猜猜在做7月份復盤和后續月份推演的時候，發現7月份的交易數據非常有意思。圖片為了方便對比，猜猜把截止至目前已經完成的交易數據匯總羅列一下。
(相關資料圖)
（來源：微信公眾號“淼爸評書”）
01 成交數據分析
注：表中，當期總交易電量=年度交易分月計劃+月競成交量+兩次月內掛牌發電側成交量+月度綠電交易電量，購電側合同轉讓部分屬于購電側內部對倒，不再重復計算。
其中一季度因為涉及農歷過年，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（去年同期數據較低），5、6月份逐漸走平，7月份增速再次有了提升。因為購電側都是月結月清的，計劃電量與實際電量超過±3%偏差都要考核的（@發電側@國網代購電），所以基本可以近似認為當期總交易電量就是對應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，會發現交易需求增長，甚至超過了大家的預期。
但在月競公告中，可以看到，絕大多數購電側主體并不看好7月的月競價格。而且從成交后的數據進行對比，從購電側數據來看，7月份既不是申報供需比最大的月份，也不是購電側成交占比最小的月份（4、5月明顯的供不應求，數據失真可以忽略），可以說找不到價格下降的原因。但從發電側數據來看，第一次出現了成交占比低于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，發電側的申報率也明顯提升。猜猜認為，一方面目前進入了傳統的市場化機組超發月份，發電側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。
而到了月內交易，因為月競價格下降，猜猜原來分析是大部分購電側市場主體，已經拿足了月度必買量（目前我省規則，兩次月內掛牌交易購買量之和，不能大于對應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計總用電量的90.91%）。中旬掛牌最終的成交結果也印證了這種猜測。
但電力市場就是這么有趣，經驗就是用來打破的。到了7月下旬月內掛牌交易時，不但公告中的全省當月全網用電量月同比從+0.92%（7月12日數據）上漲到+3.13%（7月25日數據），而且交易過程異常火爆，成交筆數達到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（其中發電側成交 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期的，交易到下旬掛牌時，猜猜認為絕大多數購電側主體，應該都進入了安全區（408.69/399.21/1.0313=99.27%）。最后一次購電側合同轉讓交易，猜猜覺得應該很平和，甚至可能出現月競中買多了的主體，出來拋貨的情況。但成交結果再次打臉，在前兩次月內掛牌交易均價（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。可見部分購電側主體是有一部分超預期（超過前面提到的10%限額）需求，導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，不是應該給夏季降溫么，為啥用電量反而上漲了呢....... 證實了經濟確實在逐步恢復。
02 后續趨勢分析
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果，導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，售電公司的零售側年度交易電量占比已經可以計算得出。應該以此為基準，允許售電公司自行放開調整的一個比例范圍較為合適。否則零售側明明是70:30的簽約比例，非要求按照75:25來簽批發側，如果出現月競價格雪崩，反而會給售電公司帶來較大的市場風險。）最后，發電側月結月清帶來的則是今年的年度分月計劃調整真的非常難，特別是前4個月，變得非常困難。都導致了年度交易剩余量明顯比去年多。
但這個數據是針對購電側的，發電側由于目前仍然是滾動執行，而從月競交易中可以看出二季度發電側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月清的防御心態所致），發售年度交易電量計劃兩者之間的差額，特別是不同發電側主體間的差額，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，給購電側主體更多的選擇權。但因為不同主體間的分布不均勻，針對后續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有了一定增長趨勢，但該趨勢的持續情況仍然有待觀察，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，月競價格持續走高，損失較為可控。而反之，如果零售側簽約月競比例較高，而批發側又無法按需購買，月競價格一旦雪崩，帶來的損失風險也將更大。
03 持續關注熱點
1、新能源裝機不斷增加帶來的機遇與挑戰
首先說挑戰，通過調研，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（主要肯定是經濟逐步恢復的原因）。新能源機組受天氣影響非常大，這不單是影響集中式項目，分散式項目的發電情況同樣會被影響，進而影響購電側主體的用電情況。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，安裝規模和發電效率等，都是需要收集的數據。預測用電量的難度，進一步加大。再來說機遇，就是后續分布式光伏用戶的靈活性用電能力開發的可行性和具體落地方案，也值得大家思考。
2、四季度調價政策是否出臺
2021年1439號文件發布帶來的年度交易電量調價，在今年各項參數有所反轉后，是否也會出臺調減年度交易電量價格的措施，猶未可知。畢竟目前的實體經濟也急需一些強力的支持措施。電力作為各項工商業生產活動中都不可或缺的能源，如果適當讓利，一定可以給實體經濟不小的實質性幫助。
3、匹配新型電力市場的相關政策
最近刺激經濟的措施頻出，電力相關的頂層設計也陸續發布，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。
