电价未来演变走势需关注哪些因素？

对于电价的未来演变，后市需关注以下因素：

1）从供应端来看，夏季热浪或再次来袭。根据 EMCMF 的预测，今年夏季欧洲的气温会显著高于往年水平，尤其在南欧地区，气温会平均比往期水平高约 1 度。这与2022 年同期的升温预测十分相近，但不同的是，今年的升温将从 5 月开始持续到 11 月，长期的高温将会明显压制水电出力。此外，去年的实际气温显著高于 EMCMF 的预测中位数，今年夏季的升温预期或许还有上调空间。降水的预测情况和往年差距不大，预期值处于往期平均水平，但目前阿尔卑斯山脉流域的水电出力仍低于往期水平，高温干旱气候的持续性仍需进一步验证。

2）法国核电陆续修复，但重启速度堪忧。从月度远期电价来看，市场的交易重心仍在故障检修延期和新一轮检修将至的预期，冬季远期电价依然位于高位。由于核电未见起色，目前法国仍然需要从西班牙和英国处购电。虽然路透社对法国核电产能的预期较为乐观，但基于受腐蚀反应堆的修复需要大量时间、罢工潮频发和去年以来 EDF 关于修复进度的消极预期差，我们认为法国核电的重启速度可能会比预期更慢。考虑到其他国家并未停止弃核政策，而新增产能的建设还需较长时间，今年欧洲核电或将继续承压。

3）德国完全弃核，缺口或需煤电和进口填补。德国于今年 4 月关闭了最后三座核电站，弃核进程彻底落下帷幕。去年核电提供了德国 36.5TWh 的发电量，今年该部分缺口亟需填补。德国的光电装机量同比加速增长，按 2022 年的增速估计，今年可补充约7TWh 的发电量；风电装机虽然同样持续增加，但德国的风电发电量却依旧停留在 2019 年的水平，这可能与夏季风速长期不及预期有关，因此我们预计风电很难提供增量发电；若法国核电正常修复，德国有望从法国进口核电补充缺口，否则可能仍需煤电和气电弥补。但无论发生何种情况，核电部分的缺失都将对今年德国的电价形成有力支撑。

4）从需求端来看，工业用电需求可能长期下降。从电力消费结构来看，工业用电是最主要的需求来源，占比约 37.33%，其次是居民用电，占比 30.05%。由于能源价格高企，2022 年部分欧洲制造业企业出逃，大众、宝马、奔驰、巴斯夫等巨头都陆续向中美迁移生产线，未来工业部分的能源需求将有所下降。

5）气价设限能够抑制电价，但预期效果存在争议。2023 年 2 月中旬，欧盟出台天然气限价机制，限制天然气价格在 180 欧元/MWh。对电价来说，由于气电调峰、边际定价的属性未变，该机制确实可以为电价建立保护伞。然而，限制气价并不意味着完全限制电价，气价高企往往会导致煤炭等其他化石能源的价格同步上涨。2022 年，煤炭的短期发电边际成本也曾有一段时间高于 180 欧元/MWh，此时电价也可能会受到煤价高企的影响。

6）长远来看，新型电力改革方案将对电价产生积极作用。今年 3 月，欧洲正式启动电力改革方案，主要涉及三个领域：1）保护消费者免受能源价格波动的影响；2）提高能源成本的稳定性和预测性；3）促进对可再生能源的投资。具体的措施包括在高电价时为中小消费者设定受监管的零售电价、提高差价合约和直接购电协议（PPA）的比例、鼓励签订可再生能源的长协等。此项改革强调利用可再生能源和长协稳定电价，对远期电价产生一定压制，而对近期电价的影响较小。