中國儲能網(wǎng)訊：
以省間現(xiàn)貨為標的資產(chǎn)
的電力期權交易市場的可行性分析
開展省間電力現(xiàn)貨市場
價格風險管理的緊迫性
省間現(xiàn)貨市場的基本構成?！妒￠g電力現(xiàn)貨交易規(guī)則（試行）》規(guī)定，目前我國省間現(xiàn)貨市場由國家電網(wǎng)電力調(diào)控中心組織，分日前市場和實時市場。目前參與交易的市場主體實際為發(fā)電企業(yè)和缺電省代理省內(nèi)用戶購電的省級電網(wǎng)公司。省間現(xiàn)貨市場價格上限根據(jù)交易范圍內(nèi)各省用戶平均失負荷價值確定，為10元/千瓦時；下限基于邊際發(fā)電成本確定，為0元/千瓦時。相比于省內(nèi)現(xiàn)貨市場，省間現(xiàn)貨市場的一個重要區(qū)別是價格上限和價格變化范圍擴大了6.7倍。由于各省電力供求平衡狀態(tài)受氣溫、來水等自然因素和經(jīng)濟不確定性等偶然因素影響較大，如2022年四川省由于歷史同期最高極端溫度、最少降水和最高電力負荷（主要受最高氣溫影響）的三個偶然因素疊加產(chǎn)生了嚴重缺電結果，各省通過省間現(xiàn)貨市場交易的電量具有很大的不確定性。相比于省內(nèi)現(xiàn)貨市場的較小價格上限和一般不足10%的結算電量，省間現(xiàn)貨市場交易電量規(guī)模的不確定性及6.7倍的價格變化幅度，給省間現(xiàn)貨市場主體帶來了明顯更大的市場收益或成本風險，也使得價格風險管理機制建設更加緊迫。
省間現(xiàn)貨市場需要風險控制機制。對于不可預期的自然災害等，我們可以通過保險制度在一定程度上控制風險，而目前針對可能出現(xiàn)的省間現(xiàn)貨市場高價，卻沒有相應的風險管理機制。相比于遠期合同，電力期貨等電力金融衍生品，具有保險機制的電力期權交易，特別適合作為目前省間電力期貨市場的配套交易品種，通過為參與省間電力現(xiàn)貨市場的主體提供價格風險特別是極高電價的風險管理機制，電力期權交易在幫助市場主體規(guī)避風險的同時，也有利于省間現(xiàn)貨市場的正常運行。
省間現(xiàn)貨市場引入電力期權
管理價格風險的場景分析
根據(jù)目前我國省間電力供求平衡的狀態(tài)和省間現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，目前省間現(xiàn)貨價格風險同時存在著價格上漲和下跌兩種風險。由于全國電力供求整體處于緊平衡狀態(tài)，因此，省間現(xiàn)貨市場價格主要表現(xiàn)為價格大幅度上漲風險。
價格上漲風險管理的場景分析。省間現(xiàn)貨市場價格上漲風險可以通過2022年8月省間現(xiàn)貨市場交易價格看出。由于電力供應緊張，同時各省嚴格落實國家電力保供相關政策要求，不拉閘限電，缺電省幾乎不計代價地在省間現(xiàn)貨市場購電，出現(xiàn)了明顯超預期的極高現(xiàn)貨市場交易價格和極高月平均結算價格，個別省形成超出本省燃煤基準價的巨額購電成本。根據(jù)期權交易原理，偶然產(chǎn)生的省間現(xiàn)貨市場極高電價及其購電成本類似于行車出現(xiàn)了嚴重事故。既然車險可以幫助我們有效化解嚴重事故產(chǎn)生的損失，期權交易自然也可以化解類似的巨額購電成本的風險。事實上，在當時部分省缺電狀態(tài)已經(jīng)基本明確和國家電力保供要求嚴格的背景下，如果有看漲期權工具可以使用，缺電省肯定會購入相應的現(xiàn)貨期權，在付出權利金代價（可以按需求側響應費用理解）的情況下，通過行權將省間現(xiàn)貨月平均結算價格控制在較低水平，同時鎖定了省外購電成本。
價格下跌風險管理的場景分析。雖然目前省間現(xiàn)貨市場價格上漲的可能性相對較大，但是，并不排除可能存在的大范圍或者局部地區(qū)的價格下跌風險。在目前各省新能源發(fā)電逐步進入市場的背景下，在用電淡季凈負荷曲線較小，同時燃煤機組因最小出力限制不能讓負荷，且新能源機組享受國家補貼的情況下，電力送出省新能源企業(yè)參與省間現(xiàn)貨市場交易時的最優(yōu)報價可能是零甚至負電價。對新能源發(fā)電企業(yè)來說，如果能夠確定會有價格下跌趨勢，也需要有類似車險的金融工具如看跌期權，通過支付權利金購入看跌期權，將未來交易電價鎖定在一定水平，盡可能化解價格下跌產(chǎn)生的風險損失。
省間現(xiàn)貨市場引入
電力期權交易的可能性
省間電力期權合約價值較大。作為一個新的交易品種，電力期權首先要有內(nèi)在的經(jīng)濟價值，才有可能產(chǎn)生交易需求并形成市場。由于目前我國還沒有開展電力期貨交易，省間電力期權交易只能以省間現(xiàn)貨為標的資產(chǎn)。理論上，標的資產(chǎn)價格相對越高，變化越大，到期日越長等，電力期權的內(nèi)在價值越大，參與交易獲得的潛在利益越大，市場主體參與的積極性越高，市場交易規(guī)模也越大。參考2022年省間現(xiàn)貨市場交易結果，結合各省電力電量平衡預測數(shù)據(jù)，今年夏、冬季省間現(xiàn)貨市場價格仍然會很高，省間交易電量和價格的不確定性很大，電力期權交易越早其價值也越大。根據(jù)上面的分析，省間電力期權價值明顯大于省內(nèi)電力期權價值，從這個角度來看，省間期權交易比省內(nèi)期權交易有更大的市場潛力。
期權交易由電力交易機構組織的政策可能性。國家《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）提出“待條件成熟時，探索開展電力期貨和電力場外衍生品交易，為發(fā)電企業(yè)、售電主體和用戶提供遠期價格基準和風險管理手段”。相關文件也提出探索開展電力期貨期權交易，但是，并沒有明確開展電力金融交易的組織機構。2004年頒布的《中華人民共和國期貨和衍生品法》第十一條規(guī)定，“期貨交易應當在依法設立的期貨交易所或者國務院期貨監(jiān)督管理機構依法批準組織開展期貨交易的其他期貨交易場所，采用公開的集中交易方式或者國務院期貨監(jiān)督管理機構批準的其他方式進行?！毖苌方灰住翱梢圆捎脜f(xié)議交易或者國務院規(guī)定的其他交易方式進行”。期權交易屬于衍生品交易，按照法規(guī)如果采用協(xié)議交易方式即場外交易方式，并不受交易機構的限制，即不必由期貨交易所組織交易。進一步分析，電力現(xiàn)貨市場是國家組織的重大改革事項，與省間現(xiàn)貨市場配套的場外期權交易反映了市場主體價格風險管理的訴求，符合電力市場規(guī)律和國際慣例，肯定也能得到國家相關部門的支持。
期權交易可以在目前電力交易平臺上完成。目前省間現(xiàn)貨市場交易在國家電網(wǎng)調(diào)控中心及其區(qū)域、省調(diào)控中心平臺組織，結算在北京電力交易中心及其區(qū)域分部、省電力交易機構平臺上完成，電力調(diào)控中心和交易機構共享市場主體注冊等基礎信息。如果場外期權交易只做金融或結算交割，省間現(xiàn)貨交易與期權交易可以分別在電力調(diào)控中心和電力交易機構組織，不需要再增加新的交易系統(tǒng)和平臺，只需要補充和完善結算規(guī)則。因此，省間場外期權交易技術上也可行。
省間電力期權交易
市場初步設計與分析
目標與原則
目標：省間電力期權交易市場短期內(nèi)主要探討利用金融工具幫助市場主體建立自主決策同時也切實有效的價格風險管理機制，盡可能降低市場主體價格風險損失；確保省間電力現(xiàn)貨市場真正按電力市場規(guī)律建設和運行，促進各省電力保供科學化、市場化和成本最小化。長期內(nèi)為標準化和集中交易的電力期貨、期權市場提供試點經(jīng)驗；為不同市場主體管理價格風險和優(yōu)化投資組合提供平臺基礎；從解決價格風險問題入手，推進電力市場體系建設，促進市場優(yōu)化資源配置功能更好發(fā)揮。
原則：第一，針對性原則。主要針對當前省間電力現(xiàn)貨市場潛在的價格風險問題，為市場主體利用市場機制控制風險或降低損失提供平臺或機會；第二，主體性原則。在交易機制設計中盡可能調(diào)動市場主體參與期權交易的積極性，激勵自主決策控制風險；第三，簡明有效原則。期權等金融交易容易復雜化，難以被市場主體理解和接受。期權合約、交易過程及規(guī)則要盡量簡單易行，與目前省間和省內(nèi)交易相銜接，以后逐步補充完善。
省間電力期權交易市場初步設計
期權交易品種與標的資產(chǎn)。省間電力期權交易初期暫時設置兩個交易品種，一是省間月度電力現(xiàn)貨期權交易，主要適用于缺電省電網(wǎng)公司開展看漲期權交易；二是季節(jié)性如月度午間12：00至14：00的時段現(xiàn)貨期權交易，主要適用于送出省新能源企業(yè)開展看跌期權交易?？紤]電力電量平衡特點，兩種期權都采用美式期權，即買方主體可以在交易完成至到期日以前的任何時間內(nèi)行權。在看漲期權交易中，買方支付權利金后獲得相應月份以行權價格購買相應電量的省間月度現(xiàn)貨的權力，賣方獲得權利金后在買方行權時履行相應的月度現(xiàn)貨電量銷售義務。在看跌期權交易中，買方支付權利金后獲得相應月份以行權價格賣出相應電量的省間月度現(xiàn)貨的權力，賣方獲得權利金后履行在買方行權時履行相應的月度現(xiàn)貨購電義務。
市場主體。省間電力期權場外交易的市場主體原則上與省間現(xiàn)貨市場交易主體相同。從期權合約價值的角度，缺電省的省級電網(wǎng)企業(yè)或用戶（售電公司），送出省的發(fā)電企業(yè)特別是新能源發(fā)電企業(yè)是期權交易的主要市場主體。為了充分體現(xiàn)金融交易的特點，作為試點可以吸引投資公司參與。
行權價格。根據(jù)《省間現(xiàn)貨交易規(guī)則（試點）》并結合2022年實際運行結果，行權價格參考國外經(jīng)驗由期權交易組織單位分檔劃間隔后，由市場主體選擇確定。如標的資產(chǎn)即月度現(xiàn)貨平均結算價格低于或等于1.5元/千瓦時而大于價格下限即0元/千瓦時時，按0.05元/千瓦時間隔確定行權價格；標的資產(chǎn)即月度現(xiàn)貨平均結算價格大于1.5元/千瓦時而小于5元/千瓦時時，按0.10元/千瓦時間隔確定行權價格；標的資產(chǎn)即月度現(xiàn)貨平均結算價格大于或等于5元/千瓦時而小于價格上限即10元/千瓦時，按0.15元/千瓦時間隔確定行權價格。期權合約的行權價格反映市場主體的風險承受能力和投資策略等，由市場主體在期權交易中自主確定。
期權交易方式與權利金形成機制。期權交易采用雙邊協(xié)商和掛牌交易方式。期權買方與賣方通過雙邊協(xié)商和掛牌交易的市場競爭方式確定標的資產(chǎn)、期權類型、行權價格和權利金等。權利金確定是期權交易的核心和關鍵，不確定性較大，初期可探索形成與行權價格掛鉤的形成機制。
期權交易平臺與交割或結算方式。省間期權交易在北京電力交易中心平臺組織，各省、區(qū)域電力交易機構配合實施。由雙邊協(xié)商交易完成的期權交易合同必須在北京電力交易中心平臺備案，并承諾作為結算依據(jù)。采用掛牌方式的期權交易必須在北京電力交易中心的平臺上完成，并承諾作為結算依據(jù)。場外期權交易全部采用結算交割方式，不做物理交割。在行權月份或時段與省間現(xiàn)貨交易合并結算。
權利金與保證金。買方完成期權交易并按規(guī)定支付權利金且賣方收到權利金后，期權交易合同生效。賣方權利金在期權交易結束前可作為賣方的保證金，由北京電力交易中心按賣方主體的保證金管理。根據(jù)行權價格的大小，為保證賣方市場主體履行義務，交易機構可以要求賣方市場主體提高保證金支付水平。
交易時間、到期日與行權方式。場外期權交易原則上與省間現(xiàn)貨市場交易時間相同，市場主體可以在期權合約到期日通過雙邊協(xié)商或掛牌完成交易，并按規(guī)定在北京電力交易中心備案和完成。以月度現(xiàn)貨交易電量為標的資產(chǎn)和以季節(jié)性午間時段現(xiàn)貨電量為標的資產(chǎn)的期權交易參考國外經(jīng)驗在合同中明確到期日。在到期日前，買方主體可以向交易機構提出行權申請，交易機構按規(guī)定相應執(zhí)行。在到期日后，作為規(guī)則，除非市場主體有特殊要求，交易機構自動執(zhí)行實值期權和平值，不執(zhí)行虛值期權。
省間期權交易模擬測算分析
看漲期權模擬測算分析。假設某缺電省今年1月通過掛牌或協(xié)商交易購入8月的省間月度現(xiàn)貨電量的看漲期權，電量規(guī)模10億千瓦時，行權價格1.0元/千瓦時，權利金0.20元/千瓦時。如果標的資產(chǎn)價格即8月份現(xiàn)貨平均結算電價為3.0元/千瓦時，該省電網(wǎng)企業(yè)選擇行權，或交易機構自動結算實值期權，則該省參與現(xiàn)貨期權交易后的8月份實際省間現(xiàn)貨購電成本為10×（1.0+0.2）=12億元。如果不參與月度現(xiàn)貨期權交易，則需要支付購電成本10×3=30億元。相對于支付2億元（10×0.2）權利金后，規(guī)避了18億元（30-12）的價格風險損失。當然，如果預期價格上漲產(chǎn)生錯誤，8月份標的資產(chǎn)價格僅為0.60元/千瓦時，該省電網(wǎng)企業(yè)放棄行權，或者交易機構不結算虛值期權，該省電網(wǎng)企業(yè)購電成本為10×（0.6+0.2）=8億元。如果不參與月度現(xiàn)貨期權交易，則只需要支付購電成本10×0.6=6億元，相當于損失了2億元。從上面的計算結果可以看出我們上面提到的車險機制作用效果，期權交易的核心是以較小的代價解決可能難以承受的重大損失問題如30億元的購電成本，其它情況下的購電成本遠小于這個值。
看跌期權模擬測算分析。類似的，假設某送出省新能源發(fā)電企業(yè)今年1月通過掛牌或協(xié)商交易購入5月午間時段2小時的省間時段現(xiàn)貨電量的看跌期權，電量為0.5億千瓦時，行權價格0.15元/千瓦時，權利金0.03元/千瓦時。如果標的資產(chǎn)價格即5月午間2小時現(xiàn)貨平均結算電價為0.02元/千瓦時，該新能源企業(yè)選擇行權，或交易機構自動結算實值期權，則該新能源企業(yè)參與現(xiàn)貨期權交易后的5月份午間2小時時段的實際省間現(xiàn)貨售電收入為0.5×（0.15-0.03）=0.06億元。如果不參與月度午間時段現(xiàn)貨期權交易，則只獲得售電收入0.50×0.02=0.02億元。相對于支付0.015億元（0.5×0.03）權利金后，規(guī)避了0.04億元（0.06-0.02）價格風險損失。當然，如果預期價格下跌產(chǎn)生錯誤，5月份午間2小時時段的現(xiàn)貨平均結算價格為0.20元/千瓦時，該新能源企業(yè)放棄行權，或者交易機構不結算虛值期權，則該新能源企業(yè)的售電收入0.5×（0.2-0.03）=0.085億元。如果在這種情況下新能源企業(yè)不參與月度現(xiàn)貨期權交易，則可以獲得售電收入0.5×0.2=0.1億元，參與期權交易產(chǎn)生了0.015億元的損失。從上面的計算結果也可以看出我們上面提到的車險機制作用效果，新能源企業(yè)購買看跌期權避免了最小收入結果（0.02億元），其它情況下的收入遠高于這個結果。
電力現(xiàn)貨市場價格變化幅度大反映了電力市場和電力系統(tǒng)客觀規(guī)律。目前省間現(xiàn)貨期權有更大的經(jīng)濟價值，場外交易符合國家相關政策規(guī)定，而且可以在目前的交易技術平臺上完成。簡單的看漲和看跌期權模擬計算結果表明，缺電省電網(wǎng)企業(yè)參與看漲期權交易可以有效避免最大購電成本，送出省新能源企業(yè)參與看跌期權交易可以避免最小售電收入。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年03期，作者詹智民、湯旸供職于湖北電力交易中心有限公司，作者葉澤供職于長沙理工大學
