中国储能网讯：电力期货正在逐渐从概念走向现实。目前，广州期货交易所已完成广东电力期货合约方案的设计工作。尽管距离最终上市还有较长时间，但随着电力市场建设的深入，市场各方对于电力交易风险管理已经越发重视，期货则是风险管理的工具之一。

从一次售电风波说起

  2021年5月，南方区域（以广东起步）开启了第二次全月电力现货结算试运行。当年，随着疫情缓解、外贸订单增加、社会生产快速恢复，煤炭天然气等燃料价格开始上涨，叠加气温偏高导致负荷增长、来水欠缺导致的西电不足等因素，5月份现货日前均价为0.51元/千瓦时，比普遍的零售签约价格高出0.1元/千瓦时。而2020年底签订年度长期协议时，售电公司普遍预计2021年现货价格将暴跌，不惜签下低价长协以留住零售用户。5月参与现货市场的广东售电公司中有八成亏损。

  在一次国家部委组织的现货研讨会上，发电集团普遍认为独立售电公司抗风险能力较弱，造成零售用户损失。而笔者认为，本次预判不准的根本原因是年度交易中缺乏远期价格发现工具，市场呈现一边倒的两极分化态势，最终的年度交易价格并非通过竞争“发现”而是“发用较劲+偏差惩罚”的结果。这就为中长期价格偏离现货价格埋下了隐患。发售一体的公司只是赢在体量大，其价格发现能力与独立售电公司并无差别，如果市场风险足够大，大公司和小公司都会难以承受。

  那么问题来了，如何才能加强市场的价格发现能力？

现货价格带来了什么

  没有任何一种能源或工业原料的价格像现货电价一样波动剧烈，这给市场主体带来了很大的不确定性。

  首先，用户并不具有中长期交易中最大的竞价优势和谈判利器，即根据价格预期安排用电计划的高度价格弹性；即便现货市场允许用户申报需求，但由于用户一天之内的用电几乎不具有价格弹性，因此也难以影响出清价格。

  其次，现货价格只反映当下供需，缺乏对数年以后的指导信号，发电集团难以决策投资建厂是否合算。此外，由于现货价格导致营业收入具有不确定性，以售电合同预期收益去银行融资的资产证券化（ABS）等手段碰壁。曾经有同行与笔者探讨，云南五年之后的电价是什么水平？笔者发现，自己并不比2020年底广东的售电公司更聪明，来水好转、经济增长、东部电源投产……每一种因素都会带来不确定性。

价格是如何发现的

  发现商品价格并不限于单一渠道。大宗商品交易有三种最主要的渠道：以车站或港口等交通枢纽为货物集散地的现货交易、商品交易所开展的场内标准化远期合约交易、商业合作伙伴之间的场外交易（OTC）。交通枢纽现货是最灵活的交割渠道，也是最受天气、运输等因素影响的“风险集中地”。商品交易所是各类机构投资者交换信息，形成未来价格预期、开展投机或套期保值的最佳渠道，但交割价格还是要锚定当期现货价格。而OTC则是高效率低成本绑定供应与消费的方式，但通常会以商品交易所的收盘价作为参考，增加浮动因素来签订合同。这三者既不能相互替代，也不存在明确的市场占比，资源会动态地、自发地涌入最适宜的渠道。2022年，欧洲在发现能源期货合约被现货价格带飞之后，再次回到实货交易领域寻求答案，要求各方多签实物合同以抵御风险。

  在商品交易领域存在这样的共识，发现价格至少需要“三多”：足够多的市场主体避免一家独大操纵价格，足够多的交易场次提供多空双方充分交换信息的舞台，以及足够大的交易规模以降低极其特殊价格的影响。目前的电力中长期市场并不具备“三多”，也难以通过优化交易品种来实现“三多”。看远一步，如果引入实体经营机构之外的投资机构或个人投资者，就能够扩大价格发现的范围，汇集更多的价格预期判断。通过组织提前数年的长时间跨度、连续开市交易保障买卖意愿充分达成。通过保证金制度放大交易杠杆，操作空单等双向交易方式扩大交易规模。简单地说，这就有了一份期货合同的雏形。

  近年来，电力现货市场的蓬勃发展引起了郑州、上海、大连以及广州四大商品交易所的高度关注，电力期货合约的设计已经提上日程。电力期货的作用，首先是引导投资，通过发现远期的电力价格，指导企业决策投资建电厂、投资生产项目。其次是安排经营，通过发现中远期的电力价格，安排年度或月度的生产经营活动，以及制定燃料采购计划。第三是分散风险，将一方的风险在多个市场主体中分摊，将短期的价格波动风险在中长期摊平，将实际发用电主体的风险向金融机构转移，从而提高市场的风险承受能力。

  以充分发挥中长期交易为前提，未来辅以电力期货等金融衍生品，电力市场有望彻底放开电力现货价格限制，以直观、变化明显的价格信号反映市场短期供需，激励新业态充分发展。这也就是现在形成共识的观点，以中长期交易作为压舱石，以现货交易作为指南针。

  那么，追溯2021年5月的售电风波，如果投资机构作为卖方进入，是否可以从海外订单趋势、各大银行放贷、世界贸易物资流动量等角度，预测出不一样的价格呢？

远期价格发现，电力市场要做什么

  建设电力市场的初心是让电力回归商品属性，现货与中长期共舞，实物与金融携手，形成一个更安全、更透明、更平坦、更自由的电力市场。

  首先，电力市场政策环境稳定。作为电力金融衍生品“锚点”的电力现货价格机制应该设计成熟，市场运转稳定。2022年至今，欧洲部分国家多次提出将单一边际电价修改为边际电源定价与其他电源定价分开的双市场定价，从而解决边际电源影响下气电定价导致电价畸高或新能源定价导致价格消失等问题。该提议没有被欧盟采纳，一方面是电力市场的路径依赖，另一方面是发电集团担心收益受损；但也不排除一种可能是该政策巨变将严重影响电力金融市场，使得锚定边际价格的金融合约彻底失效，从而给电力市场数倍以上交易规模的金融市场带来颠覆性风险。

  其次，有必要将电网向市场下的抽象路网转变，演变为“高速路+交割枢纽”的交易路网。PJM电力市场已经实现将电网转变为市场交易所需的“合约路径+交割枢纽”；欧洲电力市场也通过电价分区实现了跨国互联电网向路网的转变，每一个价区就是一个交割枢纽，价区之间的输电线路就是高速路。以路网为基础，可以在交割枢纽内开展自由交易，在交割枢纽之间通过高速路开展输电权支持下的交易，从而延伸中长期交易的时空范围，发挥其价格发现与远期交割功能。电网转为路网不仅是中长期实物交易的基础，也是未来建立电力金融市场的基础。

  第三，交易所打铁还需自身硬，建立完备的电力市场风控体系。随着现货市场的不断深入，对风险控制的要求越发紧迫。风控体系至少应该包括如下方面：首先是市场主体适应性评价。以资金体量、经营行业类比和风险承受能力为基础开展信用评级，建立分层分级的市场主体管理体系。交易中心面对风险控制能力最强、商誉资质最为优良的市场主体，大量的中小客户通过逐级代理的方式进入市场，将风险分层级化解。其次是履约保函或保证金制度，这是确保交易中心能够担任中央对手方，同时也为其他市场主体提供履约与结算保障的最有力措施，可以配合信用评价制度支撑市场全面放开后的风险管理。最后是穿透式的账户管理，交易中心应该建立对所有市场主体的账户信息统一管控。