2024年2月23日，甘肃电力交易中心发布公告，电力用户可于当月27日起在D+3日滚动融合交易序列既能增持用电合同，也能减持用电合同，标志着电力用户正式步入“买”和“卖”双向交易的开端。同时，各交易时段限价由火电中长期上限价变为现货市场限价。
（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：李禹辰）
3月作为新规则正式实施的第一个标的月，本文将从流动性、价格规律、跨市套利和跨期套利四个角度切入，对3月日滚动市场交易情况进行分析，并为捕捉后续月份的盘面机会提供一些启发和思考。
一、流动性研究
根据实际交易场景以及天气数据的准确性和可参考性，这里选取D+3~D+6共4个窗口进行成交电量的比对。分窗口来看，D+3窗口流动性最高：3月D+3交易窗口累计成交电量超14亿千瓦时，是D+4窗口成交量的约12倍，是D+4~D+6窗口成交总量的约8倍。
分时段来看，D+3窗口各时段成交量基本分布在103~104万千瓦时区间，剩余窗口单时段成交量最多不超过103万千瓦时。所有交易窗口谷段流动性最好；D+3、D+5和D+6窗口峰段流动性强于平段；D+4窗口平段流动性为其次，峰段最差。
甘肃日滚动交易开市时间为9:00-15:00，从成交时间上看，D+3窗口（左轴）开盘后1h（9:00-10:00）成交量最大，接近4亿千瓦时，占全月成交总量的27%，随后盘面流动性呈逐渐下降的趋势，在闭市前1h（14:00-15:00）成交量明显回升，恢复至3亿千瓦时，占3月总成交量的22%；除此之外D+4~D+6窗口（右轴）同样集中在14:00-15:00成交，成交量为各窗口开市期间的峰值，成交占比均在30%以上。
二、价格规律
本部分将着重分析D+3窗口的价格规律。首先从3月整体上看，平段和谷段日滚动加权成交均价与日前价格的价差为负，以买方主导，其中谷段是全天价差绝对值最大的时段，平均为-208元/MWh，是典型的买方市场；而峰段价差方向为正，以卖方为主导，从价差表现上看，其价差绝对值在平段和谷段之间。
这里引入第一个分析指标，即价差的标准差，它反映的是D+3窗口上成交价格的离散程度。分时段来看，谷段成交价的标准差维稳在76元/MWh，平段和峰段的标准差整体在100元/MWh以上，离散程度强于谷段。
说明各市场玩家对谷段现货价格的预期大体一致。而平段和峰段离散程度较高，一是由于现货市场本身的价格机制决定的，甘肃市场平峰时段的日前价格通常呈现强波动性，分时定价的产生使得不同时间供需态势和生产成本波动巨大，相对于谷段而言市场玩家更难把握标的日平段和峰段价格出清的区间从而产生误判，导致D+3成交价格偏离其真实价值；二是由于该中长期品种本身的交易性质决定的，买卖双方连续竞价滚动撮合成交的交易方式往往充斥着信息不对称、市场博弈、非理性行为等因素，各市场主体容易对场内量价信号的解读产生偏差，导致价差波动突出。
根据第一部分的分析可得D+3窗口开市后1h和闭市前1h的成交量约占该窗口全月交易量的50%，接下来我们再分别研究下这两个时间段内价格的分布情况。
这里引入第二个分析指标，即（成交价-成交均价）价差，成交价格是买方和卖方在交易过程中实际达成的交易价格，即最终买方愿意支付、卖方愿意接受的价格，受标的日的天气预测、双方议价能力、各个时段场内供需情况等因素影响；成交均价是开盘后1h和闭市前1h基于成交电量的加权均价。
可以看到开盘后1h价差整体为正，主要分布在[0,60]元/MWh区间，表明成交价格普遍较高；闭市前1h成交价格有所回落，整体回归均值附近，价差主要分布在[-40,40]元/MWh区间，电力用户应把握好闭市前1h的机会进行成交，避免付出较高溢价。
三、跨市套利研究
“跨市套利”是指在不同的交易窗口下利用“低买高卖”价差的套利交易行为。在中长期和现货窗口进行交易时，由于中长期价格与现货价格存在价差，我们可以通过低买高卖来获得价差收益，公式为Q成交*（P成交-P日前），负值意味着电力用户套利。
分时段来看，各个交易窗口谷段的套利空间均较为理想，价差在-200元/MWh上下；平段在D+3和D+4窗口的套利空间较小，基本围绕在y=0附近，而在D+5和D+6窗口上价差为正，各时段成交价格高于现货价格约50元/MWh；3月峰段在D+3窗口上只有处于峰谷交替的18和19时点存在套利空间，D+4~D+6窗口上无论是早峰还是晚峰，基本不存在套利空间。
综上，电力用户在交易后续月份时可重点关注各个交易窗口的谷段以及D+3窗口上18、19时段的交易机会，其余时段的策略敞口建议进入现货市场进行平仓。
四、跨期套利研究
“跨期套利”是指利用在不同的中长期窗口下中长期价格变化进行买卖操作，防止误判现货价格走势，提前锁定收益，套利公式为中长期电量*（低价买进中长期成交价-高价卖出中长期成交价），负值意味着电力用户套利。
各个窗口成交价格的共性之处在于，谷段成交价格都在下限价以上，新能源中长期价格以下，稳定在80元/MWh左右；峰段各窗口成交价都在新能源中长期价格以下。区别之处在于，D+3和D+4窗口平段和早峰成交价格曲线基本贴合，几乎不存在较大的套利空间，而在D+5和D+6窗口的成交价较D+3和D+4窗口分别高出约60元/MWh和80元/MWh；除此之外，18-24时段在D+4~D+6的成交价格均高于D+3，且PD+6> PD+5> PD+4> PD+3，(PD+6-PD+3)价差最大,平均约60元/MWh。
综上，电力用户跨期交易策略可以有两个思路：一是1-9时段可以在D+5和D+6窗口高价卖出，并在D+3和D+4窗口低价买入；二是重点关注D+4~D+6窗口上18-24时段的盘面机会，在更远期的窗口把握这些时段的卖出时机，并在D+3窗口上补仓。
备注
2. 甘肃电力现货市场限价：[40,650]元/MWh。
3. 本文选取“统一结算点日前价格”作为中长期市场的现货价格进行对标。
