全文共3193字，阅读全文需要10分钟
近年来，电力资源优化配置和能源清洁低碳转型的需求逐步扩大，电力现货市场建设正在加速推进中，电力现货市场交易电量迅速增加和交易机制逐步精细化，但新能源装机增加带来的供给震荡使得电量波动的系统性风险无法避免，中长期交易的内在掣肘逐渐凸显。
（来源：微信公众号“兰木达电力现货”作者：叶坤 陈志鹏 闫世钰）
回归中长期交易从避险走向投机
电力现货市场机制中，中长期交易的设计初衷是规避现货价格风险，帮助市场主体提前锁定价格，保证收益在预期范围内。即：
1
交易的初衷是避险：基于确定电量的价格锁定
其中，δ越接近于1，中长期交易锁定最终收益（成本）的程度越大，规避风险程度越高，受现货价格波动影响越小。若想实现损益免受现货价格波动影响这个目标，必须使中长期电量和日前电量无限接近。但是对于发用两侧而言，在远期准确预测未来小时级别的电量难度是极大的，尤其是发电侧新能源企业。
2
交易的演化为投机：基于价格差异的套利
由于无法实现电量无偏，市场主体无法通过控制电量达成目标，只能把价格作为避险手段：
只能扩大|θ|，但由于Q中是多次中长期交易累计成交电量，无法通过交易使Q中无限接近Q实。电力市场中发用电企业的核心目标是控制风险，但最后在交易执行层面，很难通过交易手段实现风控，从而只能试图扩大|P中-P日|，进行多次中长期交易时，日前出清价格未知，可以认为运行日现货出清价格不会受中长期交易直接影响，因此扩大|θ|的途径仅有改变中长期成交均价，即P中：
对于发电企业而言，当Pi，(i∈[1,n])在多次中长期窗口价格中较大或者大于预测现货价格时，发电侧应扩大对应Qi，(i∈[1,n])。当Pi，(i∈[1,n])在多次中长期窗口价格中较小或者低于预测现货价格时，发电侧可考虑反向回购，减小对应Qi，(i∈[1,n])。相反，对于售电公司（批发侧主体）而言，当Pi，(i∈[1,n])在多次中长期窗口价格中较大或者大于预测现货价格时，批发侧可考虑降低对应交易品种买入量或反向卖出，减小对应Qi，(i∈[1,n])。
当Pi，(i∈[1,n])在多次中长期窗口价格中较小或者低于预测现货价格时，批发侧应大量买入对应交易品种，增大对应Qi，(i∈[1,n])。
由于不同中长期交易品种存在时间差，同时距离现货交易日时间周期过长，通过预测市场价格波动，以跨品种买卖，单一品种反向交易或电量极端化等方式获取差价利润的投机行为逐渐增多。因为发用电量的波动无法控制，市场主体风控的初衷变得尤为被动，在被动的情况下，要保证企业收益，冒险求变的投机行为一反常态，逐渐成为主流。
为什么投机交易会成为主流
1
电量波动可知不可测，可预不可控
批发侧（售电公司、大用户）用电量波动的特性大多呈现为实际电量小于预测电量，因为多数企业预估用电量时按照设备正常运作的耗电量预测，设备故障检修导致用电量降低的可能性远远大于设备超负荷运转耗电增加的可能性，这是设备生产环节的影响；其次是节假日期间，即使预料到负荷会下降，下降的幅度也难以把握。以上两点使得风控策略效果大打折扣。
图1：近一年山西部分售电公司（随机样本）用电波动情况
发电侧发电偏差最大的属新能源风电场站，风电的波动性不仅局限于某一时刻静止的预测功率和实发功率的偏差，更不可忽视的是时间周期上动态的大风季、小风季变化。
图2：近一年山西部分风电场站（随机样本）发电偏差情况
2
交易机制突变，交易惯性依旧
2024年4月，蒙西发布关于调整优化 2024 年蒙西电力市场交易机制的通知，将用户侧合同电量转让交易模式由协商交易调整为受让方单边集中竞价交易。这对于进行组合策略的用户单元无疑是晴天霹雳，集中竞价的交易无法确保标的电量全部成交，不确定性增加；对于在年度交易窗口以满仓为目标的用户，调整电量和曲线的空间失去自由度。在实际窗口中，通常当大部分市场成员对交易的标的日期的现货价格看低时，用户倾向于抛售现有合约电量，因此会出现受让方申报量极低，转让方总申报量偏高的情况；而当市场看涨标的日期现货价格时，转让方申报量会极低。今年7月现货价格屡攀高峰，全月均值达1167元/兆瓦时，基于用户侧以上交易习惯，对于缺仓用户需要在现货市场高价买电，且持仓未达标引起系数增加，度电成本剧增。
无论现货现价看涨或看跌，Pi和Qi多会走向失衡，集中竞价的成交量普遍较低，难以通过单次的竞价交易调整全月持仓。发电侧亦然。
图3 2024年9月蒙西市场新能源日前功率
与竞价交易成交情况
现货价格弹性大，趋势、反转、破位皆有
图4 近一年蒙西现货价格走势
市场波动风险给发电企业带来的挑战更为严峻。今年8月以来，蒙西市场一方面小风季逐步进入尾声，电力供给大量增加，另一方面受火电报价行为变化影响，电价应声倒地，地板价蔓延，最终8月和9月均价跌至300元/兆瓦时左右。屋漏偏逢连夜雨，用户侧持仓高筑，市场需求收紧，导致新能源场站徒有增量交易窗口，补仓无门。年月交易在前，考核回收在后，大风刮过，新能源场站缺额回收的风险避无可避，理想收益随风飘散。
图5 2024年6-10月蒙西燃煤机组日前报价情况
以补贴场站补偿策略为例，假设由于以上原因场站全月持仓仅为70%，风险防范补偿系数被核减，最终受益仅为电能量价格的70%，环境价值对应收入亦被殃及，当月度电收益至少会减少2分；与此同时，超仓的用户，则需要以高于现货价格的中长期价格进行结算，当月度电支出增加也逾2分。
图6 2024年9月蒙西部分新能源场站分日量价水平
上图新能源场站电量与电价全月结果为例，现货预测价格和合约价格的价差必然存在，只有通过带有投机意味的中长期合约电量调整，才能够弥补风控的缺失。
图7:2024年3-10月蒙西基于
出清电价与负载率的报价分布情况
时间差，提前量；这么近，那么远
目前国内多数电力市场年月交易签约电量比例的要求仍居高不下，但由于年月交易时间周期跨度甚远，提前一个月甚至一年制定的计划无法准确预置未来中的波动，偏差应远期程度增加。
表1：蒙西市场发电侧
2024年1-10月份中长期交易情况与比例
表2：蒙西市场2024年1-9月份中长期交易及电量结算情况
通过蒙西电力现货市场2024年1-10月中长期合约签订情况来看，可以看到年度交易中平均签约占比达到了83.39%，而月度交易签约占比也达到了13.98%，该交易比例基本满足年初对中长期交易的限制。同时，2024年年度交易以及一月份的月度、月内交易均在二月初完成，因此一月份并无月内交易且该月年度月分解占全年总交易量比例较高。
除一月份外，二月至十月份的年度月分解占全年交易量的比例平稳减少，同时年度月分解占全月合约量的比例也呈现下降趋势，该趋势反映了市场化用户对于交易标的日期越远的中长期合约存在越高的不确定性和风险预估值。同时，全年总上网电量与最终发电侧交易结算电量间均存在差值，但该差值从六月份开始出现了显著的增加。由于年度交易中越靠近年底的月份其年度月分解占比越少，同时年度月分解占全月合约总量的比例也越少，因此若电量负荷出现较大波动，年月交易的过度前置会导致市场主体的风控策略进一步失效。然而，如果波动持续的时间较长，市场买卖双方的平衡性将被击碎，随之而来的便是交易天秤的倾斜，以及市场自我调节的停摆。更有可能出现的情况是市场供需中的优势方不断蚕食另一方的效益，劣势方只能被动接受，电力交易市场的有效程度有可能因此受到影响。
按照传统思维，八月份作为现货高价月份，发电企业（尤其是燃煤发电机组）进行年度规划时势必会压低该月的中长期合约持仓比例，以此提高实时市场的盈利机会，但用电方则会尽力提高该比例。然而有部分用电企业在年度交易时存在增量的难度，因此只能被迫以较低持仓完成年度交易。但正因八月份出乎意料的现货低价，这部分用电企业反而趁此机会意外增收。
思维惯性常常让我们以为中长期交易（尤其是年、月度交易）的风控含量更高，投机只属于“小戏台”，但市场是变化的，竞争是动态的，主体间的博弈从未停歇，风控失效所对应的损益，往往预期通过其他手段“巧取豪夺”，愈演愈烈就会导致“投机”抢戏，“风控”退场；远期年月交易锁定收益的意义内部必然存在激化量价失衡的不确定性。倘若市场主体无法认知到这一点，一味投机或风控躺平的行为蔓延且加重后，电力现货交易的市场效率、电力资源的配置、价格对供需关系的反应等一系列开设电力现货交易市场的初衷都将被赋予折扣。
