以省间现货为标的资产

的电力期权交易市场的可行性分析

开展省间电力现货市场

价格风险管理的紧迫性

省间现货市场的基本构成。《省间电力现货交易规则（试行）》规定，目前我国省间现货市场由国家电网电力调控中心组织，分日前市场和实时市场。目前参与交易的市场主体实际为发电企业和缺电省代理省内用户购电的省级电网公司。省间现货市场价格上限根据交易范围内各省用户平均失负荷价值确定，为10元/千瓦时；下限基于边际发电成本确定，为0元/千瓦时。相比于省内现货市场，省间现货市场的一个重要区别是价格上限和价格变化范围扩大了6.7倍。由于各省电力供求平衡状态受气温、来水等自然因素和经济不确定性等偶然因素影响较大，如2022年四川省由于历史同期最高极端温度、最少降水和最高电力负荷（主要受最高气温影响）的三个偶然因素叠加产生了严重缺电结果，各省通过省间现货市场交易的电量具有很大的不确定性。相比于省内现货市场的较小价格上限和一般不足10%的结算电量，省间现货市场交易电量规模的不确定性及6.7倍的价格变化幅度，给省间现货市场主体带来了明显更大的市场收益或成本风险，也使得价格风险管理机制建设更加紧迫。

省间现货市场需要风险控制机制。对于不可预期的自然灾害等，我们可以通过保险制度在一定程度上控制风险，而目前针对可能出现的省间现货市场高价，却没有相应的风险管理机制。相比于远期合同，电力期货等电力金融衍生品，具有保险机制的电力期权交易，特别适合作为目前省间电力期货市场的配套交易品种，通过为参与省间电力现货市场的主体提供价格风险特别是极高电价的风险管理机制，电力期权交易在帮助市场主体规避风险的同时，也有利于省间现货市场的正常运行。

省间现货市场引入电力期权

管理价格风险的场景分析

根据目前我国省间电力供求平衡的状态和省间现货市场交易规则，目前省间现货价格风险同时存在着价格上涨和下跌两种风险。由于全国电力供求整体处于紧平衡状态，因此，省间现货市场价格主要表现为价格大幅度上涨风险。

价格上涨风险管理的场景分析。省间现货市场价格上涨风险可以通过2022年8月省间现货市场交易价格看出。由于电力供应紧张，同时各省严格落实国家电力保供相关政策要求，不拉闸限电，缺电省几乎不计代价地在省间现货市场购电，出现了明显超预期的极高现货市场交易价格和极高月平均结算价格，个别省形成超出本省燃煤基准价的巨额购电成本。根据期权交易原理，偶然产生的省间现货市场极高电价及其购电成本类似于行车出现了严重事故。既然车险可以帮助我们有效化解严重事故产生的损失，期权交易自然也可以化解类似的巨额购电成本的风险。事实上，在当时部分省缺电状态已经基本明确和国家电力保供要求严格的背景下，如果有看涨期权工具可以使用，缺电省肯定会购入相应的现货期权，在付出权利金代价（可以按需求侧响应费用理解）的情况下，通过行权将省间现货月平均结算价格控制在较低水平，同时锁定了省外购电成本。

价格下跌风险管理的场景分析。虽然目前省间现货市场价格上涨的可能性相对较大，但是，并不排除可能存在的大范围或者局部地区的价格下跌风险。在目前各省新能源发电逐步进入市场的背景下，在用电淡季净负荷曲线较小，同时燃煤机组因最小出力限制不能让负荷，且新能源机组享受国家补贴的情况下，电力送出省新能源企业参与省间现货市场交易时的最优报价可能是零甚至负电价。对新能源发电企业来说，如果能够确定会有价格下跌趋势，也需要有类似车险的金融工具如看跌期权，通过支付权利金购入看跌期权，将未来交易电价锁定在一定水平，尽可能化解价格下跌产生的风险损失。

省间现货市场引入

电力期权交易的可能性

省间电力期权合约价值较大。作为一个新的交易品种，电力期权首先要有内在的经济价值，才有可能产生交易需求并形成市场。由于目前我国还没有开展电力期货交易，省间电力期权交易只能以省间现货为标的资产。理论上，标的资产价格相对越高，变化越大，到期日越长等，电力期权的内在价值越大，参与交易获得的潜在利益越大，市场主体参与的积极性越高，市场交易规模也越大。参考2022年省间现货市场交易结果，结合各省电力电量平衡预测数据，今年夏、冬季省间现货市场价格仍然会很高，省间交易电量和价格的不确定性很大，电力期权交易越早其价值也越大。根据上面的分析，省间电力期权价值明显大于省内电力期权价值，从这个角度来看，省间期权交易比省内期权交易有更大的市场潜力。

期权交易由电力交易机构组织的政策可能性。国家《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）提出“待条件成熟时，探索开展电力期货和电力场外衍生品交易，为发电企业、售电主体和用户提供远期价格基准和风险管理手段”。相关文件也提出探索开展电力期货期权交易，但是，并没有明确开展电力金融交易的组织机构。2004年颁布的《中华人民共和国期货和衍生品法》第十一条规定，“期货交易应当在依法设立的期货交易所或者国务院期货监督管理机构依法批准组织开展期货交易的其他期货交易场所，采用公开的集中交易方式或者国务院期货监督管理机构批准的其他方式进行。”衍生品交易“可以采用协议交易或者国务院规定的其他交易方式进行”。期权交易属于衍生品交易，按照法规如果采用协议交易方式即场外交易方式，并不受交易机构的限制，即不必由期货交易所组织交易。进一步分析，电力现货市场是国家组织的重大改革事项，与省间现货市场配套的场外期权交易反映了市场主体价格风险管理的诉求，符合电力市场规律和国际惯例，肯定也能得到国家相关部门的支持。

期权交易可以在目前电力交易平台上完成。目前省间现货市场交易在国家电网调控中心及其区域、省调控中心平台组织，结算在北京电力交易中心及其区域分部、省电力交易机构平台上完成，电力调控中心和交易机构共享市场主体注册等基础信息。如果场外期权交易只做金融或结算交割，省间现货交易与期权交易可以分别在电力调控中心和电力交易机构组织，不需要再增加新的交易系统和平台，只需要补充和完善结算规则。因此，省间场外期权交易技术上也可行。

省间电力期权交易

市场初步设计与分析

目标与原则

目标：省间电力期权交易市场短期内主要探讨利用金融工具帮助市场主体建立自主决策同时也切实有效的价格风险管理机制，尽可能降低市场主体价格风险损失；确保省间电力现货市场真正按电力市场规律建设和运行，促进各省电力保供科学化、市场化和成本最小化。长期内为标准化和集中交易的电力期货、期权市场提供试点经验；为不同市场主体管理价格风险和优化投资组合提供平台基础；从解决价格风险问题入手，推进电力市场体系建设，促进市场优化资源配置功能更好发挥。

原则：第一，针对性原则。主要针对当前省间电力现货市场潜在的价格风险问题，为市场主体利用市场机制控制风险或降低损失提供平台或机会；第二，主体性原则。在交易机制设计中尽可能调动市场主体参与期权交易的积极性，激励自主决策控制风险；第三，简明有效原则。期权等金融交易容易复杂化，难以被市场主体理解和接受。期权合约、交易过程及规则要尽量简单易行，与目前省间和省内交易相衔接，以后逐步补充完善。

省间电力期权交易市场初步设计

期权交易品种与标的资产。省间电力期权交易初期暂时设置两个交易品种，一是省间月度电力现货期权交易，主要适用于缺电省电网公司开展看涨期权交易；二是季节性如月度午间12：00至14：00的时段现货期权交易，主要适用于送出省新能源企业开展看跌期权交易。考虑电力电量平衡特点，两种期权都采用美式期权，即买方主体可以在交易完成至到期日以前的任何时间内行权。在看涨期权交易中，买方支付权利金后获得相应月份以行权价格购买相应电量的省间月度现货的权力，卖方获得权利金后在买方行权时履行相应的月度现货电量销售义务。在看跌期权交易中，买方支付权利金后获得相应月份以行权价格卖出相应电量的省间月度现货的权力，卖方获得权利金后履行在买方行权时履行相应的月度现货购电义务。

市场主体。省间电力期权场外交易的市场主体原则上与省间现货市场交易主体相同。从期权合约价值的角度，缺电省的省级电网企业或用户（售电公司），送出省的发电企业特别是新能源发电企业是期权交易的主要市场主体。为了充分体现金融交易的特点，作为试点可以吸引投资公司参与。

行权价格。根据《省间现货交易规则（试点）》并结合2022年实际运行结果，行权价格参考国外经验由期权交易组织单位分档划间隔后，由市场主体选择确定。如标的资产即月度现货平均结算价格低于或等于1.5元/千瓦时而大于价格下限即0元/千瓦时时，按0.05元/千瓦时间隔确定行权价格；标的资产即月度现货平均结算价格大于1.5元/千瓦时而小于5元/千瓦时时，按0.10元/千瓦时间隔确定行权价格；标的资产即月度现货平均结算价格大于或等于5元/千瓦时而小于价格上限即10元/千瓦时，按0.15元/千瓦时间隔确定行权价格。期权合约的行权价格反映市场主体的风险承受能力和投资策略等，由市场主体在期权交易中自主确定。

期权交易方式与权利金形成机制。期权交易采用双边协商和挂牌交易方式。期权买方与卖方通过双边协商和挂牌交易的市场竞争方式确定标的资产、期权类型、行权价格和权利金等。权利金确定是期权交易的核心和关键，不确定性较大，初期可探索形成与行权价格挂钩的形成机制。

期权交易平台与交割或结算方式。省间期权交易在北京电力交易中心平台组织，各省、区域电力交易机构配合实施。由双边协商交易完成的期权交易合同必须在北京电力交易中心平台备案，并承诺作为结算依据。采用挂牌方式的期权交易必须在北京电力交易中心的平台上完成，并承诺作为结算依据。场外期权交易全部采用结算交割方式，不做物理交割。在行权月份或时段与省间现货交易合并结算。

权利金与保证金。买方完成期权交易并按规定支付权利金且卖方收到权利金后，期权交易合同生效。卖方权利金在期权交易结束前可作为卖方的保证金，由北京电力交易中心按卖方主体的保证金管理。根据行权价格的大小，为保证卖方市场主体履行义务，交易机构可以要求卖方市场主体提高保证金支付水平。

交易时间、到期日与行权方式。场外期权交易原则上与省间现货市场交易时间相同，市场主体可以在期权合约到期日通过双边协商或挂牌完成交易，并按规定在北京电力交易中心备案和完成。以月度现货交易电量为标的资产和以季节性午间时段现货电量为标的资产的期权交易参考国外经验在合同中明确到期日。在到期日前，买方主体可以向交易机构提出行权申请，交易机构按规定相应执行。在到期日后，作为规则，除非市场主体有特殊要求，交易机构自动执行实值期权和平值，不执行虚值期权。

省间期权交易模拟测算分析

看涨期权模拟测算分析。假设某缺电省今年1月通过挂牌或协商交易购入8月的省间月度现货电量的看涨期权，电量规模10亿千瓦时，行权价格1.0元/千瓦时，权利金0.20元/千瓦时。如果标的资产价格即8月份现货平均结算电价为3.0元/千瓦时，该省电网企业选择行权，或交易机构自动结算实值期权，则该省参与现货期权交易后的8月份实际省间现货购电成本为10×（1.0+0.2）=12亿元。如果不参与月度现货期权交易，则需要支付购电成本10×3=30亿元。相对于支付2亿元（10×0.2）权利金后，规避了18亿元（30-12）的价格风险损失。当然，如果预期价格上涨产生错误，8月份标的资产价格仅为0.60元/千瓦时，该省电网企业放弃行权，或者交易机构不结算虚值期权，该省电网企业购电成本为10×（0.6+0.2）=8亿元。如果不参与月度现货期权交易，则只需要支付购电成本10×0.6=6亿元，相当于损失了2亿元。从上面的计算结果可以看出我们上面提到的车险机制作用效果，期权交易的核心是以较小的代价解决可能难以承受的重大损失问题如30亿元的购电成本，其它情况下的购电成本远小于这个值。

看跌期权模拟测算分析。类似的，假设某送出省新能源发电企业今年1月通过挂牌或协商交易购入5月午间时段2小时的省间时段现货电量的看跌期权，电量为0.5亿千瓦时，行权价格0.15元/千瓦时，权利金0.03元/千瓦时。如果标的资产价格即5月午间2小时现货平均结算电价为0.02元/千瓦时，该新能源企业选择行权，或交易机构自动结算实值期权，则该新能源企业参与现货期权交易后的5月份午间2小时时段的实际省间现货售电收入为0.5×（0.15-0.03）=0.06亿元。如果不参与月度午间时段现货期权交易，则只获得售电收入0.50×0.02=0.02亿元。相对于支付0.015亿元（0.5×0.03）权利金后，规避了0.04亿元（0.06-0.02）价格风险损失。当然，如果预期价格下跌产生错误，5月份午间2小时时段的现货平均结算价格为0.20元/千瓦时，该新能源企业放弃行权，或者交易机构不结算虚值期权，则该新能源企业的售电收入0.5×（0.2-0.03）=0.085亿元。如果在这种情况下新能源企业不参与月度现货期权交易，则可以获得售电收入0.5×0.2=0.1亿元，参与期权交易产生了0.015亿元的损失。从上面的计算结果也可以看出我们上面提到的车险机制作用效果，新能源企业购买看跌期权避免了最小收入结果（0.02亿元），其它情况下的收入远高于这个结果。

电力现货市场价格变化幅度大反映了电力市场和电力系统客观规律。目前省间现货期权有更大的经济价值，场外交易符合国家相关政策规定，而且可以在目前的交易技术平台上完成。简单的看涨和看跌期权模拟计算结果表明，缺电省电网企业参与看涨期权交易可以有效避免最大购电成本，送出省新能源企业参与看跌期权交易可以避免最小售电收入。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年03期，作者詹智民、汤旸供职于湖北电力交易中心有限公司，作者叶泽供职于长沙理工大学

原标题： 省间电力期权交易市场探讨（下）