电力市场风险管理方法

1、电力市场中的风险

风险若按其后果的承担者来划分，则有企业业主风险、政府风险、投资方风险、供应商风险和担保方风险等。本文从交易中心的角度出发，关注市场交易下交易中心作为市场运营者、中央对手方可能会承受的风险。即市场主体的违约行为发生时，给交易中心或交易对手方可能带来的损失。

市场交易中，若政策等外部环境未发生重大改变，交易规则较为完善，那么在电力系统能够安全运行，电力市场能够正常交易的情况下，市场运营者将重点关注以下可能造成市场主体违约的风险：

(1)市场风险，它是由于市场因素(如利率、汇率、股价、商品价格等)的波动而导致的市场参与者的资产价值发生变化的风险;

(2)信用风险，又称交易对手风险或履约风险，指交易对手方不履行到期债务的风险;

(3)流动性风险，它是市场参与者由于资产流动性降低而导致损失的风险。

电力市场中，市场运营者控制风险的原则为在市场交易中市场主体的信用额度必须大于其市场履约风险，即(上一篇文章中)图1中的交易风险，指的是由于市场参与者违约导致市场结算部门无法收到的交易费用的金额。这是一种事前控制的方法。由于提前计算了市场主体的信用额度，可以强制覆盖其债务额度，并在额度的计算中考虑了担保品等的流动性，可以避免市场主体的信用风险和流动性风险，因此只需要重点考察市场主体的市场风险，特别是价格风险。电力市场上交易品种的价格波动是市场主体违约的最主要的原因，电力市场信用管理中的市场履约风险主要是指价格风险。在经济学中，价格风险的计算体系至少包括以下三个方面：敏感性分析、在险值VaR、情景分析与压力测试。

图1 电力市场信用模块与风险模块各部分的关系

敏感性分析是指，在保持其他条件不变的情况下，研究单个市场风险因子的变化对产品经济价值产生的影响，如系统总负荷对实时电价的影响。由于实时电价受多个风险因子的影响，且这些风险因子之间的相互影响较难分析，故较少在电力市场分析中采用这种分析方法。敏感性分析仅度量产品价值对单个特定风险因素的敏感程度，不能反映总体的市场风险。这一点由在险值VaR、情景分析与压力测试来弥补，二者都是对多因素同时作用的综合性影响进行分析。

在险值VaR衡量的是在一定概率水平α%(置信水平)下，某产品在未来特定时期内的最大可能损失，如图2所示，即未来特定时期的损失有α%的可能不会超过多少。情景分析与压力测试衡量的则是，当(1-α%)的小概率事件发生时，实际损失将会有多少。国外电力市场的做法等价于设定一个置信水平α%，作为风险控制的目标，即在α%的概率水平下，市场主体的费用不会超过某个特定的值，把该值作为对市场主体的信用额度要求。该控制策略的结果是有α%的概率不会发生市场违约风险，但仍然无法避免(1-α%)的小概率事件发生。

图2 在险值VaR

如果用公式来描述，VaR可以表示为下式：

Prob(ΔV < -VaR) = (100-α)%

其中，ΔV是指产品价值的未来变动。计算VaR，需要知道时间长度N、置信水平α%以及产品价值未来变动ΔV的分布特征。知道了ΔV的分布特征，就可以得出相应的N和α%下的VaR值。电力市场中，假设市场环境不变，则不同时期的电价分布应该是相似的。该假设下，通过回溯过去的数据，可以得到市场在那段时期的ΔV的分布特征，并认为其在未来也应当符合该分布特征。这就是估计ΔV的分布特征的历史模拟法。此外，还可以通过模型设定的方法来得到ΔV的分布特征，但要求先进行敏感性分析得到模型参数。VaR只是风险度量的其中一种方法，其本身也有一定的缺点，比如VaR方法不符合次可加性，不一定完全符合电力市场的要求。其他的一些方法，比如从VaR方法衍生得到的CVaR方法符合次可加性，也有一定的参考价值。

2、电力能量市场中的风险评估

市场主体的市场履约风险需要在各个不同交易品市场上计算，并且最后要累计作为总的市场履约风险。各国对于能量市场的风险评估主要分为以下三类：基于市场主体过去的总费用，以PJM为例;基于市场过去的出清电价得出单位电量风险电价，即市场运营者认为下一次市场交易中可能的市场出清价格，是市场运营者根据所需要的风险管理水平所设置的，乘以市场主体近期的交易电量，以ERCOT为例;基于市场主体过去的交易量得出潜在最高电量，乘以市场设置的单位电量风险电价，以Nord Pool为例。这三种风险评估方法都是基于过去电价及电量的统计方法，重点都在于寻找合适的回溯时长。各交易中心的回溯期各不相同，北美市场最短为CAISO的两个月，最长为NYISO的一年。Nord Pool甚至使用过去三年的最高电价来确定单位电量风险电价。

确定了市场主体的市场履约风险之后，还需要确定风险控制的要求，即市场运营者需要市场主体的信用额度覆盖其未来多久的交易费用。一般来说，要求的风险覆盖期越长，市场判定的市场履约风险值就越高;市场主体交纳的信用额度越高，违约的可能性就越小，但是也占用了市场主体大量的资本资源，造成资源浪费。如果对信用额度的要求过低，虽然有利于市场主体把更多资本用于投资盈利，但是可能会导致市场主体无法支付交易费用的小概率事件发生。科学的计算方法应该同时用尽可能的少的费用来覆盖绝大多数情况下的风险。如何在两者中达到平衡除了需要理论基础，还需要市场运营者在市场发展的过程中不断做出调整。以北美的电力市场为例，它们都允许使用无抵押信用额度，对风险控制的要求相对较高，是这些市场把风险期定义得较长的其中一个原因，其中PJM与ERCOT的要求最高，需要覆盖未来三周的风险。此外，风险期的长度的设置还与该市场的结算流程有关，将在下一节中用算例说明。国外典型电力市场的风险回溯期与覆盖期见下表。

表1 国外典型电力市场的风险回溯期与覆盖期

ERCOT的算法是基于单位电量风险电价的，其对于日前市场和实时市场的要求不同。日前市场取过去40天内最高的平均7天的电价作为单位电量风险电价，而实时市场取过去40天内最高的平均14天的电价作为单位电量风险电价。风险期定义都为未来21天，预计的交易电量是基于近期交易量的。CAISO和MISO的算法和ERCOT类似，都没有对电力市场按照电力需求进行分期讨论。CAISO将过去61天的平均电价作为单位电量风险电价，并定义风险期为未来的10天。MISO的算法是基于整体费用的。其计算方法相对简单，对于日前市场和实时市场的算法一致，对于新进入市场的市场主体，取过去7天的平均费用作为风险费用，对于其他市场主体则取过去365天的平均费用。然后用风险费用乘以6天就是现货市场的信用额度要求。

NYISO和PJM则将每年分为夏季期(5月到10月)和冬季期(11月到次年4月)。NYISO的单位电量风险电价取去年同期月平均电价或过去10天平均电价的较高者。对于普通用户，NYISO将风险期定义为16天;对于通过NYISO信用认证并签订预付款协议的用户，风险期定义为3天。对于新进入的市场主体，则将风险期定义为30天。PJM则参考市场主体的历史费用。其风险费用取同期内最高的连续三周的费用。因为费用可能是负的，规定若连续两周或单周的费用更高，则取其为风险费用。在半年期开始时，市场主体初始风险重置为过去一年的平均三周费用，然后随着时间推进取最高费用为风险值。

欧洲的算法与美洲市场有较大的区别。在Nord Pool的现货市场中，北欧按照地理区域分为多个价区，各价区内部平衡，NordPool负责协调各区域联络线的出清。由于各价区内部相对独立，Nord Pool对风险的计算也是分开的。首先，算出市场主体的每日风险，即用市场主体现货交易中在各价区的交易电量乘以各价区的单位电量风险电价，得到各价区的风险费用后相加，再乘以时间因子得到每日风险。用公式表达如下式所示：

市场主体交易风险 = max(过去30天的每日风险)

每日风险 = [∑(某市场交易量*该市场风险因子)]* 时间因子

其中各价区的单位电量风险电价是各价区过去三年的历史电价分布中99.7%高的值，时间因子是考虑到结算周期所保留的裕度，当前的值设置为2。然后，参考市场主体过去30天的每日风险，其中最高的那个就是市场主体的信用要求。此外，Nord Pool要求风险计算值不超过30,000欧元时，市场主体也需要保持30,000的信用额度。

3、结算流程对风险期长度设置的影响

下面举例说明结算流程对风险计算的影响。假设某市场仅日前交易这单一品种，结算方式为“日清周结”。并假设每周定义为周日至周六，账单在下周四出具，并在下下周三到期;如果某市场主体是售电公司，若其发生违约行为被禁止市场交易，其用户代理关系在下个周开始时才能完成转移，该段时间内的费用仍由该售电公司承担。

图3 市场主体的未缴纳费用的组成部分

图3表示当前市场主体的未缴纳费用的组成部分。假设当前为7月11日，那么该市场主体的市场履约风险将至少包含以下的几个部分：1.未到期的债务额，包括6.24-6.30这周的将要到期的账单以及7.1-7.7这周的已经出具的账单;2.已完成电力交割但未结算的债务额，即7.8-7.10这几天的交易费用;3.未来风险，是由于假设售电公司被禁止交易，而用户代理关系不能及时转移这段时间用户所产生的费用，该部分的费用必须通过预测得到。

如果售电公司在7月11日这天被禁止市场交易，那么按照结算流程其需要缴纳但仍未缴纳的费用覆盖了三个完整的周，所以风险期长度必须至少设置为三周才是比较稳妥的。同理，如果结算周期是以月为单位的“日清月结”，用户代理关系转移至少需要一个月，甚至允许市场主体在有历史欠费的情况下进行市场交易，那么风险期的长度则至少设置为数月。较长的结算周期会给市场主体带来较大的交易成本负担。

此外，由于在实际操作中预留了一定的裕度，国外电力市场进行风险计算时一般都会根据过去较高的一个值设置。比如上文中风险期长度应该设置为三周，那么按照国外的做法，则对这三周进行总体的风险预测，比如要求风险值为过去某段时期最高的连续三周的费用，而不是把已经结算的两周费用作为已知处理。

4、对我国电力市场风险管理的启示

《南方区域跨区跨省月度电力交易规则(试行)》对南方区域市场的交易品种进行了描述，除了现货交易，风险控制还需要考虑中长期市场化交易。

中长期市场化交易作为远期交易，与期货交易具有一定的相似性，对于市场主体的中长期市场化交易的市场履约风险计算与控制，可以参考期货市场的保证金方法。中长期交易可以根据规定的方法被分解到现货市场执行，结算时考虑每个时间段内的现货价格与合同价格的价差，该价差可用于中长期市场化交易的风险计算。参考“每日盯市制度”，如果根据价差算出的市场主体的亏损导致信用余额不足，该市场主体将被强制交易平仓。中长期市场化交易一般是金融性的，是市场主体其规避风险或者投机套利的手段，那么强制平仓并没有影响到市场主体的实际物理需求，是可取的。

Nord Pool下各价区不会重复对市场主体提出信用要求，换句话说，广州交易中心和下面各省区的交易中心可以采用Nord Pool对市场主体在不同价区的交易分开计算风险然后累加的方法。无论对于只参加一个价区交易的市场成员还是参加多个价区交易的市场成员，他们的信用额度要求都与自身的交易量直接相关。总的来说，各个有交易关联的交易中心应该使用联合的信用体系。虽说可以建立独立的信用机构，但这会增加市场主体的负担。同时，比起联合的信用体系，各个机构独立的信用体系所承担的风险要更大，因为各个机构之间独立的信用体系信息是不互通的，而且可能出现征信重复使用的情况(比如在多个市场都获得了无抵押信用)。出于降低市场主体成本和降低整个市场风险的角度考虑，应该采用联合的信用体系而不是独立的信用体系。

对于结算流程方面有以下建议：对市场参与者欠费给定补交费用的时限，同时，终止不能及时补交者的市场活动;缩短结算周期;缩短售电公司被终止市场活动后，代理关系转移的时间。