6月20日-23日，廣東省開展了第二次月度按日現貨交易試結算。在本次月度按日試結算的最終結果出爐之前，享能匯對廣東省5月現貨試結算中出現的阻塞盈余為負情況進行分析。此分析基于享能匯對廣東市場的理解，如果有不同的觀點與看法，也歡迎大家在文末積極留言或者直接和享能匯AI（下方二維碼）進行溝通交流。
在5月15日和16日試結算中，統(tǒng)一結算點加權平均價為263元/MWh、297元/MWh，相對綜合成本價格偏低。不過由于價格僅代表試結算兩日的水平，并不具有普遍效應。
5月試結算中，更讓人詫異的是阻塞盈余資金分別為-440萬和-471萬元。由于理論上阻塞盈余為正值，此次負值的阻塞盈余也引發(fā)了市場主體的激烈討論。
從享能匯獲取的信息來看，廣東電力交易中分析阻塞盈余為負的主要原因有三點：
1.計劃電量與市場電量并存造成阻塞盈余畸變
當阻塞區(qū)內以非市場用戶和B類機組為主時，由于非市場用戶價格固定，不承擔較高的節(jié)點電價，將減小阻塞盈余；
當阻塞區(qū)內以市場用戶和A類機組為主時，由于A類機組的價格固定，不按較高的節(jié)點電價收取電費，將增加阻塞盈余。
2.用戶側統(tǒng)一結算點加權系數可能造成阻塞盈余誤差。
試結算采用全負荷電量分布比例作為加權系數，計算用戶側統(tǒng)一結算點價格。該加權系數與市 場化用戶在各節(jié)點的真實分布有一定的差異。
3.日前市場發(fā)用兩側結算電量不平衡將造成阻塞盈余偏差。
日前發(fā)電側結算市場電量為（負荷預測－實際應結基數），用戶側結算電量為用戶申報量，由于申報用電量預測存在一定偏差，導致發(fā)用兩側結算電量有差異； 發(fā)電側實時偏差電量（包含非市場化偏差和市場化偏差）全部按照市場化電量結算，與市場化用戶的實時偏差電量不對應。
除了上述原因之外，交易中心也提出交易規(guī)則存在“中長期合同分解與單個市場主體的實際用電特性存在差異，可能導致部分主體虧損”的問題；在走訪了部分廣東市場主體后，享能匯分析，反倒是這一點成為了“偏差盈余為負”的重要原因。
舉個例子，假設區(qū)域AB組成電力市場，市場條件如下：
日前交易場景 VS 實時交易場景
在D-1（日前）
用戶康的負荷由區(qū)域A電廠茂和電廠湛完全消化，邊際機組為電廠湛；由于輸電線容量限制，用戶星只能向區(qū)域B的電廠虎買電，邊際機組為電廠虎，用戶側市場出清電價為110*0.4+40*0.45=62，而發(fā)電側的出清價格為(110+20)*0.4+20*0.45=61，阻塞盈余為1，正數。
在D（實時）
假設發(fā)生了變化——電網線路容量被限制為0，電網線路用戶星用電突然降為1萬千瓦。
由于用戶星在D-1（日前）買多了電量，于是在D（實時）必須賣出39萬千瓦。用戶側價格=110*0.4+1*0.45-39*0.45=26.9；而發(fā)電側=110*0.4+1*0.45=44.45, 阻塞盈余為-17.55，負數。
條件的變化導致發(fā)生購電方與電廠爭利的局面。這不僅意味著電廠的市場份額被這部分購電方分走一部分，還改變了阻塞盈余的正負值偏差。
那么問題來了，為什么購電方會在日前市場多購買電量呢？這就要回到交易中心給購電方制定的中長期電量日分時曲線上了。
交易中心制定的中長期電量日分時曲線造成購電方中午12點到晚上23點的分時電量大于實際用電量，加上電網阻塞原因，購電方在實時都必須將這部分多余的電量賣掉，賺了電廠應該賺的錢。造成阻塞盈余為負數。（參考閱讀：問我買電賺不賺，分解曲線說了算 ——深入分析電量分解曲線對購售電收益的影響）
在6月的試結算中，這一點很可能得到改善。根據廣東交易中心文件顯示，在6月的試結算中，市場主體將自主調整中長期合同分時曲線。在廣東省電力交易中心公布本次試結算的阻塞盈余數據后，我們可以對造成阻塞盈余的原因再進行更多的分析。
