在四川電力市場中長期交易中，由于發電側與用電側的需求和供給消納構成復雜多樣，且在實際運行過程中，存在先售后發或先購后用的情形，這就導致發電側與用電側的實際需求和供給與交易合同電量之間存在不同程度的差異。

在2024年之前，這種差異的主要的調節手段是在全月交易周期結束后，通過對發電側水電優先電量的調整來達成系統的平衡。

(來源：微信公眾號“碩電匯”作者：小碩團隊)

2023年年底，最新發布的《四川省2024年省內電力市場交易指引》第八章對系統偏差電量進行了重新定義，具體包含電網代理購電偏差和市場打捆非水電量偏差兩大類。針對這一新的定義，該章節明確提出了相應的調整機制。在前期的【小碩觀察】如何理解電網代理偏差由發電企業承擔?一文中，我們已對電網代理購電偏差進行了專題實例分析。此次，小碩團隊將進一步就市場主體近期普遍關注的市場打捆非水電量偏差的調整問題展開深入探討。

隨著1月結算單系統偏差調整結果的階段性披露，相當一部分市場主體對此表示了極大關切，并對由此產生的困難和挑戰表達了嚴重的擔憂。針對這一問題，小碩團隊進行了全面而深入的分析：

系統偏差“上下調”規則下，售電公司可能遭遇“雙重暴擊”?

以1月為例，若實際系統偏差調整方向為下調，這將導致實際非水比例上升，造成售電公司零售側實際配置水風光電量明顯縮減。事實上，在枯水期實際非水比例若上調5%，則售電公司零售側可交易電量將減少12.5%;

與此同時，若某售電公司1月實際為欠用，亦將遭遇批發合同強制下調部分的自動斬倉。根據2024年的政策規定，其斬倉價格將基于自身當月的合同均價。假設該主體同樣以綜合一口價進行年度批發簽約，一月的合同均價為245元/兆瓦時。按目前枯水期市場價385元/兆瓦時測算，每下調1兆瓦時的電量，該售電公司將承受140元的損失。若該售電公司1月下調電量為1000萬千瓦時，則1月因強制斬倉直接損失140萬元。而同樣的交易電量按市場平均批零盈利水平帶來的收益僅為8~9萬元。

針對上述風險，有兩種方式建議，一是從市場機制出發，下調電價改為按市場均價調整;二是若未來政策不做調整，售電公司從自身交易出發，盡量減小偏差，且在年度枯水期批發交易過程中，減少一口價簽約，不過這同樣會引發其他的問題，一旦在零售側按一口價簽約，則在枯水期有倒掛可能，帶來更多的資金壓力。

1~4月“系統偏差”上下調，是否可以合并調整?

《四川省2024年省內電力市場交易總體方案》中要求，在系統偏差調整和偏差互保交易中，原則上不應擴大市場主體的合同偏差。若在實際系統偏差調整過程中按月來進行上下調，對主體而言則是在相當程度上擴大了市場主體的合同偏差。

根據《四川省2024年省內電力市場交易指引》第十四章用電側結算考核周期中規定：按月進行結算，其中，5 月對售電公司和批發用戶1-4 月的市場偏差進行清算。因此在年度實際交易中，市場主體會根據實際檢修計劃、節假日安排、市場行情等因素綜合考慮1-4月的供給能力和實際需求，而非嚴格的進行分月匹配，如此整體1~4月合約之和與實際用電需求匹配，但在分月中存在不平衡，若按分月進行系統“上下調”后，主體的整體偏差是明顯擴大的，因為在調整過程中，售電側可能面臨的是零售和批發側的同時調整。

“實際非水比例”和“調整總量”如何確定?

對于1月下調的結果，市場主體除了普遍關心結果對自身帶來的影響之外，部分主體亦對調整的邏輯與方法表現出濃厚的興趣，更期望通過深入研究《交易指導意見》和《結算細則》中的規則，并結合市場對相關信息的披露數據，進行精準的分析與預判，以更好地應對潛在的市場變動。

“系統偏差上下調整機制”屬近年來首次引入交易規則，目前來看，其調整結果不僅對售電結算中帶來顯著影響，而且是月度(內)交易行情和發用兩側主體制訂月度交易策略重大的影響因素。從這個角度來看，深入學習和運用這一機制，以及確保市場能夠更為全面披露和提供相關數據支撐，對于交易工作的順利推進，無論現在還是將來都具有至關重要的作用。