第二节
电力市场运行

一、市场组织结构

北欧电力市场体系较为完善，电力运行的多个环节采用市场竞争机制，包括发电、电力实时平衡、系统辅助服务、售电等。北欧电力市场从交割方式的角度可分为物理市场和金融市场。物理市场包括日前市场（Day-ahead Market ，也称为“ Elspot”）、日内平衡市场（Intra-day Market ，也称为“ Elbas”）、实时平衡市场（Real-time Market ，也称为“ BPM ”）和备用容量市场（Reserve Market）。金融市场交易品种包括远期合同（Forward contracts） 、期货（Futures）和期权（Options）合同、差价合约（CfDs） 、备用期权（Tertiary reserves - option market）、排放权（Emission rights） ；从组织方式角度可分为集中交易（交易所组织的交易）、双边交易（Bilateral）和柜台交易（OTC）。北欧电力市场各类交易组织情况如图4.2 所示。

由图4.2 可见， NordPool电力现货交易所负责组织物理市场交易，包括日前市场和日内平衡市场，并负责物理市场合同结算。 NASDAQ OMX Oslo ASA负责组织金融市场交易，交易品种有电力远期、期货、期权、差价以及排放权远期和期货金融市场交易以日前现货市场价格作为参考价格，在NASDAQ OMX清算所进行结算。各国TSO负责联合组织实时平衡市场和日内备用容量市场，同时开展备用容量期权等属于辅助服务的金融交易；负责自身组织交易品种的合同结算，同时还负责交易与执行偏差电量结算。

市场主体可以自愿参与交易所组织的集中市场，也可以选择开展双边、柜台方式的物理交易和金融交易。

双边交易由交易双方协商，合同没有固定的格式，而柜台交易有标准格式。金融市场和物理市场的双边及柜台交易都必须报送至相应的集中交易组织方。双边及柜台交易方可以选择结算方式，但为规避风险，交易方一般都选择到相应的集中交易组织方的结算机构进行结算。双边和柜台物理交易不能跨价区开展，这也意味着用户不可以选择其他价区或国外的电力供应商。

在北欧电力市场中，日前市场与实时平衡市场是物理市场中运行最为活跃、市场地位最为突出的两个市场，远期、期货交易是金融市场中交易量最大的两个交易品种。

二、电力物理市场

电力物理市场运行主要是满足电力供需平衡，保障系统安全运行。日前、日内、实时、备用容量等市场分别从事前、事中以及备用方面全过程保障，分别由NordPool和TSO负责组织。

图4.3 所示的是 1997～ 2012 年北欧电力现货市场交易电量占总用电量比重的走势。截至 2012 年底，北欧电力现货市场共有 20 个国家的 370 个市场成员。2012 年现货市场中，北欧四国交易电量为 3230 亿千瓦时，占总用电量的 83.5 %，比 2011年所占比上升 6 个百分点，其余为双边及OTC交易电量。如果计入爱沙尼亚、立陶宛、德国等日前、日内平衡市场交易电量，2012 年交易电量为 3371 亿千瓦时，其中日前市场交易电量 3339 亿千瓦时，日内平衡市场交易电量仅为 32 亿千瓦时。此外，与NASDAQ OMX合作的英国N2EX市场 2012 年交易电量达 1333 亿千瓦时。

市场成员需向电现所缴纳交易费用和结算费用。交易费用缴纳有两种模式可选：一是分每年固定费用和电量交易费用的两部制模式；二是仅缴纳电量交易费用的一部制模式，单位交易电量费用较高，适用于交易量较小的市场成员。在每年年初缴纳年固定交易费用之前，市场成员可申请交易费用缴纳模式变更。目前，两部制交易费用中年固定交易费用为 15000 欧元，电量交易费用为 0.04 欧元/兆瓦时；一部制电量交易费用为 0.13 欧元/兆瓦时。电量结算费用为 0.005 欧元/兆瓦时。

（一）日前市场

日前现货市场建立于 1993 年，是北欧电力物理市场的主要组成部分，由北欧电现所负责运营。目前，日前市场有 360 个市场成员，大部分每天参与市场交易，一天产生大约 2000 份交易合同。

日前现货市场采用多买方下分区边际定价的竞价模式。电能买卖双方对第二天每小时时段申报量价曲线，售电曲线单调上升，购电曲线单调下降。电现所依据市场成员申报曲线进行交易计算，将买电和卖电曲线交汇于一点，形成系统电价（System Price），如图4.4 所示，并以系统电价作为买方和卖方的共同交易电价；如遇网络约束时将分割为更小的市场，产生不同的分区电价（Area Price），如图4.5 所示，电力送出区域相比独立运行时，因电力送出使得整个区域电力需求增加，区域价格有所提升，而电力受进区域相比独立运行时，因电力受进使得整个区域电力需求下降，区域价格有所下降，但电力送出区域价格将低于电力受进区域价格。

日前市场主要运作流程如下：

（1）每个季节开始前， TSO根据电力市场及电网运行实际情况，确定市场分区和各区间的线路输送限额。根据 2012 年运行情况，北欧市场分为 12 个市场分区（挪威 5 个、瑞典 4 个、芬兰 1 个，丹麦 2 个），如图4.6 所示。

（2）每周开始前， TSO根据设备检修安排对各分区间线路输送限额进行复核。

（3）每天 8 ：00～ 12 ：00 ，买卖双方市场成员通过交易系统（SESAM）向电现所提交申报量价曲线，市场成员最多可提前 12 天申报，到交易日 12 ：00 前均可修改。

（4）每天 10 ：00 前， TSO向市场提供各市场分区间线路输送限额。

（5）每天 12 ：00～ 12 ：45 ，电现所基于市场申报量价、输电限额计算次日每小时成交的电量和电价，其中包括无约束出清和带网络约束的分区出清。

（6）每天 12 ：45 ，电现所向市场成员发布成交结果。

（7）每天 12 ：45 ～ 15 ：00 ，电现所根据成交量价向买卖双方开具发票，其间，市场成员可在收到交易结果 30 分钟内向电现所提出质疑，如确有错误，电现所需重新发布正确结果，然后基于最终结果开具发票，14 ：00 为质疑截止时间。

（二）日内平衡市场

日内平衡市场是日前市场的延续，是一个高效市场的重要补充。当负荷预测产生偏差、跳机、检修计划改变、电网设备故障等不可预计因素发生引起系统不平衡时，日内平衡市场提供调整手段，实现系统平衡；从经济性角度考虑，也可规避风险或者提高收益。日内市场由NordPool芬兰公司组织，在 14 ∶30 日前电力市场关闭后开启，在执行时间点前一个小时关闭，遵循“先来先得、高低匹配”的交易原则。由于大部分市场成员不愿意投入高额的成本开展少量的交易，目前日内平衡市场开展的交易量很少，2012 年交易电量为 32 亿千瓦时（包括与德国和爱沙尼亚的联合日内平衡市场）。

日内平衡市场运作流程较为简单。每日日前市场结束后，14∶00 至执行时间前一小时，市场成员通过基于网络的交易系统针对次日每小时向各自TSO申报量价曲线，跨国交易和结算由电现所处理。

（三）实时平衡市场

北欧TSO需负责系统平衡，实时平衡市场是由北欧四国TSO共同运作的实时平衡调节市场，它为北欧电网一小时内的实时电力平衡提供了市场平台与调节手段，同时根据实时平衡市场电价为各市场成员在实际运行中产生的不平衡电量进行结算。参与实时平衡竞价的市场成员主要是发电商和能迅速对负荷作出较大调整的电力用户。2012 年实时平衡市场交易电量 44 亿千瓦时。

日内平衡市场运作主要流程如下：

（1）每天下午日前市场结束后，15∶00～19∶30，市场成员针对次日 24 小时各时段向TSO申报量价曲线。

（2）每天 19∶00 前，参与次日现货市场的所有发电商根据在现货市场中的出清结果编制次日发电计划，并报送给TSO 。

（3）每天 22∶00 前， TSO完成次日负荷预测，做好相关的潮流分析，并将各发电商报送的次日发电计划与明日的负荷预测情况进行比对分析，得出次日 24 个小时各时段的预计不平衡量，据此估算出次日实时平衡市场的各时段的市场空间。同时，对各市场成员的实时平衡市场报价进行优化排序，得到增出力报价（包括增加发电出力和减少用电负荷）序列与减出力报价（包括减少发电出力和增加用电负荷）序列，最终形成次日 24 小时报价序列表。

（4） TSO在电网实时运行过程中，根据频率波动情况按照各市场成员在实时平衡市场中的本时段报价排序表进行依次调用。

（5）在结算过程中，将参与实时平衡市场的市场成员每小时的表计实测电量数据与在现货市场中已出清的该小时的合同电量成交数据进行比较，两者偏差值为不平衡电量，这部分不平衡电量将参照该小时的实时平衡市场电价进行结算。

北欧各国对于不平衡电量的结算有不同的规定。在挪威，用户正的不平衡电量将给予退费，而负的不平衡电量将要被收费，收费的价格按照当时的每小时电力价格执行。也就是说，依赖于现货价格和实时价格的大小，参与者可能由于不平衡电量获得利润或者遭受损失。在瑞典、丹麦和芬兰，对不平衡电量的处理按如下原则：一是对于为了使整个电网电力平衡而产生的不平衡电量，参与者如果将这些电量在现货市场上交易不应该受到损失，也就是说这些电量应该按照现货市场的价格收取或退还费用给参与者；二是对于那些使整个电网发生电力不平衡的不平衡电量（比如和输电系统运行商调节行为相反的行为），输电系统运行商将基于实时价格按照对于参与者最不利的条件收取或退还电费。

（四）辅助服务市场

为保障系统运行安全， TSO另外组织了辅助服务市场，包括备用容量市场、调频市场等。

当电网系统频率波动较小时，电网主要是利用发电机组的一次调频等辅助服务来保证频率质量与电网稳定。当电网系统频率波动较大时， TSO将启动实时平衡市场，根据市场成员（包括发电方与购电方等）的报价排序在发电方调用机组的备用容量（正备用及负备用），或在购电方增加或减少电网负荷，以保证系统的实时发用电平衡。当出现输电阻塞影响系统平衡时， TSO通过对销交易（Countertrade）来消除阻塞，即同时在送电侧减少电力供应（减少发电出力或增加用电负荷）和在受电侧增加电力供应（增加发电出力或减少用电负荷）。需要指出的是，为了确保能有足够的市场成员和充足的调节容量参与实时平衡市场，北欧电网引入了第三级备用期权市场（Tertiary Reserve Option Market ，简称TROM） 。

日前调频备用容量市场由TSO组织，是TSO组织的金融交易品种调频正常运行备用（FCNOR）、调频扰动备用（FCDR）的物理延伸，日前调频备用交易容量约占需求容量的三分之一。

（五）平衡与阻塞管理

北欧电力市场的各物理市场相互衔接，组织机构、市场成员协调配合，加上有效的阻塞管理机制，保障电力供需平衡和市场良好运转。

如图4.7 所示，北欧电力市场平衡与阻塞管理流程如下：

（1） TSO提前一周向北欧电现所提供区域间可传输容量（ATC），并在每天 10∶00前对第二天联络线可传输容量进行复核。

（2）发电商和用户根据预计，在每天 12∶00 前向日前现货市场提交报价。

（3）北欧电现所根据报价进行无约束市场出清，得到系统电价。

（4）根据TSO提供的联络线可传输容量，如遇区域间输电阻塞，北欧电现所开展阻塞管理。此时，以联络线为界分割成两个区域：假设区域A通过联络线输送电力至区域B ，为消除阻塞，则相对无约束出清结果；区域A依据价格从高到低调减区域内机组出力， B区以价格从低到高调增区域内机组出力，区域A 、区域B价格为各自区域内的边际价格，导致区域B价格高于区域A价格，联络线传输电力则从低价的区域A输送至高价的区域B ，这样就形成了阻塞收益。这一阶段的阻塞管理方式称为“隐性拍卖”。北欧电力市场规则规定，阻塞收益归电网公司（TSO）所有，而阻塞产生的额外费用也由电网公司承担。北欧各国电网公司不会故意利用阻塞赚取额外收益，因为电网公司投资回收主要依靠输电费的收取，监管机构每年 8 月开始核定各输配电网公司次年输电价，电网的运行及利用情况是核定时需考虑的重要因素，如某公司电网利用率低，则该公司核定的收益将相应降低，具体将在下文输配电价中说明。

（5）日前现货市场结束后，14∶00 日内平衡市场开启，市场成员开始报价，有效时间持续至合同执行前一小时；19∶30 之前，市场成员向次日实时平衡市场报价，为一小时内平衡调节所示用。如系统发生特殊情况，引起平衡偏差， TSO利用日内平衡市场、实时平衡市场报价调节平衡，进行阻塞管理。当区域A向区域B输电产生阻塞时，为保持系统平衡， TSO将调增区域B机组的出力，调减区域A机组的出力。而规则规定市场成员向日内平衡市场、实时平衡市场报价时，调增出力报价必须大于该区域的系统价格，调减出力报价必须小于该区域的系统价格，这样就导致了TSO从购买区域B的高报价机组出力，同时以低价出售区域A机组出力，其中的调节费用由TSO承担。这种交易行为称之为“对销交易”（Counter Trading） ，这种阻塞管理方式也被称为“显性拍卖”。与“隐性”拍卖获得的阻塞收益相比， TSO支付的阻塞费用较少，总体来说， TSO将获得阻塞收益。

（6）当遇到系统扰动引起不平衡量时，首先由机组一次调频作用，同时调度员根据系统实际情况通过各类备用容量市场调节电力供需平衡，保障电能质量。

TSO可用部分阻塞收益维护和建设区域间输电线路，扩大区域间可传输容量，但这需要分析比较阻塞与投资的经济性，确保投资的必要性。北欧电力行业普遍认为，在区域间电网中存在合理的阻塞是系统经济运行的表现。北欧电力市场自从运行以来，充分利用区域间通道优化资源配置，并且引入用户侧报价，增强需求侧弹性，使电网得以充分利用，整个区域新增装机速度明显减慢，社会效益显著。

（六）市场运行情况

1.批发市场

2012 年北欧电力市场没有新增价区，全年 75 %的时间市场出清时分解成不同价区，实际运行中利用率最高的线路 33 %～35 %的时间存在阻塞现象；价区SE1-FI联络线年平均利用率最高，为最大容量的 86 %，其余利用率较高的联络线为价区SE3-SE4 、 NO2-DK1 、 SE3-FI ，年平均利用率分别为最大容量的 73 %、71 %、67 %。利用率高的线路通过长期预测综合评估扩容必要性后将被纳入规划。

相反，2012 年北欧电力市场价格有 25 %的时间相同，低于 2011 年的 26 %，这主要是因为输电阻塞增加导致。瑞典首次将全年分为四个价区，但其仍有 83.3 %的时间保持国内相同价格，最南部的价区SE4 均价最高，达 34.21 欧元/兆瓦时，越往北价区均价越低，价区SE1 均价达 31.72 欧元/兆瓦时。

2012 年北欧地区为丰水年，北欧电力市场平均系统价格由 2011 年的 47.05 欧元/兆瓦时下降至 31.20欧元/兆瓦时；最高月平均系统价格发生在冬季 2 月份，未超过 2011年同期的高价49.06欧元/兆瓦时，仅比 2011年平均价格略高；7 月份平均系统价格13.70欧元/兆瓦时，创 2000年 8 月以来月平均价格的历史新低。最高平均价格价区（DK2）与最低平均价格价区（NO5）的差价由 2011 年的 3.56 欧元/兆瓦时提升至 8.61 欧元/兆瓦时。丹麦价区DK1 和DK2 全年分别由 33 和 31 小时出清价为负价格，圣诞节期间低谷负荷调峰压力大，价格最低降至-200 欧元/兆瓦时，中标机组得以保持开机状态。

2.零售市场

零售市场价格主要包括增值税、其他税收、配电价格等。2012 年，北欧电力市场零售价走势与一般情况走势相同，呈下降趋势，下半年则呈上涨趋势。瑞典和挪威的平均零售价格由 2 月份的 6.37 、5.41 欧分/千瓦时分别下降到 7 月份的 2.37 、1.69欧分/千瓦时，而到 12 月份分别又上涨到 5.44 、4.76 欧分/千瓦时。2012 年北欧各国电力零售价格走势如图4.8 所示。

三、电力金融市场

北欧电力金融市场为发电商、零售商、大用户等市场成员提供了价格对冲和风险管理的手段。目前，北欧电力金融市场交易品种主要包括：基荷、峰荷的期货、远期合约、期权合约以及差价合约。以现货市场价格为参考，采用现金结算模式，不需要交割；关于辅助服务的备用容量期权、关于碳排放的EUAs和CERs期货及远期合约，到期需要物理交割。电力金融交易品种从地域范围角度上看，除北欧外，已扩展至德国、荷兰和英国；从交易期时间跨度角度上看，最长可达 6 年，包括日、周、月度、季度以及年度合同。其中，除备用容量期权市场由TSO负责组织外，其余交易品种均由NASDAQ OMX负责组织。下面对北欧电力金融交易市场主要发展历程及品种做简要介绍。

（一）电力金融市场发展简要历程

（1）1993 年，挪威建立了电力远期合约市场，揭开了北欧电力金融市场的序幕。这个市场使用竞价交易系统，要求参与者进行物理合约的交易，交易品种有基荷合约（每周 168 小时）、峰荷合约（每周 60 小时）和非峰荷合约（每周 108 小时），交易期为 6 个月以内的 1 周、4 周的块状合约。

（2）1993～ 1994 年，因市场流动性低，逐步取消了峰荷合约和非峰荷合约，让市场专注于提高基荷合约的流动性。为促进流动性，当金融合约到期时，使用现金结算替代了物理交割合约。合约的参考价格为现货市场的系统电价，交易期延长至 3 年。

（3）1996 年，引入自动电子交易系统PowerCLICK 。

（4）1997 年，电交所将远期合约标准化以适应OTC交易的需求，其时间期限增加至 4 年，而期货合约的时间期限缩短至 8～ 12 个月。

（5）1999 年标准化期权合约在北欧电力金融市场开始交易。

（6）2000 年，北欧四国形成统一的物理市场后，差价合约被引入电力金融市场，为市场成员提供规避系统电价与分区电价之间的差价风险。

（7）2003 年开始将期货合约的期限缩短为 8～ 9 周，并进一步缩短为 6 周，而远期合约的时间期限则延长至 5 年，最后延长至 6 年。

（8）2004 年，瑞典绿色电力证书市场建立，其目的是为了促进市场对可再生能源发电的投资。

（9）2005 年 2 月，欧盟排放权（EUA）交易市场建立。

（10）2006 年开始，所有金融合约在交割期都以欧元为货币单位结算，这使得跨区域交易更为方便，使金融产品和交易更为标准化。

（11）2007 年 6 月，北欧电力金融市场引入了标准化的碳排放合约（CER），同时恢复了峰荷合约。

（12）2008 年 1 月，德国、荷兰电力金融市场建立。

（13）2011 年 1 月，基于N2EX日前现货市场， NASDAQ OMX启动了英国电力期货市场。

目前， NASDAQ OMX组织或在其中结算的北欧电力金融市场的市场主体有 420个，2012 年金融市场的交易量为 16620 亿千瓦时，其中NASDAQ OMX交易所集中交易电量为 9271 亿千瓦时，占总交易量的 55.8 %，总交易量同比下降 3.5 %，是现货市场的 5 倍，是北欧总用电量的 4.3 倍且已连续两年下降；交易合同总量为 14.34万个，同比下降 11.0 %；总成交金额 570.30 亿欧元，同比下降 22.0 %。2012 年来，由于北欧处于丰水期，使得发电市场价格相对较低，加之近两年经济温和复苏，市场成员在电力市场交易中规避风险意愿有所下降，电力金融市场交易量较往年有所下降，但金融市场仍对整个北欧电力市场良好运行起着至关重要的作用。1998 年至 2012 年北欧电力市场金融交易电量走势如图4.9 所示，其中，2002 年交易量最大，是当年总用电量的 10 倍以上。

从多年运行效果来看，市场成员在选择规避风险的方式上，购买集中或双边金融合约的同时结合在现货市场购买物理合同的方式大部分取代了原有的依靠传统双边物理合同的避险模式。

NASDAQ OMX除负责组织各类金融交易外，其全资拥有的清算所负责交易所交易合同及OTC交易合同的清算。从 1993 年金融市场建立至今，交易量不断扩大并保持着较大的交易规模， NordPool收取的平均交易和清算费用下降明显，中等规模交易的市场成员交易与清算平均费用从开始的 0.12 欧元/兆瓦时下降到目前的约 0.008 欧元/兆瓦时。根据不同类型的市场成员，交易与清算费用收取方式也分两部制和一部制两种模式。较小交易规模的用户可选择一部制单位交易费用较高的模式。较大交易规模用户选择年固定费用与单位交易费用相结合的模式较为经济，交易规模越大，两部制中单位交易费用越低。

（二）主要交易品种说明

北欧期货市场（包括远期交易与期货交易）是北欧电力金融市场中最重要的部分，其参考价格为日前电力现货市场的无约束出清价格，即系统价格。市场主体可用于规避电力市场系统价格波动带来的风险，是目前NordPool金融市场中交易量最大的品种。

电力远期交易以月、季度、年为周期的标准合约为标的，包括月合约、季合约和年合约，最长周期为 6 年；而期货交易以日、周为周期的标准合约为标的，包括日合约、周合约和块（Block）合约（由四周合约组成）。

1.期货合约

自 2003 年秋季起，周期货合约由 8 个连续的周合约组成，滚动循环上市交易。与此同时，月度的期货合约被月度远期合约所取代。在 2005 年，为了保证流动性，北欧电力金融市场将周合约的个数由 8 个减少至 6 个。2007 年，北欧电力金融市场重新引入峰荷期货合约，格式如ENOPLWww-yy，交易周期为最近的 5 周。

期货合约结算包括两个阶段：第一阶段是从期货合约成交后到该合约到期前的每日结算，对期货成交价与日前现货市场系统价格之间价差产生的损益进行日结算，称之为每日无负债结算；第二阶段是在合约到期的交割期，以合约履行日现货市场价格为参考进行现金结算。

下面对期货合约的整个结算过程及套期保值功能做说明：

如图4.10 所示，某市场成员以 30 欧元/兆瓦时的价格签订期货合约，在第一阶段合约到期前的交易期，市场价格最终上升至 55 欧元/兆瓦时，因此，如果该市场成员选择在第一阶段的最后交易日出售此期货合约，则赢利 25 欧元/兆瓦时；在第二阶段合约交割期，假设以图中标识小时的系统价格为参考（58欧元/兆瓦时），则该小时在第一阶段的基础上又赢利 3 欧元/兆瓦时。如果该市场成员纯粹以赢利为目的买卖期货合约，则期货合约交割后净赚 28 欧元/兆瓦时；如果该市场成员还选择在对应的现货市场购买电能，以标识小时为例购买价格为 58 欧元/兆瓦时，而他已在期货市场上赢利 28 欧元/兆瓦时，则该市场成员购买净成本为 30 欧元/兆瓦时，从而实现了套期保值功能，这正是购买期货合约的价格。

2.远期合约

北欧电力金融市场的远期合约经历过很多次调整。之前的远期合约主要包括三个季节的基荷合约（冬季 1 号合约、夏季合约、冬季 2 号合约），以及年度合约。2004年经过调整，新的产品结构为基荷的月度、季度和年度合约。

月度合约以连续滚动的 6 个月为基础，且不允许拆分；季度合约可以拆分为月度合约；年度合约也可以按相应规则拆分为季度合约。

峰荷远期合约的目标时间为周一至周五（含国家节假日）每天 8∶00～ 20：00 ，交易期为最近的 5 周（ENOPLWww-yy）、2 个月（ENOPLMmmm-yy）、最近的 3 个季度（ENOPLQx-yy）或最近的1 年（ENOPLYR-yy）。

远期合约与期货合约不同的是，在合约到期日前的第一阶段交易期，不需要每日无负债结算，而仅需每日计算累计损益，只清算（Clearing），不进行现金结算（Settlement）。交易期结束进入第二阶段交割期后，市场交易成员或清算成员就需在账户中存入足量现金，整个交割期的结算将与期货合约完全相同，如果没有现金保证，就必须出具银行担保。

如图4.11 为例，数据与图4.10 相同，在第一阶段合约到期日市场价格涨至55 欧元/兆瓦时；在第二阶段交割期的最后结算期内，以图中标识小时为例，该市场成员总计收益为：58 -30 = 28 （欧元/兆瓦时），为第一阶段交易期收益与第二阶段交割期收益之和，而交易期收益在交割期实现。与期货合约一样，远期合约最终也实现了套期保值的功能，最终将现货市场购电成本锁定在 30 欧元/兆瓦时。

3.差价合约

差价合约以月、季度、年为交易周期，其中“差价”为系统价格与不同市场分区价格之间的价差，市场主体可用来规避因阻塞产生的价差风险。差价合约实质上是一种以现货市场的分区电价和系统电价差价作为参考电价的远期合约，差价合约的成交价格反映了人们对这种差价的预期值。差价合约市场中合约价格可以为正（预期该分区价格高于系统价格，也就是说该区域为电力净受进区域）、负（预期该分区价格低于系统价格，也就是说该区域为电力净送出区域），也可以为零。

因此，如果一个市场成员既要规避系统价格变化风险，又要规避阻塞引起的系统价格与分区价格间价差风险，可以采用远期或期货合约加差价合约的方式。使用差价合约实现完全套期保值的操作步骤如下：第一步为要套期保值的物理交易电量购买等量的远期或期货合约，以规避系统价格变动风险；第二步购买同一时段同等量的差价合约，以规避阻塞引起的分区价差风险；第三步在相应的现货市场中购买等量的物理交易，实现套期保值。

北欧电力市场也曾经考虑过将金融交易品种的参考价格由现在系统价格统一改为分区价格，简化市场成员避险操作，但是这种方法因各分区价格不同需要分区交易，大大降低了市场的流动性，所以未被采用。

下面以图4.12 为例，对差价合约结算作说明。

如图所示，某市场成员以 0.7 欧元/兆瓦时购买差价合约，而未购买期货/远期合约。在第一阶段交易期结束时，差价合约价格上涨至 1.6 欧元/兆瓦时；在第二阶段交割期，以某小时为例作说明，此时现货市场分区价格比系统价格高 2 欧元/兆瓦时，则该市场成员获得收益为：2-0.7=1.3 （欧元/兆瓦时）。此时，该市场成员在所属分区现货市场购买的物理合同价格高于系统价格 2 欧元/兆瓦时，而购买差价合约获得收益 1.3 欧元/兆瓦时，则其规避风险的对冲成本为其购买的差价合约价格 0.7 欧元/兆瓦时。

图4.13 所示的是同时购买差价合约、远期/期货合约完全规避风险的两种情况。某市场成员按上文说明分两步操作：第一步以 35 欧元/兆瓦时购买期货/远期合约，规避了现货市场系统价格波动的风险；第二步以 1 欧元/兆瓦时购买差价合约，对冲系统与分区价差风险。这样，总对冲成本为 36 欧元/兆瓦时。

图4.13 （a）为当现货市场系统价格小于分区价格的情况，系统价格为 40 欧元/兆瓦时，分区价格为 42 欧元/兆瓦时。此时，期货/远期合约在交割期结算收益为 4欧元/兆瓦时，而差价合约结算收益为 2 欧元/兆瓦时，总收益为 6 欧元/兆瓦时。因此，该市场成员在该市场分区购买现货的净成本为：42-6=36 （欧元/兆瓦时），恰好等于其之前购买期货/远期、差价合约的价格。

图4.13 （b）为当现货市场系统价格大于分区价格的情况，系统价格为 42 欧元/兆瓦时，分区价格为 40 欧元/兆瓦时。此时，期货/远期合约在交割期结算收益为 7欧元/兆瓦时，而差价合约结算中因价格方向判断错误需支付 3 欧元/兆瓦时，总收益为 4 欧元/兆瓦时。因此，该市场成员在该市场分区购买现货的净成本为：40-4=36（欧元/兆瓦时），也恰好等于其之前购买期货/远期、差价合约的价格。

4.期权合约

期权赋予了其持有者在规定时间以预定的价格买进或者卖出某电力合约的权利，往往同远期合约和期货合约捆绑在一起形成操作策略，规避交易中的潜在风险。

期权合约分为两种：认购期权（Call Options，也称为“看涨期权”）和认沽期权（Put Options，也称为“看跌期权”），认购期权的持有者可以在规定时间以预定的价格买入其对应的电力合约，而认沽期权的持有者可以在规定时间以预定的价格卖出其对应的电力合约。北欧电力金融市场的期权合同为欧式期权，只能在到期日行权，并且是对应于以年、季为交易周期的远期合约。期权购买方需向出售方支付权利金（the Premium）。

图4.14 为认购/认沽期权合约损益情况说明。

图4.14 （a）、（b）为认购期权损益情况，某市场成员A以 5 欧元/兆瓦的权利金价格从市场成员B手中购入认购期权，期权的行权价格（Strike Price）为 35 欧元/兆瓦。期权合约到期时，当对应的远期/期货合约价格为 35 欧元/兆瓦，则市场成员A损失了 5 欧元/兆瓦的购买权利金，而B则收益了 5 欧元/兆瓦的售出权利金；当对应的远期/期货合约价格为 40 欧元/兆瓦，则市场成员A 、 B收益都为 0 ；当远期/期货价格继续上涨， A将获得正收益， B为履行期权合约，必须以当时价格从市场购买远期/期货合约兑付，将进入亏损状态。同样原理适用于认沽期权的损益分析，见图4.14 （c）、（d）。因此在理论上，期权购买者（无论是认购期权还是认沽期权）因只有权力而无义务兑付合约，其最大风险是有限的（亏损最大值为权利金），但获利是无限的；期权售出者（无论是认购期权还是认沽期权）因只有义务兑付而无权力选择，他的风险是无限的，但收益是有限的（收益最大值为权利金）。

5.碳排放交易

排放权市场起源于 1997 年签订的京都议定书（Kyoto），当时有 176 个成员国，（目前为 181 个）协议要求与 1990 年相比，工业化国家在 2008～ 2012 年间减少 5 %的排放量。2000 年，欧洲气候转变项目（ECCP）开始启动，2005 年欧盟排放交易计划（EU ETS）先于Kyoto实施。因此，2005～2007 年为第一阶段，也称为“前Kyoto期”；2008～2012 年为第二阶段，也称为“ Kyoto期”；2013～2020 年为第三阶段，也称为“后Kyoto期”。第三阶段采用欧盟委员会新的气候和能源法案，2013年起电力企业不再能免费获得排放权，必须通过EUA拍卖平台购买。

目前，碳交易主要品种有AAU （国家排放总量）、 ERU （减排单位）、 EUA （欧盟排碳配额）、 CER （核证减排量）。其中： AAU由联合国分配，只可在各国政府之间交易，在欧盟国家， AAU必须转化为EUA ； ERU获得渠道为直接在缺乏现代技术的国家投资减排项目，如俄罗斯、乌克兰等； EUA为欧盟发放的核准减排指标量；CER来源于清洁发展机制（CDM），可直接在发展中国家投资减排项目获得CER ，中国、印度为实施CDM项目最多的国家。

1 单位（AAU 、 CER 、 ERU 、 EUA）均相当于排放 1 吨二氧化碳。一般来说，EUA比CER 、 ERU贵，但欧盟规定市场成员购买的CERs和ERUs最多只能占总EUA的 10 %。

NASDAQ OMX组织的北欧排放权市场的交易品种有： CER金融交易（远期、期货、期权）及物理交易（日前现货）， EUA金融交易（期货、期权）和物理现货交易。同时， NASDAQ OMX也提供OTC交易清算服务。

在第一阶段（前Kyoto）执行过程中，2006 年参与国在开始时报送的总排放量过多，市场分配排放指标超额，导致 2007 年EUAs现货市场价格几乎为零。第二阶段加强了管控，期货市场运行稳定，价格在 15～ 30 欧元/吨，此时燃煤机组发电边际成本将高于燃气机组发电边际成本，燃煤机组将处于市场竞争劣势地位，引导了能源行业的节能减排。

目前，北欧碳排放市场中有来自 15 个国家的 130 多个市场成员，2012 年北欧排放权市场交易量为 5037.5 万吨，平均交易价格为 7.42 欧元/吨，其中： NASDAQ OMX交易所交易量占 86.1 %，其余为OTC交易； EUA交易 4439.1 万吨， CER交易 598.4 万吨。

6. TSO组织

TSO组织的金融市场交易品种有：第三级备用容量期权市场（TROM）、调频备用容量期权市场。

第三级备用容量期权市场由TSO在 2000 年建立，以周、月、季度、年为交易周期，一般在冬季运行，保证系统有充足的备用，以保障系统平衡，需要的容量约为 200 万千瓦，以实时平衡市场的价格为参考。在第三级备用容量期权市场中报价的市场成员必须保证在实时平衡市场中报价，确保实时平衡过程中能够调用。从运行情况来看，用户参与第三级备用容量期权市场往往比发电商报价低，需求侧备用容量一般占整个备用容量的 70 %。

调频备用容量期权市场包括调频正常运行备用（FCNOR ，对应于系统频率 49.9赫兹，约 60 万千瓦）、调频扰动备用（FCDR ，对应于系统频率 49.5 赫兹，约 116万千瓦），以周为交易周期，实时平衡市场交易价格为参考电价。期权市场交易容量约占需求容量的三分之二。 v9YFdXH0asF04DW5w83FQ1ROXa8KgZtAEb8FpIVntJUMWkJwu3V9UTTxss2U/cZz