英大证券董事长、党委书记兼英大期货董事长郝京春：精心打造能源特色一流券商 积极服务能源电力安全保供

　　近期受多重因素叠加影响，我国电力供需形势总体偏紧，部分地区采取了有序用电措施，个别地区拉闸限电波及民生，引发社会普遍关注。相关部委多措并举，坚持民生优先，采取煤炭增产增供等有力措施，目前我国电力供需矛盾得到一定程度的缓解。

　　作为关系国计民生和能源安全的国家队，国家电网公司深入学习贯彻重要讲话和指示精神。自9月底以来，组织多次专题会议及相关会议对电力保供进行部署安排，公司主要领导深入电力生产一线检查督导供电保障工作。国家电网公司董事长、党组书记辛保安反复强调，保障电力供应不仅是经济问题，更是关系国家能源安全、经济社会发展和民生福祉的社会问题。当前及今后一个时期，公司重要而紧迫的任务就是聚合力、保安全、保供电、保民生、保稳定、强管理、优服务、防风险。公司上下要以高度的政治担当，坚持系统观念，强化底线思维，认真践行人民电业为人民企业宗旨，全力做好今冬明春电力保供工作。英大证券作为国家电网公司金融平台主要成员，充分发挥资本市场金融资源配置功能，为能源电力产业链上下游企业提供高质量金融支持，以实际行动服务能源电力安全保供大局。

　　一、全国电力供需仍面临挑战

　　电力系统是一个超大规模、动态变化的能量平衡系统，电能以光速传播，目前还无法实现大规模储存，发变输配用各环节需要瞬时完成，并且保持实时平衡。传统电力系统主要采用“源随荷动”生产组织模式，通过对发电端的调节，主动适应用户侧负荷波动，确保电力系统安全可靠运行。由于新能源发电具有随机性、波动性和间歇性特点，随着新能源装机占比不断提高，电源侧和负荷侧双向随机变动导致电力系统电量电力平衡压力不断增大。2021年3季度，我国电力供需总体偏紧、部分地区采取有序用电，主要原因是需求增长过快、电煤供应紧张等多重因素导致电力供需不均衡。

　　一是需求增长较快导致供给相对不匹配。在需求端，2021年1～9月全社会用电量同比增长12.9%，两年平均增长7.4%，高于2019年同期增速3.0百分点。在供给端，发电装机同比增长9.4%，比用电量增速低3.5个百分点，其中，风电、光伏发电装机同比增长32.8%和24.6%，火电、核电和水电装机同比增长仅4.2%。受拉尼娜现象影响，今年冷冬可能性较大，全社会用电量增长叠加冷冬等因素影响，预计今年冬季最大用电负荷可能突破12亿千瓦，高于夏季最大负荷，同比增长10%以上，远高于2020年2.3%的最大负荷同比增速。

　　二是可再生能源发电稳定支撑能力有待提升。目前我国发电机组主要由火电、水电、核电以及风光等新能源发电组成。水电方面，前三季度累计发电量9030亿千瓦，发电量占比约14.9%，但受降水偏少等因素影响，利用小时连续三年同比下降。核电方面，前三季度累计发电量同比增长12.3%，利用小时创近几年新高，达5842小时，但发电量占比较小，不到5%。新能源方面，我国风光装机快速增长，截至2021年9月底，我国风电、光伏发电装机占比分别达13.0%和12.1%，合计25.1%，但发电量占比仅分别为7.8%和4.1%，合计11.9%，比装机占比低13.2个百分点。持续加大电力系统供需平衡难度，仍需火电等常规机组兜底保障。

　　三是煤价电价挤压导致部分煤电企业发电意愿不足。2021年9月底我国煤电装机占比47.9%，前三季度累计发电量占比59.8%，仍是电力供应基础。今年全球大宗商品价格暴涨，煤炭供需矛盾突出，煤价快速上涨，部分企业发电意愿较低。“十四五”“十五五”期间煤电在电力系统中仍需发挥重要作用，需要从“碳达峰、碳中和”的大局，分阶段、系统性思考火电，特别是煤电，在能源转型中的作用和意义。

　　二、电力保供深入推进我国电力市场化改革

　　新世纪以来，我国主要经历了两轮电力体制改革，2002年电力体制改革5号文下发，推进政企分开、厂网分开、主辅分开，初步形成了电力市场主体多元化竞争格局。2015年电力体制改革9号文延续5号文市场化改革方向，有序放开竞争性环节电价、配售电业务和发用电计划，陆续组建相对独立的电力交易机构，电力市场建设和电力市场化交易取得积极进展。但整体上来看，我国电力体制改革推进比较缓慢，尚难适应电力高质量发展的步伐。能源电力是国民经济的基础，能源体制革命是“四个革命、一个合作”能源安全新战略的重要组成部分，“十四五”是碳达峰的关键期、窗口期，要深化电力体制改革，构建以新能源为主体的新型电力系统。面对当前能源电力供需形势，相关部门明确要求，有效运用市场化手段和改革措施，保证电力和煤炭等供应。10月12日国家发改委下发《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》，有序放开全部燃煤发电电量的上网电价，有序放开工商业用户用电价格，扩大市场交易电价的上下浮动范围，保持居民、农业、公益性事业用电价格稳定。此次改革有利于进一步理顺“煤电”关系，在推进电价市场化改革上迈出了一大步。

　　一是推进煤电价格双向浮动成为常态。“十三五”以来，我国电力供需宽松，煤电利用小时持续下降，2020年我国煤电利用小时为4340小时，远低于5500小时设计值，煤电参与电力市场交易主要是单方向降价。2019年10月，我国将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市场化价格机制，上浮不超过基准价10%、下浮原则上不超过15%。当前改革要求煤电100%进入电力市场，通过市场交易在“基准价+上下浮动”范围内形成上网电价，并进一步拉大电价上下浮动范围，均为不超过20%，高耗能企业不受上浮20%限制。近期山东、江苏等地已组织开展了深化煤电上网电价市场化改革后的首次交易，成交均价较基准电价顶格上浮。根据我国碳达峰碳中和顶层设计方案，我国将加快煤炭减量步伐，“十四五”时期严格合理控制煤炭消费增长，“十五五”时期逐步减少。“十四五”“十五五”在强化能源消费强度和总量双控下，煤炭和煤电仍可能面临季节性、区域性偏紧，煤电价格双向浮动或将成为常态。

　　二是进一步推动用户侧商业模式创新。2020年我国非水可再生能源发电量占比约为11.4%，2025年大概率超过15%，电力系统灵活性运行成为首要关键问题。过去我国峰谷价差较小，调频调峰以及备用容量机组补偿不足，不能有效引导用电需求。本轮改革进一步完善分时电价机制，在峰谷电价机制方面，科学划分峰谷时段，将峰谷价差进一步拉大到3:1，部分地区不低于4:1，并建立尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。新一轮改革下，取消工商业目录销售电价，工商业用电量参与市场化交易比重将由目前的44%左右逐步提升到100%，峰谷价差将通过电价信号引导用能企业将部分用电转移到低谷时段，鼓励发电侧、电网侧、用电侧配置灵活性电源增强自身调节能力，推动储能、电动汽车、需求侧响应等灵活性资源业务模式创新，引导负荷侧削峰填谷，改善电力供需状况，促进新能源消纳。从长期来看，有利于推动构建新型电力系统，最终助力双碳目标实现。

　　三是推动煤电产能优化和转型发展。近期我国碳达峰碳中和顶层设计方案进一步明确了煤电在能源系统及电力系统中的定位和作用，“十四五”“十五五”期间，我国煤电将向基础保障性和系统调节性电源并重转型。同时，新型电力系统建设是一个长期工程，预计2025年我国煤电装机达峰，达峰容量在11亿千瓦左右，2030年我国煤电装机超过10亿千瓦，发电量占比超过40%，煤电仍是电力电量基础，在促进可再生能源消纳、提高电力系统灵活性调节、保障区域季节性阶段性电力供需安全中发挥重要作用。由于长期受煤、电双重挤压，我国煤电大部分处于亏损状态，“十三五”期间煤电灵活性改造进度远低于预期，转型升级仍面临较大投资压力。随着煤、电价格机制的逐步理顺，电力中长期交易、现货市场和辅助服务市场将进一步建立，市场化机制倒逼燃煤机组转型升级，煤电行业经营环境将有所改善。

　　三、发挥资本市场作用，积极服务电力保供大局

　　实体经济是金融发展的根基，为实体经济服务是金融的天职。2021年3月《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》明确提出，深化金融供给侧结构性改革，构建金融有效支持实体经济的体制机制。管理部门要求金融机构全力做好今冬明春能源电力保供金融服务工作，满足能源电力供应合理资金需求。电力系统的新形势和新变化深刻影响行业发展格局，“十四五”期间，金融机构需要发挥资本市场作用，推动煤电转型升级，赋能新型电力系统技术创新，为新能源消纳提供基础支撑，为能源电力安全稳定可靠供给提供坚实的基础。

　　（一）进一步推进动力煤期货市场健康有序发展。我国动力煤期货2013年在郑州商品交易所上市，2020年我国动力煤期货交割总量达618万吨，创上市以来新高，但在我国动力煤总消费量中的占比仅为0.2%，远低于其他期货类型，需要进一步推进动力煤期货市场健康有序发展。一是加强政策引导，推进煤炭企业、煤电企业开展动力煤套期保值，充分利用动力煤期货、期权在价格发现和规避风险中的作用，锁定售、用煤成本，有效防范煤炭价格波动风险。二是监管机构持续加强市场监管，坚持“零容忍”从严管理市场，坚决防范市场过热交易，严厉打击资本恶意炒作行为，有效维护市场秩序，为煤炭保供创造良好的资本市场环境。

　　（二）进一步推进我国碳市场体制机制建设。碳市场是推动“碳达峰、碳中和”的重要政策工具。在试点先行的基础上，我国于2021年7月16日正式启动全国碳市场交易，首批纳入2000多家发电企业，年二氧化碳排放超过了40亿吨。目前我国全国碳市场交易正逐步形成全国和区域、一级和二级、现货和衍生品的多层次的碳交易市场体系，需要充分发挥碳市场作用，为煤电转型升级提供资金支持。一是围绕煤电企业碳资产，金融机构需要积极探索基于碳配额、核证自愿减排量(CCER)等的融资服务创新。二是监管机构进一步科学合理设置碳配额数量，适时推进碳市场扩容，在行业覆盖范围上由电力拓展到钢铁、化工等行业，在市场主体上推进金融机构参与碳市场建设，推进期货、互换等碳金融衍生品创新试点，逐步完善碳交易价格发现机制。

　　（三）推进资本市场赋能新型电力系统建设。目前新型电力系统支撑技术快速发展，但市场竞争力仍较弱，亟需资本市场赋能。以新型储能为例，2025年我国新型储能装机规模预计达3000万千瓦以上，接近2020年装机规模的10倍，但目前新型储能度电成本0.6～0.9元/千瓦时，收益率相对较低，企业融资方式较单一，需要充分发挥资本市场直接融资功能，赋能新型电力系统建设。一是在政策支撑方面，目前针对绿色金融尚无税收等实质优惠支持政策，监管机构需要进一步完善绿色投资配套机制建设，深化绿色低碳发展税收等支持政策，对绿色债券认证评估、发行登记、交易结算等环节进行补贴支持，给予绿色投资税收优惠，提高绿色投资的市场吸引力。二是在资本市场方面，进一步健全多层次资本市场体系，充分发挥科创板、创业板、新三板、北交所等各层次资本市场作用，降低企业上市门槛，拓宽直接融资入口，吸引社会资本参与新型电力系统产业链上下游研发创新。三是在产品创新方面，监管机构、交易所推进金融产品创新，推进绿色债券、绿色资产管理计划（ABS）、绿色收益支持证券、不动产投资信托基金（REITs）等发展，充分发挥资本市场拓宽投融资渠道以及降低融资成本作用。目前我国已经推出9个基础设施REITs项目试点，可进一步拓展至新能源发电、抽水蓄能、区域综合能源等基础设施领域，积极探索绿色证券助力新型电力系统建设的有效方式和路径。四是在资本服务方面，金融机构积极推动绿色企业IPO，为产业链企业IPO、再融资、并购重组等提供投资银行、财务顾问等一揽子金融服务，引入社会资本投资新型电力系统建设。

　　英大证券作为国家电网公司旗下的全牌照综合性证券公司，坚决贯彻落实中央关于金融工作三大任务，明确提出“加快建设具有能源特色产融典范的金融科技证券公司”的发展目标，其中“能源特色”是根本，“产融典范”是追求，“金融科技”是方向，充分发挥国家电网能源电力产业链枢纽平台和核心企业作用，为能源电力产业链上下游企业提供高质量金融服务。在产融、融融协同方面积极探索，国网雄安保理 ABS、中广核风电绿色1号、鲁能新能源绿色1号单一资管计划等公司首单、首创业务逐步落地。在深化金融科技协同方面，积极推广应用国家电网线上产业链金融平台“电e金服”，加快数字化发展，打造金融数据中台，提升公司金融服务质效。近两年，英大证券发展质量不断提高，经营效益逐年攀升，并不断创造历史新高，2019年、2020年净利润增幅分别是行业平均增幅的3.27倍、3.86倍，“差异化竞争、特色化服务、专业化发展、精益化管理”的发展理念正逐步取得实效。

　　今年以来，在能源特色电力保供方面，英大证券充分发挥资本市场作用，精准对接电网业务和产业链服务需求，不断提升资金融通、资产管理服务水平，累计落地绿色金融业务规模近60亿元，为新型电力系统建设持续赋能。英大证券控股子公司英大期货积极为能源电力上下游企业开展套期保值业务，在防范煤炭价格风险方面取得良好效果，近期综合利用现货贸易和期货套期保值的方式向发电厂供应电煤近万吨，助力发电企业做好煤炭稳价保供工作。英大证券集中力量攻关资本市场服务新型电力系统建设的各项任务正有序推进、加速实施。2021年上半年，英大证券总资产217.47亿元，较年初增长14.79%，营业收入同比增长30.45%，净利润同比增长14.73%，创6年来同期最好成绩。

　　“十四五”时期是我国开启全面建设社会主义现代化国家新征程、向第二个百年奋斗目标进军的第一个五年。资本市场在服务实体经济、推动绿色发展、助力科技创新等方面持续发挥重要作用。目前英大证券正处于历史最好发展阶段，加快建设具有能源特色产融典范的金融科技公司，为能源电力产业链上下游企业提供高质量金融服务，服务能源电力安全稳定供应，助力国家“碳达峰、碳中和”战略以及新型电力系统建设。在新的赶考路上，公司上下坚定不移贯彻落实党中央决策部署，完整、准确、全面贯彻新发展理念，永葆“闯”的精神、“创”的劲头、“干”的作风，共同创造更加辉煌的未来！