12月15日，随着12月第6轮月内集中交易的结束，自2022年2月开始的月内交易正式落下帷幕。在11个月的月内交易过程中，展现了复杂多变的行情走势，各种因素对市场影响之多样、影响程度之充分，前所未有。

（来源：微信公众号“硕电汇” 作者：小硕团队）

与月度交易一起结束的还有参与主体跌宕起伏的心路历程。现跟着小硕团队来轻松的回顾一下2022年的月内集中交易。

(相关资料图)

整体交易情况

2022年共开展月内交易61场（不含事后交易和现货交易），共成交电量119.94亿，成交均价245.78元/兆瓦时。 分水期来看，其中： 丰水期成交量46.28亿千瓦时，占比39%，成交均价147.66元/兆瓦时； 平水期成交量40.58亿千瓦时，占比34%，成交均价249.75元/兆瓦时； 枯水期成交量33.08亿千瓦时，占比27%，成交均价378.19元/兆瓦时。 分阶段来看，其中： 集中竞价成交5.52亿千瓦时，占比4.6%； 滚动撮合阶段成交114.42亿千瓦时，占比95.4%。

分月来看，5月和11月成交量最多，这与年度采购时的策略选择有着紧密的联系。丰水期6月和7月成交量较小，8、9和10月成交量较大，其主要原因为6月和7月市场价差较小，且用电侧需求在年度交易中已基本满足，而8、9、10 月主要受极端天气和来水较少影响，市场交易角色有较大的转换，电厂作为主要的采购方，同时也拉升了丰水期的成交价格。而枯水期的成交量12月较多，2、3、4月较少，主要受主体对远期价格策略的影响。 综合各月的成交量和成交均价来看，其价格较年度交易中的价格有明显的降低，月度均价对应的均衡结构价格大致约为260.7元/兆瓦时。但这并不意味着，选择月度完成交易较年度采购时更优，虽然两个时机之间价格虽有着较大的差异，不过价格之间却有着紧密的相互作用，而对于采购的比例策略还需要根据对不同水期的供需形势来决定，不能单纯地采取在年度交易中梭哈all in，或全放在月度采购中。 从今年的月度交易来看，非常考验主体交易的时机选择，伴随震荡幅度的加大、“过山车”式的行情走势屡见不鲜，稍有不慎就可能大幅增加采购成本，对交易主体形成利损，这对风险偏好较低的主体来讲，也并不是最佳的策略选择。

单轮价差分析

从今年的市场实际表现来看，交易价差是影响交易活跃度的主要因素之一，也最能体现市场主体各自的交易技术水平和月度盈亏结果的重要指标。在2022年所有月内交易滚动撮合阶段，单轮次滚动撮合阶段价差排序如下:1、最大为69元/兆瓦时，发生在12月第6轮交易；2、价差第二为49元/兆瓦时，发生在3月第6轮；3、价差第三为44.8元/兆瓦时，发生在4月第2轮交易；

由上图可知，单轮交易价差第四和第五名也发生在4月交易中，且交易差价最大均发生在枯水期的下跌趋势中，这不仅仅只是巧合，其背后蕴含着四川电力市场深深的底层逻辑。而如何把握好这样的趋势，目前显然已经超越了仅靠掌握一些市场信息就能够做到顺势而为的阶段。毫无疑问，愈发错综复杂的因素对市场行情的影响，也正是交易本身带给四川电力市场主体们的无限魅力。

成交家数情况

在2022年11个月的月内共计61次集中交易中， 1、发电侧主体成交共1988家次，每轮均32.6家； 2、售电公司成交共2761家次，每轮均45.3家； 3、批发用户共成交90家次，每轮均1.5家； 在交易过程中，我们可以以各类主体的出现频次为参照物，从而辅助判断交易的活跃程度及其交易参与行为。

具体来看，发电侧成交家数，呈现出仅在丰水期市场供应大于需求阶段的成交家数较售电主体多的特点，而在其他时刻均少于售电侧主体成交数量，其主要原因为电厂侧的交易主体中，大型集团的更倾向于“打捆合并”交易。 而售电公司则在交易过程中则相对较为独立，且随着行情变化交易比发电侧主体更为活跃。对于批发用户而言，其出现身影较少，其主要出现在每月的后三轮过程中，这与批发用户作为电力的消费者身份有着密切的关系，即越接近月底，其交易需求越发清晰，交易身影才渐渐浮出水面。 2023年的年度交易不久之后即将开启，在国家对电力市场不断深化改革推进的背景下，新的政策、市场机制将层出不穷，市场“多变”的特性将继续增加并激活更多的潜力。而主体们对自身交易的驾驭能力，未来也将一改以往“资源为王”的交易特点，朝着“资源与交易技术”并重的方向演绎和发展。