广东省能源局于2月6日下发了《南方（以广东起步）电力现货市场2020年首次全月试结算试运行实施方案》（征求意见稿），开启了广东电力市场的新帷幕。与2019年的试结算试运行类似，此次实施方案也是在双轨制下开展的（双轨制指中长期价差市场制度与现货市场制度并行），售电公司在2019年底的年度价差市场以及对应月份的月度价差市场中，已经购买了对应试结算期间的大部分中长期价差合同电量，且与用户侧的零售合同也沿用价差传导机制下的零售价差模式，留给现货市场模式下的交易空间有限。
（来源：微信公众号“泛能网电力交易” ID:fnw_elec_trade 作者：王海霞）
与2019年试结算不同的是，此次按月试结算更加扩大了交易标的期，也给现货市场价格的发现提供了更多空间；其次也对两类中长期合同电量（价差合同电量、绝对价合同电量）做出了不同的规定与约束。本文此处暂不对规则进行详细解读，下文将根据分析的深入会逐渐说明。售电公司在面对如此复杂的市场中，要清晰的把握自身特点，并充分结合市场规定积极开展交易分析，制定有利于公司整体效益的交易策略，精准定位盈利空间。
沉没成本，是指以往发生的，但与当前决策无关的费用。从售电公司决策的角度看，以往发生的费用只是造成当前状态的某个因素，当前决策所要考虑的是未来可能发生的费用及所带来的收益，而不考虑以往发生的费用。
在此次试结算方案中，售电公司价差合同购电成本已为确定发生的成本，是售电公司的沉没成本。
1.价差合同转换为绝对价格
售电公司与发电企业签订的价差合同电量包括：年度交易电量（年度合同集中交易、年度双边协商交易）分解至月（试结算月）的电量、月度双边协商电量、月度价差挂牌交易电量、价差用电合同转让交易电量以及价差月竞交易电量。
规则中规定按照发电企业、售电公司价差中长期合同电量收益不变原则，参照价差合同转换参考基准价（0.463元/千瓦时），对售电公司各类价差合同进行绝对价格转换。即各价差合同转换后绝对价格=0.463-原合同价差。
2.价差合同电量的分解方式确定
售电公司的价差合同电量中，其中年度双边协商交易分解至月（试结算月）的电量、月度双边协商电量、月度价差挂牌交易电量、价差用电合同转让交易电量按照提交的曲线分解；年度合同集中竞争分解至月（试结算月）的电量、价差月竞交易电量按照交易前公布的典型曲线统一分解。换言之，所有价差合同电量都已经明确了分解至各小时的电量，即在现货市场下售电公司存量价差合同电量持仓情况为确定数值。
3.存量价差合同总持仓成本确定
综上，价差合同各合同转换后的绝对价格为确定数值，基于合同电量加权平均，可求得售电公司存量价差合同总持仓的单位成本（P）；同时，基于明确的电量分解方式，也可以确定售电公司存量价差合同持仓分时单位成本（Pi）；存量价差合同持仓总成本=P x Q，（Q为价差合同总电量）。
作为沉没成本，价差合同的总持仓成本以及分时持仓成本都不会对试结算运行期间现货模式下的各类交易决策产生影响。
1.零售价差转换为绝对价格
按照维持零售用户月度收益不变的原则，售电公司与代理用户的零售价差统一转换为绝对价格。转换后的零售合同电能量价格=加权平均目录电价-输配电价-零售用户度电收益，其中零售用户度电收益=零售用户全月价差收益/零售用户全月用电量。
2.售电公司价差收益保持不变
本次价差模式转换为绝对价格，售电公司价差中长期合同电量收益将通过电网企业的平衡结算保持不变。
售电公司的差额资金=∑[（所代理零售用户加权平均目录电价-输配电价）*该零售用户电量]/所代理零售用户总电量-中长期合同转换参考基准价]*售电公司所代理用户实际用电量。
当差额资金为正时，向超出价差模式收益的售电公司收取相应差额资金；当差额资金为负时，向不足价差模式收益的售电公司支出相应差额资金。其中售电公司实际用电量与其价差中长期合同电量的偏差部分，参照价差合同转换参考基准价（0.463元/千瓦时）进行平衡。
换言之，售电公司的收入也将以参考基准价（0.463元/千瓦时）作为基准进行价格转换，且保持其原价差模式收益不变。举例说明，如果某售电公司存量价差合同平均价差为-50厘/千瓦时，转换后存量价差合同的绝对价格为0.413元/千瓦时（0.463元/千瓦时-0.050元/千瓦时）；如果售电公司平均零售让利价差为-45厘/千瓦时，则基于保持收益不变原则，转换后零售绝对价格为0.418元/千瓦时（0.463元/千瓦时-0.045元/千瓦时）；这样经过价格模式转换，售电公司的价差合同的收益=0.418元/千瓦时-0.413元/千瓦时=0.005元/千瓦时；也是价差模式下5厘/千瓦时（45厘/千瓦时-50厘/千瓦时）的收益水平。
3.用户实际用电量决定零售价格
前文所述“售电公司平均零售让利价差”在用电之前，可根据售电公司与签订的合同价差及电量（或者对用户的负荷预测）进行简单事前估算，作为收入参考，实际的“售电公司平均零售让利价差”则是由所代理用户事后用电量情况进行多用户加权平均所得，因此在试结算交易过程中，售电公司的收入为被动的“既定”收入。
零售收入与价差合同购电成本作为沉没成本的情况类似，零售整体收入以及零售分时价格等都不会对试结算运行期间现货模式下的各类交易决策产生影响。
在本次试结算实施方案中，有一处规定与2019年按周试结算期间明显不同，增加了售电公司价差中长期成交电量的偏差考核。即存量价差合同电量（含价差年度合同、价差月度竞价、价差用电合同转让、价差月度双边协商、价差月度挂牌交易）少于月度实际用电量95%的，以月度为周期，对不足部分电量进行偏差考核。
换言之，存量的价差合同要达到月度实际用电量的95%以上才能免除考核（基于征求意见稿规定）。此项规定，在一定程度上保证了售电公司大部分电量的收益水平，旨在降低现货市场模式下的效益波动风险。然而，针对不同售电公司而言，实际收益情况又有着显著的差异。
1.价差合同电量覆盖用户实际电量部分收益基本确定
按照前文分析，价差转换为绝对价格的过程中，价差合同电量与用户实际电量覆盖部分电量的收益=零售收入-购电成本，收益不受现货模式交易的影响，基本确定，（零售收入为事后确定）。
2.价差合同电量与实际电量偏差部分收益差异
售电公司代理的用户各有差异，因此用于的用户负荷曲线也将千差万别，组合成售电公司整体的负荷曲线也呈现出差异性；然而各个售电公司在年度及月度的各类价差合同交易中，发电企业签出的价差合同确表现的较为统一的曲线分解模式，即按照统调曲线分解（以广东市场实际情况概括得出，此处忽略双边协商调整的分解情况），那么就存在这样一个现象，售电公司存量中长期合同分解曲线呈现趋同，而售电公司整体代理用户负荷曲线各有差异，那么也必然造成售电公司两类曲线的偏差部分各有差异，此偏差部分在现货市场模式下，将展现出完全不同的意义来。以下我们以几组虚拟示例数据进行说明。
按照市场中典型的用户负荷曲线特性，本文以虚拟随机数的方式，生成五类用户负荷曲线（分别为双高峰型、波动型、峰谷型、谷电型、平均型）：
将五类用户负荷两两组合出四类售电公司整体负荷曲线，可得出以下结果：
其中甲公司、乙公司是目前较为常见的双峰型负荷，公司丙为平均型负荷，丁公司为多谷型负荷。这四类售电公司负荷曲线的差异是由于代理用户的不同造成的，这在实际数据中是可以验证的。
同时，这四类售电公司面对的批发侧市场基本相同，此处假设四个售电公司存量价差合同分解曲线相同——统调分解曲线（忽略因各个价差合同叠加造成的微量曲线差异以及双边调整后的曲线差异）。此处以实时方案公布的统调曲线分解比例,总电量占用电量的96%进行示例数据设计。
此外，为了充分对比各类售电公司代理用户不同造成的收益差异，此处设计四个售电公司以下相同的市场条件；
价差合同平均价差为-50厘/千瓦时，转换成绝对价格为413厘/千瓦时；
零售价差让利平均价差为-45厘/千瓦时，转换成绝对价格为418厘/千瓦时；
在特定负荷特征下，随机设计一周的负荷数据；且四家售电公司的周合计用电量统一设计为1000万千瓦时（年用电量为5.2亿千瓦时）；
按照公布典型分解曲线进行价差合同电量分解，且周价差合同电量为周用电量的96%，即960万千瓦时（1000万千瓦时*96%），按照征求意见稿规定免除价差合同电量的偏差考核；
以实施方案中给出的绝对价格周集中竞争交易首日指导价：D1为320厘/千瓦时、D2为370厘/千瓦时为主旨进行标的期（周）日前价格数据设计。
结合以上原则设计数据，并开展四个售电公司的价差合同偏差情况的分析。价差合同曲线与负荷曲线偏差分析包含正偏差和负偏差两类：
1）正偏差：
当i时刻零售绝对价大于日前价格时，该时刻的负偏差收益为正，反之为负。
下图为按照以上市场条件进行数据设计后，四个售电的负荷曲线及价差分解曲线对比，本文将针对偏差部分进行分析价差合同偏差部分电量收益情况。为了更好的分析绝对价格中长期交易的盈利情况，本文所有数据设计都以一周为标的期，图示为选取的周中一日数据进行展示，用以说明本章节关注的价差合同偏差收益问题。
售电公司甲价差分解曲线-负荷曲线偏差
售电公司甲：
曲线形态：存量价差合同分解曲线与负荷曲线交错，峰时负荷曲线普遍大幅高于价差分解曲线；
价差合同偏差率：一周整体偏差率（价差偏差电量/实际电量）为4%，分时偏差率最高为-30%、50%；正偏差时刻有87个，负偏差时刻有81个，其中峰时（10时-19时）正偏差时刻31个，非峰时正偏差时刻56个;
价差合同偏差效益：周平均偏差效益为-339厘/千瓦时，周总偏差效益为-13560元（-339厘/千瓦时*1000万千瓦时*4%）。
售电公司乙价差分解曲线-负荷曲线偏差
售电公司乙：
曲线形态：存量价差合同分解曲线基本覆盖负荷曲线，峰时负荷曲线部分高于价差分解曲线的情况；
价差合同偏差率：一周整体偏差率（价差偏差电量/实际电量）为4%，分时偏差率最高为-25%、70%；正偏差时刻有74个，负偏差时刻有94个，其中峰时（10时-19时）正偏差时刻31个，非峰时正偏差时刻43个;
价差合同偏差效益：周平均偏差效益为-102厘/千瓦时，周总偏差效益为-4080元（-102厘/千瓦时*1000万千瓦时*4%）。
售电公司丙价差分解曲线-负荷曲线偏差
售电公司丙：
曲线形态：存量价差合同分解曲线无法覆盖大部分非峰负荷曲线，峰时负荷曲线普遍低于价差分解曲线的情况；
价差合同偏差率：一周整体偏差率（价差偏差电量/实际电量）为4%，分时偏差率最高为-35%、50%；正偏差时刻有72个，负偏差时刻有96个，其中峰时（10时-19时）正偏差时刻45个，非峰时正偏差时刻27个；
价差合同偏差效益：周平均偏差效益为249厘/千瓦时，周总偏差效益为9960元（249厘/千瓦时*1000万千瓦时*4%）。
售电公司丁价差分解曲线-负荷曲线偏差
售电公司丁：
曲线形态：存量价差合同分解曲线整体高于峰时负荷去曲线、低于非峰时负荷曲线；
价差合同偏差率：一周整体偏差率（价差偏差电量/实际电量）为4%，分时偏差率最高为-40%、50%；正偏差时刻有90个，负偏差时刻有78个，其中峰时（10时-19时）正偏差时刻65个，非峰时正偏差时刻25个；
价差合同偏差效益：周平均偏差效益为595厘/千瓦时，周总偏差效益为23800元（595厘/千瓦时*1000万千瓦时*4%）。[whx1]
综上，首先公司负荷曲线的差异将导致存量价差合同分解偏差的效益差异性很大，负荷曲线形态峰时正偏差越大、非峰时正偏差越小的售电公司，价差合同偏差效益越高，反之越低甚至为负效益。
售电公司在认识到自身沉没成本以及“既定”收入，并清晰自身存量价差合同的收益情况下，要充分分析现货模式下可能的盈利空间，并合理的制定增量合约交易（绝对价中长期合约交易）的交易策略，以实现整体利润最大化的目标。
1.增量合约交易的持仓效益
增量合约交易的持仓效益决定了合约交易本身的效益问题，而持仓效益由合约的持仓成本与持仓价值共同决定。
1）合约持仓成本
持仓成本简言之为持有一份合约所需要付出的代价，也是售电公司需要支付的费用（买入合约）或者需要损失的收入——机会成本（卖出合约）。对于买入合约，合约的持仓成本C(合约持仓)为买入该合约需要支付的费用；对于卖出合约，合约的持仓成本C为不卖出该合约需要损失的收入（机会成本）。
即合约对应的市场价格P（合约价格）与合约电量Q的乘积。
D1曲线/D2曲线的市场价格：为成交决策时刻对应的集中竞争市场价格；
自定义曲线的市场价格：为曲线的双边协商价格或者挂牌/摘牌价格；
持有合约（以周为标的期举例）的持仓成本为：
C = P x Q
2）合约持仓价值
持仓价值为持有一份合约所能够获得的益处，也是售电公司持有合约的可能获得收入。对于买入合约，合约持仓价值V为买入该合约未来可能获得的收入；对于卖出合约，合约持仓价值V为不卖出该合约未来可能获得的收入。即合约对应的日前市场价值，通过日前价格数据进行计算可以得出。
持有合约（以周为标的期举例）的持仓价值为：
3）合约持仓效益
持仓效益R是持有合约所能够获得的收益或者盈利，是持仓价值V与持仓成本C的差值，即合约持仓=合约持仓价值-合约持仓成本：
对于买入合约：
合约持仓效益为正，表示该合约在日前市场的价值高于合约市场的买入成本，持有该合约将获得正收益，应该做出买入合约的决策；
合约持仓效益为负，表示该合约在日前市场的价值低于合约市场的买入成本，持有该合约将发生亏损，应该做出不买入合约的决策；
对于卖出合约：
合约持仓效益为正，表示该合约在日前市场的价值高于合约市场的卖出收入，持有该合约将增加收益，应该做出不卖出合约的决策；
合约持仓效益为负，表示该合约在日前市场的价值低于合约市场的卖出收入，持有该合约将减少收益，应该做出卖出合约的决策；
如果持仓效益为正，说明持有合约更有利于售电公司，应该持有该合约，即买入或者不卖出；如果持仓效益为负，则说明持有合约将不利于售电公司，应该不持有该合约，即不买入或者卖出。
2.增量合约交易的交易策略
售电公司在充分分析自身代理用户及负荷曲线的基础上，要开展对价格等信息的搜集以及分析，从而能够形成较为理性的价格水平认识。除此之外，售电公司在双轨制下现货试结算期间，要明确自身盈利空间及盈利手段，制定科学的交易策略。
1）增量效益与存量效益独立
如前文所述，存量中长期合同属于“沉没成本”，而零售收入也成为“既定”收入，在双轨制下的现货市场交易中，此两类交易情况无法得到改善或者恶化，因此在增量合约交易的过程中，不予考虑。
存量中长期合同的收益情况，本文做了详细说明。意在向售电公司说明，在双轨制下价差合同的交易因为电量分解的问题，不同售电公司的负荷特征将造成完全不同的收益情况，因此，在价差合同交易中，售电公司也是需要对自身负荷特征及现货市场情况进行分析，而后得出更科学的价差合同交易策略。在价差合同交易结束以后，也即在现货试结算期间，此类合同转变为存量中长期合同，那么在增量合约交易过程中（绝对价中长期合同交易），必须将两类中长期交易的收益剥离开来，独立思考。
存量价差合同分解曲线与负荷曲线覆盖的部分，收益锁定；存量价差合同分解曲线与负荷曲线偏差的部分，收益受到现货市场价格的影响，不受增量中长期合约交易的影响。
增量中长期合约交易给售电公司带来的盈利或者亏损都是独立于存量合同收益的。增量合约的收益情况取决于合约自身的持仓效益，即由合约的标的期、分解曲线、合约市场价格、日前价格等现货市场模式下各因素决定。
2）增量效益与风险综合考虑
在增量合约交易决策过程中，待交易合约的持仓效益分析依赖于售电公司对市场的判断与预测，尤其是合约标的期对应的日前市场价格的分析与预测。以广东市场为例，目前有效的日前价格数据只寥寥数日，并不足以支撑市场主体进行科学的价格预测，以此有限信息所进行的日前价格数据判断必然是不准确的，且实际价格数据将可能发生很大程度的波动风险。因此，增量合约交易决策不仅要关注合约的持仓效益问题，还要同样关注可能受到的价格波动造成的效益风险问题。
从实操来看，此类风险可通过为标的期日前价格预测数据设置一定幅度的波动范围，那么在计算待交易合约的持仓效益时，同时可以计算得出该合约交易可能承受的效益风险（持仓效益波动），通过对效益与风险的综合考虑，进行辅助决策。
附录：文章分析用示例数据
附录一：分析用售电公司负荷数据
原标题：双轨制下广东售电公司如何定位盈利空间？
