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“年度第二轮平台集中交易”常规直购平水期交易占比97.2%,其余水期合计占比仅为2.8%,呈现出平水期集中交易较为容易的特点。
计划外交易受供给相对充分、品种较多、远期价格预期较低等综合因素的影响,分布较为合理。
三轮次的集中交易,主要品种行情并不一致,表现出如下显著特点:
计划内品种:
1、枯水期和全年均衡价格“一飞冲天”,卖方“无欲无求”从最近“第二轮平台集中交易”来看,用电侧对于枯水期电量需求依然较大,发电侧需求量几乎为“零”,最后一轮用电侧将挂牌价格顶至“天花板价“依旧无人摘牌,足以说明卖方枯水期常规指标已基本“用尽”,导致枯水期”有价无市“。全年均衡交易遇到类似的场景。不过,如果能在双边交易过程中对行情有充分的认识和评估,及时调整交易策略,想必也能提前释放集中交易可能出现的风险。2、平水期卖方“一家独大”,买方积极参与 平水期的交易,买方受年度交易策略影响,无论从参与家数和需求都较多。而盘中显示卖方参与家数较少,筹码高度集中。经过双边交易之后,指标在少数装机排名靠前的主体处集中,而众多中小发电侧主体已经”落袋为安“。尽管如此,基于水库调度、经营指标预期较好等因素考量,卖方出动在合理价位出手,导致成交量迅速放大,合计成交6.44亿千瓦时,且11月占比较大,为67%。
计划外品种:
1、枯水期电量无指标约束,供给有效提升从枯水期的交易可以看出,由于没有受到市场指标约束影响,”第二轮平台集中交易“计划外交易枯水期价格相对合理,且供给相对常规直购大幅增加。受第4轮”定投交易“低价成交的影响,与真实行情相比略有下降,实际价格并不真实。不过,结合枯水期价格来看,全年均衡价格反而偏高,这反映出买方急于成交的采购心态。2、六、十月供给远小于需求,价格期望较高计划外丰水期电量在年度交易中是一次较好的销售机会,可提前锁定收益,避免因丰水期供给旺盛而引起价格波动带来的风险。”第二轮平台集中交易“表现出同比价格整体上涨,且6月、10月涨幅较大供给明显不足的特点。回顾第4轮交易,计划外10月售方尚有8家,需求超过3.2亿千瓦时。接下来的第5轮和第6轮交易,售方减少为2家,需求大幅削减,仅不超过0.05亿的需求。在水电现货并不确定开展的情况下,10月计划外需求的突然隐匿,颇为耐人寻味!3、平水期价格与常规直购价格趋同从后3轮的成交均价来看,计划外5月成交均价264.08元/兆瓦时和11月的264.43元/兆瓦时,与常规直购对应月份相差无几。如果从单轮次来看,价格差别更小。在年度交易中平水期价格计划内、计划外品种价格趋同,一方面主要原因是平水期年度指标相对充足,另一方面与交易主体对未来月度供给预估较为密切。对发电侧来说,除年度指标限制外,在月度交易中,计划内、计划外品种其实并无区别,在后续开展的月度交易中,这个趋势将会越发明显。
二、综合评述
2021年年度集中交易6轮成交总量为10.2亿度,较2020年同比增长20%;成交均价一路走高,最为显著的是“常规直购均衡结构”,第二轮平台集中交易成交均价为270元/兆瓦时,较前3轮成交均价提升了8元/兆瓦时,较去年同期更是提升10元/兆瓦时以上;
“计划外全年均衡结构”成交价格也是一路高歌,后3轮均价甚至达到245.33元/兆瓦时,较前3轮价格提升7元/兆瓦时,较去年同期提升15元/兆瓦时以上。
全年均衡价格是分月价格的风向标,也是衡量市场行情的主要标准。今年年度交易行情波动异于以往,几乎让所有市场主体“大跌眼镜”。值得注意的是,在本次行情演绎过程中,我们不仅能感受到”秒杀“交易带来的快感,更能够感受电力市场化交易的大幅波动带来的利损和风险。
不过,在共同经历2021年度交易之后,更加说明供需形势的把握,市场行情的预判与密切追踪,交易策略的制定和及时调整,交易对手的有效锁定才是降低交易风险、增加企业收益的可靠保证!
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