电力深度报告：欧洲电力期货的研究框架与24年电价展望

能源与碳中和能源与碳中和欧洲电力期货的研究框架与24年电价展望走势评级：报告日期：欧洲电价：看跌★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制，次要因素是电力自身的预期基本面变化。★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：Z0012069Tel:8621-63325888-2483Email:xiao.jin@联系人：魏林峻电力与新能源助理分析师从业资格号：F03111542Email:linjun.wei@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》《供需由宽趋紧，暗水或涨新池》力市场建设可能路径探析》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。能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-102期货研究报告1、欧洲电力期货概览 51.1、电力期货品种和合约参数 51.2、电力期货的交割方式 61.3、电力期货的交易情况 72、现货电价及其对期货电价的影响 72.1、现货电价的形成机制与交易因素 72.2、现货和期货间的相互影响 83、电力期货的价格分析 3.1、电价组成和成本分析 3.2、发电利润分析 3.3、长周期分析 3.4、季节性分析 4、需求端因素分析 4.1、宏观经济：长期用电需求的锚 4.2、气温：与用电需求呈非线性的负相关 4.3、工业生产：季节性开工减产影响用电 204.4、季节性需求变化：气温为主因，生产为次因 215、供应端因素分析 225.1、风光长期发电量将随着装机量高增而上升 225.2、水核电装机量或将维持相对稳定 235.3、去煤计划略有受阻，气电机组难增难减 246、2024年欧洲电价展望 266.1、2024年用电需求的弱修复可期 266.2、光电装机有望续创新高，风电或不及RePowerEU目标预期 296.3、去煤将在2024年重回能源转型的主线 306.3、2024年用电需求或小幅回升，化石燃料将继续受到挤压 316.4、发电利润难转正，电价中枢或下移 33能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-103期货研究报告 5 6 6 7 8 8 9 9 9 4期货研究报告 26 29 30 32 5期货研究报告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。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第三方市场机构。个人投资者既可以通过这些第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6期货研究报告图表2：德国基荷电力期货合约参数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7期货研究报告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616.4TWh，现货交易占比约15.6%。分地区来看，德国电力衍生品的交易量占到所有欧洲电力衍生品的67%，遥遥领先于其他国家，法国（11.9%）和意大利（9.2%）分列第二和第三，其余地区交易量占比均低于3%。按期限来看，年度合约因具备长协特征而成交量较大，而周末合约和日度合约的特征较为相近，且在非工作日工业企业的交易意愿不强，因此几乎没有成交量。基荷近月合约的交易占比接近一半（47%），其次是周度合约（32%）和季度合约（13%）。德国基荷M1在欧洲地区拥有相当高的流动性，价格波动幅度在所有合约里中等偏上，同时考虑到德国与欧盟整体的能源结构类似、投资者参与交易的便利程度较高、能够对标其他能源价格、德国能源转型相对领先等优势，我们认为德国基荷M1是欧洲电价的风向标，也是最重要的研究标的。下文也将主要以德国基荷M1为研究对象。图表4：2022年EEX电力现货及衍生品交易分布现货电价分为日前电价和日内电价，目前欧洲的各能源交易所对投资者仅开放日前电力交易。日前电价指的是日前电力的拍卖价格，是次日日内24小时电价的算术平均值，日内电价则是各区域当时段电能量的成交量加权平均价。欧洲的日前竞拍交易以一小时合约为主，对应第二天的24小时，每小时合约的价格由边际定价机制来匹配制定，部分地区允许进行半小时合约或多小时电能量块交易。市场参与者通过参与日前市场补充大部分第二天所需电能量，另一小部分需求由日内交易补足。日内交易包括15分钟、半小时和一小时合约。能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-108期货研究报告日前和日内电价的竞拍价格一般呈“双驼峰状”。根据北欧电力交易所（NordPool），用电高峰期为早上8时至晚上20时，电价会在7-10时和17-20时出现两次高峰，正午时则被显著压制，日内峰谷价差可达60欧元/MWh。日前电价主要交易的是超短期的基本面变化，即次日剩余负荷（ResidualLoad）的预期变化。剩余负荷是变动的需求负荷曲线与可再生能源发电量之间的差值所形成的曲线，这部分差值最终需要水核电和化石燃料等可控电源来补足。供应方面，可再生能源不稳定的出力曲线会作为发电基底，主要受次日光照强度、云量、降水和风速等天气变化的影响；核电、煤电和气电作为补充电源，需考虑次日机组的可用、启停和检修情况。需求方面，气温是影响短期需求波动的最关键的因素，通常情况下，极高和极低的温度都会显著增加当时段的用电需求。这些时段的剩余负荷会被显著拉大，很可能出现尖峰电价。除罢工和停产限产外，工业用电量在短期内发生大幅波动的可能性较小，主要需注意突发的罢工和停产。图表5：EEX日前和日内交易产品参数图表6：11月7日德国风光电出力与每小时日内电价1现货电价以期货电价为中枢而上下震荡，但也可能反过来影响期货电价。风光电出力变动产生的大多是短期影响，首先会作用在现货电价上，再间接影响期货电价。剩余负荷在某种程度上代表了电力的真实需求，从长期来看，剩余负荷、日前电价和期货电价三者明显正相关。当剩余负荷极低或为负时，日内分时电价可能转负，而当日内分时电价在一天内多数时间内都为负或是处于深度负值，日前电价就可能转负。从出现频率来看，2020年，德国日前拍卖市场有51天298个小时出现负电价，2022年有22天9期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-1069个小时，而2023年3月、5月和7月均出现多次负也在逐渐加深。从出现时间来看，用电需求较低的4月和6月是重灾区，日内负电价则一般主要出现在正午或凌晨。正午时，光电机组出力达到顶峰，会显著抑制电价；凌晨时，居民用电需求较弱，且风电出力相对较高，同样会使基本面较为宽松。图表7：中长期电价走势与剩余负荷正相关图表8：2016-2023年10月德国日前负电价情况/MWh）4166333图表9：德国日前拍卖均价、首月行电价与风光电出力变化在平稳的外部环境下，日前电价会对期货价格产生较弱的短期影响。日前电价的走势和风光电出力基本负相关。一般日前电价从偏离到恢复的变化周期通常在一周到一个月不等，这与一轮寒流和季风对气候影响的时长相近。绝大多数情况下，日前电价的下跌都10期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10会对期货电价形成一定拖累。3月上旬，风电出力高企导致日前电价走低，后又随着风光出力的下降而反弹，基荷M1也呈先跌后涨的走势；7月至8月，风电连续出现淡季不淡现象，两月内至少有7天日内电价出现负值，在下方对期货电价形成明显的拖拽。2023年以后期货电价的波动相对以前更大，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。现货价格和期货价格的走势并非完全趋同。6月中旬风速强劲，光电季节性走强，日前电价虽有所下降，但期货价格仍在上涨；10月初，西欧地区遭遇风暴，风电出力大幅增长，相比正常水平翻约三倍，当月日前电价多次降低至20欧元左右，但期货价格最高上涨了32%，这是由于边际定价的天然气价格上涨所致。电力期货交易的是未来的批发电价，批发电价中包含发电成本和发电利润。发电成本一般用短期边际发电成本（SRMC）来表示，组成部分包括能源成本、碳排放成本和机组的运营维护成本，发电利润则代表机组发电的经济效益。我们采用能源危机前后两段价格波动相对平缓的期货电价，假设固定的转化效率和碳排放因子，估算出两段时间内期货电价的组成结构。图表10：电力期货价格的组成部分图表11：期货电价结构模型假设能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10图表12：2019年4-10月德国基荷M1平均组成结构图表13：2023年3-11月德国基荷M1平均组成结构2019年，碳价已经历了一轮上涨，此时气电SRMC整体低于煤电，而煤电SRMC与电价的拟合度比气电更高，煤电很可能在部分时间内成为边际定价机组。在气电SMRC中，天然气成本占63%，碳排放成本占28%，煤电SRMC中，煤炭成本占50%，碳排放成本占43%。当时的期货电价介于煤电和气电SRMC之间，天然气发电拥有显著的经济效益，而煤电的利润为负。2023年3月至今的情况与2019年类似，煤电SRMC略高于气电。不同的是，气价、煤价和碳价都经历了大幅上涨，其中气价约翻了四倍，煤价约翻了两倍，碳价约翻了三倍，去除通胀的影响后。能源成本依然很高。2023年的电价相比2019年翻倍有余，气电SRMC中天然气成本的占比上升约7个百分点，煤电SRMC中碳成本的占比上升约13个百分点，这主要是煤电的碳排放因子较高所致。由于电价中除了发电SRMC，还有利润的影响，因而电价和能源价格之间相关性并不固定，但可以通过发电效率和碳排放因子来估算能源成本对发电成本的影响。根据假设模型，1单位TTF价格的变动对应约2单位气电SRMC的变动，1单位API2价格的变动对应约0.4单位煤电SRMC的变动；而EUA每变动1单位，气电SRMC和煤电SRMC将分别变动约0.4单位和0.83单位。SRMC决定边际发电能源的种类。气煤的SRMC中，波动较大的是能源成本和碳排放成本。MSR机制发布后碳价中枢上移，由于煤炭的碳排放强度高于天然气，煤炭SRMC大幅上升，并与气电SRMC形成长期倒挂，此时德国现货电价与煤电SMRC的拟合优度高于气电，代表煤电在大部分时间成为边际定价机组。11期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10图表14：碳价上涨后气煤发电成本倒挂图表15：能源危机过程中天然气成本主导电价能源危机期间，气电和煤电需要弥补供应曲线前半段中缺失的水电和核电部分，而气电SRMC高于煤电，因此天然气成为边际定价能源。2023年2至8月，煤电SRMC重新超过气电，在煤电SRMC显著高于气电时，我们曾从瞬时供应曲线多次观察到煤电成为短期内的边际出清机组。值得注意的是，由于部分气电机组的发电成本接近于煤电，这段时间内德国发电机组的顺序多为“褐煤-气电-硬煤-气电”，因此天然气和煤炭存在交替成为边际定价机组的情况。10月以后，气价迎来一波上涨，气电重新回归边际定价能源。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期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-1013期货研究报告发电利润体现用电需求的强弱，决定了电厂更偏好哪种能源。理论上来说，在可再生能源出力不足，需要更多化石燃料发电来补足需求的情况下，气煤发电利润将上升，而气煤发电利润之差决定了发电厂商将偏好哪种能源。然而可再生能源出力的大多为短期波动，其对电价的传导效应偏弱，同时由于发电机组的数量和用电量都在随时间变化，绝对数额的用电需求很难直接体现对化石燃料的发电需求。气煤的发电需求强弱能够借由机组出力比例来体现。我们采用被调用机组占总机组数量的比例来代表发电需求。2015-2020年，气电平均出力比例从10%上升至30%左右，而煤电平均出力比例则从50%下降至约35%，可以发现气电除了起到调峰作用，还弥补了一部分持续去煤导致的供应缺失。气电利润转正所需的机组出力比例随着需求受到挤压而上升。从利润的边际转正节点来看，煤电利润转正时机组出力比例一直维持在50%左右，而气电利润转正时机组出力比例正在逐年提高，2015至2017年的所需出力比例在13%左右，从2018年起开始上升，2021年上半年增加到25%左右。产生这种现象的原因，一方面是需求的持续下降，另一方面是风光机组的高增。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对煤电来说，分配给煤电的发电量和煤电的机组数量同步下降，使其利润转正所需的出力比例依旧维持在50%左右；对气电来说，气电装机不降反增，可能存在和风光抢夺发电权的情况，而光电装机也在2018年之后迎来了第二波爆发式的增长，这导致气电所能争取的发电空间愈加狭窄。在需求下降的大背景下，气电利润转正的条件也更为苛刻。能源危机后需求下降的程度远超预期，虽然煤电和气电的出力比例已达拐点，但利润仍未转正，所需出力比例或许还会进一步上升。能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10需求对电价的影响路径为“需求-边际能源机组出力比例-发电利润-电价”。通过对发电利润和机组出力比例的回归，在其他条件不变的情况下，气电机组出力比例上升1%，气电利润上升约0.42欧元/MWh；煤电机组出力比例上升1%，煤电利润上升约0.3欧元/MWh。图表18：煤电利润和机组出力比例正相关图表19：能源危机后高出力比例也无法使利润转正电价的长期演变与宏观经济相关性较强。铜因其金融属性，能够比较好地反映世界经济情况，又由于铜以美元计价，因而与美元指数负相关，美元贬值将推动大宗商品的价值回归。2009年至2021年6月，电价与铜价的走势正相关，同时与美元指数在某种程度上呈反向走势，该段时间内电价与铜价的相关系数达到0.64，去除通胀的影响后相关系数也达到0.58。若取德国基荷M1和LME铜价的年度均值并加以同比，会发现从2009年到2020年，两者均值的波动几乎相同，这说明电力作为一种能源品，其价格也符合大宗商品价格的牛熊变化规律。2010年，金融危机的影响逐渐消退，经济复苏和流动性宽松带动商品价格上升；2011年底至2016年，全球经济疲软，部分商品出现供过于求的情况。2016年初电价探底，冬季供暖需求并未对电价产生显著提振，气电利润罕见地在最为寒冷的1月降为负数，天然气发电受到了一定挤压，这种现象与当前欧洲面临的情况比较类似。此外，电价季节性波动往往发生在夏冬季转变之时，使电价的走势存在逆周期的可能。除了宏观因素，电价的涨跌也由自身供需因素推动。历史上，电价与总用电量和气煤发电总量弱相关，尤其在2018年至2020年，随着用电量的减少，电价中枢显著下移。但这种相关性并不绝对，由于可再生能源装机的增加弥补了煤电的退出，气煤出力可能会14期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10在需求较弱时受到挤压，这也会对电价水平产生影响。近几年的电价波动较大，能源危机期间电价与铜价的相关性显著下降，电价的上涨以非宏观因素为主导。图表20：2009-2020年电价、铜价和美元指数波动图表21：年度平均电价和用电量弱相关季节性出力特征主要在可再生能源方面，核电、煤电和气电作为补充能源进行配合，出力会为了应对需求变动而增减。风光电发电量的季节性十分显著，欧洲冬季入夜时间较长，夏季光照更为充足，因此夏季光电出力较大；欧洲夏季大气运动较少，风向不明显，而冬季盛行西南风，因而风光发电存在季节性互补关系。水电虽然作为可再生能源，但其发电量波动性远低于风光电。水力发电量一般冬多夏少，这种差距主要来自于水资源的季节性和应需蓄放水。图表22：欧洲各能源发电量和用电量季节性强度HHHLLLLHLHHHHLLHLLLHHHHLLLLHHHHLLLLLHHHHHLLLHHHHHLLLHH15期货研究报告16期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10核电以法国为例，为了应对用电需求的变化，法国通常会在春夏季下调核电机组的出力，同时安排更多数量的季节性机组检修，而在冬季会上调核电机组的出力，并设置更少数量的计划检修机组。法国核电运营机组数量通常在4月出现低点，在9月开始回升。核电发电量和机组运营情况紧密相关，同时与电价总体正相关。2020年前，各国的电力期货波动具有明显季节性特征，首月行电价在一年中的走势大致可分为四个阶段：·2月-3月：春季将近气温回升，用电需求趋弱，期货电价整体回落。随着冬季供应端的风险逐渐淡去，市场开始关注各类能源的库存消耗状态，以此确定全年能源补充的难度。例如天然气和煤炭的库存情况，以及水资源的充裕程度和核电机组的检修情况。若库存不及预期，则市场会对当年电供产生担忧，从而抬升上半年电价的中枢。·4月-6月：4月起用电淡季到来，需求和电价都会持续在底部震荡。4至6月的电价往往是一年中的最低点，全年电价的底部往往在此时就已确定。从发电情况来看，5至8月光电会迎来季节性出力高点，而其他能源发电则往往处于全年最低水平。此时市场交易相对平淡，电价的波动主要来自于外部因素、现货价格波动对期货价格的传导、以及可再生能源的出力变化。·7月-8月：夏季高温成为电价的主导因素，近年来这种影响有所放大。高温对水电和核电的影响最为显著，干旱可能会使水电出力下降，而核电机组在高温下运行会存在风险，还会受到冷却水短缺的影响。高温主要作用于中南欧地区，该地区的电价和用电需求高点往往会出现在7至8月，例如意大利和西班牙。近年来，南欧野火消息变得愈加频繁，天气变得更加极端，高温对用电影响变得越来越大。此外，临近秋季后，市场开始关注化石燃料的供应情况，例如9月储气目标的完成情况和化石燃料的进口等。图表23：2012-2019年德国基荷M1均值季节性走势图表24：2019-2022年欧盟各能源发电可利用小时数17期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10·9月-来年1月：冬季电力的基本面预期成为关键因素，期货电价上涨探寻高点。临近冬季后，光电季节性走弱，供暖需求逐渐上升，核电、煤电和气电将开始补充更多电力供应，而风电出力的上升多数情况下要等到11月以后。气温的超预期下降、及其对用电需求的边际提振效果、或是天气预报中寒潮或暖冬的可能性、燃料库存的补充和消耗速率都会影响市场预期。11月的储气目标也会在一定程度上影响市场情绪。由于气候变化不定和冬季供应风险被放大，机组启停检修和能源进口扰动等消息都会对市场造成较大影响，因而历史上电价的高点可能会出现在冬季任意月份，或是出现多个高点。2020年后，电力期货的季节性逐渐被供应端风险覆盖，风险在2021至2022年集中释放，电价及其波动率都创下十年新高。2023年，供应端隐忧依旧存在，电价维持较高波动率，但随着欧洲平稳过冬，各电源供应情况修复，未来电价的季节性特征或将逐步回归。用电需求和宏观经济变化紧密相关。1990年至今，欧盟主要经历了三次用电需求的大幅下降，其一是2009年的金融危机拖累需求，其二是2020年的疫情使经济活动陷入停滞，其三是2022年的能源危机时电价高企和能源被限制使用。长期用电量的变化与GDP、工业生产增加值和产能利用程度显著正相关，产能利用率的市场调查会在每季度的第一个月进行，可被作为当季用电量的前置指标。图表25：1990-2021年欧盟各部门用电量变化图表26：欧盟用电量波动与工业生产正相关经济活动对所有部门的用电需求都会产生影响。2010年到2021年，欧盟的工业部门用电量平均占比为37%，居民部门平均占比约29%，商业和公用事业平均占比为29%。该用电结构在长期内基本维持不变，侧面说明经济活动的影响会作用到所有用电部门。居能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10民用电量与商业和公用事业用电量变化基本趋同，下文将进一步细化分析居民和工业两端的短期影响（此前分析参见《供需由宽趋紧，暗水或涨新池》）。图表27：2010-2021年欧盟各部门用电结构图表28：德国用电量与GDP正相关德国的用电结构和欧盟十分相近，因此能够作为欧洲地区用电情况的典型示例。德国全年的用电量趋势总体为“下降—趋稳—上升”的三阶段走势，上半年的下降趋势将在5至6月见底，而后在9至10月出现回升拐点，3月和7月用电量出现小幅反弹。2021年，德国工业部门用电量占比43%，居民部门占27%，商业和公用事业占24%。理论上，工业部门的用电需求与其开工停产等生产活动显著相关，而居民部门用电需求则可能会受到气温的影响。受供暖需求影响，德国用电量与气温呈明显的负相关。一般情况下，气温会在1至2份触底后逐渐上升，在7至8月份达到峰值，而后随着冬季临近而逐渐下降。即便在最为炎热的7至8月，德国气温超过25摄氏度的天数都屈指可数，因此德国的用电需求主要为冬季的供暖需求，但同时冷藏需求、旅游旺季、季节性工商业活动等因素页会提振夏季需求，这也可能是7月入夏后用电量出现小幅反弹的原因之一。我们将德国柏林2015年1月至2023年10月的月均气温和德国用电量数据进行回归分析，回归结果显著，且气温对德国用电量变化的解释程度高达40%。在其他条件不变的情况下，若气温平均上升一摄氏度，德国单月用电量平均将降低477.4GWh。值得注意的是，气温对用电量影响并非完全线性，换季时气温变化对用电量的边际影响或将更大，我们估计换季期间每一摄氏度的变化能够对应德国1.2%-1.5%的用电量波动。由于降温和供暖需求对用电量的影响方向可能不同，我们将全年进一步拆分为冬季和夏季。根据EEX对季节性合约的定义，夏季为4月至9月，冬季为10月至来年3月。从不同纬度的地区选取五个代表性国家分别进行回归，结果得到,除意大利之外，其余国家18期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10夏季的回归系数均为负值，即多数地区依然以供暖需求为主。这些国家中，法国的纬度约在北纬40至50度，可以大致认为该纬度即以上地区的用电需求主要为供暖需求；而意大利夏季的气温变动对用电量影响为显著的正值，说明7至8月的高温可能会显著提振南欧地区的降温用电需求。图表29：2015-2023年德国季节性用电量图表31：德国月均用电量与气温水平显著负相关图表30：德国2013-2021年用电结构图表32：欧洲不同纬度国家气温与用电量回归结果解释程度回归系数是否显著是否是是是是是是否是是是是是是19期货研究报告20期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10虽然气温波动能够在一定程度上解释季节性用电需求的变化，但用电量走势与气温并非完全背离，例如3月超越趋势的上升就可能与工业端的生产活动有关。工业生产指数（IndustrialProductionIndex）是一种衡量工业生产活动的代表性指数。从计算方式来看，工业生产指数更多是衡量产量增加值的边际变化，能够在一定程度上反映用电需求的变化；同时，子行业指数附有能够被加权计算的属性。传统的工业生产指数包含了所有工业行业，我们尝试以各行业用电量来加权构建新的电力工业生产指数。按照历史用电量占比，德国工业用电量中化工、机械和钢铁行业分别占23%、15%和11%，三者加总约占总工业用电量的一半，其次是造纸、食品饮料、运输设备、有色和非金属行业等。对比欧盟工业侧的用电结构，德国化工行业用电量占比高5个百分点，机械行业高3个百分点，运输设备高2个百分点，可能是由于其汽车制造业相对领先。各子行业的工业生产指数季节性特征明显。1）几乎所有行业的生产都在3月出现上升，可能是由于冬季结束后生产恢复和开工。2）8月份，几乎所有行业的产量均有下降，可能是受假期和高温导致生产活动减少的影响。3）12月和1月，多数行业的产量均明显下滑，食品饮料行业由于节假日和冬季储藏需求而大幅上升。4）4月至7月以及9月至11月期间，各行业的开工情况不尽相同，并没有形成统一的走势。我们提取了用电量占比排名前十的细分行业的工业生产指数，并按历史平均用电量占比加权，构建了以用电量为基准的德国电力工业生产指数。从趋势上来看，该指数体现了各子行业3月、8月以及冬季产量周期性变化的特点，同时与用电量在3月的反弹和8月的下滑相对应，但在其余时间和用电量的相关性相对不显著，因此工业生产可能在部分时段影响欧洲的用电需求。图表33：德国各行业2016-2022年平均工业生产指数图表34：德国电力工业指数与用电量变化能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10气温对不同纬度的国家影响差异较大，各国夏冬季用电量峰值的差异随着纬度降低而逐渐收窄。越靠近北欧的地区夏冬季用电量的差异越大，越靠近南欧的地区，夏季峰值就会越高，甚至可能超过冬季，7月欧洲总发电量的上升可能大多来自于南欧国家。挪威和瑞典地处北欧，夏季气温上升将减少用户的供暖需求，因而由供暖需求主导；西班牙和意大利位于南欧，在夏季高温时期，甚至可能出现野火，因此用电量在一年中会出现两个峰值，分别位于夏季和冬季，意大利受气温影响更甚，因此用电量的高点往往出现在夏季。图表35：2015-2022年欧洲各国平均月度用电量图表36：欧洲用电量月度平均环比变化图表37：欧洲29国用电量季节性变化及其主要因素的影响21期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10欧洲总用电量的季节性变化趋势和德国基本一致，但整体的波动也相对更小。历史上欧洲用电量的月度环比都相对趋同，但近年来欧洲用电量基数有所走低，因此更适合采用绝对值而非相对变化来对比。样本采用过去7年欧洲用电量的平均月度环比变化，并排除了疫情和能源危机期间及之后两段时间。得到的结果与德国类似，10月至来年1月，用电量呈上升趋势，3月和7月用电量环比反弹，其余月份均有所下降。综上所述，欧洲的季节性用电需求变化以气温为主导因素、工业生产为次要因素。从分析的角度来说，欧洲的用电量整体与气温负相关，3月份需注意初春时工厂开工对需求的提振作用，7月需特别注意南欧地区夏季高温的表现，8月份欧洲的普遍休假可能会成为用电量下降一大原因。欧洲主要通过核电、气电、煤电、风电、水电和光电六类主要能源发电，此外还有其他电源和外来电。从发电结构来看，可再生能源出力显波动较大，核电出力相对稳定，气电和煤电因较为可控而通常会补足剩余的电量。各能源发电量的长期变化主要由装机容量决定，短期则由季节性出力来体现，季节性分析将在5.4节重点讨论。长期来看，欧洲的风光电装机容量持续增长，风电的装机容量以每年10GW左右的速度增加，光电在2007-2013年和2018至今两段时间内高速增长，过去五年的每年平均增长20GW，近年来增速有所提高，2023年增长约53GW。从发电利用小时数来看，风电可利用小时数波动相对较大，2020年起因无风现象而受到拖累，2023年风电出力多次超预期，欧洲的发电利用小时数可能会上升至约2100小时左右；光电可利用小时数随着近年来装机增速提高而有所下降，2023年预计下降至900小时左右。图表38：2009-2023年欧盟风光电装机容量图表39：2009-2023年欧盟风光电可利用小时数22期货研究报告23期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10水电和核电出力的长期稳定体现在能源转型过程中相对平稳的装机量变化。过去十年，欧盟水电的装机量增长约6.7GW，核电装机量下降约8.1GW，相比于风光电超过100GW的增长和早前大幅去煤，水电和核电的装机变化显得更为平稳。目前泛欧地区已确定的水电机组新建计划主要在土耳其，受部分地区环保政策的限制，其他欧洲国家新建水电机组的积极性不高，未来水电装机量可能呈略微增长的态势。核电方面，欧盟新一轮电改明确核电可以签订价差合约，一些国家的态度正朝着继续建设核电的方向倾斜，可能会借此机会加大对核电的投资，部分老旧核电机组的使用寿命也会得到延长。然而，核电的建设期限往往在10年以上，2030年前欧洲核电机组的数量很大概率会比较稳定。图表40：2012-2030年欧盟27国水核电装机量预测图表41：法国核电发电量和电价总体正相关核电短期出力的稳定主要是由于其安全风险。法国的核电发电量约占欧洲核电总发电量的54%，由于需要确保核电的运营可靠性，法国约一半的核电机组不进行任何形式的调峰，其余核电机组的启停和出力调节往往是隔几天或是几周进行一次，因此核电往往在几天内都是恒定出力，其发电量波动相对其他能源也更加稳定。核电的风险主要在于超预期的机组启停、检修和修复时间，同时还受冷却水量的影响，在除季节性拐点外的其他时间，其出力不会出现发生极为显著的波动。水电通过蓄放水调控出力实现一定程度的供需共振。水力发电形式主要有水库发电、径流发电和抽水蓄能，其中水库能够通过蓄水来调整出力的时间和大小。在经过冬季的消耗后，北欧水库蓄水率通常在4月底左右起底回升，蓄水量在10月中下旬后达到全年能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10高点，随后再度下降。抽水蓄能在奥地利和法国等地也被当作调峰工具，各国会通过蓄放水来调控水电出力。同时，来水本身具有季节性，欧洲夏季通常降水较少，尤其是南欧的伊比利亚地区；冬季洋流和风暴活动更为频繁，降水偏多而水库水位上升，有利于水电发电。早前去煤是欧洲能源转型的主线之一，但能源危机的发生使其略有受阻。欧洲一直执行较为激进的去煤政策，近年来煤电机组数量持续下降。2019年起欧洲去煤加速，在2020年和2021年共淘汰21.8GW的煤电机组，是原有机组数量的16.2%。风光电的高增叠加煤电机组的减少使煤电从主要供应能源逐渐向辅助后备供应能源转变，这导致近几年的煤电出力受到压制。2022年能源危机期间，欧盟煤电发电量同比增加了6.4%，弥补了15%的水核电短缺，同时煤电在发电结构中的占比上升了1.4个百分点。由于供应风险迟迟未退，且煤炭价格低于天然气价格，因此欧洲各国积极进口和开采煤炭，使得波兰和法国等国的硬煤库存大幅上升，很可能是为了应对潜在的供应风险。图表42：EMBER口径欧盟2022年发电量同比变化图表43：欧洲主要国家硬煤库存气电装机量的增减驱动均比较清晰，但还无法形成明显的单边信号。气电装机容量在2012年后增速显著放缓，目前在180GW左右。考虑到碳中和目标，长远来看气电也会像煤电一样逐渐减少，此外热泵对天然气的供暖功能也会产生代替作用。但就发电来说，此前欧洲气电发展迅速的原因主要在于天然气的调峰能力较强、发电成本较低且运输更为便捷。但能源危机使得后两项优势不再，建设气电机组的经济性变低，未来气电可能主要会起到调峰作用而不再作为主要供应能源。目前欧洲对保障电力供应仍具有很强的24期货研究报告25期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10敏感性，在去煤的同时，欧洲必须保留一部分调峰和备用供应机组，且热泵的替代作用就当前来看还不显著，因此气电的去化还需要更多时间。边际定价机制使气价成为电价的决定因子。考虑到电力没有库存，作为一级能源的天然气库存可能可被视为电能量的另一种存储形式，因此天然气库存及其波动可能会影响电价。我们采用历史五年的天然气库存偏离度反映电价与天然气库存边际变化的相关性。历史上，德国天然气库存偏离度与电价具有十分明显的相关性。当库存偏离度为正时，偏离度的上升意味着库存的充裕程度超预期，库存高企而供应偏松，价格可能下跌；而偏离度为负时，代表库存不及预期，此时偏离度的上升代表库存趋近于正常值，在库存持续偏低的情况下，偏离度与库存正相关。例如能源危机时，库存偏离度偏低而电价持续上涨，直到天然气库存偏离度转正后才开始回落。图表44：欧盟煤电和气电装机量图表45：2019-2020年德国电价与气库变化26期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10能源危机过后，欧洲电力的基本面较前几年大幅宽松。2023年风光电出力远超季节性预期，电价在3月、5月和8月的几次探底都是风光出力持续高企所致；水电在若干次风暴、寒潮和降水的影响下有所修复；检修的核电机组也逐渐恢复生产，硬煤的库存持续创新高，储气目标平均提前两个月达成。在如此宽松的基本面下，电价下方依然有较强的支撑，这种支撑主要来自较高的能源成本，相比能源危机之前，当前无论是气价、煤价还是碳价都有较大幅度上升。图表46：中西欧电价整体在80-120欧元/MWh震荡图表47：发电能源的成本依然在较高水平目前欧洲面临的核心问题是疲弱的需求。近两年欧盟的用电量出现显著下滑，2022年同比下降了3.4%，2023年前三季度下降了4.7%。2022年下半年至2023年底，需求的下降一方面来自供暖需求的减少，另一方面来自工业端的退出。我们在半年报中指出，气温对欧洲用电需求的影响是双向的，高温会使得夏季降温需求上升，而暖冬则导致冬季供暖需求下降，两者抵消后对用电需求的影响相对有限。根据IEA，2022年欧盟用电需求下降总量的约64%是工业用电缩水导致的，此外还包括居民自发减少用电、节能限制和发电效率改善等因素。造纸（-10%）和化工（-5%）等，而1Q23的产值并未显著改善。鉴于2023年一季度欧洲的天气情况相比去年有较大改善，这部分产值的下降应当是非天气因素造成的。在电价回落以后，部分此前减产的企业在二至三季度宣布恢复生产，而另一些企业则永久退出或放弃了欧洲地区的投资。27期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10图表48：IEA口径欧盟用电量变化的估计驱动因素图表49：1Q23欧盟各行业用电量和产值同比变化图表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28期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10从发布公告的时间来看，各公司宣布永久关闭、停止投资或是恢复生产的时间集中在2023年3至6月，似乎大部分企业都在这段时间里做出了去留选择。7至8月是欧洲企业的普遍休假期，用电需求的恢复程度可能有限。对比2023年和2021年9至11月欧洲的总用电量，连续三个月的总用电量差值都在15TWh左右。由于气温处于相对正常的水平，而天然气库存充足，甚至在一段时间内接近满库，且不存在限电的情况，有理由认为这部分差值主要来自工业端的需求退出。但同时也需注意，由于目前欧洲仍处于通胀回落期，部分企业的减产还未恢复，另有部分企业可能会继续停工待产保持观望，且当前电价偏高，不排除居民用户因电价偏高而减少用电的情况，因此实际退出的工业用电量可能会略低于15TWh。我们根据近三年用电量的变化情况，假设恢复生产的比例在20%左右，按历史用电量比例估算，得到近三年欧盟各部门用电需求的同比变化情况以供参考。除了工业端的修复以外，新能源车和热泵是最可能带来需求增量的领域，但目前两者用电量占比均相对较小，对总用电需求的影响较弱。新能源车近年来增长迅速，2023年前11月，欧盟的新电车注册量大幅增长15.7%，已经接近1000万辆，纯电车在市场中的份额达到16.7%。根据市场机构的预测，2024年的电车销售量增速同比2023年将有所下降，但依然会维持两位数的增长。2022年欧洲热泵的同比销量增长了约19%，IEA给予欧洲2024年超10%的增速。总体来看，当前市场对电车和热泵的增量预期会低于2023年。按照现有的电车注册数量和热泵销售增速来计算，2023年这两项在总用电量中的占比依然不到1%；按照与2023年相同的增速来估算，2024年这两项预计带来的用电增量可能会约在0.1%左右，比例依然较小。图表51：近三年欧洲用电需求的估计驱动及其占比图表52：2009-2022年欧洲电车和热泵用电量29期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10从工业生产情况来看，12月欧盟的产能利用率为79.4%，同比去年下降2.6个百分点，全年的工业产值均位于历史极低水平，四季度用电同比或依旧为负。由于2023年上半年，尤其是一季度用电需求的低基数，2024年上半年的需求或会出现一定修复，最主要的原因是同比更强的供暖需求和工业端的回暖。此外，用电需求的修复是由弱转强的，从10月起欧洲用电需求就已同比转正。对于工业端需求的修复程度，我们认为2024年上半年的需求或会恢复至2022年上半年左右，但很难回升至2021年的水平。主要是由于电价水平依然比能源危机前更高，需关注24年3月企业的开工情况，以及电价水平是否有所回落。2023年，全球风电市场面临通胀带来的高成本危机。由于投资回报率不足，大量海上风电项目被叫停或主动退出，其中包括丹麦风电巨头Orsted和瑞典公用事业公司VattenfallAB。去年12月19日，21个欧盟成员国在《欧洲风电行动计划》中提交了风能建设承诺，虽然这些承诺不具备法律约束，但依然能够为装机前景提供有效参考。另一风电大国英国的建设计划将在2024年初公布，根据现有的市场信息，2024年英国依然会是欧洲建设海风项目的重点地区。2024年欧盟各国承诺建设的风电装机量已超23GW，德国和西班牙等风电大国提供了主要的新增装机；预期新增装机中约有一半为海上风电项目，但做出海风项目承诺的国家较少，且部分国家的装机预期比以往更低，高成本似乎在短期内成为了海风项目的阻碍。按照行动计划的承诺，2024至2026年欧洲的风电装机还将以年均10%的增速增长，但这依然低于RePowerEU所需的增速。图表53：2024-2026年欧洲各国承诺建设风电装机图表54：承诺未来建设海风装机的国家较少能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-10光电方面，2023年欧盟光电增长远超预期，1至10月的累计装机容量已经与去年全年的水平相当，德国新增光电装机容量有望超80%，波兰和荷兰等国也受益于分布式光伏的发展。根据SolarPowerEurope，未来三年欧盟光电装机容量将保持高增，且有望超过RePowerEU的预期，但新增装机量将放缓。此外协会预测到2030年为止新增光电机组的增速将达到年均12%。我们同样认为2024年光电新增机组的数量将不及2023年，但协会对新增机组的长期增速偏乐观，因此略微下调了光电机组的长期增速预测。风光装机高增的背后依然面临着并网困境。目前欧洲有至少59GW的的陆上风机容量在并网许可程序中受阻，光电的许可程序比风电更短，但也有大量项目正在等待并网。产生这种现象最主要的原因，一是并网程序较为繁琐，二是欧洲部分地区电网的使用年限将至，无法承担大量新增可再生能源项目容量接入电网。近期欧盟发布了5840亿欧元的电网翻新计划，其中约4000亿将用于分支电网的建设，未来这部分费用很可能通过用户单位或是私人企业来承担，目前还在等待实施细则的发布。而电网翻新是长周期工程，短期内风光项目依然面临并网困难的局面。图表55：2024年欧盟风光新增装机增速或放缓图表56：各国风光项目并网时间依然较长即便能源危机使部分地区延长了煤电厂的使用年限，但欧洲各国去煤的计划节点并未改变。而在经历供应宽松、煤电利润为负的2023年后，各国2024年去煤的计划有所提速。从时间线来看，英国将在2024年彻底去煤，西班牙和爱尔兰将在2025年去煤。预计在2027年去煤的意大利也已计划开始退煤，2024年将首先关闭1GW的煤电产能。30期货研究报告31期货研究报告能源与碳中和-电力-深度报告2024-01-102024年或将成为历史上淘汰最多数量煤炭机组的一年。就目前的公开信息来看，欧洲会淘汰至少21GW的煤电机组，其中一半来自德国。德国将在2024年关闭总计10.2GW的产能，其中有5.4GW会在4月份之前关闭。2022年德国共有煤电机组40.4GW，这相当于2024年需淘汰其中的四分之一。历史上德国乃至欧盟都从未出现过如此大幅的单年淘汰量，这很可能是由于在见证煤电受到较大挤压后，各国对去煤计划有了更高的预期。按此进行推测，到2030年时，欧盟将会有共62.6GW的煤电机组退出市场，剩余的煤电机组或主要来自波兰和捷克。图表57：部分国家2024年预计淘汰的煤电装机量图表58：按各国去煤时间推测的欧盟煤电装机量供应端来看，2024年风光电依然会保持高增；去年前三季度核电出力依然处于较低水平，预计今年会有小幅修复；受寒潮雨水天气影响，11月欧洲的水力发电量创下同期历史新高，预计水电将会略有下降；煤电方面，欧洲各国去煤加速，未来或能见到大量煤电厂关闭的现象。2024年将是欧洲用电需求企稳回升的一年，但总体回升幅度不会太大。需求端来看，我们认为去年上半年用电基数处于极低水平，2024年的情况同比将有所恢复。在电价回落的趋势下，居民用电意愿或将有所回升。大部分工业企业的去留和复产已基本落地，而工业端的经济指标虽然偏负面，但其一直有修复的迹象，叠加新一轮电改鼓励用电主体签订多份长协以对冲风险，工业端的需求或将略好于去年；此外，新能源车和热泵的增加也将提供一定增量，而这种增量将至少在接下来的三年中继续存在。从更长期的角度来看，需求端的关键因素是能源危机中永久失去的工业用电，在没有技术支撑或是其他显著需求增量的情况下，这部分损失将会导致欧洲