猜猜在做7月份復(fù)盤和后續(xù)月份推演的時候，發(fā)現(xiàn)7月份的交易數(shù)據(jù)非常有意思。圖片為了方便對比，猜猜把截止至目前已經(jīng)完成的交易數(shù)據(jù)匯總羅列一下。
(相關(guān)資料圖)
（來源：微信公眾號“淼爸評書”）
01 成交數(shù)據(jù)分析
注：表中，當期總交易電量=年度交易分月計劃+月競成交量+兩次月內(nèi)掛牌發(fā)電側(cè)成交量+月度綠電交易電量，購電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓部分屬于購電側(cè)內(nèi)部對倒，不再重復(fù)計算。
其中一季度因為涉及農(nóng)歷過年，所以一般放在一起來看比較合適，基本算是持平。但4月份有一個明顯的增速（去年同期數(shù)據(jù)較低），5、6月份逐漸走平，7月份增速再次有了提升。因為購電側(cè)都是月結(jié)月清的，計劃電量與實際電量超過±3%偏差都要考核的（@發(fā)電側(cè)@國網(wǎng)代購電），所以基本可以近似認為當期總交易電量就是對應(yīng)用電用戶的實際用電量。因此對7月份來說，交易需求相對較高，而且隨著交易的進行，會發(fā)現(xiàn)交易需求增長，甚至超過了大家的預(yù)期。
但在月競公告中，可以看到，絕大多數(shù)購電側(cè)主體并不看好7月的月競價格。而且從成交后的數(shù)據(jù)進行對比，從購電側(cè)數(shù)據(jù)來看，7月份既不是申報供需比最大的月份，也不是購電側(cè)成交占比最小的月份（4、5月明顯的供不應(yīng)求，數(shù)據(jù)失真可以忽略），可以說找不到價格下降的原因。但從發(fā)電側(cè)數(shù)據(jù)來看，第一次出現(xiàn)了成交占比低于40%的情況（目前我省月競采用三段式報價，每段申報電量不得小于總申報量的30%，所以單一段最大申報量就是40%），就是說成交邊際可能在總體申報中的第一段，價格下跌也就可以解釋了。
當然，前文也討論過，7月份月競開始，發(fā)電側(cè)的申報率也明顯提升。猜猜認為，一方面目前進入了傳統(tǒng)的市場化機組超發(fā)月份，發(fā)電側(cè)主體拿電意愿有所上升。另一方面年度交易分月計劃的超前消耗也是一個重要因素。
而到了月內(nèi)交易，因為月競價格下降，猜猜原來分析是大部分購電側(cè)市場主體，已經(jīng)拿足了月度必買量（目前我省規(guī)則，兩次月內(nèi)掛牌交易購買量之和，不能大于對應(yīng)月份年度交易分計劃+月競成交量的10%，因此有了這個必買量的說法，也就是不考慮偏差允許范圍的話，最少年度交易分計劃與月競成交量之和不能少于預(yù)計總用電量的90.91%）。中旬掛牌最終的成交結(jié)果也印證了這種猜測。
但電力市場就是這么有趣，經(jīng)驗就是用來打破的。到了7月下旬月內(nèi)掛牌交易時，不但公告中的全省當月全網(wǎng)用電量月同比從+0.92%（7月12日數(shù)據(jù)）上漲到+3.13%（7月25日數(shù)據(jù)），而且交易過程異常火爆，成交筆數(shù)達到706筆，也就是幾乎每5秒鐘就成交了一筆。總成交量也達到了22.18億千瓦時（其中發(fā)電側(cè)成交 20.37億千瓦時）。
當然，7月份迎峰度夏期間用電量快速上升，大部分市場主體是有預(yù)期的，交易到下旬掛牌時，猜猜認為絕大多數(shù)購電側(cè)主體，應(yīng)該都進入了安全區(qū)（408.69/399.21/1.0313=99.27%）。最后一次購電側(cè)合同轉(zhuǎn)讓交易，猜猜覺得應(yīng)該很平和，甚至可能出現(xiàn)月競中買多了的主體，出來拋貨的情況。但成交結(jié)果再次打臉，在前兩次月內(nèi)掛牌交易均價（中旬462.85元/兆瓦時、下旬460元/兆瓦時）都在月競成交價格（459.85元/兆瓦時）附近的情況下，這次交易最高價直接沖到了476元/兆瓦時，平均價格都達到了468.45元/兆瓦時，總成交量也達到了3.72億千瓦時。可見部分購電側(cè)主體是有一部分超預(yù)期（超過前面提到的10%限額）需求，導(dǎo)致必須來最后一次交易中采購。對比中旬和下旬的情況，猜猜認為區(qū)別最大的也就是天氣因素。下半月開始，我國各地雨水都沒停過，但按照常理理解，充足的雨水，不是應(yīng)該給夏季降溫么，為啥用電量反而上漲了呢....... 證實了經(jīng)濟確實在逐步恢復(fù)。
02 后續(xù)趨勢分析
目前全省年度交易剩余量為960.81億千瓦時，而去年同期的剩余量為699.74億千瓦時（629.77/0.9），等于比去年同期多了260多億千瓦時。如果4個月平均分配的話，就是每個月就是240.2億千瓦時，按照去年同期總用電量計算，年度交易占比分別為65.33%、67.85%、67.7%、67.1%。要說成因有不少，一方面是因為去年交易結(jié)果，導(dǎo)致部分市場主體希望多購年度交易電量以減少風險；另一方面是年度交易文件要求（猜猜還是建議，鼓勵多排年度交易電量的初衷無可厚非，但統(tǒng)一的百分比就有點不夠市場化，其實按照目前的綁定方法，在簽訂年度交易電量時，售電公司的零售側(cè)年度交易電量占比已經(jīng)可以計算得出。應(yīng)該以此為基準，允許售電公司自行放開調(diào)整的一個比例范圍較為合適。否則零售側(cè)明明是70:30的簽約比例，非要求按照75:25來簽批發(fā)側(cè)，如果出現(xiàn)月競價格雪崩，反而會給售電公司帶來較大的市場風險。）最后，發(fā)電側(cè)月結(jié)月清帶來的則是今年的年度分月計劃調(diào)整真的非常難，特別是前4個月，變得非常困難。都導(dǎo)致了年度交易剩余量明顯比去年多。
但這個數(shù)據(jù)是針對購電側(cè)的，發(fā)電側(cè)由于目前仍然是滾動執(zhí)行，而從月競交易中可以看出二季度發(fā)電側(cè)存在較明顯的惜售操作圖片（部分也是迎峰度夏前的檢修季疊加月結(jié)月清的防御心態(tài)所致），發(fā)售年度交易電量計劃兩者之間的差額，特別是不同發(fā)電側(cè)主體間的差額，肯定會是不小的。
按照目前的年度交易電量比例，其實市場風險是相對較少的。而相比去年更多的年度交易分月計劃，給購電側(cè)主體更多的選擇權(quán)。但因為不同主體間的分布不均勻，針對后續(xù)月份年度交易電量占比較多的市場主體，反而是存在較大的風險。一方面是用電情況，雖然目前用電量已經(jīng)有了一定增長趨勢，但該趨勢的持續(xù)情況仍然有待觀察，太多的年度交易電量萬一用不掉，那真的很被動。建議市場主體，合理分配，避免扎堆甩賣年度交易電量的情況發(fā)生。另一方面來說，月競價格上漲的空間非常有限，最差情況下，與年度交易均價價差并不大。所以哪怕年度交易電量用完，月競價格持續(xù)走高，損失較為可控。而反之，如果零售側(cè)簽約月競比例較高，而批發(fā)側(cè)又無法按需購買，月競價格一旦雪崩，帶來的損失風險也將更大。
03 持續(xù)關(guān)注熱點
1、新能源裝機不斷增加帶來的機遇與挑戰(zhàn)
首先說挑戰(zhàn)，通過調(diào)研，我省新能源裝機的快速增長，也可能是7月份下半月用電量快速增加的原因之一（主要肯定是經(jīng)濟逐步恢復(fù)的原因）。新能源機組受天氣影響非常大，這不單是影響集中式項目，分散式項目的發(fā)電情況同樣會被影響，進而影響購電側(cè)主體的用電情況。這就解釋了7月份雨季較多時，部分主體用電量增速明顯較快。以后簽用戶，是否安裝光伏，安裝規(guī)模和發(fā)電效率等，都是需要收集的數(shù)據(jù)。預(yù)測用電量的難度，進一步加大。再來說機遇，就是后續(xù)分布式光伏用戶的靈活性用電能力開發(fā)的可行性和具體落地方案，也值得大家思考。
2、四季度調(diào)價政策是否出臺
2021年1439號文件發(fā)布帶來的年度交易電量調(diào)價，在今年各項參數(shù)有所反轉(zhuǎn)后，是否也會出臺調(diào)減年度交易電量價格的措施，猶未可知。畢竟目前的實體經(jīng)濟也急需一些強力的支持措施。電力作為各項工商業(yè)生產(chǎn)活動中都不可或缺的能源，如果適當讓利，一定可以給實體經(jīng)濟不小的實質(zhì)性幫助。
3、匹配新型電力市場的相關(guān)政策
最近刺激經(jīng)濟的措施頻出，電力相關(guān)的頂層設(shè)計也陸續(xù)發(fā)布，相信隨后會有有更多重磅具體實施層面的文件出臺，將給市場帶來更多活力。比如給外來電更多交易機會，比如新能源更大程度入市，比如儲能和靈活性用電能力的扶持等。
