在2024年10月24日，经过首次月内长达16轮的连续工作日交易后，集中交易迎来了“高光”的时刻。当日下午2：30，滚动撮合阶段开盘随即出现“跳空高开”，在紧接着的15分钟内，买方展现出极强的追涨意愿，采取了坚决果断的出手，推动行情瞬间攀升至“涨停”价位——211.43元/兆瓦时。在强悍的买方攻势下，卖盘挂牌电量迅速被消化，市场供需关系出现了罕见的极端态势。
然而，短时间内，卖方势力迅速复苏，并再度涌现，导致行情急转直下，价格迅速出现回落，一度下探至195元/兆瓦时，之后略有回升，最终在198.0元/兆瓦时附近呈现震荡态势并收盘。市场对于突如其来的剧烈波动，众多交易主体尚未能充分应对，天花板价便已然逝去。针对直接触及涨停随后大幅回落的行情表现，我们应如何理性审视呢？
回顾本月行情，截止10月24日，10月行情呈现“高开低走，震荡上行”的走势，最高触及“天花板”。
回溯历史，上一次出现类似的场景，还要追溯至2023年6月的第五轮交易。当时触及涨停的原因是在极端气候的作用下，来水严重偏枯，导致市场供给大幅低于预期，买方减持出手所致。而本月，从买方角度进行深入剖析，与历史情况相类似，供给侧市场负荷持续未能达到预期水平。更为显著的是，伴随月内交易的不断推进，增持需求与日俱增，这一情况与供给侧的不足相互交织，共同产生了强烈的共振效应。很明显，在本月推进到这个阶段，买方面临着较为显著的刚性缺口，亟需通过有效措施予以应对，这是价格上涨的内在逻辑和推动力。不过，值得重视的是，与历年不同，2024年四川电力市场迎来了市场交易总体方案显著的优化与升级，其中，“系统偏差调整”机制的正式引入成为了最为核心且备受瞩目的变革之一。鉴于在10月交易的最后阶段，发电侧与用电侧均存在需求的显著缺口，这预示着本月将大概率面临系统偏差的较大幅度调整。在此背景下，如果发用两侧在本月内交易中，仍然继续按照以往既定的非水比例制定交易策略，则可能会在月内交易结束之后，迎来市场的“迎头痛击”。结合本月可能出现的“系统偏差调整”，我们有必要来看看2024年的“结算规则”。具体而言，“对用电侧超用在2%以内按当月月度和月内发用两侧电 能量（增量）交易（不含省内绿电）加权均价（后文简称月内增量均价）计算，超用在2%~8%按月内增量均价的1.1倍计算”，发电侧结算逻辑同理。本月结束后，若系统偏差如预计般进行调整，按照最新政策规则设计，当系统下调，用电侧欠用时，其批发合同下调的价格按月内增量均价计算；同理，发电侧在电网代理购电偏差调整后，由存在少发电量的纳入市场交易的水电、风电、光伏发电企业承担市场打捆非水电量偏差，其调整价格亦为月内增量均价计算。上述分析的重点是，月内增量均价将直接影响发用两侧的结算情况。实际上，月内增量均价由集中交易中发用两侧增量成交价格和弃水消纳（双边）增量成交价格加权而来。根据本月已发生的交易数据统计分析，截止昨日，本月集中平台成交均价约185.12元/兆瓦时，其中，实际两侧增量交易成交较少。相比之下，弃水消纳品种双边交易结果显示的成交均价则处于极低水平。综合各项因素进行考量，本月月内增量均价将较大幅度低于集中交易均价水平。那么在政策定义的8%偏差范围内，其结算价格亦将相当程度的低于211.43元/兆瓦时的价格。这就能够合理解释为何在昨日（即10月24日）的集中交易中，市场行情在触及211.43元/兆瓦时的上限后，基于以上分析的逻辑，卖方势力迅速恢复，导致行情在极短时间内急剧回落的现象。此分析过程进一步凸显了对政策规则深入理解和精准把握的必要性，以及强化数据分析在市场决策中的重要性。目前，10月内的市场交易已步入尾声，然而，2024夏季极端天气的再度侵袭导致前两个月所预期的“系统偏差调整”措施仍未明确发布与实施。伴随距离“靴子”落地的时间节点越来越近，当前市场趋势呈现出的不确定性，比月内任何时候都高，未来仍有可能出现大幅的行情波动。鉴于此，市场参与主体务必以严谨的态度深入分析市场行情波动的根本原因，并透彻理解结算规则的实质。通过精确运用市场数据分析方法和工具，进行科学合理的研判，制定相应的交易策略，从而最大化交易收益，并有效控制交易过程中的潜在风险。
