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通过成交量和成交家数来分析人均需求量,可以看出第一轮人均需求极高,具体的原因前文已有阐述。随后的6轮中,第5轮人均需求最大,为520万度左右,第4轮人均需求最小,不足100万度;其余轮次人均需求在280万度到400万度之间。
总体调减情况
11月月内共调减62234.78兆瓦时,其中计划内调减9658兆瓦时,占总调减量的16%,较丰水期计划内调减比例更低;计划外调减52576兆瓦时,占总调减量的84%;
1、各轮次调减分析
用电侧双边转让情况
11月月内用电侧电量转让共315965兆瓦时,环比增幅21.2%。其中,第7轮成交量最大,成交家数也最多。第2轮、第3轮和第4轮转让参与家数较多,平均在17家。其中第2轮转让量是一个小高峰,此时市场价格和相对稳定,且第一轮“定投”量需要消纳。随后的3轮中,由于价格急转而下,故转让成交相对较小,最后一轮价格较低,且为本月最后一次交易,用电侧未避免接受考核,刚性交易更加突出,转让成交量提升。
对比分析
由于10月和11月对应的水期不同,其品种的类型和限价也不同,某些项目的对比就没有太大的实际意义,故主要对比的是某种交易类型的成交总量情况。与10月相比,11月全品种合计增量比十月份略少,总体增持需求量变化不大;
调减方面,11月相比10月减持需求大幅下降,下降率为76.1%,减少量为198549.6兆瓦时。这是由于年度合约在11月度的价格普遍低于月度的市场价格,用户侧与电厂侧调减不划算,更愿意在月度市场中消纳自身的减持需求,这也是市场价格持续走低的原因之一。
转让方面,11月相比10月,保持在合理的增幅区间,环比上涨21.2%。一部分来自于用户侧欠用以为与电厂调减的需求转化而来,另一部分来自第一轮中一些用电侧主体通过“定投”的计划内电量的消纳需要。
综合述评及后市展望
11月是承接丰水期10月现货交易和连接枯水期12月现行交易的一场平水期交易,其价格常常会受到多方面因素的共同影响。从本月交易结果来看,从第3轮开始一路走低,导致11月价格整体创下近三年的新低,主要原因一是由于11月相比同期来水较好,发电能力同比提高,使得整体市场表现出供远大于需;二是从最后几轮次的巨大卖单分析,发电侧尤其装机规模较大电厂年度经营指标完成较好,业绩指标压力大幅下降,造成对本月价格“无欲无求”,主动压低行情;三是用电侧大宗需求在第一轮通过“集中平台实现了双边交易效果”,导致后续轮次交易电量包规模大幅下降,缺乏有力动能推高行情。四是用电侧最后轮次减持需求较多,“避险”情绪严重。
通过对近三年11月交易数据的追踪对比,呈现出了三种各自不同的走势和特点。事实证明,简单复制历史的经验参与交易,不仅不能获取更多的经济利益,还可能因踏错节奏导致利风险大增。不过,正因为交易过程多变的特点,使得四川电力市场化交易增加了不确定性,并由此增添了更多的魅力,也让电力交易不再简单。
而对即将到来枯水期的12月,从用电侧需求来看,根据2020年年度交易和月度交易的数据挖掘和综合分析,将会呈现出超出11月的天量需求。而伴随来水趋势的变化、市场供需形势的转变、发用两侧价格分歧的增加,12月的交易必将演绎出“波澜壮阔”的行情和“可歌可泣”的动人故事!
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