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2月,曲线方式下共结算购电费993.92万元,其中,售电公司712.24万元(含偏差电费6.66万元、分摊电费1.83万元),大用户281.68万元(含分摊电费0.69万元)。曲线方式较非曲线方式总购电费多2.78万元,其中,售电公司少0.70万元,大用户多3.48万元(见表2)。
从1-2月结果看,曲线方式对发电企业、售电公司、大用户的利益调整影响很小。
四
模拟结算电量分析
1.售电公司
1月,售电公司结算电量2153.23万千瓦时,对应合同电量为2812.43万千瓦时,总偏差率-23.44%;尖、峰、平、谷各时段结算电量占比分别为9.42%、28.28%、32.19%、30.10%。分时段偏差率分别为-23.04%、-22.28%、-27.83%、-19.45%。从单份合同总量看,有14份合同偏差率超±10%,偏差率范围在-94.73%-192.96%之间,17份合同均存在不同时段偏差率超±10%的情况(见表3)。单份合同分时段偏差电量最大达-388.22万千瓦时,偏差率最大达216.70%。
2月,售电公司结算电量1921.56万千瓦时,对应合同电量为2537.55万千瓦时,总偏差率-24.27%;尖、峰、平、谷各时段结算电量占比分别为9.46%、27.08%、33.30%、30.16%,分时段偏差率分别为-23.36%、-26.44%、-26.28%、-20.06%。从单份合同总量看,17份合同偏差率均超±10%,偏差率范围在-94.86%-368.87%之间,17份合同均存在不同时段偏差率超±10%的情况(见表4)。单份合同分时段偏差电量最大达-372.44万千瓦时,偏差率最大达408.96%。
2.大用户
1月,大用户结算电量697.55万千瓦时,对应合同电量为528.60万千瓦时,总偏差率31.96%;尖、峰、平、谷各时段结算电量占比分别为9.37%、28.11%、33.45%、29.07%,分时段偏差率分别为31.47%、34.86%、30.32%、31.30%。从单份合同总量看,3份合同偏差率均超±10%,偏差率范围在10.39%-82.83%之间,3份合同均存在不同时段偏差率超±10%的情况(见表5)。单份合同分时段偏差电量最大达40.15万千瓦时,偏差率最大达91.39%。
2月,大用户结算电量703.49万千瓦时,对应合同电量为539.40万千瓦时,总偏差率30.42%;尖、峰、平、谷各时段结算电量占比分别为9.39%、27.98%、33.30%、29.34%,分时段偏差率分别为32.36%、34.04%、28.16%、29.08%。从单份合同总量看,有2份合同偏差率超±10%,偏差率范围在6.56%-65.84%之间,有2份合同存在不同时段偏差率超±10%的情况(见表6)。单份合同分时段偏差电量最大达34.26万千瓦时,偏差率最大达75.75%。
五
工作建议
1. 由于2021年为首次开展曲线交易,偏差率普遍较高,为更好衔接现货市场,建议用户按照“减少各时段实际偏差”原则签约或调整曲线交易合同。一是市场主体可通过增加交易频次、开展合同转让调整平抑偏差;二是每月月末可对次月(含后续月份)用电曲线量、价进行调整。
2. 建议售电公司协同用户充分考虑时段电价的差异,合理调整生产,做好用能管理,参与电网削峰填谷,并达到降低自身用电成本的目的。
3. 交易中心近期计划推进电力中长期市场连续运营,开展月内交易,将会同电网公司向用户提供每日24点负荷曲线,为市场主体开展曲线交易提供支撑。
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