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第1次交易卖方申报需求1015153兆瓦时,买方申报需求630825.34兆瓦时,成交量572775.34兆瓦时;最高价为286.25元/兆瓦时,为集中竞价中出现,最低价为263元/兆瓦时,为双挂双摘阶段出现,全天平均成交价格为265.64元/兆瓦时。卖方参与家数54家,买方申报家数16家。
第2轮交易
第2次交易卖方申报需求375714.634兆瓦时,买方申报需求48570兆瓦时,成交量33580兆瓦时;最高价为270.0元/兆瓦时,最低价为262元/兆瓦时,同时为集中竞价中出现。全天平均成交价格为265.57元/兆瓦时。卖方参与家数32家,买方申报家数13家。
02
交易过程
集中竞价阶段,两次成交量分别为42280.32兆瓦时和13000兆瓦时,双挂双摘阶段,分别成交电量530495.02兆瓦时和20580兆瓦时,集中竞价交易成交电量占两次总成交电量的9.1%,大部分成交量基本在双挂双摘阶段完成。
两次交易买方与卖方需求差异明显,受第1次交易需求巨大影响,导致振幅相对较大。同时,第1轮次由于大量“定投”交易的存在,没有出现大的价格波动。与2019年相比,振幅同比大幅收窄。相信发电侧主体在很大程度上由于供需比的放开,在一定的原则上对本月的第1次交易价格进行了妥协。
03
第1周交易小结
成交情况一览
11月两轮次采购需求合计679395.34兆瓦时,合计成交606355.34兆瓦时,成交率为89.2%。
月内环比交易分析
环比分析,成交量降幅明显,降幅为94.1%,成交率降幅为23.9%。
根据对连续竞价阶段成交包数和每电量包的电量追踪及分析计算,平均成交每包电量降幅为89.07%,可以明显的发现,无论从成交的包数、最大成交电量包还是最小电量包,第1轮次交易的采购的规模远超第2次,这既是年度采购策略的结果,同时也是预防水期价格变动风险,提前布局的策略。
环比月内轮次价格分析,价格受需求和参与积极性大幅下降影响,最高价降幅较大,但平均价格变化幅度不大,这也说明卖的价格预期较为一致,从盘中表现来看,卖方的普遍心理价位在265元/兆瓦时~270兆瓦时之间,265以及270元/兆瓦时是本月整体交易重要的价格阻力位。
去年同比分析
与2019年同比,受来水量和供需比放开的影响,2020年11月交易最高价格、最低价格和成交平均价降幅较大,平均降幅7.4%;成交量降幅为14.6%,主要原因应为2020年11月交易频次增加至7次,导致采购的机会大幅增加,同时受抄表周期的因素考虑,造成成交量同比下降。
04
综合述评及后市展望
从11月第1周参与交易的积极性总体来看,发电侧的参与的积极性较高,用电侧参与的积极性较低。从成交量来看,第1轮次交易天量成交背后的主导因素是年度交易的策略所致,交易过程中夹带着其他策略性需求。
展望11月后续交易,从用电侧需求来看,一方面根据官方公布的年度交易批发分月总量、零售交易总量、月均价格以及丰平枯成交的占比结构,进行数据综合分析计算,保守估计2020年11月用电侧月度常规直购增量需求将达9亿千瓦时,按此计算,剩余的常规直购增量需求还有3亿千瓦时左右。另一方面,从国家能源局发布的1-9月份全国电力工业统计数据表明,与直购电市场直接相关的第二产业和第三产业同比出现正增长,这说明在经历疫情之后,二、三季度的用电增速较快。从四川电力交易中心最新发布的四季度的电力供需预测显示,四季度预计用电量同比增长约14%。最大负荷预计同比增长约15%,按照这个趋势,这将导致用电侧的刚性需求总体保持稳定和增长。
从市场供应来看,一方面由两轮交易的卖方挂牌量价追踪分析,265元/兆瓦时及以下的卖方需求量约为0.8亿千瓦时,如果没有新的低价需求卖方凸显,当买方需求超过这个低价供应量时,供应方价格的期望值将会上升。另一方面,从未来天气数据来看,从目前至11月中旬,全省普遍降雨量预计较小,这将对来水量的供应形势产生较大的影响,众多径流式发电主体发电能力都将受到限制;且从九月、十月的外送及优先电量趋势及发电侧最新的预估,十一月优先及外送总量的环比将会增加,这也将压缩市场电量供给能力。
从其他影响因素来看,伴随即将到来的枯水期标杆价的提高的影响,库容式发电主体要准备枯水期的蓄水,保持枯水期发电能力的稳定,从而增加销售收入。另外,从目前来看,电力现货试运行虽然结束,但如何结算尚未明确,这将导致现货期间10月的电量和11月合同重合部分该如何分配,这也影响用电侧的刚性需求。
结合以三个方面供需因素综合考虑,本月后续行情应重点关注低价区成交量情况和价格阻力位成交情况,一旦突破此重点关注区,发用两侧又将演绎一番你争我夺的繁荣景象!
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