電力市場環境下的市場風險研究

程雪兒

（貴州大學，貴州貴陽550025）

0 引言

我國自2015年中共中央國務院發布電改9號文《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》開始，步入了電力市場改革的一個新階段。

歷史經驗表明，電力市場的特殊性必將導致市場各方參與者都面臨巨大的經濟風險，如果不加以防范，會引起相應的經濟損失。因此，如何借鑒金融領域的風險管理理論，并將其用來有效地管理電力市場風險，是電力市場參與者急需解決的問題。

本文從風險識別、風險度量以及風險控制三個層面逐一展開論述，對現階段我國電力市場條件下的風險研究做了詳細的梳理和總結。

1 電力市場中存在的風險

1.1 發電企業的風險

在實行大用戶直購電之后，發電企業的風險大體可分為四個部分：整體收入大幅下降風險、電費回收風險、企業之間利益調整過大風險以及單位收益下降影響行業可持續發展的風險。以下就分別從這四個大類進行詳細論述。

1.1.1 發電企業整體收入大幅下降風險

發電企業的發電量按所分配到市場的不同，被分為計劃電量和直購電量兩個部分。計劃電量即電網要求的年固定發電量，繼續執行政府批復電價；直購電量則相當于參與市場競爭的電量，其交易電量和電價均由同行競爭獲得。理論上說，我國現階段電力市場機制尚未健全，電價的波動也毫無規律性可言，于是可以發現，現階段多數文獻均把電價作為符合正態分布的隨機變量處理。而事實上，在當下電力普遍供過于求的情況下，直購電量的成交電價多數情況要低于批復電價，因此，在電改進一步推進的大形勢下，發電企業的整體收入會有下降的風險。

1.1.2 發電企業的電費回收風險

相比于電網公司這樣具有雄厚資金實力的企業，大用戶的行業發展以及經營狀況的不確定性較大，極有可能產生難以上繳電費的情況，直接導致了發電企業的電費回收風險。

1.1.3 發電企業之間利益調整過大風險

在部分省份已展開的全電量直購競價中，已出現發電企業利益調整過大的現象，一部分發電企業包攬了絕大部分的發電量，部分發電企業甚至沒有發電量入賬。

1.1.4 發電企業單位收益下降影響行業可持續發展的風險

發電企業想要爭取到額外的發電量，就必須下調電價，部分讓利。合理的讓利有利于提高發電企業的整體發電效率，促進電力市場的良性發展。但如果發電側為了爭取電量而大幅下調電價甚至使之接近單位發電成本，產生惡性競爭，則會導致發電企業整體的經營陷入困境，進而影響發電企業的可持續發展。

1.2 購電主體的風險

1.2.1 購電價格上升風險

電力行業有自然壟斷性質，發電企業在本身數量有限的情況下，又多了直購電準入門檻的限制，極易形成壟斷格局，導致購電大用戶主體購電價格上升。

1.2.2 實際電量需求與合同電量偏差過大風險

在實行大用戶直購電之前，如果大用戶的計劃用電量和實際用電量存在偏差，無需承擔賠償責任。而現在，由于大用戶的用電偏差將影響電網企業的調度安排和發電企業的實際收益[1]，產生的偏差部分均視為違約電量，違約部分將被處以超出部分提高電價、不足部分繳納違約金的處罰。

1.2.3 用戶不公平競爭風險

受直購電市場準入門檻的限制和統一準入標準的缺失，購電側產生了違背了經濟公平原則的購電競爭，現階段主要體現在對新老用戶的差別待遇[1]。

1.3 電網企業的風險

電力市場改革以來，電網企業開始面臨各方面的風險，包括電網企業運行風險、企業收入下降風險、現金流減少導致的電網企業經營風險、市場份額下降風險、電力交易工作量增大風險等一系列風險。從開展現狀來看，電網企業的整體收入已經大幅度下降，同時，交易頻率的上升必然導致電網的運行穩定性受到影響，需要投入較大的人力、物力來完善電力交易平臺。

2 風險度量方法

風險度量的概念最早出現于金融領域，其思想從早期的定性分析到20世紀80年代逐漸發展起來的定量計算，使得金融風險的度量更加準確可靠。

金融風險度量的方法主要有以下幾種：均值-方差法、敏感性分析、VaR系列、一致性風險度量模型。其中VaR系列又分為VaR和CVaR，VaR指的是風險價值；CVaR作為條件風險價值測算的是正常市場條件和一定置信水平下，給定的時間內損失超過VaR的條件期望值，因此是指對一些小概率事件潛在損失的期望。一致性風險度量模型又可細分為ES模型、譜系風險度量、DRM模型、相對風險價值四類。

近年來，隨著對電力風險管理研究的不斷深入，將CVaR和VaR運用到電力市場風險度量中的研究越來越多。文獻[2]將CVaR和VaR應用于考慮發電權交易的發電商投標組合優化，合理確定有限機組出力在合同市場、現貨市場和發電權市場的分配比例，以保證發電商收益最大且風險最低。文獻[3]針對水電廠發電量的時空分布特性，建立了在期望利潤約束下以最小化風險為目標的多時段多市場發電量分配模型。

3 風險的規避

目前在電力市場中針對金融風險，主要有三類常用的風險規避方法：發電商的競價策略、資產組合思想、電力金融衍生產品[4]。

3.1 發電商的競價策略

電廠實行競價上網，其關鍵要建立符合市場規律的、行之有效的競價模式，制定恰當的競價策略，從而實現發電企業獲得最大收益的同時風險最小的目標。目前，主流的報價策略有以下五種：基于成本分析的報價策略、基于預測電廠出清價的報價策略、基于博弈論的報價策略、基于估計競爭對手行為的報價策略、基于優化技術的報價策略等。

（1）基于成本分析的報價策略是現階段發電商運用最普遍的一種競價方式，其基本思路是將發電成本加上期望利潤作為投標電價，其中期望利潤由每個發電企業自行決定。該方法簡單、易于操作，缺點是未考慮競爭對手的報價策略，不適用于實時電力市場。

（2）假設發電企業基于預測電廠出清價來制定報價策略，則標價只要略低于預測電價而高于成本價即可，但該方法的核心在于需要相對精確地預測市場電價。而我國電力市場改革正處于起步階段，存在缺乏充分的歷史數據、市場參與者數量有限、相關制度不完善等諸多因素的制約，無法準確地進行電力市場分析。

（3）博弈論作為研究多主體市場間利害沖突與交易決策的理論工具已被廣泛應用于電力市場分析當中，取得的豐富研究成果不在此展開詳細論述。該決策方法充分考慮了多人競爭的利益沖突問題，但是同樣面臨著由于缺乏各方歷史數據導致預測不準確的問題。

（4）同理，基于估計競爭對手行為的報價策略也面臨著無法獲取競爭對手數據的問題，與博弈論不同，該方法是通過其他發電商的報價行為來優化自身的報價策略。如同該方法存在的缺陷，多數基于該方法的研究存在不合理假設，并不具有實際意義。

（5）最后一種基于優化技術的報價策略根據算法和步驟上的不同主要分為兩類：一是構造企業利潤最大化模型；二是構造一個兩層的優化模型[5]，上層是發電市場出清模型，下層以實現發電廠商的利潤最大化為目標。

3.2 資產組合思想

資產組合思想誕生于金融證券領域，核心思想就是利用投資的多樣化來減少風險。電廠或是售電公司指定交易計劃的目的在于找到一個效益最大且風險最小的投資組合，這樣的組合稱為最優投資組合，這種風險控制方法稱為交易組合的優化。文獻[3]針對水電廠發電量的時空分布特性，建立了在期望利潤約束下以最小化風險為目標的多時段多市場發電量分配模型，從而確定水電廠年發電量在各月多個市場中的分配比例。

3.3 電力金融衍生產品

常用的電力金融衍生工具有遠期合約、電力期貨、電力期權，這些工具均可用于規避現貨價格的風險。

（1）遠期合約可以有效規避市場電價波動的風險，習慣于風險回避的保守型交易者更傾向于遠期合同來規避電價風險。但是該方法在回避了風險的同時也失去了部分獲利的機會。

（2）電力期貨在期貨交易所集中交易，其含義為電能的買賣雙方約定在未來的某一確定時間按照確定的價格交付電力商品，交易者能夠根據市場信息靈活地買入或者賣出。

（3）電力期權賦予其持有者在某一確定時間以某一確定價格交易電力相關標的物的權利。其最大的特點是持有者有權利但不一定行使該權利，而電力期權的出售者只有義務[6]。以看漲期權為例，假設某商戶預期未來某時刻電價會上漲，則可以買入看漲期權。當未來電價高于敲定電價時，持有者執行期權，以敲定價購買電力；而當未來電價低于敲定電價時，持有者選擇從市場購電而不執行期權，但需要支付期權費用。同理適用于買入看跌期權的商戶。以上兩種情況持有者都分別規避了電價上漲和電價下跌的風險，唯一的代價就是支付相應的期權費。

4 結語

本文提出了電力市場風險研究的一個大體框架，從風險的產生、風險的度量以及風險的控制三個逐級遞進的層面逐一展開論述，將電力市場存在的風險從發電企業、電網公司、購電用戶三個主體來分別呈現，緊接著提出了四種主流金融風險度量方法。在數值化風險的基礎上，必須要對風險加以控制，因此在文章的最后提出了三種主流的電力市場風險規避辦法。隨著我國電力市場改革的逐步深入，整個市場運作機制將更加成熟，還將面臨更多的不確定因素，風險管理理論必將被更廣泛、更深入地應用于電力市場競爭當中。

[1]于亞男.大用戶直購電的交易模擬及風險分析方法研究[D].杭州：浙江大學，2016.

[2]劉嘉佳.電力市場環境下水電的優化調度和風險分析[D].成都：四川大學，2007.

[3]吳薇，劉俊勇，張建明，等.計及風險影響的水電廠長期電量優化分配[J].電力自動化設備，2012，32（9）：44-49.

[4]許奇超.大用戶直接交易金融風險研究[D].北京：華北電力大學，2012.

[5]王英鑫.基于最優化算法的發電企業競價策略研究[D].北京：華北電力大學，2010.

[6]劉紅嶺.電力市場環境下水電系統的優化調度及風險管理研究[D].上海：上海交通大學，2009.