近期国内各类报道都提及到电力期货研发事宜，今天我们来聊聊我国电力期货市场的前景。首先期货市场并不是因为某种商品具有特殊的不确定性才存在。从贵金属、能源到农产品，几乎所有商品的未来价格都具有不确定性，但并不是所有市场都会形成成熟的期货交易。比如砂石、水泥熟料和商品混凝土，它们受到基建周期、环保限产、矿山停产、燃料成本和运输半径影响，区域价格经常大幅变化，产业规模也不小。可这些品种很难形成一个全国统一、持续活跃的期货市场。

问题一，已经有电力中长期市场，为什么要搞电力期货市场？

电力面临的障碍更复杂。节点和区域之间存在价差，不同时间段的价格属性完全不同，物理交付还受到输电能力和系统安全约束。所以一个已经有现货市场、有中长期交易与结算机制的商品，为什么还要再建一个期货市场？如果电力期货只是重新组织一次交易、再形成一个价格、再签一批远期合同，那它确实没有单独存在的必要。

首先传统商品市场并不是等期货交易所成立以后才开始交易。煤炭、原油、铜、铁矿石的产业链，在期货出现以前就已经有成熟的现货贸易和中长期合同。矿山与冶炼厂签年度供应协议，炼厂与贸易商谈月度升贴水，钢厂会提前锁定矿石来源和到港节奏。期货市场不是来替代这些合同的。

其次电力中长期合同也能锁定价格，但需要明确电量、曲线、交易双方、结算节点。一家售电公司签下一份年度双边合同，买到的不只是一个价格，还包括具体月份、具体时段和相应电量。客户结构发生变化后，合同可以转让、回购或者通过后续交易修正，但每一步仍然需要发用电实际负荷参与，且滚撮交易仅能开展到D+4日,远期滚撮流动性和调节能力难以控制价格风险。

举个例子：

所以期货市场增加的是另一类交易者。做市商、套利者和投机资金不需要实际发电，也不需要拥有终端负荷。他们根据对供需、天气、燃料、政策和市场结构的判断承担价格风险，并以价差收益作为回报。产业主体想卖出风险时，不必等到一个恰好愿意提前采购期限又完全匹配的用户出现；想买入风险时，也不必重新找到愿意锁价的电源。

因此，电力期货相对长期合同增加的并不是一个简单的标准文本。它至少增加了三种能力：头寸可以连续增减和反向平仓，支付风险由中央清算机制隔离，产业外资金可以进入市场承接风险。缺少其中任何一项，期货很容易退化成另一种远期合同。

问题二，在我国当前电力市场背景下，期货市场如何为市场主体服务？

电力交易从一开始就高度平台化，不同机构各有分工。发电企业、售电公司和电力用户需要完成市场注册，并对应到具体的发电单元、用电单元或者代理负荷。交易机构组织年度、月度、月内和现货交易，调度机构完成网络约束下的物理出清，电网企业和相关机构负责计量、结算与偏差处理。中长期合约可以锁定相当比例的远期电量和收益，现货市场提供日前和实时价格。许多传统商品期货推出之前需要解决的基础问题，中国电力交易平台其实已经处理了很大一部分。

但问题出在它首先是一套物理责任平台。发电企业申报的电量对应机组，用户和售电公司申报的电量对应负荷，最终还要进入调度、计量和偏差结算。一个没有机组、没有负荷、也不承担系统平衡责任的金融机构，很难直接进入这套市场反复买卖价格头寸。即使允许进入，它的纯金融申报也会和物理出清逻辑发生冲突。

举个例子：

如果存在流动性足够的标准化电力期货，公司可以先用期货调整公共价格风险，不必同时修改每一份用户合同和电源合同。新增客户时买入部分价格头寸，客户退出时卖出或者平掉头寸不必把每一次价格风险调整都变成一次新的物理电量交易。电力期货市场可以为市场主体提供独立于物理电量交易的价格风险市场。电力交易机构和调度机构继续负责真实电量、网络约束和系统运行，期货交易所基于现货市场已经形成的价格，设计可以独立交易和清算合约，商品流转和价格风险没有完全脱钩，但不再必须同步变化。

问题三，我国电力期货市场推进，目前存在最大的重点难题是什么？

电力价格又不同于一般商品报价。铜、原油和碳酸锂同样存在地区、品质和交付条件差异，但仍然可以围绕标准品和交割地点建立价格基准。但是电力直接来自特定市场规则下的出清结果，网络模型、节点划分、结算方式和时段口径发生变化，都可能改变价格本身的含义。期货市场如果要吸引做市商、套利资金和其他非产业交易者，就需要提供包括支撑市场研究、定价和复核的价格与边界数据。

期货交易的是未来电价预期，但合约到期后，仍然需要按照真实形成的现货价格结算。交易者可以没有机组，也可以没有用户负荷，却不能交易一份与实际电力市场无关的价格。因此，电力期货能否形成市场，不只取决于期货交易所如何设计合约，也取决于电力运营机构能否提供足以理解和复核现货价格的数据基础。

现货价格上涨，背后的原因可能是负荷增加、新能源出力下降，也可能是可用机组减少、跨区送受电变化或者局部断面受限，不同原因对价格持续时间和影响范围的意义完全不同。同时电价本身需要能够回溯，电力市场因计量、模型或者数据问题调整价格并不罕见，历史价格可以修正，但修订记录却不能缺失，让市场参与者应当知道某一时段采用了哪一版价格，是否经过事后修正，修正原因是什么，以及最终结算结果何时确定。

当然因为电力数据的特殊性，电力系统中的部分参数涉及系统安全和商业信息，不一定要求公开完整电网模型和全部调度参数，但至少应当包括系统负荷、新能源出力、可用机组容量、跨区送受电、主要设备检修以及关键断面约束等影响公共价格的主要信息，能够根据披露数据，解释公共价格变化的大致逻辑，并确认最终结算价格的形成过程。

所以现货价格解释是市场运营机构与期货交易所之间最直接的联系，期货市场需要明确、稳定的结算依据，公开、全面、准确、连续的信息披露是电力期货推进的关键问题。期货交易所可以设计合约、组织交易和完成清算，但电价的可信度来自现货市场。如果价格无法解释、历史无法回溯、数据无法复核，产业体系之外的资金就很难长期参与，电力期货也难以形成持续报价和真正的价格发现。

问题四，我国电力期货产品的设计思考，第一批电力期货合约画像

电力现货市场每天会形成大量分时价格，不同区域和节点之间还存在持续变化的价差。从交易品种角度看，如果将每天每个小时分别作为独立交易单元，一年就有8760个时段。再叠加不同省份、结算位置、日前和实时市场以及不同交割期限，理论上可以设计出的合约数量几乎没有上限。从市场主体需求来看，发电企业希望按照自身节点和实际出力曲线套保，售电公司希望覆盖用户负荷、采购价格和偏差成本。每一种需求都有现实依据，但合约越贴近某一类企业的实际损益，能够共同使用它的主体通常越少，期货合约就会非常分散造成流动性不足。

这种矛盾在普通商品期货中同样存在。以碳酸锂为例，交易所可以挂牌不同交割月份的合约，但实际成交和持仓通常仍然集中在少数主力月份。产业链每天都在进行不同批次、不同地点和不同交付条件的现货交易，期货市场却不会为每一笔现货合同分别设计产品，而是把交易集中到少数标准化合约上。

所以，电力期货产品设计面临的核心问题，不是如何把企业承担的每一种电价风险都做成合约，而是如何用尽可能少的标准化产品，覆盖尽可能广泛的公共价格波动。无法由公共合约覆盖的部分，仍然需要通过中长期交易、现货申报和企业内部经营管理解决。

按照这个设计逻辑，第一批电力期货大概率不会同时覆盖多个节点、多个时段和多种期限。更可能的起点，是在现货运行相对成熟的市场中，选取一个能够代表较广泛价格变化的省内公共价格，把分散在现货和中长期交易中的价格判断，集中到一份能够连续买卖的标准头寸上。

（一）从节点价格上，中国现有电力市场结构下，比较现实的选择有两种：一种是直接采用省内统一结算点价格，另一种是选择若干代表性节点，按照固定规则编制价格指数。如果一个省的统一结算点价格计算规则稳定、数据连续公开，并且与省内主要发电企业、售电公司和用户实际承担的价格风险保持较稳定的关系，那么直接采用这一价格，可能是更容易落地的方案，不需要重新建立一套价格认知。

但统一结算点计算结果受到动态电量权重或者结算结构变化影响较大，与省内主要节点之间长期存在不稳定偏离，交易者承担的就不只是电价变化，还包括指数构成变化，可能降低期货对产业风险的覆盖能力。这时候可以考虑从省内选择若干价格联系较强、能够代表主要发电和负荷区域的节点，编制固定节点、固定权重的价格指数。这种指数不必对应真实的物理交割位置，它的作用是从大量节点价格中提取省内共同变化的部分代表性节点。

（二）从时段选择上，这里各省份没有统一的答案，需要先观察当地历史价格曲线中最广泛的共同波动，再决定如何组合结算时段。我国目前大部分省份由于光伏发展较快，已经使日内价格结构明显分化，午间价格与晚间价格呈现两个相对独立的变化趋势，所有期货产品设计上可能存在覆盖全天的基础合约，考虑晚高峰和白天时段具有相对独立的风险属性，则需要增加固定时段期货合约。比如某省售电公司如果担心整个区域电价上涨，可以使用基础合约；如果其用户负荷主要集中在晚间，又担心晚间价格相对全天价格进一步上升，则可以组合使用两份合约。

（三）从周期选择上，年度合约能够覆盖企业长期预算和经营风险，但距离交割越远，装机投产、燃料价格、输电能力和市场规则等变量越难判断。在近端市场尚未形成稳定价格以前，远期月份很难获得连续报价。旬度甚至日度产品更贴近短期经营，却会增加交割周期数量，这一部分目前已经可以通过日滚撮和现货交易处理。所以月度合约能够与企业的采购、结算和预算周期衔接，又可以通过连续交易多个交割月组合成季度和年度风险。预计第一批电力期货产品采用月度期限，前期集中在近月，随着持仓和做市能力提高，再逐渐增加远月品种。

（四）从交割方式上，现金结算的可能性更高。如果期货到期后需要交付实际电量，持仓必须重新对应负荷，没有发电和用电资产的金融主体仍然无法参与，企业调整期货头寸也会重新影响物理电量关系，产品最终容易回到中长期合同的逻辑。现金结算则只计算期货价格与最终结算指数之间的差额。企业不需要因为期货持仓改变原有发电、用电和中长期合同，期货负责调整的是价格损益，而不是物理电量。

 举个例子：

综上所述，第一批电力期货更可能呈现出几个共同特征：价格基准集中在一个省或者一个区域内公共价格（该价格基准所披露信息能够充分解释价格变化），合约期限为月度，结算时段以全时段标准合约为主，挂牌月份和产品数量较少，采用现金结算。只要电力期货合约能够以金融化手段，让企业调整公共价格风险，并围绕未来月份形成持续报价，就已经完成了第一批电力期货最重要的任务。