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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。
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