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四川售电市场|七月电力交易复盘分析及后市展望

 2020年07月22日  阅读 31  评论 0

摘要:北极星售电网讯:为期6轮次的7月月度交易于7月17日落下帷幕。与6月份较为活跃的集中交易相比,本月的集中交易可谓大受冷落,计划内外品种环比上月平台集中交易成交量双双呈下降趋势,尤其计划外品种下降幅度较大。与之形成鲜明对比的是,场外的双边交易异军突起,再次成为了主战场,这样的局面其实不难理解,丰水期计划外允许双边调增且价格有更多的回旋余地是导致这样局面的主要因素。交易规则与丰水期发电侧较大的弃水压力是集中转向双边交易形成的基础,而双边市场低于政策限价的成交价格才是交易方式发生转移形成的决定性因素。

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北极星售电网讯:为期6轮次的7月月度交易于7月17日落下帷幕。与6月份较为活跃的集中交易相比,本月的集中交易可谓大受冷落,计划内外品种环比上月平台集中交易成交量双双呈下降趋势 ,尤其计划外品种下降幅度较大 。与之形成鲜明对比的是,场外的双边交易异军突起,再次成为了主战场 ,这样的局面其实不难理解 ,丰水期计划外允许双边调增且价格有更多的回旋余地是导致这样局面的主要因素。


接下来我们一起回顾与分析7月月度交易的情况:


(来源:微信公众号 ”硕电汇“ ID:e-power365 作者:硕电小硕)


01


整体交易情况


成交量及交易方式情况


七月月内增量交易共成交853464.56兆瓦时。其中计划内成交65410.93兆瓦时,占成交量的7.7%,受交易规则约束全部以集中交易方式开展;计划外共成交788053.63兆瓦时 ,占成交量的92.3% 。


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计划外品种通过集中交易成交24295.34兆瓦时,占计划外成交的3.1%,通过双边交易方式成交763758.29兆瓦时 ,占计划外成交的96.9%。


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从各轮次交易成交总量分析,第一轮和第六轮增持较多,其余成交相对平稳;其中计划内增持主要集中在第二轮和第五轮 ,第一轮和第三轮最少,第四轮和第六轮居中。计划外增持在第一轮最多,其次是第六轮 ,其他相对均衡 。


集中交易成交价格分析


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7月的集中平台计划外品种交易的成交价格除最后一次交易外,全部是地板价75元/兆瓦时成交,最后的第6次交易 ,由于有用电侧主体在集中竞价阶段打出了76元/兆瓦时的价格以75.5元/兆瓦时成交 ,导致本次集中交易成交均价整体抬升了0.11元/兆瓦时 。几千元的成本增加对该主体全年利润的影响并不算大,但依然说明了供需形势的研判和防止误操作引发的风险才是市场主体应该重视的交易风控工作的重点。


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常规直购交易的成交价格与历史同期一样紧紧的贴在地板价的169.15元/兆瓦时。月内集中增量交易和转让交易是满足月内需求的两种方式,从集中交易过程来看 ,第5次成交量最高是用电需求已经明确导致交易量相对增幅较大 。


02


各轮次成交量(双边+集中)


各轮次成交量


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计划外品种双边交易情况


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计划外双边调增交易每主体需求量较大,平均需求约为1000万千瓦时,充分说明交易规模较大的主体基本都通过双边方式进行计划外品种的采购。


计划外品种集中交易成交情况


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从计划外品种的成交量及家数来看 ,呈现出先少后多的趋势,这与抄表周期密切相关。


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从参与家数的采购需求看,平均家数的采购需求较小 ,说明普遍基本都是交易规模不大的主体参与的集中交易,预计丰水期这样的形势还将继续 。


03


总体调减情况


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七月月内共调减253238.077兆瓦时,其中计划内调减85291.322兆瓦时 ,占调减量的33.7%;计划外调减167946.755兆瓦时,占调减量的66.3%。


各轮次调减分析


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从调减总量来看,主要发生在第五轮和第六轮;从品种来看 ,计划内调减主要发生在前三轮 ,说明用电侧提前明确地清楚自身将会出现欠用。这样的结果有三种可能:一是对用电负荷的掌握及预测能力较高,二是年度交易过多的采购了本月的电量,三是大工业用户富余电量基数的存在让计划内需求相对明确;


计划外调减主要发生在最后两轮 ,一方面是在抄表结算日之后根据实际用电来确定减持的电量;另一方面是需要减持的需求,没有被前四轮的转让交易所消纳 。


04


用电侧双边转让情况(计划内+计划外)


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7月月内用户侧电量转让共174325兆瓦时,其中第三轮转让成交量最大 ,第六轮参与转让家数最多。第三轮中转让方平均转让量大,说明存在部分受让方通过转让交易实现增持。第六轮参与家数多而平均需求量相对较小,应该主要是以调整偏差为目标的采购 。


05


对比分析


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整体来看对比六月 ,七月增持总量减少117479.988兆瓦时,环比下降12.1%;其中计划内平台集中环比降幅31.2%,计划外平台集中降幅最大 ,为95.6%,而计划外双边增量大幅增加,增幅134.7%。


七月调减总量减少63356.933兆瓦时 ,环比下降20%。


增持对比


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七月计划内增持量下降29605.858兆瓦时 ,环比降幅31.2%;计划外增持量下降87874.13兆瓦时,环比降幅10% 。


调减量对比


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六月批发侧共调减316595.01兆瓦时,七月批发侧共调减253238.077兆瓦时;调减总量下降63356.933兆瓦时 ,环比降幅20% 。


增持量加上用电侧受让量,为月内的增持需求;调减量加上用电侧转让量,为月内的减持需求。增持需求减去减持需求为月内的实际需求。其中六月实际需求为6.53亿千瓦时 ,七月为6.2亿千瓦时 。


实际购买需求的减少,并不能一定说明七月的用电情况少于六月。从交易需求上来讲,月内的采购需求主要由两个方面的因素决定:一是年度购买量的预留缓冲 ,另一方面为实际用电情况。七月调减量少于六月,从工业用电数据历史同期环比分析,七月的用电量不会低于六月 ,而2020年六月的实际增持需求大于七月,说明了七月年度采购预留较少 。


05


后市展望


7月的月内交易集中与双边交易成交量此消彼长,仿佛又回到了年度交易时的场景。交易规则与丰水期发电侧较大的弃水压力是集中转向双边交易形成的基础 ,而双边市场低于政策限价的成交价格才是交易方式发生转移形成的决定性因素。在丰水期发用两侧围绕“量与价”各自不同的刚性需求面前 ,双边交易方式或许正是当下解决各自痛点更为合理的选择 。而从目前的气象、来水形势和历史交易来看,整个3季度的交易也必将延续着“双边为主 、集中为辅”的交易局面!


【一家之言、仅供参考】


【所有数据来自四川电力交易中心公开数据】


原标题:【月度研报】七月交易复盘分析及后市展望


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标签: 集中交易  电力  环比  增持 

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