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本周交易购方需求共计493446兆瓦时,成交量95172兆瓦时,成交率19.29%,成交率较上周下降-31.69%,集中竞价成交占比53.18%,较上周上升+224.66%,其中集中竞价成交均价376.0元/兆瓦时,较上周下降-7.07%;双挂双摘成交占比46.82%,较上周下降-44.01%,其中成交均价382.3元/兆瓦时,均价较上周下降-3.7%;本周交易均价为378.9元/兆瓦时,较上周下降-4.87%,较去年同期成交均价上升+1.88%,购售双方共有44和29家参与交易,购方数量较上周上升+18.92%,售方数量较上周上升+7.41%。
本周最高成交价和最低成交价均出现在集中竞价阶段,最高成交价为396.3元/兆瓦时,最低成交价为370.0元/兆瓦时。双挂双摘阶段购售双方摘牌次数分别为15次和11次。
02
交易过程
在需求申报阶段,购电方共有44家企业申报需求电量704923兆瓦时,其中批发用户6家(合计5264兆瓦时,电量占总参与交易量的0.75 %),38家售电公司(699659兆瓦时,电量占总参与交易量的99.25%);售电方共有29家企业申报指标电量2037148兆瓦时;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493446兆瓦时、592135兆瓦时。集中竞价阶段,最高成交价396.3元/兆瓦时,最低价370.0元/兆瓦时,均价376.0元/兆瓦时,购方全部成交11家,售方全部成交3家。购方未成交电量442835兆瓦时,售方未成交电量541524兆瓦时。
双挂双摘阶段,开盘价395.1元/兆瓦时,由售方主动摘牌,16:01分开始的1分钟内,共成交4笔,其中售方主动摘牌3次,共成交电量1532兆瓦时,此后价格冲高至396元/兆瓦时,购方主动摘牌2次,成交电量742兆瓦时,此后售方积极主动,价格一路走低,至16:32分成交价380元/兆瓦时,期间共成交39笔,成交电量40249兆瓦时,其中购方主动摘片9次,此后长达20分钟时间购售双方无一摘牌,16:53分,购方再次主动摘牌,成交价格380元/兆瓦时,之后价格继续走低,成交13笔,最终收盘于375.1元/兆瓦时,期间以售方摘牌为主,购方仅摘牌5次。整个双挂双摘阶段共计成交电量44561兆瓦时,57笔成交,其中购方主动摘牌16次,售方主动摘牌41次。至交易结束,购方仍有4家未成交,未成交电量398274兆瓦时;售方有9家未成交,未成交电量496963兆瓦时。
03
交易分析
参与企业对比分析
参与量对比分析
本月价格走势
成交价区占比分析
本周的交易最高价和最低价都出现在集中竞价阶段,可以看出在集中竞价阶段双方的博弈还是比较明显,各自都在按照心理预期报价。但进入双挂双摘阶段,整个价格就出现了比较明显的单边下跌,售方在不停的调整自己的价格,主动摘牌。
本周交易成交率并不高,且都集中在低价区成交,在380元/兆瓦时以下成交的占比高达66.52%。
双挂双摘交易分析
通过对双挂双摘阶段购售双方挂牌政策上下限价格的追踪分析,购方和售方的实时交易量能进行对比可以明显看出,盘中售方的卖盘意愿大大超过购方的采购意愿,这与12月前几周的交易实时购售比形成明显的反差。
同时,通过对政策上限和下限买盘和卖盘的分析,也可以发现大的发电企业参与本周时的交易策略与以往相比更加积极,同时参与本周交易的中小电厂与以往相比也更倾向于把12月剩余的发电能力充分利用。
另外,通过对购电方的申报追踪可以发现,本周申报数量与前两周较为接近,且成交率较低,这也是购方的策略性行为,目的是让更多的发电企业电量参与进来促进交易价格的降低。
以上三方面的现象这就充分能解释本周在月内最后一次增量交易情况下,同时购方数量环比增加,售方数量环比明显下降的前提下,交易价格为何不升反降。
04
综合评述及展望
综上,在本年度常规增量最后一次交易中,售方一反常态表现积极,并没有因为最后一周的刚需因素推高交易价格,表现出的反而是积极主动的去消纳自身的发电能力,围绕各自的经营指标为年内的常规直购交易画上一个圆满的句号。至此,自10月第2周“硕电汇”上线以来,通过常规直购、富余电量和低谷弃水等品种的交易复盘分析可以看出不管是在何种情况下的交易,供求关系一定是决定交易策略的关键指标,一旦供求量能关系发生变化,对交易价格和盈利能力将产生深远的影响。这也就要求我们在今后的工作中以售电效益与风险综合平衡为指导思想,把握好交易过程中的“时间”、“量能”、“价格”等核心要素,围绕交易做好供需形势的研判、交易策略制定、交易操盘应变策略和复盘分析等专业性工作,才能在复杂多变的电力交易市场实现电力交易效益最大化!最后,在新年来临之际,衷心祝愿大家“新年快乐”、“身体健康”,2020年成功交易!
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