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四川售电市场 | 需求仍未释放 后市看高一线

北极星售电网  来源:硕电汇  作者:硕电小硕  2020/12/4 9:44:10  我要投稿  

北极星售电网讯:12月第3轮的月内集中交易于2020年12月3日下午2:00~5:00继续进行。

(来源:微信公众号“硕电汇”ID:power268com 作者:硕电小硕)

交易综述

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本轮合计成交59165兆瓦时,成交率为8.47%,成交均价397.94元/兆瓦时,环比增幅1.57%。最高价405.32元/兆瓦时,最低价395元/兆瓦时,均出现在集中竞价阶段。连续竞价阶段价格价格波动极小,小于等于2元/兆瓦时,始终未突破399元/兆瓦时的阻力位。

交易过程分析

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集中竞价阶段

21家买方参与、需求85173兆瓦时;15家卖方参与、需求合计55869兆瓦时;成交11909兆瓦时,最高价405.32元/兆瓦时、最低价395元/兆瓦时、成交均价386.2元/兆瓦时,成交率13.98%。

连续竞价阶段

买方17家参与挂牌,挂牌需求始终近700000兆瓦时;卖方10家参与挂牌需求近74000兆瓦时,卖方需求仅为买方需求的1/10;连续竞价成交47256兆瓦时,最高价399元/兆瓦时,最低价397元/兆瓦时,成交均价398.38元/兆瓦时,成交率仅为6.75%。

14:30分,连续竞价开盘价为397元/兆瓦时,此价格高于第2轮的收盘价,之后买方显得积极而主动,在30分钟内买方9次出手之后,卖方才第1次摘牌,此时成交价格为398元/兆瓦时,成交1400兆瓦时。前40分钟,共成交31个电量包共计26400兆瓦时,买方主动摘牌电量包占此阶段总成交电量包的90.2%。可见在严重的供小于需的情况下,买方较之卖方更加积极主动。

截至本轮交易结束,合计成交68个电量包,其中买方主动出手摘牌49个电量包,主动摘牌率约为72%。

从连续挂牌阶段来分析,买方在375.4元/兆瓦时、370.3元/兆瓦时、368.0元/兆瓦时等价位分别有2.3亿千瓦时、1.7亿千瓦时、1.5亿千瓦时等三个上亿需求的电量包,此需求已经持续显示在前三轮的挂牌之中,且出价逐渐小幅提高,我们不认为这是故意夸大供需形势的申报策略,分析认为是买方在年度的交易策略导致剩余的需求,同时也能体现买方对于12月的价格期望或成本控制标准。不过,无论从年度交易还是本月的前2轮交易的行情来分析,剔除双边可以协商的价格(定投)成交因素,此价格交易成功的可能性微乎其微,而一旦实现不了这些预设价格,按第3轮的收盘价格估算,满足这些采购需求将会造成500万元以上的批发成本抬升。

而卖方挂牌情况特点鲜明,即单个电量包的需求较小,每包需求约为6400兆瓦时,很明显能看出参与的发电侧主体在本月的发电能力较小。

前3轮交易分析

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截至12月第3轮交易结束,前3轮合计成交电量189738兆瓦时。由于前三轮用电侧刚性需求极大,参与主体数量较多,而发电侧明显发电能力较弱和参与数量锐减因素的共振影响,发电侧的价格预期相应升高,同时这是已经开展了3轮交易的总体趋势。

综合分析和展望

从前3轮交易过程参与来看,受年度交易策略选择、经营指标完成较好、优先计划指标变化等因素的影响,装机规模较大的发电侧主体参与数量和意愿大幅下降。而无论从12月2日四川电力交易中心发布的《四川电网2020年12月电力市场供需预测信息披露》中显示,还是我们针对本年度交易数据“大数据、小细节”的主题分析预计,12月内增量交易常规直购品种将有超过10亿千瓦时的刚性需求。

如果后续轮次交易发电侧延续目前的参与意愿或者发电能力持续下降的话,留给用电侧的采购时机和空间都将十分有限,而一旦“有价无市”的局面再度出现,用电侧要么面对偏差近天花板价结算的风险,要么寄希望于官方网开一面开展补充交易,而无论何种结果都将大大提升批发成本。从今天的收盘价来看,距离偏差结算价尚有约15元/兆瓦时的价差空间,回顾近3年同水期的价格行情,出现过由低到高的单边上扬,也出现过由高到底的下降趋势,更出现过由高到天花板价的极端情况。

未来看点,第一,供需比和发电侧参与数量仍然需要重点关注,关系到用电侧的刚性需求能否得以顺利满足;第二,伴随冷空气的到来,温度将会继续下降,因此会导致发电能力进一步减小,此时大的电厂是否入市增加需求侧供给将决定需求能否满足。第三,截至本轮收盘,价格虽然高企,但与历史行情相比尚在合理范围,若继续持币观望,除非双边协商成功,否则批发成本抬升是大概率事件。

在本年即将收官的阶段,供给小于需求已经形成趋势的情况下,用电侧更加需要规避交易风险,而主动制定明确的交易策略和执行交易才是应对后续交易的最佳选择!

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