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01▶
10月交易复盘
10月是富余电量增量交易2019年的最后一个月。
(来源:微信公众号“硕电汇” ID:e-power365 作者:硕电小硕)
10月第1周的交易最高价100.0元/兆瓦时,最低价85.3元/兆瓦时,均价92.5元/兆瓦时,成交电量415759兆瓦时,成交率55.95%;第2周交易的最高价120.0元/兆瓦时,最低价98.0元/兆瓦时,均价118.3元/兆瓦时,成交电量200185兆瓦时,成交率29.28%;第3周交易最高价125.0元/兆瓦时,最低价122.5元/兆瓦时,均价124.5元/兆瓦时,成交电量261877兆瓦时,成交率56.34%;第4周交易最高价125.0元/兆瓦时,最低价125.0元/兆瓦时,均价125.0元/兆瓦时,成交电量66500兆瓦时,成交率46.48%;
本月交易第1周价格较去年同期偏高,进入第2周后价格快速拉升,显然受到今年四川总体来水较去年同期减少和发电能力满签等因素存在,同时受用电侧需求大幅增长的影响,价格波动幅度较大,第三周始终处于政策上限价格附近波动,第4周不但价格为政策涨停价,还历史首次出现了供远小于求的供需形势。导致即使挂出涨停价,依旧买不到电的情况。
十月富余增量交易合计成交电量944321兆瓦时,成交率46.41%;第1周415759兆瓦时,成交率55.95%;第2周成交电量200185兆瓦时,成交率29.28%;第3周成交电量261877兆瓦时,成交率56.34%;第四周交易成交电量66500兆瓦时,成交率46.47%;全月成交电量较去年同期增加+57.88%。
明显看出因电价较用电侧预期偏高,月均成交量与需求申报相比成交比例偏低;
02▶
10月交易分析
需求量(用电侧)同比分析
增长幅度57.88%,原因为2019年富余电量交易政策的影响,富余基数电量变低,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9月环比分析,富余电量月度增量总体需求下降-7.91%,除第1周和第3周略有增长外,第2周和第4周有不同程度的减少。符合用电侧的波动范围。
参与交易企业数量同比分析
购方参与企业数量同比分析
同比显示,购电方参与的的数量第一周和第二周变化不大,波动幅度在10%左右,基本符合购电侧的参与数量;第3周购电侧参与企业的数量下降幅度较大,同比下降52.42%。可能的原因是2019年批发用户的数量较2018年有大幅下降,另外2018年第3周交易是当年十月最后一周的交易,购电侧主体参加数量较多;
售方参与企业数量同比分析
同比显示,售电方10月参与的数量大幅下滑,幅度在-50%以上,可能的原因是2019年开启了富余电量的年度交易,售电侧通过年度交易已经将自身的富余电量发电能力销售完毕;另外还有可能与今年10月的来水量与去年同期比下降有关,导致富余的发电能力下降。
参与交易企业数量环比分析
购方参与企业数量环比分析
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67.86%和64.86%,第三周增速下降至7.27%,至第四周增速为负,为-33.33%,月度环比增加10.61%,符合合理范围;
售方参与企业数量环比分析
售方参与企业数量环比第1周略有下降,自第2周起呈现大幅下降趋势,至第4周达到最低,仅有4家发电企业参与。从中可以看出正是售方的数量大幅下降,导致富余电量价格走向涨停。
交易过程分析
2019年10月交易过程显示,在双挂双摘阶段成购售比相差不大时,价格比较适中,成交比例正常范围;当购售比变大时,价格一路走高。
成交率同比、环比分析同比和环比分析
可以发现,当价格较低时,成交比例显著增高。
均价同比分析
10月整体均价同比涨幅+32.72%,上涨+32.7元/兆瓦时。2018年富余电量政策下限价格为80元/兆瓦时,2019年政策下限价格调整至75元/兆瓦时,忽略调价影响实际上涨+37.7元/兆瓦时、涨幅+38.8%,涨幅更大。分析其主要原因是富余电量的发电能力被削弱,导致参与企业数量减少,价格增高。
均价环比分析
10月整体均价环比增加+40%,上涨31.2元/兆瓦时,主要原因为受丰水期结束和发电能力不足的影响。
03▶
小硕述评
今年的富余电量增量交易全年已经结束,与2018年不同的是富余电量交易增设了年度集中交易,从月度增量交易的结果来与年度集中交易的价格进行对比可以发现,10月的价格远高于年度集中交易时的价格,应该这让用电侧后悔不已。月度增量较2018年10月同比增幅较大,估计用电侧的售电公司对此始料未及,加上受政策影响富余电量的增量需求大增,因此用电侧损失惨重。倒是2019年零售侧低价被代理的用电企业充分享受了市场竞争带来的价格红利,成为用电侧的赢家!10月出现了多次罕见的交易状况,这也许正是电力市场化改革过程中的必然现象吧!道路是曲折的,前途是光明的!
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