【序】新年伊始，甘肅電力現貨市場價格因供需緊張上漲，頻繁地觸及價格天花板，并最終暫停了現貨市場結算試運行。當現貨市場價格上漲時，暫停市場運行也許是最簡單的解決辦法，但是不是最優的方案選擇呢？如果不暫停現貨市場運行，我們又應當如何應對電力現貨價格的上漲呢？

2021年1月7日，甘肅省工信廳正式發布暫停電力現貨市場結算試運行、轉入模擬狀態的正式通知，并于1月8日正式實施。這意味著，甘肅電力現貨市場在連續5個月的長周期結算試運行后被暫停。而造成此次甘肅電力現貨市場暫停的主要原因，是由于近期甘肅電網以及全國電力供應整體偏緊，已不具備開展電力現貨市場連續結算試運行的條件。現貨市場價格根據分時段的電力供需出清得到，其波動確實會給終端電力用戶帶來一定的價格風險。然而，現貨市場的價格風險是否應該成為決定現貨市場運行的重要風向標呢？

縱觀國際上其他的電力市場，大都曾出現過現貨市場價格大幅波動的事件。在一些市場規則不完善的市場上，現貨價格大幅上漲甚至造成了電力危機，并最終影響到電力市場化改革的進程。與此同時，在一些市場規則較為完善的市場上，雖然現貨價格出現了大幅上漲，但是并沒有給這些市場的電力用戶造成太大的影響，那么這些市場是如何應對現貨市場價格風險的呢？

一、國際上電力現貨市場頻現“天價電”

電力供應偏緊，并造成電價大幅上漲，從來都不是電力現貨市場的中國特色。縱觀國際上發展起步較早的電力市場，每隔一段時間就會出現電力供不應求、電價大幅上漲的報道，在極端情況下，現貨市場出清價格還會頻繁地觸及當地市場規則規定的價格上限，造成局部地區的輪流拉閘限電。

僅以近兩年發生的事件為例，澳大利亞國家電力市場，在2019年1月下旬遭遇的酷暑天氣當中，維多利亞州和南澳州的現貨市場價格飆升至11340澳元/MWh（約合人民幣56元/kWh）；美國加州電力市場，在2020年8月中旬受極端熱浪的影響，現貨市場價格也達到了1000美元/MWh（約合人民幣6.5元/kWh）；英國電力市場，在2021年1月出現的寒潮當中，EPEX交易所日內市場的出清價格上升至1500英鎊/MWh（約合人民幣13.3元/kWh）；美國得州電力市場，在2019年8月出現的用電高峰中，現貨市場價格就數次達到驚人的9000美元/MWh（約合人民幣58元/kWh），而在2021年2月得州剛剛出現的極端冰雪天氣，造成系統高峰期約一半的發電設施（其中大部分是燃氣電站和風電場）無法正常運轉，現貨市場價格飆升到創紀錄的11000美元/MWh（約合人民幣71元/kWh）。

盡管度電價格高達數十元，但是這些市場都沒有因為“天價電”的出現而暫停運營。相反地，為了向發電機組及其他靈活性資源、需求側響應提供更大的經濟激勵，近年來很多市場都大幅提升了現貨市場的價格上限。以可再生能源快速發展的美國得州市場為例，在2013、2014和2015年連續三年，先后將發電報價上限分別上調至5000美元/MWh、7000美元/MWh和9000美元/MWh，該報價上限標準一直執行至今。當然，也有電力市場因容量充裕性不足和市場力濫用，如2001年的美國加州市場、2001年的巴西市場和2004年的阿根 廷市場等，導致價格攀升并持續居高不下而停擺。

二、影響現貨市場價格的因素

在電力市場當中，現貨價格反映的是每一時段實際的電力供給和電力需求，同時受到多種因素的共同影響，因此會出現較大幅度的波動情況。反過來說，電力現貨價格的波動，恰恰是電力商品的短期價值被市場充分發現的具體表現。

影響現貨市場價格的主要因素包括：

（1）發電企業的成本。發電企業成本當中，邊際成本是發電企業參與現貨市場報價的重要參考。一般而言，機組的邊際成本越高（例如購買燃料成本較高），機組的賣電報價也越高。因此，當市場需要調用邊際成本更高的機組時，現貨市場的出清價格往往也會更高。

（2）市場的供需形勢。現貨市場價格是由短期內的供給和需求共同決定的。在需求側，電力負荷隨時不斷變化，具有很強的季節性和日內峰谷變化特性，而且受極端天氣影響很大；在供給側，受發電燃料價格的波動，發電設備和輸變電設備的檢修及事故停運，可再生能源發電能力的變化等影響，電力供給也會有較大的變化，特別是在可再生能源高占比的電力市場中，短期內的供給也會發生很大的變化。因此，短期內供需形勢發生變化，就會造成現貨市場價格出現大幅度波動。

（3）發電市場的市場力。在現貨市場中，發電企業的市場力是指其通過偏離邊際成本的策略性報價并獲利的能力。當發電企業采用策略性報價，尤其是多家發電企業都這么做的時候，現貨市場的出清價格將面臨非常大的不確定性，并且在更多時段出現高水平電價。

除此之外，輸電系統阻塞、外送/受入電力變化等也會對現貨市場價格水平造成較大的影響。當上述這些因素起作用或發生變化時，現貨市場的出清價格也必然隨之發生變化，在某些情況下表現為現貨價格的大幅度上漲。

但是，這是否意味著電力終端用戶也直接面臨著現貨市場的價格風險呢？是否會造成終端用戶需要支付數十元的度電價格呢？實際并非如此！那么電力用戶是如何規避現貨市場價格風險呢？

三、電力用戶可以選擇售電公司轉嫁現貨價格風險

一個完整的電力市場，既包括發電側的批發市場，也包括消費側的售電市場。兩個市場既通過售電公司緊密地聯系在一起，同時售電公司又成為了兩個市場之間的防火墻，減少了風險在兩個市場之間的直接傳遞。從電力用戶處理其面臨的現貨市場財務平衡責任的方式來看，可以將用戶分為以下三類。

第一類是數量龐大的中小電力用戶，這類用戶往往都是在售電市場上選擇了某家售電公司的某個售電套餐，并與之簽訂為期數月或1年的購售電合同的，因此售電公司就天然地成為中小用戶和現貨市場價格風險之間的防火墻。一般而言，中小電力用戶和售電公司之間的購售電合同以標準化、格式化合同為主，電價水平相對固定，因此現貨市場價格并不會直接傳導給終端用戶。中小用戶所面臨的現貨市場價格風險，經過售電公司的風險管理，并最終以較為固定的加價體現在零售合同的價格當中，因此中小用戶基本上感受不到風險的存在。

第二類是為數眾多的選擇了售電公司的大用戶，這類用戶為了減少其財務平衡責任，和中小用戶一樣選擇由售電公司代理參與電力市場交易，因此售電公司也可以成為他們和現貨市場價格風險之間的防火墻。不過，大用戶和售電公司簽訂的購售電合同，往往都是根據大用戶的負荷特性、風險偏好等個性化因素確定的定制化合同，在電價結構、電價水平、電價傳導機制、風險分攤機制等條款方面都會有更為復雜的條款約定。因此，這類大用戶所面臨的現貨市場價格風險，與他們和售電公司簽訂的售電合同條款密切相關，其既可以像中小用戶一樣將風險全部轉嫁給售電公司，并支付相對較高的平均價格，或者是選擇在一定范圍內承受現貨價格的波動，并支付相對較低的平均價格。

以上兩類電力用戶通過與售電公司的購售電合同，可以在很大程度上對沖現貨市場的價格風險。然而，從國外售電市場的發展實踐來看，也誕生出了很多創新的商業模式，市場上出現了并不對沖現貨市場價格風險，而是將現貨市場價格直接傳導給用戶的售電套餐。但是，這種類型的售電套餐已經失去了其作為批發市場和零售市場之間防火墻的作用，結果是使電力用戶暴露在巨大的現貨市場價格風險之中。

例如，在售電市場起步較早的美國得州，有一家名為Griddy的售電公司就推出了除了每月的固定費用以外，按照現貨市場的價格向終端用戶收取電費的售電套餐。在通常情況下，由于現貨市場平均價格低于中長期市場平均價格，這種售電套餐能夠幫助用戶節約一定的電費，因此Griddy公司成功吸引了約29000戶電力用戶成為它的客戶。然而，就在得州今年2月寒潮來臨前的周末，Griddy公司一反常態地催促其用戶更換售電公司，但是用戶此時已經找不到愿意與他們簽約的售電公司。最終，得州現貨市場價格受寒潮影響出現飆漲，這讓Griddy的客戶電費大漲，單日電費動輒高達數百美元，已經遠遠超過了去年同期的月度電費賬單，給很多用戶的財務狀況帶來了極大困難。可以看出，Griddy公司雖然明知該售電套餐的風險遠遠超出了很多用戶的承受能力，但是由于公司并不需要承擔價格風險，因此不遺余力地進行推廣；另一方面，用戶在沒有正確認識該售電套餐潛在風險的情況下就簽訂了售電合同，最終也面臨要支付巨額電費的困境。

第三類是其余的大用戶，這類用戶由于種種原因，選擇直接參與現貨市場的交易，因此也直接面臨著現貨市場的價格風險，需要履行自身的財務平衡責任。但是，對自身用電量的現貨價格風險進行管理，這本身也是一項集技術、資金、風險于一體的難題，對于大部分的用戶來說，與專業化的售電公司簽訂售電合同是性價比更高的選項。因此，從國際電力市場實踐情況來看，這類大用戶的數量占比普遍都非常低。

四、售電公司通過風險管理工具，降低現貨價格風險

代理用戶參與現貨市場交易的售電公司（以及直接參與現貨市場交易的大用戶），都直接面臨著現貨市場價格波動的風險，需要履行售電公司所代理的各類用戶（或者大用戶自身）在電力市場中的財務平衡責任。因此，售電公司通常都會選擇合適的現貨價格風險管理工具，如與發電企業簽訂中長期電力交易合同、與發電企業及風險管理機構等簽訂中長期差價合同、購買電力交易所的電力金融衍生品合約等，規避或對沖現貨市場價格的上漲風險，發生巨額的虧損，導致破產退出市場。

從國際上電力市場建設的經驗看，在開展電力現貨市場建設時，往往也會同步開展電力金融衍生品市場的設計和建設，向包括發電企業、售電企業、大用戶在內的市場主體提供電力遠期、期貨、期權等電力金融衍生品的交易。售電公司和大用戶通過參與電力金融衍生品的交易，可以有效地對沖現貨市場的價格風險，從而避免出現較高的經濟損失。需要說明的是，雖然金融衍生品市場的初衷是向市場主體提供風險管理的工具，但是其也可以用來作為投機的手段。因此，對于售電公司和大用戶而言，其應該根據自身的風險偏好和風險承受能力，確定電力金融衍生品市場上的交易品種和交易量，否則不僅不能起到對沖風險的作用，反而可能會放大風險，造成更為嚴重的風險事件。

現階段國內尚未啟動電力金融衍生品市場的建設，缺乏電力期貨、期權等較為靈活的金融衍生品進行風險對沖，但是可以將雙邊（發電企業與售電公司或大用戶）的電力中長期合同和電力差價合同作為售電公司、大用戶等市場主體進行現貨市場價格風險對沖的工具，電力交易中心開展的中長期交易產品改進為帶時標的電能交易產品后也可以。通過簽訂與用戶的用電時段和用電量相對應的中長期合同，可以有效地鎖定這部分合同電量的價格，那么就只有中長期合同之外的用電量暴露在現貨市場價格下，需要承受現貨市場價格的波動，這樣就減少了現貨市場的價格風險。顯然，中長期合同對于用戶用電時段和用電量的覆蓋率越高，那么暴露在現貨市場價格的風險也越小。相反地，如果中長期合同的覆蓋率不高的話，則不可避免地面臨現貨市場上較大的價格風險。因此，如果在現貨市場建設初期，通過中長期合同全覆蓋率用戶需求，就可以避免現貨市場價格波動給用戶帶來風險，從而促進實現電力現貨市場持續運行。當然，在電力市場發展到較成熟階段時，售電公司和大用戶則可以通過中長期交易與現貨交易的組合，降低購電成本，但也要承擔現貨價格超預期上漲的風險。

五、結語

我國目前正處于電力市場建設的攻堅時期，未來現貨市場的價格受到多種因素的影響，將不可避免地出現大幅度的波動，并且給市場主體帶來一定的價格風險。但是，從國內外電力市場的運營經驗可以看出，用戶所面臨的現貨市場價格風險，大部分最終都可以通過電力中長期合同交易和電力金融衍生品交易進行對沖，雖然也會對終端用電價格產生影響，但是并不會將現貨價格直接傳導給零售終端用戶；直接參加電力批發市場交易的大用戶則可以通過簽訂全覆蓋需求的中長期合同，避免現貨市場價格上漲直接帶來風險。

2020年12月，國家發展和改革委、國家能源局聯合下發了《關于做好2021年電力中長期合同簽訂工作的通知》（發改運行〔2020〕1784號），提出全量簽約的要求，力爭簽約電量不低于前三年用電量平均值的80%，并通過后續月度合同簽訂保障簽約電量不低于前三年用電量平均值90%~95%。在我國當前的電力市場環境下，這無疑是售電公司和大用戶提前鎖定用電量價格的有效手段，可以將市場價格波動，尤其是現貨市場價格波動對終端電價的影響控制在較小范圍內，并將促進實現電力現貨市場持續結算運行。

在批發市場現貨價格向終端用戶傳導時，雖然售電公司可以成為電力用戶和現貨市場價格風險之間的防火墻，但是需要強調的是，這種防火墻的實施效果與售電市場合同條款是密切相關的。從美國得州售電市場的實踐來看，將現貨市場價格全部（或大部分）直接傳導給其用戶的售電套餐已經失去了其防火墻的作用：售電公司為了爭取客戶，回避、甚至不如實告知售電套餐的潛在風險，當價格大幅上漲時就可能造成用戶的財務困難。因此，在我國未來售電市場的建設過程中，一方面，建議市場主管部門出臺相關的管理規定，要求售電公司履行向客戶提示其售電套餐潛在風險的義務，另一方面，在售電市場建設的初期，用戶普遍對現貨市場風險缺乏正確認識的情況下，為了發揮售電公司的防火墻作用，需要嚴格售電套餐的管理，禁止售電公司向用戶提供此種類型的售電套餐。隨著我國售電市場的逐步發展，可根據售電市場主體的實際需要，允許售電公司在充分履行風險提示義務的基礎上，向用戶提供分擔現貨市場風險的售電套餐。