電力是以電能作為動力的能源，電力的生產(chǎn)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(jīng)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(jù)《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(wǎng)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(diào)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(wǎng)電價與目錄銷售電價相結合的行政指導電價過渡為電網(wǎng)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(nóng)業(yè)生產(chǎn)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(wǎng)代理購電的形式實現(xiàn)市場化交易，其用電價格由上網(wǎng)電價、上網(wǎng)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(wǎng)電價是電力市場化交易的核心，煤電的上網(wǎng)電價在“基準價±20%”的范圍內(nèi)形成，其他電源類型的市場化交易價格以煤電上網(wǎng)電價為參照，用戶側高耗能企業(yè)上網(wǎng)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(wǎng)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(diào)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(diào)劑的功能，是電力市場的風向標。

1）中長期交易

根據(jù)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(wǎng)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(nèi)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(chǎn)品結構來看，2023年全國省內(nèi)、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(wǎng)來看，2023年國網(wǎng)、南方電網(wǎng)及內(nèi)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(jīng)歷模擬試運行、調(diào)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(wǎng)、蒙西電網(wǎng)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(jīng)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(wǎng)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(jù)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(nèi)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(nèi)發(fā)電需求。隨著省內(nèi)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(diào)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(nèi)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(jù)為參考，廣東省第二產(chǎn)業(yè)用電量占比58.9%較全國的66%明顯偏低，第三產(chǎn)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(jīng)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(wǎng)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(nèi)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(nèi)分別開展日前、日內(nèi)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(nèi)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(nèi)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(jīng)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(nèi)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。   

圖：2023年山西、山東、廣東日前現(xiàn)貨分時均價

圖片來源：落基山研究所