国际经验与中国路径：电力期货市场建设挑战与对策研究

2022年6月，澳大利亚东海岸电网（NEM）遭遇了一场严重的能源危机：多重因素叠加下，电力供应极度紧张，现货批发电价在短时间内飙升至每兆瓦时15100澳元，为市场最高限价。能源市场运营商（AEMO）不得不动用了“暂停”机制，中止现货电价形成，并直接调度发电机组以确保供电。与现货市场“停摆”形成鲜明对比的是，澳大利亚电力期货市场始终保持着有序运行，为市场评估危机可能持续的时间以及未来的成本压力提供有力依据。

在该事件中，电力期货市场自身韧性及对市场的作用明显。国际上，成熟的电力市场普遍建立了现货市场与期货市场相结合的完整体系，期货市场在其中发挥了稳定交易、对冲风险的关键作用。

当前，随着电力市场交易持续活跃、电价波动日益频繁剧烈、区域价格差异扩大，市场化电价的风险管理需求凸显，已成为现货市场需要面对的核心挑战。我国政策层面已明确鼓励市场主体借助电力期货等工具开展风险管理，为电力市场风险对冲提供了制度支持。

如何借鉴国际成熟电力期货市场实践经验？我国电力期货市场建设面临的关键问题是什么？为什么日前现货价格更适合用作电力期货的定价基准？本文将围绕这些问题进行梳理总结。

经过三十年发展，全球电力期货市场已形成多元化发展格局。据欧洲能源交易所统计，2024年全球电力衍生品交易量较上年增长了43%，达12370太瓦时，首次突破10000太瓦时，已成为继石油、天然气之后的全球第三大能源类交易品种。从市场架构看，当前全球电力期货市场主要存在两种模式：一种是以美国为代表的电力现货与衍生品市场分离的运作模式，交易所独立运营金融衍生品市场，两者通过现金结算实现风险对冲；另外一种是以欧洲电力市场为代表的现货市场与金融衍生品市场一体化交易模式，采用现金交割和实物交割（级联交割）并存的机制。相比较纯现金交割机制，实物交割确保了金融合约最终能够转化为实物交割义务，要求交易者具备真实的交割能力，基本消除了纯现金结算模式下的价格偏差风险，其价格更直接地反映实际电力供需和输电约束，也有助于限制过度的金融投机行为。从市场交易品类看，欧洲市场最为成熟，2024年衍生品交易量占全球63%，达8438.6太瓦时，其产品体系完善，与欧盟层面的强力气候政策深度绑定，期货价格常与碳交易价格联动，有效支撑了区域的净零排放目标。北美市场2024年交易量达2979太瓦时，位居第二，其期货品种更多用于对冲各州多样化的可再生能源政策所带来的波动风险。日本、澳大利亚等新兴市场增长迅速，但整体规模仍较小，正通过峰谷时段合约等创新适应新能源特性。

值得关注的是，这些电力期货市场发展初期都经历了一系列典型且严峻的挑战，主要体现在市场结构、风险管理、监管机制和价格发现等方面。

一是价格剧烈波动和风险管理承压。受季节、负荷、天气及燃料成本波动影响，电力供需价格剧烈波动，增加了套期保值的难度，也使市场风险管理面临巨大挑战。二是市场深度不足和流动性匮乏。在1990年代末——21世纪初美国和德国电力期货市场参与者主要为大型发电商、工业用户和少数投机者，市场交易量有限，直接后果是市场流动性不足，表现为买卖价差过大，套期保值效率低。三是市场结构不成熟和信用风险凸显。美国市场初期缺乏标准化合约和完善的集中清算机制，德国市场建设初期的参与者习惯于场外双边交易，电力交易所交易量合计仅占全国电力交易量的约6%，使得交易所价格可能不能完全反映市场风险。此外市场初期期货合约多为现金结算或财务结算，与真实电力物理供给脱节，削弱了期货市场服务实体电力供需的能力。四是监管框架和市场透明度不足。美国FERC（联邦能源管理委员会）刚开始介入批发市场时，对期货衍生品监管有限，信息披露不足，投机与套期保值界限模糊。德国的交易所自律较为严格，但历史交易信息和持仓数据不够透明，直到Phelix指数被广泛接受作为电力现货平均价，才为期货合约提供了可靠的价格锚点，增强了市场信心。五是投机操纵与价格发现失灵。在上述因素共同作用下，市场极易出现价格操纵和价格严重偏离现货基本面的现象。2001年的美国安然公司会计欺诈与市场操纵丑闻就是这一阶段问题的集中爆发，它沉重打击了市场信心，其修复过程漫长而艰难。

德国自2000年正式启动电力现货市场建设后，于次年即启动了期货市场建设，逐步构建起多层次的市场体系。本文以德国电力市场为例，观察其市场建设初期现货与期货价格的动态关系，分析期货市场在成立初期的风险管理功能及其可能存在的局限性，为新兴电力市场的架构设计与风险防控提供参考。

为观察市场建设初期的价格行为，对2001–2002年间德国EEX、北欧Nord Pool及英国UK电力市场的每日现货价格序列进行比较分析。通过对比发现，EEX现货价格波动显著更为频繁，且价格尖峰屡有发生。尤其在2001年12月18日前后，价格出现异常飙升，事后调查证实为该时期部分发电企业实施市场操纵所致，这一现象凸显了现货市场建设初期监管框架与竞争结构不足问题。相较之下，北欧与英国市场的现货价格走势则表现得相对平缓。

进一步分析现货市场的价格波动特征，可以观察EEX现货价格的对数收益率时序及其频次分布，其中，对数收益率定义为In(本日价格/前一日价格），是金融分析中衡量资产价格相对变动的常用指标。可以发现，绝大多数时段内EEX现货收益率波动幅度有限，但在12月18日的价格尖峰日，也相应的形成了显著的“脉冲”式异常值。尽管多数时间内价格变化幅度有限，但其对数收益率分布呈现出典型的“厚尾”形态，即极端收益率出现的频率显著高于正态分布的预期。这说明电力现货市场虽多数时间波动有限，但发生极端行情的概率高于传统金融资产，尾部风险更为突出。

与现货市场相比，电力期货价格更多反映的是市场对未来电价的前瞻性预期，对短期供需冲击的敏感度较低。同期EEX基准负荷期货合约的价格整体运行平稳，主要在25至40欧元区间内小幅波动，并未出现如现货市场般的短期剧烈飙升。这一定程度上体现了期货市场在稳定价格预期、缓释短期风险方面的功能。

进一步从期货对数收益波动情况看，期货收益率的波动幅度较现货市场显著收敛，进一步验证了期货对价格波动的平抑作用。然而，期货收益率的分布同样呈现出“尖峰厚尾”的统计特征，即“尖峰”表明日常波动率低、市场多数时间表现稳定；“厚尾”则提示极端价格变动风险依然存在。这种分布形态暴露出新兴期货市场在初期阶段流动性相对不足、深度有限的结构性弱点，也凸显了通过完善交易制度、加强市场监管以防范尾部风险的必要性。

随着我国期货市场政策环境的持续强化，具体到电力这一特殊品类，开展电力期货试点，做精做深新能源期货的行业、产业共识正在凝聚。当前，我国既面临电力市场转型中的共性问题，也需应对新兴市场特有的风险结构。

挑战一：现货价格权威性影响期货价值基准。电力期货的价值发现功能高度依赖于现货价格的真实性与权威性，当前电力现货市场还处于初期阶段，市场风险管理能力尚不成熟，业界担忧期货市场投机行为可能加剧现货市场运营的复杂性和不确定性。

因此，持续深化现货市场建设、健全价格形成机制，是电力期货市场稳妥推出的必要前置条件。这要求持续健全促进电力资源高效配置的市场价格形成机制，优化完善市场规则，强化结算环节规范，增强价格发现功能和市场竞争活力。

挑战二：系统充裕性不足引发物理交割风险。电力商品的实时平衡特性使得采用物理交割的期货合约面临独特的履约风险。在极端天气、燃料短缺等情况下，若发电容量严重不足，大量期货合约可能面临无法实物交付的困境，引发连锁违约。这不仅会造成金融市场清算危机，更可能将风险传导至物理电网，直接威胁供电安全与系统稳定。这需要在设计电力期货时，研究并建立与之匹配的容量保障机制，充分考虑我国能源结构转型进程，审慎设定交割方式和交割标准。

挑战三：多层次、多品种市场间的风险传导可能放大系统性风险。期货市场的投机行为会通过交易行为及保证金变动传导至现货市场，标准化、高流动性的期货合约可能分流电力现货市场中长期交易资源，将影响其稳定市场预期的“压舱石”作用。同时，现货价格的剧烈波动也可能在期货市场引发“踩踏”或流动性危机。这种跨层次风险的深度耦合，使得电网企业实际上成为系统性风险处置的关键节点。这需要市场设计从宏观审慎视角出发，构建覆盖电力全品种、全链条的统一监测与风险预警框架。

挑战四：新能源不确定性成为关键结构性挑战。伴随风光等新能源发电占比提高，其波动性、间歇性及对气象条件的依赖性，显著增加了电力系统预测难度和运行风险。传统的、基于较稳定电源结构的期货合约和风险模型，难以精准刻画和有效管理新能源主导下的价格波动风险。这需要推出符合新能源出力特性的更弹性、精细化的品种，开发更好量化和管理间歇性风险的评估工具，满足市场参与者对更精细、更前瞻的风险对冲需求。

在电力期货市场设计中，价格基准的选取直接关系到合约的价格发现效率、套期保值效果及市场参与者的接受程度。如何选择科学合理的定价基准，以确保期货合约具备有效的风险规避功能和市场流动性？

国际成熟市场经验表明，日前现货价格由于具备良好的时间连续性、市场代表性及预测稳定性，常被作为电力期货合约的首选定价基准。为检验该基准在我国新兴电力市场环境中的适用性，本节基于2025年1月至10月广东电力现货市场的实际运行数据，对日前均价与日内均价进行系统的统计对比与相关性分析，旨在为我国电力期货合约的基准选择提供实证依据。

从基本统计特征来看（见表1），日前价格与日内价格在均值水平上差异较小（316厘vs.323厘），表明二者在趋势层面具有一致性。然而，在波动结构上存在显著区别：日内价格在绝对数值上波动更大（标准差77.04 > 66.79），但其对数收益率波动反而更低（0.103 < 0.1811）。这说明日内价格在单日内变动剧烈，但变动幅度相对集中在小幅波动，其相对收益风险更集中；而日前价格则在个别时点出现更为极端的收益率尖峰，反映出更强的尾部风险。进一步从收益率分布形态来看（图1-3），日前价格的分布更为集中，且在盈亏两侧分布相对均衡，更适合作为风险管理与价格发现的基准。因此，综合来看，选择日前价格作为电力期货的定价参考，更能有效捕捉市场中的极端波动与尾部风险，符合期货工具的避险本质。 

表1 日前价格和日内价格基本指标统计

图1-1 广东电力现货市场价格波动时间序列图

图1-2 广东电力现货市场价格对数波动时间序列图

图1-3 广东电力现货市场价格对数波动直方图

综上，通过对国际经验与教训的系统梳理，并结合对我国制度环境与市场条件的深入剖析，建设符合国情的电力期货市场的总体路径已趋于明晰。我们应认识到，电力期货发展是市场化方向下的能源治理模式深度创新，其核心目标在于服务发电、售电与用电等实体企业的风险管控需求，而非创造投机套利空间，而规则设计与市场创新须以守住电力安全底线为前提，并作为现有物理中长期交易合同的金融化补充与风险对冲。展望未来，电力期货市场的推动还需与电力市场、全国碳市场、绿证交易机制的完善协同发展，在规则衔接、价格信号和风险管理上实现良性互动与系统联动，审慎、稳步地释放电力期货潜力效能，服务实体经济、支撑能源强国建设。

（作者任职于南方电网改革发展研究中心，本文所述观点仅代表作者个人意见，不代表任何机构场）