7月江苏电力交易市场复盘和后续趋势分析

猜猜在做7月份复盘和后续月份推演的时候，发现7月份的交易数据非常有意思。图片为了方便对比，猜猜把截止至目前已经完成的交易数据汇总罗列一下。

（来源：微信公众号“淼爸评书”）

01 成交数据分析

(相关资料图)

注：表中，当期总交易电量=年度交易分月计划+月竞成交量+两次月内挂牌发电侧成交量+月度绿电交易电量，购电侧合同转让部分属于购电侧内部对倒，不再重复计算。

其中一季度因为涉及农历过年，所以一般放在一起来看比较合适，基本算是持平。但4月份有一个明显的增速（去年同期数据较低），5、6月份逐渐走平，7月份增速再次有了提升。因为购电侧都是月结月清的，计划电量与实际电量超过±3%偏差都要考核的（@发电侧@国网代购电），所以基本可以近似认为当期总交易电量就是对应用电用户的实际用电量。因此对7月份来说，交易需求相对较高，而且随着交易的进行，会发现交易需求增长，甚至超过了大家的预期。

但在月竞公告中，可以看到，绝大多数购电侧主体并不看好7月的月竞价格。而且从成交后的数据进行对比，从购电侧数据来看，7月份既不是申报供需比最大的月份，也不是购电侧成交占比最小的月份（4、5月明显的供不应求，数据失真可以忽略），可以说找不到价格下降的原因。但从发电侧数据来看，第一次出现了成交占比低于40%的情况（目前我省月竞采用三段式报价，每段申报电量不得小于总申报量的30%，所以单一段最大申报量就是40%），就是说成交边际可能在总体申报中的第一段，价格下跌也就可以解释了。

当然，前文也讨论过，7月份月竞开始，发电侧的申报率也明显提升。猜猜认为，一方面目前进入了传统的市场化机组超发月份，发电侧主体拿电意愿有所上升。另一方面年度交易分月计划的超前消耗也是一个重要因素。

而到了月内交易，因为月竞价格下降，猜猜原来分析是大部分购电侧市场主体，已经拿足了月度必买量（目前我省规则，两次月内挂牌交易购买量之和，不能大于对应月份年度交易分计划+月竞成交量的10%，因此有了这个必买量的说法，也就是不考虑偏差允许范围的话，最少年度交易分计划与月竞成交量之和不能少于预计总用电量的90.91%）。中旬挂牌最终的成交结果也印证了这种猜测。

但电力市场就是这么有趣，经验就是用来打破的。到了7月下旬月内挂牌交易时，不但公告中的全省当月全网用电量月同比从+0.92%（7月12日数据）上涨到+3.13%（7月25日数据），而且交易过程异常火爆，成交笔数达到706笔，也就是几乎每5秒钟就成交了一笔。总成交量也达到了22.18亿千瓦时（其中发电侧成交 20.37亿千瓦时）。

当然，7月份迎峰度夏期间用电量快速上升，大部分市场主体是有预期的，交易到下旬挂牌时，猜猜认为绝大多数购电侧主体，应该都进入了安全区（408.69/399.21/1.0313=99.27%）。最后一次购电侧合同转让交易，猜猜觉得应该很平和，甚至可能出现月竞中买多了的主体，出来抛货的情况。但成交结果再次打脸，在前两次月内挂牌交易均价（中旬462.85元/兆瓦时、下旬460元/兆瓦时）都在月竞成交价格（459.85元/兆瓦时）附近的情况下，这次交易最高价直接冲到了476元/兆瓦时，平均价格都达到了468.45元/兆瓦时，总成交量也达到了3.72亿千瓦时。可见部分购电侧主体是有一部分超预期（超过前面提到的10%限额）需求，导致必须来最后一次交易中采购。对比中旬和下旬的情况，猜猜认为区别最大的也就是天气因素。下半月开始，我国各地雨水都没停过，但按照常理理解，充足的雨水，不是应该给夏季降温么，为啥用电量反而上涨了呢....... 证实了经济确实在逐步恢复。

02 后续趋势分析

目前全省年度交易剩余量为960.81亿千瓦时，而去年同期的剩余量为699.74亿千瓦时（629.77/0.9），等于比去年同期多了260多亿千瓦时。如果4个月平均分配的话，就是每个月就是240.2亿千瓦时，按照去年同期总用电量计算，年度交易占比分别为65.33%、67.85%、67.7%、67.1%。要说成因有不少，一方面是因为去年交易结果，导致部分市场主体希望多购年度交易电量以减少风险；另一方面是年度交易文件要求（猜猜还是建议，鼓励多排年度交易电量的初衷无可厚非，但统一的百分比就有点不够市场化，其实按照目前的绑定方法，在签订年度交易电量时，售电公司的零售侧年度交易电量占比已经可以计算得出。应该以此为基准，允许售电公司自行放开调整的一个比例范围较为合适。否则零售侧明明是70:30的签约比例，非要求按照75:25来签批发侧，如果出现月竞价格雪崩，反而会给售电公司带来较大的市场风险。）最后，发电侧月结月清带来的则是今年的年度分月计划调整真的非常难，特别是前4个月，变得非常困难。都导致了年度交易剩余量明显比去年多。

但这个数据是针对购电侧的，发电侧由于目前仍然是滚动执行，而从月竞交易中可以看出二季度发电侧存在较明显的惜售操作图片（部分也是迎峰度夏前的检修季叠加月结月清的防御心态所致），发售年度交易电量计划两者之间的差额，特别是不同发电侧主体间的差额，肯定会是不小的。

按照目前的年度交易电量比例，其实市场风险是相对较少的。而相比去年更多的年度交易分月计划，给购电侧主体更多的选择权。但因为不同主体间的分布不均匀，针对后续月份年度交易电量占比较多的市场主体，反而是存在较大的风险。一方面是用电情况，虽然目前用电量已经有了一定增长趋势，但该趋势的持续情况仍然有待观察，太多的年度交易电量万一用不掉，那真的很被动。建议市场主体，合理分配，避免扎堆甩卖年度交易电量的情况发生。另一方面来说，月竞价格上涨的空间非常有限，最差情况下，与年度交易均价价差并不大。所以哪怕年度交易电量用完，月竞价格持续走高，损失较为可控。而反之，如果零售侧签约月竞比例较高，而批发侧又无法按需购买，月竞价格一旦雪崩，带来的损失风险也将更大。

03 持续关注热点

1、新能源装机不断增加带来的机遇与挑战

首先说挑战，通过调研，我省新能源装机的快速增长，也可能是7月份下半月用电量快速增加的原因之一（主要肯定是经济逐步恢复的原因）。新能源机组受天气影响非常大，这不单是影响集中式项目，分散式项目的发电情况同样会被影响，进而影响购电侧主体的用电情况。这就解释了7月份雨季较多时，部分主体用电量增速明显较快。以后签用户，是否安装光伏，安装规模和发电效率等，都是需要收集的数据。预测用电量的难度，进一步加大。再来说机遇，就是后续分布式光伏用户的灵活性用电能力开发的可行性和具体落地方案，也值得大家思考。

2、四季度调价政策是否出台

2021年1439号文件发布带来的年度交易电量调价，在今年各项参数有所反转后，是否也会出台调减年度交易电量价格的措施，犹未可知。毕竟目前的实体经济也急需一些强力的支持措施。电力作为各项工商业生产活动中都不可或缺的能源，如果适当让利，一定可以给实体经济不小的实质性帮助。

3、匹配新型电力市场的相关政策

最近刺激经济的措施频出，电力相关的顶层设计也陆续发布，相信随后会有有更多重磅具体实施层面的文件出台，将给市场带来更多活力。比如给外来电更多交易机会，比如新能源更大程度入市，比如储能和灵活性用电能力的扶持等。