影响，而且是月度(内)交易行情和发用两侧主体制订月度交易策略重大的影响因素。从这个角度来看，深入学习和运用这一机制，以及确保市场能够更为全面披露和提供相关数据支撑，对于交易工作的顺利推进，无论现在还是将来都具有至关重要的作用。