在11月19日进行的四川电力市场月内集中交易中，出现了罕见的“涨停封板”现象。

在集中竞价阶段，买方的出价已达到平水期的最高限价333.84元/兆瓦时。而卖方仅有1家参与挂牌，其在最高限价的卖出需求仅为300兆瓦时。出清阶段结果显示，333.84元/兆瓦时的价格成交了卖方的全部电量。

在滚动撮合阶段，买方在涨停价位持续出手，而卖方则鲜有参与，且其售出的规模相对较小。在全场交易中，单笔最大成交量仅为1000兆瓦时。截至收盘时，卖方共有15家，但仅售出7336兆瓦时，平均每户不足500兆瓦时。与此同时，买方在滚动撮合阶段的需求，即便是排序第1的买方，其需求也未得到完全满足。至交易结束，在最高价位处仍有1.17亿的需求未被满足。这些情况充分展示了进入11月中下旬后，直购市场交易供需关系的极端紧张。

11月20日，直购市场的供需状况呈现进一步紧张的趋势。截至当日交易结束，成交量相较于前一交易日有所增加，然而，大约2.4亿千瓦时的买方需求未能在“天花板价”上成交。

实际上，从物理的角度来看，电力系统中的负荷是实时平衡的。而从市场角度，通常情况下，供需关系大体上是平衡的。然而，为何在11月中下旬的直购市场会出现如此极端的情况，即使报价达到最高限价也无法购得电量呢？市场上的电量究竟流向了何处？是何种因素导致了这种极端市场状况的产生？

为了解答上述疑问，需深入了解四川省电力需求侧的构成和采购方式。在电力需求侧中，可分为居民和农业用户、电网代理购电，以及直接参与交易的用电侧（包括售电公司和批发用户）。当前市场出现的极端供需状况，主要由以下三个核心因素所导致。

1、计划消纳电量部分偏差，加剧市场供应失衡

从供给侧来看，发电侧电量消纳主要分为两大部分，一个是受计划性消纳的合约，如优先、留川电量、月度电网代理购电挂牌等；另一部分则来自批发市场交易。若计划性的合约电量偏多，则造成交易市场的供给短缺；若计划性的合约电量偏少，则造成交易市场供给过剩(如8月，就是市场供给过剩的典型例子）。

鉴于两者的相互作用影响，在《关于优化调整 2024 年四川省内中长期市场有关规则的通知》（川监能市场函〔2024〕116 号）提到：月内交易中电网企业可提前 1个工作日在交易平台披露电网代理购电增减持电量交易需求，从而通过不断结合实际电网运行情况，调整电网代理购电月初预测产生的偏差，避免出现市场出现大规模失衡。

此外在最新国家能源局四川监管办公司发布的：关于征求《四川电力中长期交易规则（2024年）修订版征求意见稿》稿中更进一步提到：电网企业在年度、月度滚动预测居农用电以及代理购电用电规模，及时通过代理购电挂牌处理偏差，促进市场平衡，说明主管部门已经逐渐意识到了计划消纳电量对市场供需的影响，着手进一步优化其参与机制。

2、系统非水比例调整，导致市场需求难料

观察近期两轮交易情况，可见用电侧主体在集中竞价阶段表现出日益增长的增持意愿。从需求的来源分析，当前大多数用电侧主体倾向于依据预计的用户用电量以及当月确定的非水比例来决定批发采购的总体需求，这是导致需求持续增长的因素之一。除此之外，自11月起取消偏差互保交易后，在现行的偏差结算规则下，超出偏差部分的结算价格目前预计亦将远超上限价格。这对于需求缺口较大的市场主体而言，申报“天花板价”采购实为控制偏差结算风险、减少损失的无奈选择，这种因素同样强化了“天花板价”买方需求的采购决心。

实际上，鉴于四川省电源供应类型的波动性和不确定性，依据2024年相关政策，用电侧实际的非水电比例与确定比例之间经常存在显著差异。这种差异在月度内难以精确预测，导致用户侧预期的总需求量可能出现较大偏差。若系统偏差下调，实际非水比例上升，则按确定比例采购需求较实际需求偏大。

3、发电侧校核约束加强，增持能力减弱

目前直购市场出现极端的供需状况和“天花板”价格，其中另外一个重要的原因是发电侧的大手笔减持需求出现。原本作为电量的供应方，成了市场的主力采购方，同样说明了市场失衡的严重程度。反观最能反映发电侧供给家数和能力的集中竞价阶段，在11月20日竟无一家电厂参与挂牌，说明目前具备增持能力的电厂聊聊无几。就目前数据深入分析，发电侧的上网电量与现有的合约总量并不匹配，即使有主体预估后续系统电量会有所下调，但根据现行的约束条件，增持空间已经大幅缩减。

正是这三个因素的共同作用，加剧了当前市场交易中供需的不平衡状态，并且催生了市场的极端价格行情。不过，这也凸显了相关政策的调整对直购市场内供需状况所产生了不可忽视的影响。