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(图)发用电与合约平衡示意图
发用平衡是由于电力目前无法大量高效储存的特性造成的特点,每一时刻的用电量和发电量在排除线损后,理论上应该是相等的;而合约量平衡更好理解,双方签订一份合约,那么两边的合约量肯定是相等的。
由于在中长期交易中,发用电在结算时,电量是由抄表周期决定的,如果双方结算周期相同,比如都是26号,那么由于发用电实时平衡的物理特性,其结算的电量也是平衡的,那么双方的偏差电量也是相同的。如图2示例,双方都结算100亿度电,在交易98亿度电后,偏差都为2亿度:
(图2)发用电结算平衡示意图
目前由于抄表周期的时间错位,就会导致了本身应当在物理上平衡的发用电,在结算时不平衡。比如下面这种较为极端的情况,如下表:
用电持续上涨,发电由于物理特性实时保持平衡,由于结算周期不同,当结算时,若用电侧结算周期是从第零周到第三周的四周电量,则共计90亿度;发电侧结算周期是从第一周到第四周的电量,则共计100亿度。那么同样交易98亿度电量时,双方产生的偏差就会不相同,如图3示例:
(图3)发用电结算不平衡示意图
在四川,传统的抄表结算日发电侧为每月26日,用电侧因多种因素导致各不相同,早的有4、5号抄表的,晚的有20多号,这就造成了不论偏差控制的多么好,合约量都无法完全等于结算的发用电量。但这种影响在双方抄表周期时间跨度相同的情况下,由于发/用电量短期一般不会出现剧烈变化,在现有偏差缓冲范围内,所造成的电量不平衡带来的影响不大。2021年,按照最新《四川电力中长期交易规则》(川监能市场【2021】11号文)第一百一十七条“所有市场主体抄表例日应保持一致”的要求,四川电网将于于7月~9月对用电侧调整和统一抄表例日。因此,在抄表周期时间跨度出现明显变化的情况下,结算电量的差别可能会出现从量变到质变的影响。
为了更好的理解,我们再来看一个例子:
假设每个月都是30天;
假设市场上只有1家电力用户和1家发电企业;
假设电力用户抄表周期都在每月20号,发电企业抄表周期都在每月30号;
假设电力用户和发电企业都十分稳定,每日发用电都是100兆瓦时;
在7月,电力用户的抄表周期将调整为30号抄表。
我们可以通过下图直观的感受实际发用结算量的差别(红色系代表用电侧、绿色系代表发电侧):
抄表例日调整前:在6月抄表周期没有调整前,虽然发电和用电的抄表周期不同,但是每日的用量相同,所以即便周期有所错位,总量差别并不大。每日发/用电100兆瓦时,结算周期都是30天,那么发用两侧每月各自结算的电量都是3000兆瓦时,所以当发电侧或用电侧一方控制到零偏差的情况下,即卖出/购入3000兆瓦时合约,双方偏差都为零(当然在实际运行中,如图2示例,还是会出现较小的偏差不同的问题);
抄表例日调整后:假设在8月抄表周期调整完成后,由发用两侧抄表周期得到统一,结算电量和物理发用电量对等,结算电量不存在偏差,在一方控制到零偏差的情况下,另一方就不会出现偏差风险;
潜在的风险:调整抄表周期的7月上,由于用电侧结算周期延长,结算电量的差别会从量变上升到质变。对于用电侧来说,由于抄表周期调整,7月结算周期多出了10天,那么用电侧在7月将会结算40天的电量,即共计4000兆瓦时电量,但发电侧抄表周期没有变化,7月结算上网电量时还是按照30天每日发电量100兆瓦时共计3000兆瓦时结算,结算电量就存在1000兆瓦时的差别。在物理层面上,每天发用100兆瓦时不变,依然平衡,但在结算时却产生了严重的不平衡。
若用电侧根据自身购买合约,保证自身不被偏差结算,而发电侧由于丰水期来水较好,期望多发电从而在市场上全部满足用电合约需求的话,相当于发电侧持有4000兆瓦时的合约,但调度根据物理发用平衡,只能在30天的结算周期内调度3000兆瓦时的上网电量,最终带来的结果就是发电侧只能结算3000兆瓦时电量,从而产生大量欠发考核费用;同样,若发电侧保证自身不被偏差考核,只卖出3000兆瓦时合约,那么在结算时,用电侧必然会存在1000兆瓦时的高价超用偏差结算。发用双方至少有一方会受到不可避免的利损。而且,由于这种电量的不对称性,也将会对原先调度根据合约量下达上网电量指标的模式有一定冲击。抄表周期带来的用电侧的增量电量并不是实际用电量的增加,而是结算时偏差导致的增量,所以电厂市场外电量结算平衡时,市场内结算电量必然出现偏差。当然现实中抄表周期的调整将会延续3个月,不会如上述示例中在某一个月暴增太多,但是这三个月结算电量的不平衡和偏差之间的影响,需要市场主体予以高度关注。从长远来看,“所有市场主体抄表例日应保持一致”能解决现行中长期交易发用电量结算不平衡的的问题,同时还能降低发用两侧主体偏差考核的风险。而从推进现货交易的角度,抄表周期的统一是扎实、深入推进电力市场化改革必要之举,只有真正实现购售、结算日同期,才能更加顺利的推进现货交易!
【一家之言、仅供参考】
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