电力深度报告：欧洲电力期货的研究框架与24年电价展望
深度报告——电力 欧洲电力期货的研究框架与24年电价展望 走势评级：欧洲电价：看跌 报告日期：2024年1月10日 ★现货电价和期货电价间的影响 现货电价以期货电价为中枢震荡，但也可能逆向影响期货电价。在平稳的外部环境下，风光电出力变动会先影响现货后传导至期货。目前大约3至5单位的日前电价波动对应1单位期货电价波动。 ★电力期货的价格分析 电力期货对标未来的批发电价，由发电成本和发电利润组成，2023 能年气电SRMC包括约69%的天然气成本、28%的碳成本和4%的电厂运营和维护成本。SRMC决定边际发电能源的种类，发电利润与 源气煤机组的出力比例相关，气电机组出力比例上升1%，气电利润 与上升约0.42欧元/MWh。电价的长期演变与宏观经济相关，符合大 碳宗商品价格的变化规律。短期电价的主要影响因素是边际定价机 中制，次要因素是电力自身的预期基本面变化。 和★需求端因素分析 欧洲的长期用电需求由宏观经济决定，季节性需求以气温为影响主 因、工业生产为影响次因。用电需求与气温负相关，与经济活动正相关，关键节点包括3月工厂开工，7月夏季高温扰动，8月欧洲普遍休假和9月后临冬供暖需求上升等。 ★供应端因素分析 风光装机将随着装机量高增而继续上升，水核装机或将保持稳定，去煤在能源危机受阻后重回主线，气电机组难增难减。煤炭和天然气正转变为后备能源，天然气的库存偏离度与电价相关。各能源发电季节性显著，除光电外，其他能源出力均呈冬高夏低的趋势。 ★2024年欧洲电价展望 电价远期正转向Back结构，市场对安稳过冬相对乐观。24年欧洲光电装机有望续创新高，风电未完全走出高成本困境，24年去煤量有望创历史新高。工业端的退出或复产已大部分落地，电价回落下居民用电需求有望回升，基于1H23的低基数，24年需求端或存在弱修复。风光高增下，化石燃料将继续受到挤压，电价易跌难涨，中枢或将下移至85-90欧元/MWh左右。 ★风险提示： 地缘风险，极端气候，能源转型不及预期等。 金晓首席分析师（能源与碳中和）从业资格号：F3005393 投资咨询号：Z0012069 Tel:8621-63325888-2483 Email:xiao.jin@orientfutures.com 联系人： 魏林峻电力与新能源助理分析师 从业资格号：F03111542 Email:linjun.wei@orientfutures.com主力合约行情走势图（电力） 相关报告 《欧洲电力市场供需结构和电价分析》 2023/05/25 《供需由宽趋紧，暗水或涨新池》 2023/07/21 《中欧电力市场改革进程对比暨统一电力市场建设可能路径探析》 2023/10/24 重要事项：本报告版权归上海东证期货有限公司所有。未获得东证期货书面授权，任何人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。本报告的信息均来源于公开资料，我公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。我们已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，报告中的信息或意见并不构成交易建议，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。 有关分析师承诺，见本报告最后部分。并请阅读报告最后一页的免责声明。 目录 1、欧洲电力期货概览5 1.1、电力期货品种和合约参数5 1.2、电力期货的交割方式6 1.3、电力期货的交易情况7 2、现货电价及其对期货电价的影响7 2.1、现货电价的形成机制与交易因素7 2.2、现货和期货间的相互影响8 3、电力期货的价格分析10 3.1、电价组成和成本分析10 3.2、发电利润分析13 3.3、长周期分析14 3.4、季节性分析15 4、需求端因素分析17 4.1、宏观经济：长期用电需求的锚17 4.2、气温：与用电需求呈非线性的负相关18 4.3、工业生产：季节性开工减产影响用电20 4.4、季节性需求变化：气温为主因，生产为次因21 5、供应端因素分析22 5.1、风光长期发电量将随着装机量高增而上升22 5.2、水核电装机量或将维持相对稳定23 5.3、去煤计划略有受阻，气电机组难增难减24 6、2024年欧洲电价展望26 6.1、2024年用电需求的弱修复可期26 6.2、光电装机有望续创新高，风电或不及RePowerEU目标预期29 6.3、去煤将在2024年重回能源转型的主线30 6.3、2024年用电需求或小幅回升，化石燃料将继续受到挤压31 6.4、发电利润难转正，电价中枢或下移33 2期货研究报告 图表目录 图表1：欧洲电力期货交易品种5 图表2：德国基荷电力期货合约参数6 图表3：欧洲交易所和结算公司交易模式示意图6 图表4：2022年EEX电力现货及衍生品交易分布7 图表5：EEX日前和日内交易产品参数8 图表6：11月7日德国风光电出力与每小时日内电价8 图表7：中长期电价走势与剩余负荷正相关9 图表8：2016-2023年10月德国日前负电价情况9 图表9：德国日前拍卖均价、首月行电价与风光电出力变化9 图表10：电力期货价格的组成部分10 图表11：期货电价结构模型假设10 图表12：2019年4-10月德国基荷M1平均组成结构11 图表13：2023年3-11月德国基荷M1平均组成结构11 图表14：碳价上涨后气煤发电成本倒挂12 图表15：能源危机过程中天然气成本主导电价12 图表16：能源成本和碳价影响下边际定价机组的转变示意图12 图表17：气电利润为零时所需的气电机组出力比例正逐渐上升13 图表18：煤电利润和机组出力比例正相关14 图表19：能源危机后高出力比例也无法使利润转正14 图表20：2009-2020年电价、铜价和美元指数波动15 图表21：年度平均电价和用电量弱相关15 图表22：欧洲各能源发电量和用电量季节性强度15 图表23：2012-2019年德国基荷M1均值季节性走势16 图表24：2019-2022年欧盟各能源发电可利用小时数16 图表25：1990-2021年欧盟各部门用电量变化17 图表26：欧盟用电量波动与工业生产正相关17 图表27：2010-2021年欧盟各部门用电结构18 图表28：德国用电量与GDP正相关18 图表29：2015-2023年德国季节性用电量19 图表30：德国2013-2021年用电结构19 图表31：德国月均用电量与气温水平显著负相关19 图表32：欧洲不同纬度国家气温与用电量回归结果19 图表33：德国各行业2016-2022年平均工业生产指数20 图表34：德国电力工业指数与用电量变化20 图表35：2015-2022年欧洲各国平均月度用电量21 图表36：欧洲用电量月度平均环比变化21 图表37：欧洲29国用电量季节性变化及其主要因素的影响21 图表38：2009-2023年欧盟风光电装机容量22 图表39：2009-2023年欧盟风光电可利用小时数22 图表40：2012-2030年欧盟27国水核电装机量预测23 图表41：法国核电发电量和电价总体正相关23 图表42：EMBER口径欧盟2022年发电量同比变化24 图表43：欧洲主要国家硬煤库存24 图表44：欧盟煤电和气电装机量25 图表45：2019-2020年德国电价与气库变化25 图表46：中西欧电价整体在80-120欧元/MWh震荡26 图表47：发电能源的成本依然在较高水平26 图表48：IEA口径欧盟用电量变化的估计驱动因素27 图表49：1Q23欧盟各行业用电量和产值同比变化27 图表50：2022年-2023年11月欧盟公开宣布减产、永久关闭和外迁的公司统计27 图表51：近三年欧洲用电需求的估计驱动及其占比28 图表52：2009-2022年欧洲电车和热泵用电量28 图表53：2024-2026年欧洲各国承诺建设风电装机29 图表54：承诺未来建设海风装机的国家较少29 图表55：2024年欧盟风光新增装机增速或放缓30 图表56：各国风光项目并网时间依然较长30 图表57：部分国家2024年预计淘汰的煤电装机量31 图表58：按各国去煤时间推测的欧盟煤电装机量31 图表59：2024年欧洲化石燃料发电将继续受到挤压32 图表60：2023-2024年欧洲发电量预测32 图表61：欧洲电力供需平衡表32 图表62：远期结构正从Contango逐渐转向Back33 图表63：欧洲通胀的下降进程仍未结束33 图表64：化石燃料发电难以实现正利润34 图表65：气煤发电利润远期曲线34 图表66：利润转正时所需气电出力比例或提高34 图表67：气煤需求受挤压下电价易跌难涨34 1、欧洲电力期货概览 商品期货的定价方法包括风险溢价法和持有成本法，与一般商品相比，电力的最大特点是难以储存，生产和使用在多数情况下都是瞬时的。鉴于这种特殊的流动性，电力期货一般以风险溢价理论来定价。而根据学术界的研究，一般认为德国电力期货存在正的短期风险溢价，且部分研究结果显示，风险溢价存在季节性特征。 由于几乎没有库存，电价的弹性极大，而这种高波动性同样反映在期货上。德国近月基础负荷电力期货（下称“德国基荷M1”）的历史波动率中枢在50%左右，一般年份的最高水平为100%，2022年曾达到250%的历史高点。相比其他商品，电力期货的历史波动率相对更高，这意味电力期货拥有显著的投资交易和对冲的价值。 1.1、电力期货品种和合约参数 欧洲能源交易所（EEX）是2022年世界上最大的电力衍生品交易中心，也是欧洲最大的电力期货交易中心，其客户包括系统运营商（SO）、售电公司和一些受认证的�三方市场机构。个人投资者既可以通过这些�三方市场机构入市交易，也可以进行场外交易。终端用户、发电企业、售电公司和投资者因不同的目的参与电力衍生品市场：终端用户是为固定未来支出，发电企业是为确保稳定收入，售电公司是为向客户提供固定费用的能源合同，而投资者通过期货合约来获取超额收益。 从交易品种来看，EEX提供基础负荷和峰值负荷两种期货，基础负荷代表0:00-24:00之间的平均现货价格，峰值负荷代表8:00-20:00之间的平均现货价格。每个基荷和峰值合 约都有不同的到期日，代表不同标的的未来交割期。此外，EEX的电力期货覆盖超20 个国家，期限从1日到10年不等，为跨期、跨区域、跨产品套利均提供了可能性。 以德国基荷合约为例，合约的交易时间是上午8时至下午18时，价格最小波动为0.01欧元/MWh。合同量的计算方法是将交付小时数乘以合同中规定的每小时恒定输出量，单个合约的最大单位输送量是1MW，即每天最大的输电量为24MWh，夏季和冬季换季日会分别增加和减少1MWh。 图表1：欧洲电力期货交易品种 资料来源：EEX 图表2：德国基荷电力期货合约参数 资料来源：EEX 1.2、电力期货的交割方式 电力的实物交割难度较大，欧洲电力期货的交割几乎都是通过现金结算，现货则能够通过欧洲商品结算公司（ECC）完成实物交割。现金结算即通过交易所计算期货市场价格和最终结算价格之间的差异来结算期货头寸，最终结算价格通常由一种特定指数决定，该指数是各市场区域和各交割时间的日前合约的所有拍卖价格的平均值。 实物结算需要交易所、ECC和TSO等机构共同完成。实物结算中，ECC会计算并结算期货交易头寸，将电力输送计划报告发送至买卖双方，内容包括买卖方、清算会员账户、交付的日期、批次、数量和价格等，再将确认结果发送至TSO机构，最终由TSO来安排输电计划。远期市场中，由于购售双方可以私下签订合约，部分合同会采取实物交割的方式。但于电力的输送与所在地电网、发电机组情况和用电负荷有关，因此需提前规定实际交割的区域电网和负荷节点。 图表3：欧洲交易所和结算公司交易模式示意图 资料来源：EEX，东证衍生品研究院 1.3、电力期货的交易情况 2022年EEX欧洲电力衍生品交易量共3960.2TWh，其中电力期货3343.8TWh，通过EPEXSPOT交易的电力现货为616.
