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根据上表所示,自今年3月至10月期间,有六个月的代理购电月度市场化购电价格超过了当月直购市场集中交易的均价,其中最高超出额达到每兆瓦时33.12元;另外两个月的购电价格则低于当月集中交易的平均价格,最低差额为每兆瓦时20.24元。
3、细化代理购电偏差电量组成及对应调整机制
代理购电偏差原由发电企业在事后承担,现细化拆分出代理购电打捆非水电量偏差,其中代理购电打捆非水电量偏差=代理购电实际应打捆购入的非水电量 - 代理购电按确定比例打捆购入的非水电量。
此举将直接交易的非水电量偏差与代理购电的非水电量偏差合并,形成统一的非水电量偏差。偏差由纳入市场交易的水电、风电、光伏发电企业共同承担,并依据当月的月度均价及月内平台集中交易的加权均价进行结算。发电企业可依据预估的实际非水比例,更准确地预测事后电量调整情况。同时,电网代理购电的实际用电情况与代理购电非水偏差产生的系统偏差总量,也将依据当月的月度均价及月内平台集中交易的加权均价进行结算。由此产生的偏差结算费用将按月向代理购电用户进行分摊或分享。
总体而言,本次针对电网代理购电政策的调整,主管部门进一步精细化并完善了电网代理购电的偏差控制机制和价格形成机制,同时降低了市场系统偏差对价格波动的影响,对于确保电力市场的健康稳定发展起到了积极作用。
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