郝良
华电忻州广宇煤电有限公司，山西 忻州 034000
摘要：电力现货市场能够准确反映电力短期供需关系和时空价值，引导电力资源优化配置。近年来，世界各国纷纷开展了电力现货市场的建设和运营工作，并针对可再生能源、储能、需求响应等新兴市场主体的参与进行了机制改进。进一步对比了三种风险规避机制的等效性和差异性，分析了各自应用的场景、条件及局限性。针对当前中国电力现货市场初期的关键特征，提出了风险规避机制的三阶段建设路径。
关键词：电力现货市场；风险规避机制；建设路径
1风险规避机制机理分析
1.1差价合同
差价合同是集中式电力现货市场中常用的风险规避工具，也可作为市场力抑制手段及可再生能源激励措施[1]。差价合同规定合同双方在限定期限内，就特定数量商品按不同价格计价，并向交易对手方支付合同价格与基准价格差额的现金流，而不进行实物交割[2]。对于电力差价合同来说，当合同电价高于基准电价时，合同买方向卖方支付合同电价与基准电价的差额，合同卖方获得补偿；当合同电价低于基准电价时，合同卖方向买方支付合同电价与基准电价的差额，合同买方获得补偿。通过签订差价合同，合同买方可以事先锁定购电价格为合同电价，从而规避基准电价波动的风险，该风险转由合同卖方承担。
1.2金融输电权
金融输电权是美国成熟电力现货市场中用于阻塞风险规避的有效工具，如 PJM 市场在现货市场建成初期便率先配套了金融输电权交易机制，其核心思想是拥有节点间金融输电权的市场主体可获得相应节点间阻塞盈余的返还。因此，承担阻塞费用的市场主体可通过购买相应节点间的金融输电权以获得与阻塞费用数额相等的阻塞盈余返还，从而规避阻塞风险。在美国电力现货市场中，电力用户缴纳了输电费用而获得拍卖收益权(Auction Revenue Rights, ARR)，可选择将拍卖收益权转换为对应的金融输电权或选择出售金融输电权以获取固定的收益。需要说明的是，金融输电权包括义务型及期权型两类，其区别在于拥有期权型金融输电权的市场主体可以放弃获得金融输电权收益(可能为负)，本文通过探讨金融输电权对市场主体成本收益的影响分析其险管理作用，因此不考虑市场主体放弃获得金融输电权收益的情况。
1.3结算权转让
由于市场主体在现货市场中的风险与其所在节点位置密切相关，因此若在结算意义上改变所处节点，即可实现风险规避。首先定义结算权为对特定电量以特定价格结算的权利，故市场主体有对出清电量以所在节点现货电价结算的权利，并在签订差价合同后有对合同规定电量以合同电价结算的权利；进一步提出了应用于阻塞风险规避的结算权转让交易机制，市场主体通过双向的结算权转让交易，在结算意义上交换所处节点位置，从而实现阻塞风险在交易双方间重新分配。
1.4现货市场风险规避的其他关键问题
除上述几种风险规避机制外，电力现货市场的风险规避机制还包括灵活合同、期货、期权等电力金融衍生产品，但金融衍生产品交易信用风险较大、需全社会市场主体广泛参与以提升交易流动性、在规避风险中的作用与差价合同、金融输电权、结算权转让有相重合之处，并非电力现货市场建设初期必须配套的机制。虚拟投标、up-to-congestion也是近期成熟市场中为规避日前、实时两市场间电价差导致的价格风险、阻塞风险而建立的机制，但交易流动性较低、投机性较强，并非用于解决电力现货市场初期主要的风险规避需求。
2适应中国电力现货市场实际特征的风险规避机制建设路径
2.1当前中国电力现货市场的关键特征
2.1.1统一结算点
长期以来，中国用户侧电价仅根据行政区域、电压等级、用电类型等不同有所区分，并未考虑用户在电网中所处位置(节点)。因此，在用户侧应用节点电价可能使用户侧在电力现货市场运营前后的利益调整较大，特别是处于电网阻塞区域的用户在现货市场中将承担较大的风险。考虑到当前用户侧市场意识及风险承受能力较弱，直接应用节点电价可能导致用户侧发生较大亏损或退市，不利于电力现货市场的长期发展，因而中国各电力现货市场试点初期均为用户侧设置了虚拟的全系统统一结算点，而非采用节点电价对用户侧进行结算，以实现电力现货市场的平稳起步。
2.1.2中长期差价合同的基准电价选取及交易电量约束
当前各电力现货市场试点地区的交易规则均规定中长期差价合同只能选取统一结算点电价作为基准电价。在这种情况下，当采用发电侧统一结算点电价时，用户能够通过差价合同完全锁定购电成本，但发电侧需承担自身所在节点电价与统一结算点电价间的价差波动带来的风险，即阻塞风险；当采用用户侧统一结算点电价时，发电侧仍承担阻塞风险，而用户侧由于将收到具有不确定性的阻塞盈余返还，无法通过差价合同完全锁定购电成本，考虑到阻塞盈余的金额也是由系统阻塞情况决定的，故用户也在承担阻塞风险。当前中国电力现货市场各试点地区均未建立有效的阻塞风险规避机制。
2.2中国电力现货市场中风险规避机制建设路径
考虑当前电力现货市场建设初期市场主体市场意识有待提升等实际情况，本文设计了三阶段的风险规避机制建设路径，分析识别各阶段风险规避核心需求，重点关注风险规避核心目标，以实现最终向品种完备、有效竞争的电力现货市场体系的平稳过渡[3]。第一阶段：建立以发电侧市场主体参与为主的、以现有交易机制为基础的风险规避机制，具体做法为采用差价合同及以发电侧为主开展结算权转让交易[4]。第二阶段：建立激励发、用两侧市场主体有效参与的、市场风险全覆盖的风险规避机制，具体做法为放宽差价合同交易限制、激励发用两侧参与结算权转让交易、初步开展金融输电权交易。第三阶段：建立全社会市场主体广泛参与的、高流动性的风险规避机制，具体做法为建成完善的差价合同、金融输电权、结算权转让交易机制，并探索开展标准化电力金融衍生产品交易[5]。
集中式电力现货市场通过产生分时段、分位置的价格信号有效反映电力短期供需关系和时空价值，引导电力资源优化配置。在集中式电力现货市场中，市场主体面临节点电价风险和阻塞风险。本文对能够用于规避交易风险、提升市场效用的差价合同、金融输电权、结算权转让等三种风险规避机制进行了对比分析。
参考文献
[1]肖云鹏,关玉衡,张兰,等.集中式电力现货市场风险规避机制机理分析及建设路径[J/OL].电网技术,2020,19(7):1-12.
[2]李平均,付兆庆,刘康平,等.电力现货市场下基于前景理论的发电商综合决策分析[J].内蒙古电力技术,2020,38(04):13-19.
[3]韩瑜.电力市场化改革中发电企业价格风险规避研究[D].山东大学,2019.
[4]赵亮.电力市场远期合同及其风险模型[D].华北电力大学(北京),2008.
[5]林海峰.电力市场风险规避问题与新的电价监管模式研究[D].浙江大学,2004.