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本周交易购方需求共计110114兆瓦时,共17家申报,成交量37397兆瓦时,成交率33.96%,成交率较11月(第2周)下降-52.43%,集中竞价成交占比29.54%,较11月(第2周)下降-16.3%,其中集中竞价成交均价278.6元/兆瓦时,较平水期11月(第2周)下降-3.8%;双挂双摘成交占比70.46%,成交均价267.3元/兆瓦时,均价较11月(第2周)下降-7.6%;本周交易均价270.6元/兆瓦时,均价较11月(第2周)下降-6.5%。本周售方电量共计132135兆瓦时,共119家售方申报。
本周交易最低价出现在双挂双摘阶段,最低价为265.0元/兆瓦时,最高价出现在集中竞价阶段,最高价为296.9元/兆瓦时。购售双方在双挂双摘阶段摘牌次数分别是12次和20次,购售摘牌比为1:0.6。
02
交易过程
在需求申报阶段,购电方共有17家企业申报需求电量110114兆瓦时,其中批发用户1家(合计770兆瓦时,电量占总参与交易量的0.7%),16家售电公司(109344兆瓦时,电量占总参与交易量的99.3%);售电方共有119家企业申报指标电量12508146兆瓦时;需求公示阶段购、售方指标电量按供需比的要求,按比例设定在110114兆瓦时、132135兆瓦时。集中竞价阶段,最高成交价296.9元/兆瓦时,最低价274.0元/兆瓦时,均价278.6元/兆瓦时,购方全部成交4家,售方全部成交9家。购方未成交电量99068 兆瓦时,售方未成交电量121089 兆瓦时。
双挂双摘阶段,开盘价278.0元/兆瓦时,由售方主动摘牌。后售方摘牌3次,价格在275.2元/兆瓦时停留了2分钟;16:05分,购售双方各摘牌一次,成交价272.7元/兆瓦时,价格之后继续快速下探至265.2元/兆瓦时;至16:24分,始终在265.0~265.7元/兆瓦时之间波动,这期间双方互有摘牌;16:25分,价格升至268.0元/兆瓦时,至16:47分价格始终处于265.0元/兆瓦时~268元/兆瓦时之间窄幅波动;16:48分购方主动摘牌,价格从265.2元/兆瓦时升至270元/兆瓦时,之后价格再次下探至265.0元/兆瓦时附近,最终于265.8元/兆瓦时收盘。
03
交易分析
参与企业对比分析
本周购方共计17家单位参与交易,参与购电侧企业中,以售电公司占比最高,达94.12%;售方共计119家单位参与交易,申报指标电量132135兆瓦时;
成交价区占比分析
高价区的成交量集中在集中竞价阶段,说明结合前两周的成交价格情况,有部分购方采购策略并没有发生变化。
双挂双摘交易分析
双挂双摘后10分钟,购方有82014兆瓦时的电量的挂牌价格为政策最低限价222.6元/兆瓦时;而售方有20321兆瓦时的电量的挂牌价格为政策最高限价的333.8元/兆瓦时,此时真实参与购售交易意愿的供需比为1:3.98。因此,这10分钟内的交易价格从278.0元/兆瓦时下降到了265.2元/兆瓦时;
截至收盘挂在售方最高价和购方最低价的挂量比为1:18,说明售方的销售意愿远大于购方的采购意愿,这也是本次交易价格下降的原因之一。从最后15分钟购方的挂牌情况来看,出现了有意思的情况,在16:45分至收盘,挂在最低价的买单还在增加,其中有64021这一电量包始终未有变化,这说明本次购方的申报量中并未有真实的采购意愿。
04
综合评述及展望
昨天本是双11购物狂欢的日子,似乎售电侧的价格也进行了配合。但购电侧出现了需求疲软,成交量较前两周大幅度减少。这应该是11月的前两周,尤其是第一周的成交巨量提前采购所致。本周交易虽然与前两周交易复盘时的预测相比出现了相反的走势。不过从需求申报到交易过程表现出的数据来分析,在购电侧需求大幅度降低的情况下,价格走低也实属正常,这也应该让购电侧前两周提前足额采购的购方痛失降低成本的机会。2019年的11月已经发生的三周交易总结下来其实各有特点,与历史同期的交易数据走势相比大相径庭,这也说明了历史数据可以参考,但决不能简单的效仿和复制。在交易过程中不变的永远是供需形势的研判、交易策略的制定、交易过程的实时跟踪和策略调整,这样才能与时俱进,成功交易。
下周一是平水期的最后一个交易日,相信用电侧刚需前提下,需求较本周会增加,而售电侧则会抓住平水期的最后机会,在市场上兴风作浪......
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