碳能电力系统（碳讨一下电力一小步）

碳能电力系统（碳讨一下电力一小步）2 传统能源：电价分析的基石7月29日国家发改委发布了《进一步完善分时电价机制的通知》，指出各地结合当地情况，完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40％的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。截至目前，甘肃、安徽、河北、陕西、青海等省份已经出台了各省分时电价机制，并大多于2022年1月1日开始实施，其中安徽省更是出台了基于季节、日时段的工商业分时电价机制。而新电价体系架构是“管住中间，放开两头”。即在电价形成机制方面将电能价格放开由市场决定，而其中的输配电价则由政府核定并严格监管。用户的终端电价则包含市场交易电价、输配电价、政府性基金及附加等，其中输配电价主要取决于购买者所在的区域位置、发电源所在位置等。在当前，我国的电价体系仍处于双轨制运行，政府价格管理部门在核定电价的时候不仅要核定输配电价，同时也要同步核定销售电价。结合最新的电价改革进展

【前言】

今年两会期间，证监会集中答复两会代表提案建议，涉及了丰富期货品种等提案，并明确回复将结合市场需求积极推进电力期货上市研究等工作。随着我国电力现货试点建设的不断深入，市场主体对开展电力期货交易的需求也逐步显现，电力期货上市的呼声也愈发强烈。电力期货作为能化板块中潜在的新品种，我们需要对其进行相应的前瞻性讨论与研究，以期在未来能有条不紊地进行该品种的投资分析；同时，提前对电力期货有所认识的投资者们或许能占有先机，成为第一批吃到“螃蟹”的人。

1 我国电价改革进展

尽管我国市场交易电价和输配电价为基础的新电价体系正在推行，但以上网电价和销售电价为基础的原有电价体系依然还是主流。原有电价体系的特征便是“统购统销”，即电网企业从发电企业买电的价格和电网企业向电力用户供电的售价都由政府制定，电网企业的利润主要来源于买售价差。政府则分类别制定了销售电价，销售电价内含了购电成本、输配电成本、输配电损耗、政府性基金及附加等。销售电价的定价原则是以公平负担为基础，同时兼顾政策目标（交叉补贴，主要是工商业用电补贴农业与居民用电）。

而新电价体系架构是“管住中间，放开两头”。即在电价形成机制方面将电能价格放开由市场决定，而其中的输配电价则由政府核定并严格监管。用户的终端电价则包含市场交易电价、输配电价、政府性基金及附加等，其中输配电价主要取决于购买者所在的区域位置、发电源所在位置等。在当前，我国的电价体系仍处于双轨制运行，政府价格管理部门在核定电价的时候不仅要核定输配电价，同时也要同步核定销售电价。

结合最新的电价改革进展，10月12日国家发改委发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，指出要通过市场交易在“基准价 上下浮动”范围内形成上网电价。随后江苏、山东、湖北、山西等地新增市场电力现货交易价格实现了近20％的上浮。从长远来看，相较于以往电价“只降不升”到“可降可升”的市场化电价机制，电价由市场供求关系决定凸显了电力的商品属性，不仅有利于电力行业的高质量发展，还有利于引导合理用电，加快企业绿色转型，助力“双碳”目标实现。

电力价格背后的供需关系当然也与用电时段的不同密切相关，具体而言主要有分季节、按日划分时段两种分时电价。从上世纪80年代初开始，我国逐步在各地推行分时电价机制。截至目前，已有29个省份实施了分时电价机制，各地分时电价机制在具体执行上有所不同。例如，各地普遍按日划分峰、平、谷时段，执行峰谷分时电价，部分省份在此基础上增加了尖峰时段；四川等地按月划分丰水期、枯水期，对电力供应紧张的枯水期进一步执行丰枯电价；上海等地按季划分夏季、非夏季，对盛夏用电高峰期执行更高的季节性电价。

7月29日国家发改委发布了《进一步完善分时电价机制的通知》，指出各地结合当地情况，完善峰谷电价机制，合理确定峰谷电价价差，系统峰谷差率超过40％的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1。截至目前，甘肃、安徽、河北、陕西、青海等省份已经出台了各省分时电价机制，并大多于2022年1月1日开始实施，其中安徽省更是出台了基于季节、日时段的工商业分时电价机制。

2 传统能源：电价分析的基石

在充分认识电价的分析同样离不开成本端、供需关系的基础上，我们需要验证我国电价与成本端传统能源的关联性。正如上文所提到的，我国当前的电价还尚未做到足够的市场化，历史电价数据缺乏借鉴意义，因此本文选择万德电力指数（我们认为电力行业上市公司的股价与市场化电价存在较高相关性）与其余传统能源期货价格指数（其中大商所液化石油气指数因为数据期较短未放在图中比对）或相应行业股价指数进行比对，并得到近一年来价格走势的相关系数：

可以发现当前与电力指数相关度最高的分别是新能源发电业指数、动力煤指数，这其中新能源发电业在近来政策推动下与电力越来越密切相关，指数构建过程中也将很多新能源发电企业纳入了电力行业，相关性大是理所当然的。而对于电力与煤高度相关性的解释，从我国能源结构的角度思考也就迎刃而解了：煤电常年都是供电主力，占全国发电总量的七成以上。我们认为在短中期来看，传统能源的价格仍会是未来电力期货价格参考的重要依据。

3 时空分析：电力特点不容忽视

分析电价更要从电力自身特点入手，电力及电网负荷具有不易储存性、区域性、季节性等基本特点。难以储存的电力很容易产生调峰的困难，具体表现在电力负荷分时段的不平衡上，2021年全国日峰谷差比接近30％，部分大城市已经达到40％。电力需求结构的特征变化使得电力系统对气温变化日益敏感，一旦出现极端天气则导致尖峰负荷屡创新高，从而呈现“冬夏双峰”特征。国家发改委和国家能源局于2020年年底发布了各省典型电力负荷曲线，反映了我国各地区分时段负荷特点。以上海、京津唐、广东、浙江为例，工作日电网负荷明显高于节假日，但每日的峰谷时段基本一致；而在季节上，可以明显发现在夏季用电明显达到全年最高峰，疫情带来停工的冲击则使得其在2、3月达到全年低谷。

我国能源资源禀赋与用电负荷错位分布的基本特点，决定了未来电价仍然需要重点关注不同区域电力市场间的区别或电价价差。长期以来，我国存在局部地区电力供给过剩，但是高峰时期跨区调配需求比较大、电力调度比较困难的问题。在通常情况下，我国电力负荷中心主要分布在东南沿海地区，而电力富余地区集中在东北和西北区域。值得关注的是，由于疫情不确定性、风电或水电易受季节性影响、政策施压下火电严重受限等因素影响，个别原本电力富裕的省份（例如内蒙古、广西）如今也出现供应紧张情况。

我们认为电价分析在关注成本端的同时，不能遗忘电力自身的特殊性，需要洞悉电价变化背后的时空原因。在未来进行电力期货投资的过程中，需要重点关注区域间电网建设、异常气候、环境政策、分时电价政策等可能引发电价变动的重大事件。

4 电力一小步，“双碳”一大步

中电联10月25日发布的三季度全国电力供需分析预测报告指出：年底全国非化石能源发电装机规模及比重预计将首次超过煤电，预计年底全国发电装机容量23.7亿千瓦，其中煤电装机容量11.1亿千瓦、非化石能源发电装机合计达到11.2亿千瓦，非化石能源装机容量比重上升至47.3％，比2020年底提高近2.5％，非化石能源发电装机规模及比重预计将首次超过煤电。这一消息振奋人心，对于能源化工品研究而言，发电能源结构的改变有利于能源化工行业的绿色转型与可持续发展，更有利于“双碳目标”的实现。同时，近期发电能源结构的现状与动向也与上文相关性分析的结果相符合。

【后记】

我们认为，电力期货的投资分析依旧离不开能化品种投资分析的大框架，在短中期的判断与分析仍会基于传统能源价格的变动，可靠的火电作为我国发电“压舱石”的重要地位仍会保持；同时要注意到，未来碳减排仍会成为我国电力结构变化的重要驱动力，驱使新能源发电发挥更大的作用。对电力期货市场而言，碳交易市场的投资分析体系或许会越来越具有参考借鉴的价值。此外，电力自身特性也给予其更多投资分析的不确定性和可扩展性，分时段、季节性、区域性所导致的价差负荷不同可能会产生更多的投资选择。

对电力期货感兴趣的投资者们可以提前掌握一定的电力基础知识，并关注我国电力现货市场运行现状、电价改革进展等。

本文源自CFC能源化工品研究