20241122-国投期货-能源转型_碳中和_电力期货抢先知（国内市场篇）_10页_3mb

电力期货抢先知（国内市场篇）总结

核心内容

电力作为能源的重要组成部分，其生产和消费系统涵盖发电、输电、变电、配电和用电等环节。随着能源转型和“双碳”目标的推进，电力市场化改革不断深化，电力期货作为市场化交易的重要工具，正在逐步完善。广东电力市场作为国内电力市场化改革的先行者，其交易结构和价格形成机制具有代表性，为电力期货品种的推出提供了实践基础。

主要观点

电力市场化改革背景

• 政策推动：2015年“9号文”明确电力市场化改革方向，强调“管住中间、放开两头”，逐步建立自主定价机制。
• 电价结构：目前工商业用户用电价格由上网电价、线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加五部分构成，上网电价为核心。
• 价格机制：煤电上网电价在“基准价±20%”范围内形成，其他电源类型以煤电为参照，高耗能企业电价上浮不受限制，现货价格上下限无约束。
• 系统运行费用：辅助服务费用、抽水蓄能容量电费、煤电容量电费等逐渐成为影响电价的重要因素。

市场化交易结构

• 中长期市场：作为电力市场的压舱石，中长期交易以年度、月度为主，占全国中长期交易电量的61.4%。
• 现货市场：现货交易作为短期盈缺调剂工具，是市场风向标，目前已有山西、广东、山东、甘肃及部分省间市场正式运行。
• 交易形式：中长期交易包括双边协商、挂牌交易、集中交易等，其中双边协商占主导地位，2023年占比达96.3%。

广东电力市场现状

• 参与主体：截至2024年6月，广东电力市场共有86248家经营主体，其中售电公司208家，发电企业214家，电力用户52687家。
• 供需结构：广东电力市场存在明显缺口，依赖省外输入电量，主要来自云南、广西、贵州的水电及火电。
• 装机结构：广东统调装机仍以火电、核电为主，新能源装机占比仅为28.2%，实际发电量中火电、核电占比分别为71%、28%。
• 交易规模：2023年广东电力市场交易规模达5754.1亿千瓦时，占全社会用电量的68%，市场化程度高于全国平均水平。

关键信息

电力价格形成机制

• 中长期交易价格：与动力煤价格有较强联动性，相关度高达96.4%。
• 现货价格：与煤价相关性增强，但传导周期延长，目前反映2个月前的原料成本。
• 分时电价：日间电价高于夜间，光伏出力高峰时段电价出现低谷，但峰谷差低于新能源占比高的省份。

市场发展趋势

• 市场化进程：2023年全国新能源市场化交易电量占比达47.3%，预计2030年前将全面取代保障性收购电量。
• 电力期货前景：广东电力市场已启动电力期货合约方案设计，为电力期货品种上市奠定基础。
• 价格趋势：2024年以来动力煤价格下降，预计2025年广东电力市场年度交易价格仍面临下行压力，但难以回到2021年前水平。

结构与比例

• 中长期交易：占全国中长期交易电量的61.4%，其中年度交易占比达79.6%，月度交易占比11.2%，现货占比9%。
• 区域结构：国网、南方电网及内蒙古电力交易中心分别占全国中长期交易的78.4%、16.4%、5.2%。
• 交易形式：年度交易以双边协商为主，占比96.3%；月度交易以双边协商、挂牌交易、集中竞价为主，占比分别为71.3%、23.2%、5.5%。

图表说明

• 图1：展示工商业用户用电价格构成，包括上网电价、输配电价、系统运行费用等。
• 图2：反映2023年全国中长期交易分区域结构，显示各电网的市场份额。
• 图3：展示2023年广东电力市场交易主体结构，包括售电公司、发电企业、电力用户等。
• 图4：呈现广东电力市场供需结构，显示外受电占比及省内发电结构。
• 图5：对比山西、山东、广东日前现货市场价格，显示新能源对电价的影响。

电力期货的意义

电力期货的推出将有助于提升电力市场透明度，增强电力企业及用户的市场风险对冲能力，推动电力价格机制更加市场化、合理化，为构建全国统一电力市场体系提供有力支撑。