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常规直购
本月计划内的集中平台交易,从成交量来看,在第一轮交易中成交量巨大,占整月计划内成交量的66%,其中绝大多数为“定投”成交,说明从某种程度上用电侧在思考通过新的方式寻找收益的突破点。但如此操作的方式除本身需承受市场风险外,还给市场主体对后续交易的价格预期带来巨大的心理波动。
成交价格方面,第1轮和第2轮价格相对稳定在265元/兆瓦时附近波动,第3到6轮,价格持续走低,特别是在第4轮,价格跌破了260元/兆瓦时,但此阶段因抄表周期的原因购方需求始终相对较小,直到第7轮,随着用电侧刚性需求的相对明确,在集中竞价阶段即凸显出大量的购买需求,开盘一小时左右的时间里,价格一度回升到257元/兆瓦时,但好景不长,随着大量的用电侧加入卖方的行列,价格随之反转,从257元/兆瓦时持续探底到248.6元/兆瓦时,在交易的最后一小时内又突然涌现出近40000兆瓦时的需求下,价格缓慢回稳,最后以253元/兆瓦时收盘。
计划外
本月平台计划外成交量主要集中在第3到6轮,且价格方面在第3轮时有一个大幅的下降,在随后的轮次中,价格相对平稳,维持在251元/兆瓦时附近。
从盘中来看,受年度交易计划外价格大幅增加的影响,用电侧超买的情况极少,导致计划外品种卖方参与基本为发电侧主体,且价格预期基本维持在250以上,这也导致在某些场次计划外的价格甚至高于了计划内常规直购品种,不过从7轮集中平台总体的价格趋势来看,出现了与计划内品种变化一致的走势。这一方面反映出发电侧计划内和计划外的价格会相互影响,相关性较强。另外也说明品种更多的是市场化政策设计原因导致,而对发电侧来讲电量本身并无品种的物理属性。
各轮次成交量(双边+集中)
1、各轮次成交量
2、计划外品种双边交易情况
计划外双边调增交易用电侧主体需求量较大,主要集中在第1、2、4、5轮,其中第2轮总需求最大为132305兆瓦时,第5轮人均需求量最高为21922兆瓦时,说明在平水期客户的户均需求量较大,从前两轮大量的增持需求可以看出,这些用户在年度交易中是刻意降低了平水期的采购需求,这也体现了不同购买策略可以形成不同采购成本。
3、计划品种集中交易成交情况
从计划内集中交易的成交量来看,总体趋势是先多后少再增的趋势,其中第1轮和第7轮成交量最大,成交家数也最多。但从需求的性质来看,最后一轮的需求主要为用户侧的真实刚需,而第一轮中的需求,不排除包含了大量的投机需求。第2-6轮,采购需求量和采购需求者凸显不充分。
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