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在2024年10月24日,经过首次月内长达16轮的连续工作日交易后,集中交易迎来了“高光”的时刻。当日下午2:30,滚动撮合阶段开盘随即出现“跳空高开”,在紧接着的15分钟内,买方展现出极强的追涨意愿,采取了坚决果断的出手,推动行情瞬间攀升至“涨停”价位——211.43元/兆瓦时。在强悍的买方攻势下,卖盘挂牌电量迅速被消化,市场供需关系出现了罕见的极端态势。
(来源:微信公众号“硕电汇” 作者:小硕团队)
10月24日集中交易行情小程序然而,短时间内,卖方势力迅速复苏,并再度涌现,导致行情急转直下,价格迅速出现回落,一度下探至195元/兆瓦时,之后略有回升,最终在198.0元/兆瓦时附近呈现震荡态势并收盘。
市场对于突如其来的剧烈波动,众多交易主体尚未能充分应对,天花板价便已然逝去。针对直接触及涨停随后大幅回落的行情表现,我们应如何理性审视呢?
回顾本月行情,截止10月24日,10月行情呈现“高开低走,震荡上行”的走势,最高触及“天花板”。
回溯历史,上一次出现类似的场景,还要追溯至2023年6月的第五轮交易。当时触及涨停的原因是在极端气候的作用下,来水严重偏枯,导致市场供给大幅低于预期,买方减持出手所致。
而本月,从买方角度进行深入剖析,与历史情况相类似,供给侧市场负荷持续未能达到预期水平。更为显著的是,伴随月内交易的不断推进,增持需求与日俱增,这一情况与供给侧的不足相互交织,共同产生了强烈的共振效应。很明显,在本月推进到这个阶段,买方面临着较为显著的刚性缺口,亟需通过有效措施予以应对,这是价格上涨的内在逻辑和推动力。
不过,值得重视的是,与历年不同,2024年四川电力市场迎来了市场交易总体方案显著的优化与升级,其中,“系统偏差调整”机制的正式引入成为了最为核心且备受瞩目的变革之一。
鉴于在10月交易的最后阶段,发电侧与用电侧均存在需求的显著缺口,这预示着本月将大概率面临系统偏差的较大幅度调整。在此背景下,如果发用两侧在本月内交易中,仍然继续按照以往既定的非水比例制定交易策略,则可能会在月内交易结束之后,迎来市场的“迎头痛击”。
结合本月可能出现的“系统偏差调整”,我们有必要来看看2024年的“结算规则”。具体而言,“对用电侧超用在2%以内按当月月度和月内发用两侧电 能量(增量)交易(不含省内绿电)加权均价(后文简称月内增量均价)计算,超用在2%~8%按月内增量均价的1.1倍计算”,发电侧结算逻辑同理。
本月结束后,若系统偏差如预计般进行调整,按照最新政策规则设计,当系统下调,用电侧欠用时,其批发合同下调的价格按月内增量均价计算;同理,发电侧在电网代理购电偏差调整后,由存在少发电量的纳入市场交易的水电、风电、光伏发电企业承担市场打捆非水电量偏差,其调整价格亦为月内增量均价计算。上述分析的重点是,月内增量均价将直接影响发用两侧的结算情况。实际上,月内增量均价由集中交易中发用两侧增量成交价格和弃水消纳(双边)增量成交价格加权而来。
根据本月已发生的交易数据统计分析,截止昨日,本月集中平台成交均价约185.12元/兆瓦时,其中,实际两侧增量交易成交较少。相比之下,弃水消纳品种双边交易结果显示的成交均价则处于极低水平。综合各项因素进行考量,本月月内增量均价将较大幅度低于集中交易均价水平。那么在政策定义的8%偏差范围内,其结算价格亦将相当程度的低于211.43元/兆瓦时的价格。
这就能够合理解释为何在昨日(即10月24日)的集中交易中,市场行情在触及211.43元/兆瓦时的上限后,基于以上分析的逻辑,卖方势力迅速恢复,导致行情在极短时间内急剧回落的现象。此分析过程进一步凸显了对政策规则深入理解和精准把握的必要性,以及强化数据分析在市场决策中的重要性。
目前,10月内的市场交易已步入尾声,然而,2024夏季极端天气的再度侵袭导致前两个月所预期的“系统偏差调整”措施仍未明确发布与实施。伴随距离“靴子”落地的时间节点越来越近,当前市场趋势呈现出的不确定性,比月内任何时候都高,未来仍有可能出现大幅的行情波动。
鉴于此,市场参与主体务必以严谨的态度深入分析市场行情波动的根本原因,并透彻理解结算规则的实质。通过精确运用市场数据分析方法和工具,进行科学合理的研判,制定相应的交易策略,从而最大化交易收益,并有效控制交易过程中的潜在风险。
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