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编者按
党的二十届三中全会提出建设全国统一电力市场的目标，对保障电力供应、促进能源转型、支撑构建高水平社会主义市场经济体制、服务中国式现代化目标的实现具有重大意义。2025年6月28日，南方区域电力市场转入连续结算试运行阶段，这是我国首个打破省级行政区划限制实现多省区电力资源统一优化配置的电力现货市场，标志着全国统一电力市场建设取得重大标志性成果。随着结算运行周期拉长，各类型市场主体对南方区域电力市场了解更多，也产生了更多疑问。为方便市场主体更好了解南方区域电力市场，中国南方电力调度控制中心和《》特开设“解市”专栏，对市场运行中各方关注的现象和存在的疑惑作出解答。
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陈梓煜 梁彦杰 中国南方电力调度控制中心
李岩 南方电网储能股份有限公司
张嘉豪 广西电网电力调度控制中心
参与市场可能存在风险，电力市场风险管理是市场主体参与交易的重要课题。在经典的金融风险对冲理论中，完美的风险对冲需要同时满足两个条件：一是合适的价格，二是准确的头寸。电力市场中的头寸是指市场主体所持有的各类型合约的总量，各类型合约不止包括电力市场中的合约，还包括煤炭等其他市场的合约。头寸在电力市场中通常直接体现为中长期合约的电量规模。头寸错配，意味着即便锁定了理想价格，也存在风险敞口。
发电企业通常被置于“一次能源价格波动”和“电力市场价格波动”的双重风险之间。一般认为中长期合约是唯一的避险工具，但实际上，现货市场本身也能构建无风险组合。一个典型场景是：在忽略所有固定成本、税收等因素后，如果发电企业在电力现货市场中按燃料的成本报价——当电价足以支付燃料成本则发电，不足以支付燃料成本则不发电——该策略的收益将恒为非负。不论一次能源价格和电力市场价格如何波动，主体均不会出现亏损时，中长期头寸需求为零。这揭示了风险管理的本质：风险管理的核心是头寸匹配，而非持有合约本身。
当发电企业签订长期燃料供应合同后，其成本端得以固定，风险完全转移至电力销售端。此时，电力中长期合约成为必要的避险工具。随着电力中长期合约签订量的增加，暴露在电力现货价格波动的电量减少，直到电力中长期合约电量等于燃料合同对应的电量。随着电力中长期合约的进一步增加，超出的部分反过来暴露在燃料现货市场的价格波动中，风险开始增加。因此，当燃料中长期合约与电力中长期合约相等时，实现完美对冲，市场主体收益不随任意现货价格波动。
这种匹配关系推导出两个重要的特例：对于新能源和水电，由于其不存在燃料中长期合约，全部电量参与现货市场反而成为其风险最低的选择；对于核电，则需要签订覆盖绝大部分发电量的中长期合约来维持稳定收益。
在一次能源上行期间，发电侧电力中长期合约超签将反过来带来重大的损失。例如广东2021年电力中长期合约价格仅为约420元/兆瓦时，签约电量比例约95%，已经远超煤炭合约。当年煤炭价格大幅上涨，发电成本远超420元/兆瓦时。同时，大量长协煤合约遭毁约或延迟履约，进一步加剧了电力中长期合约的错配，电力合约头寸大幅高于煤炭合约头寸，导致电厂发电履约反而产生亏损现象。这就是电力合约超签导致的风险。
电力用户的风险管理呈现出发电侧的对称特性。当用户签订了产品的长期订单后，收入端得以固定，电力成本端的波动就成为主要风险。此时，用户的中长期合约采购电量必须与产品订单的用电需求相匹配，才能规避电力现货价格波动风险，实现对利润的有效保护。而售电公司为电力终端用户提供的固定价格保用的零售合约，其本质是将用户承担的价格波动风险完全转移至自身。
当所有市场成员都基于回避自身风险而寻求完美对冲时，一个结构性问题出现：发电侧根据燃料合同确定卖出的电力中长期合约电量，用户侧根据产品订单确定采购的电力中长期合约电量，两者的交易意愿在头寸（电量）、时段和价格上必然出现错配。不合理的强制中长期签约比例只会将风险由一方传导至另一方，而不会被抵消，这种错配正是专业做市商存在的市场基础。成熟的售电公司可以扮演市场风险定价者和承接者的角色，通过专业化的头寸管理和风险定价能力，为发用双方无法匹配的交易意愿提供流动性支持，并通过承担风险获取相应溢价。
当前国内售电市场仍停留在简单的价差套利模式，但市场成熟的标志将是风险定价能力的回归。真正专业的做市商应当能够识别和管理市场中的各类风险，为不同的风险暴露提供差异化的定价。长期来看，我国的电力市场也将逐步形成多层次的风险管理生态：基础避险者通过中长期合约锁定核心风险，专业做市商在中间层提供流动性并管理剩余风险，风险偏好者则基于风险寻求更大的收益。这些都需要更加灵活的头寸管理空间。
当市场成员能够准确管理自身的风险敞口，市场价格才能更真实地反映电力商品的价值和电力商品的风险，资源优化配置的效率才能真正提升。在电力市场建设步入深水区的当下，理解头寸管理的要义，培育专业的风险定价能力，或许比追逐短期价差更具意义。这不仅是市场成熟的标志，更是市场机制能够有效运转的基石。
编辑 韩晓彤
审核 姜黎
