碳中和背景下電力期貨對現貨市場影響的仿真分析

冷媛, 辜煒德,何秉昊，柳文軒, 趙俊華

(1. 南方電網能源發展研究院，廣州市 510530；2. 香港中文大學(深圳)理工學院，廣東省深圳市 518172)

0 引 言

自2015年3月國務院出臺《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號文，以下簡稱“9號文”)[1]以來，中國電力體制市場化改革不斷深入。2017年，國家發改委、能源局下發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》[2]，確定了8個電力現貨試點地區。截至2019年7月，我國8個電力現貨試點地區已全部開展模擬試運行，其中廣東已開展結算試運行[3]。但隨著電力現貨市場的逐步推進，電力現貨價格的波動也給電力市場的參與者帶來了巨大的金融風險。在我國“30·60”碳達峰、碳中和的戰略背景下，電力行業作為主要碳排放行業，其市場參與者在面對燃料價格風險、電力需求風險等傳統風險外，還需面對低碳政策與碳市場交易帶來的碳風險，并且碳風險可能成為其需要面對的主要風險[4]。

電力期貨是一種重要的電力市場衍生品，它以期貨合約的方式進行交易，并由期貨交易所統一設計制定、組織結算。自1995年世界第一份電力期貨合約在北歐電力交易所(Nord Pool)推出以來，電力期貨為各國電力生產和電力價格平穩發揮了重要作用，并為電力市場參與者提供了一種風險管理手段[5]。但我國目前的中長期交易仍由政府指定的電力交易中心組織管理，不僅存在計劃與市場協調、發用側偏差處理等實踐困難[6]，其市場流動性也較差，且面臨市場主體的市場力較大，本質上與廣泛流動的金融避險產品有著較大的差異。因此，9號文指出，待時機成熟時，探索開展電力期貨和場外電力金融衍生品的交易，為發電企業、售電企業和用戶提供中長期電價標桿和現貨市場風險控制工具。隨著我國電力市場化改革的逐步推進，電力期貨將在3～5年內得到落實。但另一方面，電力期貨的引入也勢必會對電力現貨市場造成影響。

為了研究引入電力期貨對電力現貨價格波動的影響，文獻[7]基于法國Powernet與德國歐洲能源交易所(European Energy Exchange, EEX)電力市場數據進行了實證分析；文獻[8]基于美國PJM電力市場的高頻數據通過信息份額模型(information share model)進行了實證分析。文獻[9]還根據我國電力市場的特點，定性分析了引入電力期貨對我國電力市場的可能影響。但由于我國電力期貨市場尚未建立，所以文獻[7]與文獻[8]中基于數據的實證研究方法并不適用。相較于實證研究法，市場仿真法為研究引入電力期貨的可能影響提供了一種更靈活且數據無依賴的實驗方法。市場仿真通過建立模型以表征電力市場的關鍵特性或行為，并且可以通過調整模型參數，使模型模擬不同的環境。文獻[9]設計了一個以遠期合同電量為標的、引入電力期貨風險對沖機制的發電商利潤模型，并通過模型仿真，分析了引入電力期貨對發電商電能配制策略的影響。

為了定量分析在現貨市場中引入電力期貨對現貨電價的可能影響，本文首先分析電力期貨的主要市場功能，并進一步基于期貨合約與市場交易的特點對電力期貨的市場交易行為進行建模。然后，在文獻[10]所提出的競爭市場中發電企業最優競價策略模型基礎上，進一步提出引入電力期貨后發電企業最優競價策略模型。基于對電力期貨交易行為與發電企業最優競價策略的建模，本文提出引入電力期貨的電力市場仿真模型。該模型是一個雙層模型：第一層對發電企業的期貨簽訂與交易進行建模，第二層對期貨交割期發電企業的最優競價策略進行建模。另外，該模型可通過調整發電機組競價策略、市場負荷需求、電力期貨頭寸等參數，模擬不同電力市場環境。本文基于6個發電機組的無阻塞電力市場進行模型的數值仿真實驗。實驗設計發電公司簽訂相等份額期貨合約與簽訂相應份額期貨合約的兩種合約簽訂方法，并比較不同期貨合約覆蓋率下的電價變化趨勢與發電雙方的成本變化趨勢。結果顯示，在兩種合約簽訂方法下，電力期貨的引入都會降低每年高峰用電月份的電力現貨價格并提高每年低谷用電月份的電力現貨價格，有助于平穩電價，有利于發電、售電雙方降低各自的價格風險。同時，實驗發現隨著期貨合約市場覆蓋率的提高，電力期貨對于電價的平穩效果將加強。

1 電力期貨

電力期貨是一種由期貨交易所統一設計制定、組織結算，以期貨合約方式進行交易的商品。發、售電雙方可在期貨交易所自由認購并根據認購合約在未來某一約定時間按合約價格與合約電量進行電力交割。相較于傳統的電力遠期合約，標準化的電力期貨合約具有參與主體多元且分散的特點，大大提高了合約的流動性，降低了合約的交易成本，提升了市場積極性。1995年，北歐電力交易所推出了全球第一份電力期貨合約。次年，為適應美國各地電力市場的高速發展需求，紐約商業交易所(New York Mercantile Exchange，NYMEX)與芝加哥交易所(Chicago Board of Trade，CBOT)也先后推出了相應的電力期貨合約。英國與澳大利亞，也分別于2000年與2002年推出了第一份電力期貨合約。經過20多年的發展，電力衍生品已成為繼石油、天然氣之后全球第三大能源類品種。隨著我國電力市場改革的逐步深入，電力市場參與者普遍對引入電力期貨持密切關注的態度。

1.1 電力期貨的主要市場功能

價格發現(price discovery)是電力期貨的主要市場功能之一。期貨價格是對期貨合約到期日現貨價格的條件期望[7]，可表示為：

FT,t=E(ST|Yt)

(1)

式中：FT,t是到期日為T的期貨合約在時間t時的價格；ST是到期日現貨價格；Yt是時間t時的市場信息；E(·) 表示期望。

在市場完全有效的情況下，期貨價格可以反映時間t時的全部市場信息。因此，電力期貨的價格可以及時、充分地反映市場信息，有利于發現真實市場電價并促進市場的公平競爭。文獻[11]基于北歐電力期貨市場交易數據，進行了電力期貨價格發現功能的實證研究，其結果顯示期貨市場在北歐電力市場價格發現中起主導作用。

風險規避是電力期貨的另一主要市場功能。電力期貨合約在電力市場中主要通過套期保值來實現風險規避的功能。套期保值指電力市場的參與者可根據各自需求與預期選擇期貨合約，并通過期貨交易中的獲利來補償現貨市場中可能的損失。根據投資組合理論，市場參與者可通過現貨市場資產與期貨市場資產的合理組合降低自身的金融風險。文獻[12]基于北歐電力現貨市場與期貨市場的相關數據，對電力期貨市場套期保值、規避價格波動風險的功能進行了實證分析。

自電力期貨推出以來，電力期貨價格發現與風險規避的兩大基本市場功能在全球電力市場中發揮著積極的作用。文獻[13]基于對全球電力期貨市場發展的分析認為，電力期貨有效降低了電力交易中各方信息不對稱問題，削弱了發電企業的市場控制力，減少了市場中的違約行為，抑制了現貨市場中電價的劇烈波動。

1.2 電力期貨交易模型

按照交割期長短，電力期貨合約可分為日度、周度、月度、季度和年度合約；按照每日電力交割時段的不同，電力期貨合約可分為峰荷合約和谷荷合約。假設每日峰荷時段小時數為τ，谷荷時段小時數為(24-τ) ，若期貨交易所制定一份于時間t0時簽訂、交割日為t0+T、交割期長度為n天、交割價格為φ、每日總交割大小為Q的月度峰荷期貨合約。在交割期內，時間t時(t0+T≤t

(2)

式中：Qt是當日用電負荷；Rt是當日現貨市場電價。

所以，在這份期貨合約中，售電主體的獲益B與發電企業的損失L可表示為：

(3)

根據一價定律，在時間t0時,此份期貨合約的價值Vt0,T是售電主體獲益或發電企業損失的條件期望的折現值，可表示為：

(4)

式中：dt0,T是折現率；Yt0是時間t0時的市場信息。

2 發電企業最優報價策略

文獻[10]提出了電力市場中競標發電企業在具有對手不完全信息時制定各自整體最優報價策略的模型和方法。模型假設電力市場采用暗標競拍和統一成交價的規則，而這個規則和我國電力市場采用的規則相一致。模型同時假設發電企業需要向市場操作者(market operator)提供一個與電能供應相關的線性投標函數，發電企業需要確定該線性投標函數的相關系數以最大化自己的利益。

2.1 目標問題

假設一個電力市場系統由m所相互獨立的發電企業、一個由獨立系統操作者(independent system operator)與市場操作者控制的互聯電網及一組用戶組成。設第i所發電企業向市場操作者提供的線性投標函數Ei(·)為:

Ei(Pi)=αi+βiPi

(5)

式中：Pi是發電企業的有功出力；αi和βi非負，是發電企業的報價函數系數。發電企業需要分析確定αi和βi以最大化自己的利益。

同時，市場操作者需要在滿足電網運行約束條件與各發電企業出力限制約束條件下，制定發電企業電力調度計劃以滿足市場用戶的負荷需求。若只考慮出力限制條件，則市場操作者可通過求解以下數學模型來確定調度計劃：

αi+βiPi=R,i=1,2,…,m

(6)

(7)

(8)

在用戶負荷需求為彈性時，Q(R) 可被簡化表示為：

Q(R)=Qe-KR

(9)

式中：Qe和K分別是用戶負荷需求預測值和需求彈性系數。在用戶負荷需求為非彈性，即售電主體是價格的接受者時，K=0,Q(R)=Qe。

對于第i所發電企業，基于最大化自身利益的目的，可建立如下優化模型，約束條件為式(5)—(8)。

maxπ(αi,βi)=RPi-Ci(Pi)

(10)

式中：π是發電企業的利潤；Ci(Pi) 是發電企業在出力為Pi時的發電成本函數。

2.2 蒙特卡洛求解法

由于電力市場采用暗標競拍的規則，對各發電企業而言，其他發電企業的投標數據未知，所以發電企業無法得到求解式(10)中優化模型的完全信息。但發電企業可利用歷史競拍數據估計競爭對手的投標策略與方案。根據文獻[10]，可以假設第i所發電企業(i=1,2,…,m)認為第j所發電企業(j=1,2,…,m,j≠i)投標函數的系數αj和βj服從如下聯合正態分布：

(11)

3 實驗與分析

3.1 實驗介紹

為探究電力期貨的引入對電力現貨市場造成的可能影響，本文搭建一個具有6所發電企業、1個獨立的系統操作者、1個市場操作者與1組售電主體的電力市場，并基于本文第2節的競標發電企業最優報價策略模型與蒙特卡洛求解方法進行實驗與分析。

表1 發電企業數據Table 1 Data of generation companies

假設市場每隔364天高峰階段用電總量的期望相等，可表示為：

E(Qt|t=t0)=E(Qt|t=t0+z×365)

(12)

式中：z是正整數。由式(4)可知，上述峰荷電力期貨的價值為0。

積極發展電子商務進一步提升船用品市場的信息化水平，培育廣西船用品無形市場。通過構建電子商務平臺快速采集船用品市場信息，以信息化推動市場專業化；同時進一步推廣網上訂購和交易，構建廣西船用品物聯網，通過有形市場、無形市場的有機結合,打造區域性船用品交易集散地，強化廣西航運服務業整體功能。

當電力期貨被引入市場后，由于期貨合約的簽訂，發電企業的發電成本函數可表示為：

(13)

式中：Fi是由于發電企業簽訂期貨合約帶來的成本或收益。若發電企業可以從期貨合約中獲利，則Fi<0；若發電企業需要付出額外成本，則Fi>0。實驗主要考慮2種發電企業簽訂電力期貨的方式：各電廠簽訂相等份額期貨合約；各電廠基于當日高峰時段各自發電量簽訂相應份額期貨合約。第一種簽約方式可表示為：

Wi=Wj,1≤i和j≤6

(14)

(15)

式中：Wi和Wj是各發電企業簽訂的期貨合約份額。

第二種簽約方式可表示為：

(16)

式中：Pt,i是各發電企業于簽訂期貨合約當日高峰時段的發電量。

本文核心關注引入期貨后電力現貨價格的變化。實驗以2年為期限進行模擬，每年平均為365天，每年第x日的高峰時段平均用電負荷為：

(17)

式中：Q0與Q1是用電負荷系數，在實驗中，Q0為500 MW·h,Q1為100 MW·h；Nx是隨機噪聲，E(Nx|x)=0。

第一份電力期貨合約從第一年第一天開始簽訂，從第二年第一天開始正式交割。由于第一年沒有電力期貨交割，所以實驗核心關注從第二年第一天起的電力現貨價格變化。

3.2 實驗結果

圖1、圖2和表2展示了發電企業都簽訂相等份額電力期貨合約情況下實驗第二年的月均現貨電價仿真結果；圖3、圖4和表3展示了發電企業基于簽約當日高峰時段發電量簽訂相應份額(以下簡稱“簽訂相應份額”)電力期貨合約情況下的仿真結果。

表2 簽訂相等份額合約下月均電價提升比例Table 2 The ratio of monthly average spot price increase under futures with equal shares

圖1 簽訂相等份額合約下各月月均現貨電價變化趨勢Fig.1 Trend of spot price under futures with equal shares

圖2 簽訂相等份額合約下各月月均現貨電價Fig.2 Monthly average spot price under futures with equal shares

其中，圖1和圖3折線圖的實線部分表示不引入電力期貨情況下的月均現貨電價走勢；虛線部分表示引入電力期貨情況下的月均現貨電價走勢。從圖1和圖3可以看出，無論發電企業是簽訂相等份額期貨

圖3 簽訂相應份額合約下各月月均現貨電價變化趨勢Fig.3 Trend of spot price under futures with corresponding shares

合約還是簽訂相應份額期貨合約，在k值較高(k≥0.50)時，3、4、6、7、9和10月的月均現貨電價都會發生較明顯的變化，且在k值相同的情況下，兩種合約簽訂方式導致的電價變化的趨勢基本相同。

圖2和圖4柱狀圖比較了不引入期貨合約與不同k值下引入期貨合約后實驗第二年各月月均現貨電價。從圖2和圖4可以看出，無論發電企業是簽訂相等份額期貨合約還是簽訂相應份額期貨合約，各月月均現貨電價的變化幅度基本都隨著k值的增加而增大，但在簽訂相等份額期貨合約的情況下，3、4、9、10月的月均現貨電價隨k值增加而變化的幅度最大，而6、7月的月均現貨電價隨k值增加而變化的幅度不大。但在簽訂相應份額期貨合約的情況下，以上6個月的月均現貨電價隨k值增加而變化的幅度都比較大。

圖4 簽訂相應份額合約下各月月均現貨電價Fig.4 Monthly average spot price under futures with corresponding shares

表2和表3展示了不同k值下實驗第二年各月月均現貨電價相較于不引入電力期貨時月均現貨電價的提升比例(若數值為負，則表示電價的降低比例)。從表2和表3可以看出，在任意k值、任意合約簽訂方式下，電價提升或降低的月份基本相同。并且在兩種合約方式下，各月月均現貨電價的變化比例基本都隨著k值的增加而增大，與基于圖2和圖4所得出的結論相同。

表3 簽訂相應份額合約下月均電價提升比例Table 3 The ratio of monthly average spot price increase under futures with corresponding shares

3.3 結果分析

在各電廠簽訂相等份額期貨合約的情況下：從圖1可以看出，引入電力期貨后，全年各月的月均電價走勢比不引入電力期貨時更平穩，但隨著k值的減小，月均電價走勢逐漸趨近于不引入電力期貨時的月均電價走勢。從圖2可以看出，引入電力期貨后，1、6、7、12月的月均現貨電價有所降低，3、4、9、10月的月均現貨電價有所提高，而從式(17)可知，1、6、7、12月是實驗中的全年高峰用電月份，3、4、9、10月是實驗中的全年低谷用電月份。從表2可以看出，電價的提高或降低幅度與k值成正比，k值最大時(k=1.00)全年高峰用電月份的月均電價平均降幅約為0.30%，全年低谷用電月份的月均電價平均增幅為0.68%；k值最小時(k=0.25)全年高峰用電月份的月均電價平均降幅約為0.04%，全年低谷用電月份的月均電價平均增幅為0.05%。

在各電廠基于發電量簽訂相應份額期貨合約的情況下：從圖3可以看出，與各電廠簽訂相等份額期貨合約的情況類似，全年各月的月均電價走勢在引入電力期貨時比不引入電力期貨時更平穩，且隨著k值減小，月均電價走勢逐漸趨近于不引入電力期貨時的月均電價走勢。從圖4可以看出，與各電廠簽訂相等份額期貨合約的情況類似，高峰用電月份的月均電價都有所降低，而低谷用電月份的月均電價都有所提高。從表3可以看出，電價的提高或降低幅度也與k值成正比，k值最大時(k=1.00)全年高峰用電月份的月均電價平均降幅約為0.45%，全年低谷用電月份的月均電價平均增幅為0.41%；k值最小時(k=0.25)全年高峰用電月份的月均電價平均降幅約為0.13%，全年低谷用電月份的月均電價平均增幅為0.04%。

4 我國碳中和背景下電力期貨的意義

文獻[14]建模分析了2007—2014年德國電力批發市場價格下跌的原因，通過量化幾個基本因素對電價的影響，發現碳排放價格是影響電價的最主要因素，而不是普遍認為的新能源滲透率。文獻[4]通過相關性分析發現碳市場與低碳政策帶來的碳風險是決定歐洲電力現貨價格和期貨價格之間關系的最主要因素。文獻[15]基于對我國碳排放量變化因素的定量分析認為，為實現我國碳中和目標，應實施“清潔替代”和“電能替代”,以推進能源轉型。因此可以看出，在我國“30·60”碳達峰、碳中和的戰略背景下，電力市場參與者在面對傳統風險外，勢必還需要面對低碳政策、碳市場交易等因素帶來的碳風險，并且碳風險可能成為電力市場參與者面對的主要風險。但同時，文獻[4]基于對歐盟排放交易系統(European Union Emission Trading System, EU ETS)與歐洲電力批發市場之間的相互關系研究也發現，電力期貨的風險溢價和碳風險之間存在一致的反向關聯。這意味著在實踐中電力期貨的價格形成往往包含了碳風險因素的溢價，發電企業與售電企業可以通過電力期貨的交易來實現碳風險的管控。文獻[16]在對碳市場參與者風險管控的研究中也提出，對于同時參與碳市場交易與電力市場交易的市場參與者可以利用電力期貨對碳風險進行管控。金融衍生品將在電力市場以及碳交易市場中起到至關重要的作用[17-24]。

基于本文的仿真實驗，當發電企業與售電企業通過電力期貨進行風險管控后，電力期貨交割期的電力現貨價格會得到平衡。因此，在我國電力現貨市場逐漸普及、全國碳交易市場正式啟動與“30·60”碳戰略的背景下，積極推行電力期貨市場建設、盡快推出電力期貨產品，有助于電力市場參與者對市場金融風險進行管控，也有助于提高市場參與的積極性。

5 結 語

目前，全國首批8個電力現貨市場試點均已實施試運行或試結算，電力現貨市場逐步得到推進，這也為我國電力期貨市場的開展提供了基礎。另一方面，在全國碳交易市場正式啟動與國家“30·60”碳達峰、碳中和的背景下，電力期貨也可以為電力市場參與者提供管控碳風險的手段。為定量分析引入電力期貨對現貨市場的影響，本文提出了一個雙層電力市場仿真模型，對電力期貨的市場交易與電力期貨背景下發電企業的最優報價策略進行了建模，并在一個六機組的電力市場環境下進行了數值仿真。仿真結果顯示，在實驗所設計的兩種期貨合約簽訂方式下，電力期貨的引入都有助于平穩全年高峰與低谷用電月份的平均電價，這降低了電力市場中發、售電雙方市場化運營下的金融風險。因此，在我國電力市場發展過程中，應積極探索電力期貨等電力金融衍生品的交易，為市場參與者提供更多樣的避險工具，并進一步促進能源、電力、碳等資源的優化分配，推進我國經濟的高效發展與碳中和目標的順利實現。