在连续撮合交易出台之前，售电公司在中长期交易阶段面临哪些问题呢？让我们从3月山东市场上发现的问题说起。

3月初，山东部分售电公司出现日清算结果连续亏损的情况，而同样的批发零售合约，在1、2月份，售电公司是盈利状态。为什么会出现这样的情况呢？通过分析售电公司日清算数据，发现在3月上旬，售电公司有大额的日前偏差电费（正值）和实时偏差电费（正值）。其中过多的实时偏差电费，是由于日前申报策略不佳，导致在实时-日前市场阶段博弈失败，这部分损失可以通过数据分析，优化日前申报策略来控制。我们将在后续的文章中展开讨论。本文先分析造成日前偏差电费的原因。

进一步分析发现在中长期交易中，售电公司购买的双边协商电量分解曲线与代理用户实际用电曲线偏差大。山东目前的中长期交易，以月度集中竞价、月度双边协商为主。在月度集中竞价中，有两条分解曲线，其中一条为直线（全天平负荷），第二条为典型分解曲线D1，形态如下图：

图1  月竞D1曲线

而月竞的出清价格，基本稳定在374.8，也就是交易申报的上限价格。月度双边协商交易，原则上发电企业和售电公司、批发大用户可以自行签订自定义分解曲线。但是在实际执行中，发电企业话语权更强，通常是提供几条定制好的曲线，供售电公司和批发大用户选择。而这几种可选的曲线加权价格均为374.8。我们用某个售电公司（典型夜间用电负荷）的负荷曲线与月竞D1曲线，平负荷曲线，电厂提供的典型曲线对比来看：

图2  代理总负荷与月竞曲线D1对比

图3  代理总负荷与平负荷对比

图4  代理总负荷与电厂曲线对比

不论售电公司在月竞还是双边协商交易中购买中长期电量，分解后的负荷曲线与实际用电曲线偏差都很大，在白天（尤其是中午）需要将多余的中长期电量在现货市场中卖出，在晚上和早晨需要从现货市场买入电量填补缺口。虽然中长期电量可以买到实际用电量的95%-105%，也可以购买多种曲线叠加，但是最终依然需要在现货市场，中午时段卖出电量，早晚时段买入电量。

看完电量，再来看价格。3月1-15日，日前平均价格如下图，和电厂提供的分时价格相比，早晚日前价格高，此时售电公司需要从日前市场买入电量；中午日前价格低，此时售电公司需要把高价的中长期电量在日前市场卖出。两项叠加，导致售电公司综合购电成本上涨。日前平均价格和固定价格（月竞或电厂平负荷分时价格均为374.8）相比，早晨日前价格稍低，此时售电公司买入电量；中午日前价格低，此时售电公司卖出电量；下午到晚上日前价格高，在此期间售电公司部分时段卖出电量，部分时段买入电量。由于中午日前价格和中长期价格相差很大，最终叠加的结果，综合购电成本上涨。

图5  3月1-15日电价对比

上述原因造成3月上旬部分售电公司亏损。

为什么同样的批发和零售套餐，1、2月全月算下来，售电公司没有亏损呢？看下面的1月和2月日前价格平均值。早晨日前价格偏低，略高于电厂提供的分时价格，低于固定价格；中午时段日前价格和电厂分时价格接近，低于固定价格；晚上日前价格低于电厂分时价格，高于固定价格。所以计算下来，1、2月售电公司在现货市场中交易后，综合成本上升不多，甚至下降，并且低于3月的综合购电成本。

图6  1月、2月电价对比

日前平均价格有可能受到极端价格的影响，我们还可以看一下1、2、3月日前价格每日曲线图，验证上述结论。

图7  3月1-15日日前价格曲线

图8  2月日前价格曲线

图9  1月日前价格曲线

既然发现中长期交易分解曲线和代理实际用电负荷不匹配是售电公司亏损的主要原因，那么有什么办法调整呢？

这里还有一个有意思的发现。3月，售电公司代理的总负荷全部按照固定价格374.8结算，均价374.8；按照电厂的分时价格结算，均价远低于374.8；按照日前价格结算，均价也低于374.8。但是根据交易规则，售电公司必须在中长期市场买够总电量的95%，并且只能以典型曲线、平负荷曲线、电厂提供的几条曲线来成交。批发侧购电曲线和实际用电曲线的偏差，在日前市场中调整，结果导致售电公司综合购电成本反而高于374.8。

回到本文开头，4月开放了连续撮合交易，可以对24个时段单独进行电量调整，希望对售电公司批发侧交易有帮助。但是从标的日4月1日，4月2日两天的连续撮合交易来看，供需双方的心理价位还存在较大差距，成交量不高。另外据说双边协商和月竞买入的电量不能通过连续撮合交易出售，如果真是这样，将大大削弱连续撮合交易对负荷调整的作用，也降低了流动性。

最后总结一下：

本文就3月上旬山东部分售电公司亏损做了分析并将分析结果定性展示。各位市场主体如果希望进一步了解定量的分析结果，我们随时欢迎进一步沟通。