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参与情况简析:
计划内买方参与人数小于卖方参与人数,买方单日最多9人次,最少2人次,卖方参与人数最多参与人数22人,最少11人次。计划外买方那个参与人数大于卖方参与人数。买方最高为24人次,最少为10人次,卖方最高为14人次,最少为4人次。
参与人数来看,前四天参与较少。四天以后,无论从卖方还是买方参与人数均有所增加。
从不同品种来看,因计划内价格较高,导致电厂更愿意在计划内品种交易,故卖方参与人数多于计划外。买方计划外需求更多,故买方在计划外参与人数更多。
02
成交量情况
D-2集中交易开展16天来,共成交 49124.95 兆瓦时,其中计划内成交 8209.81兆瓦时,占比16.7%,计划外成交量40915.15兆瓦时,占比83.3%。其中,日最高成交量在9月30日,为7541.47 兆瓦时,日最低成交量在9月27日为1429.96兆瓦时。日平均成交量为3070兆瓦时。
计划内成交情况
计划内成交8209.81兆瓦时,其中谷段成交量4008.89 兆瓦时 ,占比48.8%,峰段成交量2541.55兆瓦时,占比31.0%,平段成交量1659.37兆瓦时,占比20.2%。其中日最高成交量为1036.464 兆瓦时,最低成交量为151.29兆瓦时 ,日均成交量为513.11兆瓦时。
成交简析:
计划内日均成交量513兆瓦时,相信随着双节假期的结束和主体参与程度的增加,日均需求会有所增加;
成交量中谷段占比最高,与平台谷峰平253的曲线分解方式有关,用户在谷段实际用量和合约分解量差值较大。
计划外成交情况
计划外成交40915.15 兆瓦时,其中谷段成交量18666.42兆瓦时 ,占比45.6%,峰段成交量12719.40兆瓦时,占比31.1%,平段成交量9529.32兆瓦时,占比23.3%。其中日最高成交量为6505.00兆瓦时,在9月30日 ,最低成交量为741.87兆瓦时在9月27日 ,日均成交量为2557.20兆瓦时。
成交简析:
前四天整体成交量不高,主要为参与人数较少,这与市场主体大多持观望态度密切相关。9月30号成交量最大,与当日计划外的价格较低有着明显的关系,且多个时段出现75元/兆瓦时的地板价,这样就打消了购方差价结算的风险顾虑。
同样计划外谷段成交占比较高,一方面低谷用户需求较多导致,另一方面也与计划外相关品种曲线分解有关。
03
成交价格情况
计划内成交价情况
计划内价格较为平淡,各时段成交均价,最高价,最低价,均为169.15元。
价格简析:
计划内各时段成交价格均为最低限价169.15元/兆瓦时,且不同时段价格也一致,因此对于需求者,可以在预估价值高的时段补充合同总量即可。
计划外成交价情况
计划外日成交均价最高为86.2元/兆瓦时,为9月26日;最低日成交均价为75.6元/兆瓦时,为9月30日。价格简析: 由于国庆假期的因素,计划外日均价格除前四天外整体较低,在10月6号后有小幅提升。作为发电侧来看,有剩余发电能力的电厂,愿意用让利部分来换取更多的合同电量,从而争取更多的中标电量,提高水资源的利用率,特别是针对径流式的电站。
价格简析:
从不同时段来看,前四天时段价格分歧较大,随后时段价格分歧相对较小,趋近统一。
04
归纳小结
从半个月左右的D-2日集中平台交易数据来看,整体参与人数较少,一是与用电侧主体刚性需求有关,二是与现行交易的思路一致,多数计划外需求通过双边交易方式完成,三是部分主体对结算持观望态度和对现货具体操作不熟练等原因,导致参与不够积极;
从成交量来看,由于市场参与较少的原因,导致整体成交量不高。从成交结构和价格分歧来看,多数的市场主体对现货市场的理解更多是按照现行中长期交易的指导思想,用合约分时段去匹配实际用电曲线,而忽略了电量所在时段特有的价值。
可见,在电力市场化改革趋势愈发清晰的背景下,深入理解和应用电力现货市场和交易规则是无论对自身的经济利益还是对交易能力的再提升都具有现实作用。
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