度电盈利8.8厘/千瓦时只是今年售电公司的平均盈利水平，实际的盈利水平跟每个售电公司采取的交易策略有着很大关系。面对今年非常极端的年度交易行情（发电厂全部统一报顶价554厘/千瓦时），不同的售电公司采取了不同的年度交易策略，有些售电公司担心后面在月度市场买不到电，采取了较为保守的年度交易策略，年度长协电量占比较高；有些售电公司则认为年度长协价格太高，更愿意赌月度市场价格下跌，年度长协电量占比相对较低。实际上，由于今年以来煤炭价格持续下跌，用电需求增速减缓，新机组陆续投产等多种因素叠加，导致月度和现货价格持续走低，年度长协价格已经大概率成为了今年批发市场的天花板价。

对于售电公司而言，其电力批发成本主要由年度长协电量、月度交易电量和现货偏差电量的交易成本构成。因此准确预判宏观经济发展趋势，结合代理用户的用电规律，制定科学合理的年度长协电量和月度交易电量的持仓比重策略，对售电公司的度电收益具有重大影响。

下面我们来分析一下售电公司在不同年度长协电量占比情况下各月份的度电收益情况。

批发侧测算基础数据如下，包括某售电公司2023年的实际用电量、交易中心公布的 2023年统调曲线分月权重、2023年发布的长协均价、月度中长期交易综合价、日前市场月度综合价（当长协电量占比实际电量低于90%时，需要按照月度中长期交易综合价补充月度电量）。

由于售电公司之间的充分竞争，以下这种零售签约模式代表了今年绝大多数用户的签约情况：

（1）90%电量按照固定价格结算，固定价格=长协均价（553.88厘/千瓦时）

（2）10%电量按照市场联动价格结算，市场联动价格=日前市场月度综合价

（3）每度电加收上浮电费10厘/千瓦时

按照以上零售合同模式，计算得到售电公司在不同长协电量占比情况下各月份的批发成本和度电收益：

由此可见，不同的年度长协电量持仓比重策略对售电公司全年的售电收益影响巨大。平均8.8厘/千瓦时的度电收益，说明大部分发售一体的售电公司，由于要保证电厂收益，采取了相对保守的交易策略，长协电量占比应该在80%-90%左右，虽然理论上能锁定10厘左右的收益，但受到宏观经济下行、企业用电需求减少等情况影响，有可能出现较大的用电偏差导致收益减少甚至亏损。而小部分独立售电公司，由于售电规模较小，愿意承担较高的价格风险，采取了相对激进的交易策略，长协电量占比只有50%甚至更低，反而能够博取更可观的售电收益。

2024年的年度长协交易即将到来，很多售电公司十分关注明年市场行情。说实话，远期现货价格走势很难预测，但不管行情怎么走，永远要把风险管控放在第一位。最近煤价开始上行，用户侧兑现长协积极性将有所提升，长协价格可能水涨船高，目前低价抢客的售电公司需要警惕价格倒挂风险。交易中心半年报里面也提到，2024年市场交易方案中会“探索建立容量补偿机制”，一旦建立容量补偿机制，当前执行的基准价可能需要调整，售电公司目前签订的零售合同可能面临改签风险。售电公司除了拼价格、拼资源，更重要的还是拼风险管理能力，只有把风险管控住了，才能让利润奔跑。

售电不易，大家共勉。