電力期貨搶先知：國內市場篇

電力是以電能作為動力的能源，電力的生產和消費系統(tǒng)由發(fā)電、輸電、變電、配電和用電等環(huán)節(jié)組成，它將自然界的一次能源以直接或間接的方式轉化成電能，再經輸電、變電和配電將電力供應到終端用戶。

2021年的限電風波加速了電力市場化改革進程的推進，另據《南方能源觀察》報道，廣期所現(xiàn)已完成電力期貨合約方案設計，交易品種基于廣東電力市場，目前正在積極推進品種上市工作。

一、電力的市場化改革

2015年3月15日中共中央、國務院印發(fā)《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》，這一“9號文”明確了電改的重點和路徑是在進一步完善政企分開、廠網分開、主輔分開的基礎上，按照“管住中間、放開兩頭”的體制構架，有序放開輸配電以外的競爭性環(huán)節(jié)電價，有序向社會資本放開配售電業(yè)務，有序放開公益性和調節(jié)性以外的發(fā)用電計劃。此后我國的電價體系逐步從上網電價與目錄銷售電價相結合的行政指導電價過渡為電網自然壟斷輸配電環(huán)節(jié)，發(fā)電方、售電方與用電方在電力的批發(fā)與零售市場自主定價的電價形成機制。

目前除居民生活、農業(yè)生產仍在執(zhí)行保障性目錄銷售電價外，工商業(yè)用戶以直接購電或電網代理購電的形式實現(xiàn)市場化交易，其用電價格由上網電價、上網環(huán)節(jié)線損費用、輸配電價、系統(tǒng)運行費用、政府性基金及附加5個部分組成。其中上網電價是電力市場化交易的核心，煤電的上網電價在“基準價±20%”的范圍內形成，其他電源類型的市場化交易價格以煤電上網電價為參照，用戶側高耗能企業(yè)上網電價的上浮比例不受20%約束，現(xiàn)貨交易價格上下限均不受限制。系統(tǒng)運行費用包括輔助服務費用、抽水蓄能容量電費以及2024年起開始執(zhí)行的煤電容量電費等，可見工商業(yè)用戶用電價格的變化趨勢是上網電價的結構性下降以及系統(tǒng)運行費用占比的增加。煤電機組通過電量電價回收可變成本、容量電價回收固定成本、輔助服務費用體現(xiàn)調節(jié)價值的新型收益定價模式亦得以進一步明確。

圖：工商業(yè)用戶用電價格的構成

圖片來源：發(fā)改委，國投期貨

隨著2021年限電風波的出現(xiàn)，電力市場化改革的進程再次提速，2022年1月發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于加快建設全國統(tǒng)一電力市場體系的指導意見》，其中明確提出到2025年初步建成、到2030年基本建成全國統(tǒng)一電力市場體系，2030年適應新型電力系統(tǒng)要求、國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)合運行、新能源全面參與市場交易。2023年全國新能源市場化交易電量占發(fā)電量的比例為47.3%，由此來看2030年前保量保價的保障性收購電量將初步被市場化交易電量所取代。

二、電力的市場化交易結構

電力是區(qū)域定價屬性較強的商品，中國的電力市場以?。▍^(qū)、市）級市場為基礎，交易結構大體可分為中長期市場及現(xiàn)貨市場兩類。其中中長期市場是電力市場的壓艙石，現(xiàn)貨市場更多起到短期盈缺調劑的功能，是電力市場的風向標。

1）中長期交易

根據發(fā)改委、國家能源局發(fā)布的《關于做好2024年電力中長期合同簽訂履約工作的通知》，燃煤發(fā)電企業(yè)、市場化電力用戶簽訂的年度合同量應不低于上一年度上網電量、用電量的80%，全年中長期合同量不低于90%，可見中長期合同、特別是年度合同是電力市場化交易的絕對主要形式。

電力市場的中長期交易覆蓋時間從多日到年，以年度、月度交易為主，其中廣東電力市場的中長期交易便分為年、多月、月、月內4個品種。2023年全國中長期交易電量56679.4億千瓦時，在全社會用電量中占比61.4%，這一比例隨著電力市場化改革的推進較2017年的25.9%已得到顯著提升。

從具體的產品結構來看，2023年全國省內、省間直接交易電量占比78.1%，另有省間外送、發(fā)電權等交易占比21.9%。分區(qū)域電網來看，2023年國網、南方電網及內蒙古電力交易中心在全國中長期市場的成交占比分別為78.4%、16.4%、5.2%。

2）現(xiàn)貨交易

2017年8月，國家發(fā)改革、國家能源局聯(lián)合發(fā)文選擇南方(從廣東起步)、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個地區(qū)作為第一批試點，正式啟動電力現(xiàn)貨市場交易。電力現(xiàn)貨市場試點經歷模擬試運行、調電試運行、短周期結算試運行、長周期結算試運行、連續(xù)結算試運行5個階段后可轉入正式運行，截至2024年10月全國已有山西、廣東、山東、甘肅4個省份及國網、蒙西電網的省間現(xiàn)貨市場轉入正式運行，且有更多的省份被納入電力現(xiàn)貨交易試點。

表：電力現(xiàn)貨市場建設進程

資料來源：國投期貨整理

三、廣東電力市場的基本情況

1）參與主體

截至2024年6月底，共有86248家經營主體進入廣東電力市場，年初以來累計新增6920家，其中參與到2024年上半年市場交易的主體共53114家。分類型來看，包括國電投、深能源、廣東能源、華電等發(fā)電企業(yè)214家，獨立售電、電網背景、發(fā)電背景的售電公司208家，年用電量在1000萬千萬時及以上可直接參與批發(fā)市場交易的大用戶655家，年用電量在1000萬千萬時以下、僅可通過售電公司參與市場交易的一般用戶5.2萬家，另有獨立儲能企業(yè)5家。

表：2024年上半年廣東電力市場參與者結構

數(shù)據來源：廣東電力交易中心，國投期貨

2）電力市場供需

從廣東省的電力市場供需結構來看，全社會用電量與省內規(guī)模以上工業(yè)發(fā)電量之間存在明顯的電力缺口，需要靠省外輸入電量來滿足。而廣東省的外受電主要來自云南、廣西、貴州三省的水電及云貴兩省的火電，2023年前11個月云南送廣東電量在廣東省總體輸入電量中占比63.6%，可見西南水電表現(xiàn)直接影響著廣東電力市場的省內發(fā)電需求。隨著省內火電及新能源機組的投資與擴容，凈輸入電量在廣東電力供應中的占比已從疫情前的28%左右明顯回落，2023年一度因西南來水偏枯降至20%，今年一至三季度隨著水電出力好轉恢復至22.3%。

截至2024年6月底，廣東省統(tǒng)調裝機容量仍以火電、核電穩(wěn)定性電源為主，風電、光伏新能源電力及水電的裝機容量占比僅為28.2%。進一步來看實際發(fā)電量的貢獻，今年前三個季度廣東規(guī)模以上工業(yè)發(fā)電量中火電、核電占比分別為71%、28%，風電及太陽能發(fā)電合計占比僅為6.7%，較甘肅、內蒙等新能源大省的34.3%、22.3%明顯偏低，因此來自清潔能源波動性電源對電力系統(tǒng)的量價擾動會相對可控。

從用電量結構來看，以2022年最新可得數(shù)據為參考，廣東省第二產業(yè)用電量占比58.9%較全國的66%明顯偏低，第三產業(yè)、城鄉(xiāng)居民生活用電對電力需求的影響偏高，與廣東沿海省份自身的經濟活動結構有關。

3）電力的市場化交易

近年來廣東電力交易中心的交易規(guī)模穩(wěn)步擴張，截至2023年全市場規(guī)模5754.1億千萬時，占全社會用電量的68%，市場化程度高于全國平均水平，其中市場直接交易電量和電網代理購電占比分別為54.6%、45.4%。具體來看，直接交易電量3141.4億千瓦時為2016年水平的7.1倍，其中年度中長期、月度中長期、現(xiàn)貨占比分別為79.6%、11.2%、9%，可見中長期交易特別是年度合同同樣在廣東電力市場中發(fā)揮著壓艙石的作用。

在年度交易中，盡管同時存在雙邊協(xié)商、掛牌交易、集中交易以及新增年內多月多種交易形式，但每年末舉行的年度雙邊協(xié)商仍是最主要的定價形式，2023年雙邊協(xié)商成交量占總體年度中長期交易的96.3%。從定價機制來看，煤電仍是廣東電力市場的定價基準，年度交易價格與過去一年動力煤市場價格的均價有較強的聯(lián)動關系，2017年以來相關度高達96.4%。2024年以來環(huán)渤海港口動力煤市場價格基準較2023年均值下降10.7%，由此來看2025年廣東電力市場年度交易價格仍面臨下行壓力，但亦難以回歸2021年及之前的低位水平。

按月度舉行的中長期交易同樣是廣東電力市場的重要組織形式，其中2023年雙邊協(xié)商、掛牌及集中競價成交占比分別為71.3%、23.2%、5.5%。月度中長期價格為現(xiàn)貨市場的日前、實時交易提供了定價指引，發(fā)現(xiàn)即時供需盈缺的現(xiàn)貨價格又將影響下一月度中長期市場的成交。

廣東電力現(xiàn)貨市場以運行日每15分鐘為一個交易出清時段，每個運行日包含96個交易時段，在運行日前一日及運行日內分別開展日前、日內電力現(xiàn)貨交易。由于現(xiàn)階段執(zhí)行“發(fā)電側報量報價、用戶側報量不報價”的交易機制，在剔除外受電后的省內發(fā)電需求給定的條件下，零可變成本的清潔能源發(fā)電優(yōu)先實現(xiàn)出清，最終煤電成為邊際出清、邊際定價機組，電力現(xiàn)貨市場的成交價格與煤價有較強的聯(lián)動性。

從下圖我們可以看到，2023年以來煤價對電價的傳導時滯和相關性均發(fā)生了變化：2021、2022年國內連續(xù)2年出現(xiàn)限電風波，“三重拉尼娜”背景下西南來水偏枯進一步加劇了廣東電力市場的缺口矛盾，加之高煤價使得火電企業(yè)虧損嚴重、煤炭與電力行業(yè)的利潤分配嚴重失衡，彼時電價對煤價的階段性回落并不敏感。而火電企業(yè)的存煤可用天數(shù)普遍較低，傳導周期方面電價更多反應即期煤價的被動；2023年以來，“后能源危機”時代動力煤市場供需向寬松方向轉變，上游煤炭、電力行業(yè)開啟對工業(yè)中下游板塊的利潤讓渡周期，煤炭與電力行業(yè)之間的利潤分配也逐步實現(xiàn)均衡，動力煤價格的下行能夠更順暢的傳導至電價而不是去修復火電企業(yè)的利潤，因此這一階段廣東電力市場的日前電價與煤價表現(xiàn)出更強的相關性。傳導周期方面，經歷缺煤限電風波后2023年以來火電企業(yè)普遍提高了庫存可用天數(shù)，2023年及2024年以來廣東省的日均存煤可用天數(shù)分別為19.1天、18.2天，而2021年、2022年這一指標低至12.8天、14.7天。高庫存及采購前置策略使得電力現(xiàn)貨價格更多反映2個月前而不是當期的原料成本，按照四季度以來的煤價表現(xiàn)來看年內廣東省日前電價大概率穩(wěn)中微降。

在日前燃煤機組均價總體跟隨動力煤價格波動的基礎上，分時電價的表現(xiàn)更多反映電力市場需求與新能源出力強度。如下圖所示，廣東省的日間分時電價總體高于負荷較低的夜間時段，午間光伏出力高峰雖也呈現(xiàn)電價低谷特征，但峰谷差遠低于新能源發(fā)電量占比更高的山東、山西等省份，隨著廣東省太陽能發(fā)電裝機容量及發(fā)電量的增長，這一日間峰谷差也將呈現(xiàn)進一步放大的趨勢。