电力现货交易中的风险控制策略

许静

摘要：目前电力市场改革已在全球范围内推广，很多国家对电力市场的管制较之以前有所放松，从而增加了电力现货交易中的风险。电力现货市场建设工作是一项复杂、系统的工作，我国当前的电力现货市场发展时间尚短，由于电力资源不能像其他商品一样大规模的存储，需要对电力资源进行实时平衡，同时电力的供应还会受到线路及系统的影响，因此电价波动比普通商品波动频繁，这样就会增加电力现货交易方的利益风险。

关键词：电力现货交易；风险；控制策略

引言

市场竞争机制引入电力行业中后，打破了电力资源原有的垄断局面。电力行业要想长远的发展下去，必须调整和优化原有的电力行业运转体制和管理机构，以期能够更好的应对市场竞争机制，促进电力行业健康的发展。结合我国现阶段电力现货交易实际，需打破传统的电力资源配置，以市场电力需求为导向，深入分析电力现货交易中的风险，并提出针对性的风险控制策略，从而有效提升电力现货交易的风险控制水平，助力企业可持续发展。

1电力现货交易中存在的风险

1.1内部风险

（1）电力企业缺乏对电力现货市场交易相关规则和政策法规的深入了解。在进行交易过程中，由于缺乏对相关政策、法规等的正确理解和全面了解，从而无法为其交易行为的正确决策提供可靠依据，容易出现失误而影响企业的利益。（2）电力企业内部管理模式及机制建设不完善。企业现有的管理机制远远滞后于当前电力现货交易实际需求，落后的管理理念表现出与现阶段电力现货市场发展趋势诸多不适之处，延缓了电力企业的发展脚步。（3）电力企业现货市场营销人员的素质有待提升。电力企业现货市场的营销人员需是市场营销能力、财务和电力技术兼具的复合型人才，由于人才专业素质薄弱或流失严重，都会增加电力现货交易中的风险。（4）燃料价格的波动。燃料成本约占发电企业总经营成本的7成以上，如果燃料价格出现变动，对电力企业经营成本的影响会非常大。

1.2单一的市场力管控方法无法满足市场建设需求

当前我国电力现货交易已在部分省开展试点，试点省份的现货交易目前处于现货长周期连续结算试运行阶段，有些省份现货交易还未启动，现货交易逐步走向精细化，市场力管控形式、手段、管控的时间维度也随之变得更加多样。但就目前试点省份市场力管控情况来看，还存在管控方法单一的情况，缺乏完善系统的市场力管控体系，致使相关市场力防控指标体系和阈值不明确，难以收到理想的管控效果，容易增加电力现货交易风险。

1.3信息披露不准确、不及时问题

电力现货交易过程需要及时掌握可靠的现货交易信息，只有这样才能抢占市场、从中获取更大的经济收益。然而目前在有些电力现货交易中，信息披露不准确、不及时的问题时有发生，特别是关系到发电企业利益的边界信息，如果出现不及时、不准确的情况就会直接危害到企业的经济收益。不准确的信息会将市场引入错误的价格区间，而不及时的信息会使交易双方错过最佳的交易时机，会破坏市场的公平竞争环境。市场边界信息如果拖延披露，市场主体因不能及时获得准确的信息，在对市场供需判断时就会失去可靠的依据，容易出现判断失误，导致自身报价策略不合理，市场价格的发现功能没能正常发挥作用，从而降低了市场的公信力。

2目前我国电力现货市场存在的问题

2.1时机问题

本轮电力现货市场的窗口期并不会非常长。按照中央的判断，我们经济下行压力很大，所以提出了六个稳：稳就业、稳金融、稳外贸、稳外资、稳投资、稳预期。在这一形势下，经济社会对于能源电力要求更多的是要降成本，短期内更多的是降电价。在两会中，李克强总理提出一般工商业电价要降10%，通过参与第三方评估发现，目标确已实现。今年两会中，总理在作政府工作报告时提出，“降低制造业用电成本，一般工商业平均电价再降低10%。”这个形势用四个字表这，就是“时不我待”。

2.2市场效率问题

首先，发电市场有效竞争的格局尚未完全确定。从2015年中电投和国核技合并，到2017年国电集团与神华集团合并，大型发电集团合并使得发电侧的市场化竞争面临新局面。理论表明，市场较充分地竞争，HHI指数要小于1800。反观现实，要清醒地认识到，经营者过分集中，会使市场效率大大降低。

其次，还有一些具体的、技术性的挑战。我们现在都在做现货市场的交易方案和规则的讨论，电力市场到底应该建设成为一个什么模式。笔者认为，应该强化日前交易的标志性建设。很多专家提出，从年度、月度中长期交易到日前、日内、实时交易这样一个体系当中，最重要的应该是实时市场。但是对于中国来说，标志意义还是这个日前市场。

最后，现货市场是全电量竞争还是部分电量竞争，采取集中式还是分散式。采取“全电量单边竞价+区域边际电价”这种方式，试点可能会较快启动。虽然我们一直强调要建立坚强电网，但是输电网和配电网还不够坚强；真正交易结果执行的话，每一个省输电断面阻塞可能还有不少。另外，这种竞争方式需要安排的过渡性拼施比较少，不需要再拼命“创新”。

2.3市场边界问题

2018年11月，印发的《关于建立更加有效的区域协调发展新机制的意见》，其中“完善区域交易平台和制度”提出，“选择条件较好地区建设区域性排污权、碳排放权等交易市场，推进水权、电力市场化交易，进一步完善交易机制。”但是能不能落实区域协调要求的“电力市场化交易”，市场边界问题一直存在争议。电网企业提出了“统一市场、两级运作”的机制，看似是一个非常完美的体系。但是有个问题需要辨析，即，跨省交易和区域市场是不是等同的概念。一个真正区域市场就意味着调度控制区必须合并，也就是说单个省级调度中心权力归到一起形成区域性的调度中心。这个显然是“统一市场、两级运作”体系里面没有涉及的，或者是尽量回避的问题。

3电力现货交易中的风险控制策略

3.1构建市场

因为新中国成立的时间还比较短，相较发达国家还存在一定的差距，尤其是电力市场处于前期发展阶段，想要确保现货市场的完善，首先就需要颁布相应的政策。而随着市场经济的快速发展，实时市场和日内市场只能对较小的交易规模进行控制。优先开展对安全性冲击小的日前市场，在日前市场成熟后逐渐建设实时市场，在间歇性电源较高比例的市场区域优先建设日内市场。

3.2优化价格机制

在现货市场的建设过程中应因地制宜选择价格机制。存在网络阻塞的地区应根据具体的阻塞情况，尽早建立分区边际电价或节点边际电价机制，在SUCU,SCED程序中集成节点边际电价计算功能。对于目前不存在阻塞的地区，可以采取从简到繁的方法，先采用统一出清电价机制，后期有需要时再过渡到分区边际电价和节点边际电价，也可以采用一步到位的方式，先建立节点边际电价机制，然后根据网络特性将其简化为分区边际电价或节点边际电价。由于节点边际电价机制与现行电价机制差异非常大，其复杂的算法也需要有成熟的技术支持系统支撑，因此具体实施时应该采用试点先行的方式。

3.3建设辅助服务市场

现阶段，我国的辅助服务主要是统一调度安排机组提供，并给予一定的补偿，实际的竞争辅助服务市场还没有完善。而且，辅助服务覆盖的范围非常广泛，发电企业主要提供的辅助服务有：黑启动、无功电压支持、备用以及调峰。在对辅助服务市场建设的时候，不能统一进行定论。虽然目前辅助服务中涵盖了调峰，但是现货市场建立之后，就可以通过现货市场的能量交易实现调峰，严重意义上来说不属于辅助服务市场范畴。机组提供无功电压支撑对其发电的影响相对较小，黑启动服务主要在系统故障停运的情况下调用，这两项辅助服务可以在中长期市场单独进行交易。调频和备用贯穿每一个交易时段，对机组是确保系统供需平衡的重要手段，必须在现货市场出清。

3.4建设完善的配套机制

有些区域的电力供需竞争，并且发电侧市场集中度较大，就需要开展市场力检测和抑制机制，建立更加科学合理的发电成本申报和核算机制。对市场进行适当的干预，并结合现货市场的实际情况，建立更加妥善的交易结算机制。

4结束语

综上所述，电力企业近些年实现了飞速的发展，而想要在越来越激烈的市场竞争中不被淘汰，就需要加强关注电力现货市场。现货市场作为电力市场的重要组成部分，在建设电力现货市场的时候，一定要确定交易规模、明确市场、完善价值机制、做好大用户购电的交易协调，建设完善的配套机制，尽快实现现货交易“最后一公里”，使电力资源得到优化配置，将电力价值充分体现出来，为中华民族的伟大复兴奠定坚实的基础。

参考文献

[1]王鹏,曹雨洁.2018年电力市场化改革的回顾与展望[J].中国电力企业管理.2019(13).