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四川售电市场 | 六月月度集中交易研究与分析

北极星售电网  来源:硕电汇  作者:硕电小硕  2020/6/23 8:47:27  我要投稿  

北极星售电网讯:六月是丰水期的第一个月份,也是2020年升级后的月内集中交易新规则执行的首月,我们通过对六月月内集中交易过程数据的复盘与分析,来更好地认知新规则下的成交现象、交易策略,从而努力去探究市场的客观规律、了解参与者的交易偏好、发现及掌握随机因素及事件所带来的影响,以便在今后的交易中更科学地实现交易目标。

(来源:微信公众号“硕电汇”ID:e-power365 作者:硕电小硕)

六月月内集中交易一共进行了为期六轮6个工作日的交易,其中第一轮计划内(常规直购)和计划外品种合并交易,第二至六轮计划内和计划外品种分开交易,具体原因在之前推送的文章中有详细的阐述。

接下来就让我们一起来回顾与分析六月月内集中交易情况:

6月成交复盘及分析

01

总体成交量价情况

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六月月内集中交易常规直购共成交95016.788兆瓦时,成交均价为169.175元/兆瓦时;计划外品种共成交550362.859兆瓦时,成交均价为84.56元/兆瓦时。

全月交易计划外成交量远远高于常规直购成交量。

02

按品种成交复盘及分析

常规直购各轮次成交量价分析

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月度集中交易常规直购成交量主要出现在第一轮和最后一轮,且占本月常规直购交易总量的95.6%,其中第一轮占32.1%,第六轮占比63.5%;成交均价在预期之内依然是紧贴丰水期最低限价的169.15元/兆瓦时,因在第六轮“土豪”出现而导致成交均价稍有抬升。

一般来讲,月内集中交易常规直购品种的用电侧需求一部分来自于年度交易采购策略的偏差预留,另一部分来自于用电侧超用电量。第一轮成交量较大可以理解为年度交易时确定的部份预留量,基于已经是“地板价”早晚都要买的考虑而成交。而第六轮的放量成交的主要原因是围绕以偏差管控为出发点,与抄表结算日、负荷预测的准确性和用电侧刚性需求增加为主要成因;

虽然今年6月的总体来水情况并不理想且同比降幅较大,影响的发电侧主体数量较多,但本月前两轮交易发电侧就透露出在丰水期存在的刚性需求和交易策略显然是用电侧采用以上交易策略的前提和基础。

计划外各轮次成交量价分析

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六轮计划外交易成交量逐次增加,自第三轮起成交量大幅增加,环比2轮增幅为121.9%;第四轮成交量稍有放大,环比增幅1.4%;第五轮再度放量,环比增幅27%;这三轮成交量占6月计划外总成交量约73.9%,其中第三、四、五轮分别占比22.4%、22.7%、28.8%;

  • 各轮成交价格和成交率情况

  • 微信图片_20200623084220.jpg

计划外成交均价从第一轮开始持续走低,直到最后一轮,与首轮均价相比6轮降幅达20.5%;而成交率一路走高,最终以第六轮的100%成交率而收官。

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在六月第一轮交易中,由于计划内和计划外品种合并在一起,卖方整体报价较高,成交均价为94.81元/兆瓦时,而买方在观望试探阶段不愿加价摘牌成交,成交量是最低的一轮。第一轮成交均价远高于年度集中分月时的成交均价84.418元/兆瓦时,导致多数买家处于观望状态;

第二轮价格下降(降幅5.4%)的过程中,成交量成倍增加、成交率大增8.9个百分点。尤其在第三轮价格接近年度均价附近时,成交量和成交率都出现大幅增加,成交量增幅12.4%、成交率增幅70.6%;第四轮价格继续下跌,环比跌幅4.4%,而成交量仍延续着第三轮的强势,成交率略有增加,增幅5.7%;第五轮价格继续下跌,创下了本月的最大跌幅,为6.7%,这也是年度分月同期交易的价格密集成交区,就在这一轮产生了本月交易最大的成交量,也因此导致最后一轮的采购需求和成交量的大幅减少。

第六轮用电侧整体需求较少,虽然此时全网整体来水情况仍不理想,但在第六轮交易从集中竞价阶段开始后,四家发电能力较强的“主力”在供需比规则取消的政策背景下释放出了巨大的市场竞争力,果断“低价带货”,以“地板价”75元/兆瓦时带走所有买方的需求。这也让部份“持仓待涨”的发电侧主体措手不及,只能眼睁睁的看着他人“吃香喝辣”。

  • 成交量价与振幅分析

  • 微信图片_20200623084226.jpg

6月计划外成交量基本上算是中间高,两边低的走势,而价格的波动振幅是由高到低的单调下降走势,上图可以看到成交量与价格的波动没有相关性。

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从价格走势可以看出,6月计划外价格与波动振幅出现正相关性,从走势来看,都出现了由高到低的过程。结合上游来水的基本规律来看,振幅的强弱大概率与来水和价格走势密切相关。

月度增量与年度分月同期分析

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六月常规直购品种月度集中交易成交量远高于刚刚于5月结束的年度集中分月同期的成交量,为年度集中分月同期交易量约7.8倍;

计划外品种月度集中交易成交量亦远大于年度集中分月同期的成交量,为年度集中分月同期交易量的10.6倍;

成交均价方面,常规直购年度集中分月同期和月内集中交易持平,均为169.15元/兆瓦时;计划外品种月度集中交易均价低于该品种年度集中分月同期均价,价差为1.132元/兆瓦时。

常规直购6月月度集中交易量高于年度集中分月交易量,一方面是基于偏差风险管控的原因,另外是因为常规直购在月度增量的交易中没有双边交易的方式造成;而计划外6月月度集中交易量高于年度集中分月成交量,除了具有常规直购可能的两点原因外,还可能是用电侧在年度交易时对6月份价格的预期较低造成较多预留所致,而最后6月全月实际月度集中交易的成交价和成交量也证明了月度交易对降低全月的采购成本起到了积极的正面作用。

近三年同比分析

  • 常规直购

  • 微信图片_20200623084234.jpg

常规直购成交数据表明,三年同期月度增量月均成交量约105831兆瓦时,受常规交易与富余交易政策面规则定义和年度交易策略所带来的影响,导致2018年常规月度增量合计成交量相对较多,而2020年受富余电量交易政策刚性要求所带来的影响,导致今年的常规刚性需求有所下降,为三年来的最低。

成交价格2018年最高,而之后的2019年和2020年成交基本为政策下限的“地板价”,可见在丰水期的竞争过程中,发电侧对常规直购交易的“地板价”认可度较高,博弈的重点在于销量。

  • 计划外品种量价同比分析

  • 微信图片_20200623084237.jpg

近三年的成交量走势呈现中间高两边较少的特点,2018年富余电量的总量与政策规则下该品种市场的总量有关,而2020年虽然丰水期品种增加,但计划外丰水期年度交易占比一半以上,导致月度交易的总量下降。而2019年的月度交易总量较多,则是用电侧市场主体月度交易量与年度集中相比占有绝对多的份额有关。

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三年售方参与家数与成交均价直线下降,在这个过程中除了发电侧部分主体通过“抱团营销”的方式参与交易导致数量减少外,丰水期发电主体巨大的需求和供需比的释放是导致近2年价格持续下降的主要因素。在月内集中交易新的供需形势下,面对卖方市场竞争加大的局面,如何更好的消纳自身的丰水期需求是发电侧共同的课题!

交易展望

任何交易的发生是由其环境、规则的内在因素,参与者的行为偏好,以及一系列的随机事件共同作用的结果。同样在四川电力市场化交易中,交易政策是买卖双方的准则与交易决策的内在逻辑,而交易策略正是发用两侧对来水情况、发电能力、设备检修、指标、通道能力、用电负荷、成本与风险管控等多种因素综合分析之后制定的战术打法,交易偏好则集中体现在参与每一次交易过程中的行为动作。而他们共同作用的结果就自然而然的充分体现在每一次交易的过程和结果之中!

丰水期七月的集中交易即将开展,从近3年的交易历史来看7、8、9月的交易无论常规直购还是计划外品种无一例外都在集中竞价阶段就以“地板价”全部达成用电侧的全部需求。相信在2020年供需比全部放开之后,这一“传统”仍将延续,这一阶段的价格将不在是市场关注的重点,发用两侧主体在这期间在做好各自的“规定动作”外,正好可以利用这难得的时间总结年度交易以来的得失经验,从而更加充分的迎接后续交易的机会与挑战!

【所有数据来自四川电力交易中心公开数据】【一家之言、仅供参考】

原标题:六月月度集中交易研究与分析

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