当前，我国电力现货市场建设按下加速键，电力现货交易也将在全国范围内开展。随着新能源装机规模快速增长，其参与电力现货交易已成必然趋势。然而，受新能源渗透率增大以及出力的间歇性、随机性影响，现阶段在有新能源参与现货市场的省份，交易价格波动较为剧烈，部分地区部分时段出现零电价甚至负电价的现象，未来收益的不确定性大大增加。

现货背景下的风险点分析

相比中长期市场，现货市场中的电力交易工作从业务流程、复杂性、控制难度、风险点数量等方面均上了一个台阶。

中长期市场：现货背景下的中长期交易已过渡到电力曲线的交易。电量的交易根据新能源场站历史发电情况、风资源特性以及功率预测相对有据可循。而电力曲线的交易受风光的不可预测性影响，基本不太可能做到与实际发电出力的精准匹配。同时，现货背景下需要结合现货市场电价预判、交易规则的限制等方面制定中长期交易策略。

另一方面，电力曲线交易在用户侧营销、仓位的控制两方面的难度也有很大的提升。

现货市场：目前国内主流采用现货市场模式为集中式市场，集中式市场又分为日前市场和实时市场。

日前现货市场涉及默认报价、日前市场报价、市场出清、短期功率预测等业务环节。

实时现货市场涉及超短期功率预测、自计划调整（甘肃）、偏差考核、TMR电量偏差等业务环节。

同时，现货市场中交易策略也会对市场运营费用产生很大的影响。

现货背景下电力市场包括中长期和现货两个市场，只有在两个市场均作出相对理想的策略，项目的收益才能得到保证。

相比较中长期市场的电量交易，现货场景下不同新能源场站的结算电价相差超过100元/兆瓦时的案例比比皆是，甚至新能源场站发了电，但是电费为负的情况也时有发生。

现货背景下电力交易业务风险控制的难点

针对各省新能源企业参与市场的情况，对现阶段新能源企业电力交易业务风险控制的难点进行了梳理。

1、交易业务环节多

正如上节所述，现货背景下电力交易业务的环节骤增（中长期+现货），而每个环节对最终的收益均会产生很大的影响，需要对所有可能对收益产生影响的业务环节进行把控。

2、人的因素

现阶段仍处于电力市场改革的初级阶段，人的因素仍处于主导阶段。而人又受主观、客观因素的影响，不同交易员对业务的理解、策略的选择均不同，人的交易行为势必产生不一样的结果。

3、风险意识

我国电力市场建设是由“中长期”市场向“中长期+现货”过渡，电力交易员在现货市场运行初期存在“中长期”市场的固有思维，并未完全建立电力曲线交易的思维，风险意识存在一定的欠缺。

4、交易行为结果难量化

电力交易工作不同于传统的生产运行业务，交易策略的结果反馈相对滞后，影响持续时间长，同时交易行为产生的结果很难去进行量化，这就会导致如何评估交易策略、交易能力成为“老大难”。

5、风险控制工具不足

交易辅助决策系统仍处于起步阶段，受市场规则、起步时间短等因素的影响，交易辅助决策系统对新能源交易业务风险控制的支撑有待加强。

风险管理体系建设的重点

面对量价不断发生改变的电力现货市场，各市场交易主体需要及时了解由于各种变化而导致的可能损益情况、并设定相应红线，明确可接受的损失范围。

（1）现货市场的到来对电力企业风险管理提出了更高的要求。与金融证券等行业风险管理做法相似，电力企业市场化环境下的风险管理应根据公司战略目标、风险承受能力来量化评估风险、形成风险限额，确保风险偏好的传导，确保风险管理融入战略决策并落实到实际操作，从而实现战略与财务目标。公司应建立健全与自身发展战略相适应的全面风险管理体系与规章制度，确保各类风险可知、可测、可控、可承受，并在风险可控的前提下，实现风险与收益的动态平衡。

（2）尽管电力现货市场风险限额的计算工具与金融行业可能相同，但具体运用时仍有别于金融行业的风险管理实践，计量风险工具需匹配行业特性使用，行业不同，难以直接复制平移。能源风险管理与煤电市场、中长期市场交易存在密切联系；由于风险管理体系不同，分别从银行/相关证券公司及能源公司角度出发，风险管理体系设计会有明显的不同，金融行业风险管理更多从资本管理与回报的角度进行体系设计，而能源公司市场风险管理更应与其实际发用电情况相结合。因此，电力现货市场风险管理工作开展必须符合电力行业、电力市场及交易业务风险特性。

（3）现货市场风险管理主要内容与职能为：通过监测、测算因市场量、价变化对整个公司业务价值带来的风险，估算对业务带来的最大损益是多少，进一步确定可以接受的风险限额是多少，并且滚动跟踪与计算，从而确保市场交易策略的透明度与持有市场合约仓位的价值。

（4）交易方面，采取措施规避对冲风险时应当兼顾燃料、发电、售电等全部环节。可以用直接风险转移（利用电力差价合约）与间接风险规避（利用燃料中长期合约、燃料期货）相结合的手段，根据市场行情分析开展相关品种交易从而达到风险管理目标。

风险管理体系建设路径

风险管理体系建设路径，一是要有适应电力市场交易的前中后台组织架构；二是要有负责风险管理的责任主体；三是要有科学的交易、风险管理业绩评价体系；四是要有结合市场环境变化的交易风险管理策略；五是要有结合市场环境变化的交易风险监测手段。

（1）风险管理体系的建设原则上由三道防线构成，交易部门为第一道防线，风险管理部门为第二道防线，公司管理层及审计部门为第三道防线。国际上，大型能源公司的风险管理部门独立于市场交易功能，由首席财务官直接负责管理，并直接像公司董事会及最高管理层汇报。

目前我国部分市场主体可能面临的问题是财务、审计人员难以理解、吃透复杂的电力现货交易，一线交易人员从业绩达成角度难以客观、公正的衡量并上报风险。由此，有必要建设一支独立于交易但又懂电力交易的团队从事风险管理工作，有必要确定风险管理与电力交易板块的组织架构、工作流程、职责边界，规范现货市场下风险管理工作机制。

（2）风险管理的职能不能单独依托交易人员，需要由独立于交易的专业人员承担。

任何交易都面临对于人性、心理的考验，交易人员以交易业绩为导向，难免有意识或无意识弱化忽视风险、扩大交易成绩或者隐瞒交易失误，从而影响公司对业务的方向判断。因此，需要有从实际财务结算角度出发并基于市场交易规则管理风险的专业人员。

（3）对于交易、风险管理效果的评估，要有科学客观的评价体系，从而形成正确的业绩导向。

当下发电厂主要关注的业绩指标仍集中在利用小时上，售电公司主要关注的业绩指标仍集中是否存在偏差考核上。现货市场长周期运行后，业绩考核指标的导向直接影响交易策略的制定，同时对于风险管理效果的评估不应以单纯的事后盈利、亏损为标准，而需与提前设定的风险限额挂钩考核。

（4）风险监测、管理的手段策略需要结合市场交易、结算规则制定，同时引入资产管理、金融衍生品等风险规避的工具与理念。

一般地，从事风险管理的人员应具备交易工作或者市场分析经验，但风险管理工作还对数据处理、分析、模型搭建与运行有着更高的要求，从业人员要充分理解和合理运用电力差价合约、动力煤期货等产品。

文章来源： ​南方能源观察，能见，索比光伏网