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计划外品种在交易开始时,购售比约为6:1,第一笔交易是售方摘牌,价格为“地板价”的75元/兆瓦时,此笔成交应为用电侧欠用引发的刚性需求,故以实现成交为首要考量,忽略了价格因素,导致成交价较低。随后售方挂牌电价涨幅较大,最高挂牌价达到150元/兆瓦时,如果此价格被摘牌,则用电侧反而通过调减实现了更多的套利。
当第一笔成交后,买方开始主动出击,在15:00前,连续在100元/兆瓦时以下价位主动摘牌。随之成交价格上涨,导致更多的售方需求跑步进场,购售比随之下降,来到了2:1上下,整场交易97.6%的成交量发生在15:00点前。截至收盘,购售比始终在2:1波动,最终收盘价为90元/兆瓦时,成交量5225兆瓦时,成交均价93.73元/兆瓦时。
常规直购交易因合约本身价格较高,导致交投相对清淡,至收盘成交量202.052兆瓦时,成交价169.15元/兆瓦时。
交易策略分析
发电侧欠发的偏差考核规则:
总合同2%以上的偏差电量纳入考核,欠发考核价格丰水期为126.86元/兆瓦时。结算时优先电量首先结算,省内市场化电量最后结算,各品种按比例扣减欠发电量。
因此,对发电侧在参与调减交易时,按合同价格由低到高优先调减电量是科学合理的策略选择。从实际集中交易盘面的过程看来,确实呈现出了计划外调减交易的成交量优先于常规直购品种的情况。
那么,如何制定调减交易中的价格策略呢?
对于发电侧来说,结合欠用的考核规则,最高可接受的卖价应为:合约价+欠发考核价;假如某发电企业8月的最低合约价格为75元/兆瓦时,欠发考核价为126.86元/兆瓦时,则最高可接受的卖价为201.86元/兆瓦时。即发电侧制定调减交易价格策略时,买入价小于201.86元/兆瓦时,都比直接被欠发偏差考核损失更少。
从今天集中交易计划外价格卖方挂牌来看,最高挂牌价为150元/兆瓦时,价格一出来貌似出现“天价”,但正是因为以上价格策略分析出的原因,此价格相对发电侧直接面对欠用偏差考核,还是算一个能接受的合理价位。同时,也能反映出卖方在挂牌时应该对发电侧的价格合理性与空间进行了测算。不过,从最后的交易结果来看,100元/兆瓦时以上的挂牌价都没有被发电侧所接受,还好本次没有成交的电量对发用两侧主体还有一次各自的事后转让交易机会,也希望两侧主体在转让交易收盘时都能心想事成!
总结与展望
在现行中长期交易中,无论是用电侧交易中出现的“天价”抑或“负电价”,还是发电侧交易中出现的”高价“,其实都透露出在参与电力市场化交易时对政策规则的研究与运用、供需形势的把控以及围绕交易目标的精准计算和交易过程设计。同时,交易市场中任何价格的出现背后也一定有其合理的因素,而交易者始终要做的工作就是设定目标、制定策略、交易执行和风险管控。
随着8月底又一场暴雨的降临,不知道是否还会触发9月调减交易的按钮。从目前天气预报的趋势来看,9月的温度环比已经呈现出下降的趋势,一旦由此影响用电侧的用电刚性需求,那么9月对用电侧来讲“欠用”又将蜂拥而至,而发电侧在“停机避峰”与“指标”综合因素下,又将会是压力山大!
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