电力期货抢先知：国内市场篇

电力是以电能作为动力的能源，电力的生产和消费系统由发电、输电、变电、配电和用电等环节组成，它将自然界的一次能源以直接或间接的方式转化成电能，再经输电、变电和配电将电力供应到终端用户。

2021年的限电风波加速了电力市场化改革进程的推进，另据《南方能源观察》报道，广期所现已完成电力期货合约方案设计，交易品种基于广东电力市场，目前正在积极推进品种上市工作。

一、电力的市场化改革

2015年3月15日中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，这一“9号文”明确了电改的重点和路径是在进一步完善政企分开、厂网分开、主辅分开的基础上，按照“管住中间、放开两头”的体制构架，有序放开输配电以外的竞争性环节电价，有序向社会资本放开配售电业务，有序放开公益性和调节性以外的发用电计划。此后我国的电价体系逐步从上网电价与目录销售电价相结合的行政指导电价过渡为电网自然垄断输配电环节，发电方、售电方与用电方在电力的批发与零售市场自主定价的电价形成机制。

目前除居民生活、农业生产仍在执行保障性目录销售电价外，工商业用户以直接购电或电网代理购电的形式实现市场化交易，其用电价格由上网电价、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府性基金及附加5个部分组成。其中上网电价是电力市场化交易的核心，煤电的上网电价在“基准价±20%”的范围内形成，其他电源类型的市场化交易价格以煤电上网电价为参照，用户侧高耗能企业上网电价的上浮比例不受20%约束，现货交易价格上下限均不受限制。系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费以及2024年起开始执行的煤电容量电费等，可见工商业用户用电价格的变化趋势是上网电价的结构性下降以及系统运行费用占比的增加。煤电机组通过电量电价回收可变成本、容量电价回收固定成本、辅助服务费用体现调节价值的新型收益定价模式亦得以进一步明确。

图：工商业用户用电价格的构成

图片来源：发改委，国投期货

随着2021年限电风波的出现，电力市场化改革的进程再次提速，2022年1月发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，其中明确提出到2025年初步建成、到2030年基本建成全国统一电力市场体系，2030年适应新型电力系统要求、国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行、新能源全面参与市场交易。2023年全国新能源市场化交易电量占发电量的比例为47.3%，由此来看2030年前保量保价的保障性收购电量将初步被市场化交易电量所取代。

二、电力的市场化交易结构

电力是区域定价属性较强的商品，中国的电力市场以省（区、市）级市场为基础，交易结构大体可分为中长期市场及现货市场两类。其中中长期市场是电力市场的压舱石，现货市场更多起到短期盈缺调剂的功能，是电力市场的风向标。

1）中长期交易

根据发改委、国家能源局发布的《关于做好2024年电力中长期合同签订履约工作的通知》，燃煤发电企业、市场化电力用户签订的年度合同量应不低于上一年度上网电量、用电量的80%，全年中长期合同量不低于90%，可见中长期合同、特别是年度合同是电力市场化交易的绝对主要形式。

电力市场的中长期交易覆盖时间从多日到年，以年度、月度交易为主，其中广东电力市场的中长期交易便分为年、多月、月、月内4个品种。2023年全国中长期交易电量56679.4亿千瓦时，在全社会用电量中占比61.4%，这一比例随着电力市场化改革的推进较2017年的25.9%已得到显著提升。

从具体的产品结构来看，2023年全国省内、省间直接交易电量占比78.1%，另有省间外送、发电权等交易占比21.9%。分区域电网来看，2023年国网、南方电网及内蒙古电力交易中心在全国中长期市场的成交占比分别为78.4%、16.4%、5.2%。

2）现货交易

2017年8月，国家发改革、国家能源局联合发文选择南方(从广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个地区作为第一批试点，正式启动电力现货市场交易。电力现货市场试点经历模拟试运行、调电试运行、短周期结算试运行、长周期结算试运行、连续结算试运行5个阶段后可转入正式运行，截至2024年10月全国已有山西、广东、山东、甘肃4个省份及国网、蒙西电网的省间现货市场转入正式运行，且有更多的省份被纳入电力现货交易试点。

表：电力现货市场建设进程

资料来源：国投期货整理

三、广东电力市场的基本情况

1）参与主体

截至2024年6月底，共有86248家经营主体进入广东电力市场，年初以来累计新增6920家，其中参与到2024年上半年市场交易的主体共53114家。分类型来看，包括国电投、深能源、广东能源、华电等发电企业214家，独立售电、电网背景、发电背景的售电公司208家，年用电量在1000万千万时及以上可直接参与批发市场交易的大用户655家，年用电量在1000万千万时以下、仅可通过售电公司参与市场交易的一般用户5.2万家，另有独立储能企业5家。

表：2024年上半年广东电力市场参与者结构

数据来源：广东电力交易中心，国投期货

2）电力市场供需

从广东省的电力市场供需结构来看，全社会用电量与省内规模以上工业发电量之间存在明显的电力缺口，需要靠省外输入电量来满足。而广东省的外受电主要来自云南、广西、贵州三省的水电及云贵两省的火电，2023年前11个月云南送广东电量在广东省总体输入电量中占比63.6%，可见西南水电表现直接影响着广东电力市场的省内发电需求。随着省内火电及新能源机组的投资与扩容，净输入电量在广东电力供应中的占比已从疫情前的28%左右明显回落，2023年一度因西南来水偏枯降至20%，今年一至三季度随着水电出力好转恢复至22.3%。

截至2024年6月底，广东省统调装机容量仍以火电、核电稳定性电源为主，风电、光伏新能源电力及水电的装机容量占比仅为28.2%。进一步来看实际发电量的贡献，今年前三个季度广东规模以上工业发电量中火电、核电占比分别为71%、28%，风电及太阳能发电合计占比仅为6.7%，较甘肃、内蒙等新能源大省的34.3%、22.3%明显偏低，因此来自清洁能源波动性电源对电力系统的量价扰动会相对可控。

从用电量结构来看，以2022年最新可得数据为参考，广东省第二产业用电量占比58.9%较全国的66%明显偏低，第三产业、城乡居民生活用电对电力需求的影响偏高，与广东沿海省份自身的经济活动结构有关。

3）电力的市场化交易

近年来广东电力交易中心的交易规模稳步扩张，截至2023年全市场规模5754.1亿千万时，占全社会用电量的68%，市场化程度高于全国平均水平，其中市场直接交易电量和电网代理购电占比分别为54.6%、45.4%。具体来看，直接交易电量3141.4亿千瓦时为2016年水平的7.1倍，其中年度中长期、月度中长期、现货占比分别为79.6%、11.2%、9%，可见中长期交易特别是年度合同同样在广东电力市场中发挥着压舱石的作用。

在年度交易中，尽管同时存在双边协商、挂牌交易、集中交易以及新增年内多月多种交易形式，但每年末举行的年度双边协商仍是最主要的定价形式，2023年双边协商成交量占总体年度中长期交易的96.3%。从定价机制来看，煤电仍是广东电力市场的定价基准，年度交易价格与过去一年动力煤市场价格的均价有较强的联动关系，2017年以来相关度高达96.4%。2024年以来环渤海港口动力煤市场价格基准较2023年均值下降10.7%，由此来看2025年广东电力市场年度交易价格仍面临下行压力，但亦难以回归2021年及之前的低位水平。

按月度举行的中长期交易同样是广东电力市场的重要组织形式，其中2023年双边协商、挂牌及集中竞价成交占比分别为71.3%、23.2%、5.5%。月度中长期价格为现货市场的日前、实时交易提供了定价指引，发现即时供需盈缺的现货价格又将影响下一月度中长期市场的成交。

广东电力现货市场以运行日每15分钟为一个交易出清时段，每个运行日包含96个交易时段，在运行日前一日及运行日内分别开展日前、日内电力现货交易。由于现阶段执行“发电侧报量报价、用户侧报量不报价”的交易机制，在剔除外受电后的省内发电需求给定的条件下，零可变成本的清洁能源发电优先实现出清，最终煤电成为边际出清、边际定价机组，电力现货市场的成交价格与煤价有较强的联动性。

从下图我们可以看到，2023年以来煤价对电价的传导时滞和相关性均发生了变化：2021、2022年国内连续2年出现限电风波，“三重拉尼娜”背景下西南来水偏枯进一步加剧了广东电力市场的缺口矛盾，加之高煤价使得火电企业亏损严重、煤炭与电力行业的利润分配严重失衡，彼时电价对煤价的阶段性回落并不敏感。而火电企业的存煤可用天数普遍较低，传导周期方面电价更多反应即期煤价的被动；2023年以来，“后能源危机”时代动力煤市场供需向宽松方向转变，上游煤炭、电力行业开启对工业中下游板块的利润让渡周期，煤炭与电力行业之间的利润分配也逐步实现均衡，动力煤价格的下行能够更顺畅的传导至电价而不是去修复火电企业的利润，因此这一阶段广东电力市场的日前电价与煤价表现出更强的相关性。传导周期方面，经历缺煤限电风波后2023年以来火电企业普遍提高了库存可用天数，2023年及2024年以来广东省的日均存煤可用天数分别为19.1天、18.2天，而2021年、2022年这一指标低至12.8天、14.7天。高库存及采购前置策略使得电力现货价格更多反映2个月前而不是当期的原料成本，按照四季度以来的煤价表现来看年内广东省日前电价大概率稳中微降。

在日前燃煤机组均价总体跟随动力煤价格波动的基础上，分时电价的表现更多反映电力市场需求与新能源出力强度。如下图所示，广东省的日间分时电价总体高于负荷较低的夜间时段，午间光伏出力高峰虽也呈现电价低谷特征，但峰谷差远低于新能源发电量占比更高的山东、山西等省份，随着广东省太阳能发电装机容量及发电量的增长，这一日间峰谷差也将呈现进一步放大的趋势。