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本月交易前三周价格符合用电侧整体预期,走势平稳,虽然今年四川总体来水较去年同期减少和丰水期标杆电价下调等因素存在,但受用电侧需求减少的影响,价格波动幅度不大,始终处于政策下限价格附近。第四周受月度最后一次周增量交易和用电侧满足刚性需求双重因素影响,价格出现大幅波动,价格在跌停和涨停区间进行宽幅震荡,振幅约40%,交易风险充分体现。
十月常规直接增量交易合计成交电量69924兆瓦时,成交率93.85%;第一周11546兆瓦时,成交率85.7%;第二周成交电量33349兆瓦时,成交率100%;第三周成交电量13102兆瓦时,成交率100%;第四周交易成交电量11927兆瓦时,成交率81.8%;全月成交电量较去年同期下降-29.34%。
月均成交量与需求申报相比成交比例大幅提高;一方面得益于刚性需求且增量需求总量不高,另一方面也是价格较低所致。
02▶
10月交易分析
需求量(用电侧)同比分析
受2019年富余电量交易政策的影响,导致丰水期内的常规直购增量需求大幅减少,常规直接交易增量基本都转化为富余电量,导致富余电量增量需求大大增加。
需求量(用电侧)环比分析
与2019年环比分析,常规直接交易月度增量需求增长29.75%,主要是第1周和第二周的增量需求巨大分别增加1824.57%和1261.18%,第三周环比增长21.68%,第四周的需求环比下降-66.48%,数据显示的内容应该与用电侧月度交易策略和用电侧刚性需求息息相关。
参与交易企业数量和次数同比分析
同比显示,购电方参与的的数量变化不大,有-9.23%的下降,基本符合用电侧的交易水平;售电侧参与企业的数量下降幅度较大,同比下降55.14%。可能的原因,一方面说明有电厂在年度交易已经将发电能力充分销售,月度已经没有多余的发电能力参与交易;另外一方面还可能是今年水电站来水情况不理想,削弱了自身的发电能力,心有余而力不足。
参与交易企业数量环比分析
购方参与企业数量环比第一周和第二周有大幅的升高,增长分别为700%和300%,第三周增速下降至157.14%,至第四周增速为负,为-54.05%,月度环比增加20.41%,符合预期范围;
售方参与企业数量环比第一周和第二周有所下降,分别为-29.01%和-33.77%,第三周降速加大至-65.10%,至第四周为-70.75%,月度环比下降-49.10%,参与企业的数量和意愿大幅下滑;
交易过程分析
2019年10月交易过程显示,购售双方价格分歧不大时,在集中竞价阶段成交比例很高;反之,成交比例较低,且未成交电量在双挂双摘阶段以购方摘牌为主。
成交率同比、环比分析
通过同比分析可以发现,当用电侧需求量较少时,成交比例显著增高。
均价同比分析10月均价同比下降-4.28%,下降8元/兆瓦时,主要原因为受交易中心调整标杆电价的影响,如果忽略标杆价调整的影响,交易均价实际为正增长,增幅为5.26%。均价环比分析10月均价环比增加1.68%,上涨2.9元/兆瓦时,主要原因为受丰水期结束的影响,忽略标杆价下调的影响,实际增幅为5.26%。
03▶
后市展望
上周国家统计局发布了前三季度的GDP同比增长6%,四川省统计局于10月21日发布前三季度GDP同比增长7.8%,数据表明用电侧的需求处于增长状态,用电侧的刚性需求对后续水期的交易将产生重要的影响。下周是平水期周交易的第一周,标杆电价为最新的278.2元/兆瓦时,交易上限价格为333.8元/兆瓦时,下限价格为222.6元/兆瓦时,从标杆电价的调整来看,显然符合国家降低工商业电价的要求,但并不意味着交易的价格一定会下降,结合本年度丰水期最后一周常规交易的市场表现和10月富余电量和低谷弃水两个交易品种交易价格和市场情况来看,平水期及枯水期的交易价格较大可能出现单边上涨行情,发电侧乐见其成,而用电侧采购成本不容乐观。今年以来的交易较之2018年,市场化交易的不确定性在增加,交易风险充分展示,而不管发电侧还是用电侧在年度交易前制订的交易及风控策略、交易组合以及不同水期的月度竞价策略就显得尤为重要,成为全年达成经营目标的关键所在!今年只剩两个月的交易时间,2019年也是直购电主体参与电力交易颇具挑战性的一年,希望我们与主体们一道,不忘初心、运筹帷幄、砥砺前行,在深入总结现行中长期交易的同时,做好现货交易的研究、布局与应用,从而科学、有效的参与直购电交易,开创直购电业务高质量发展的新局面!
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