对冲在电力交易中降低市场经营风险的模拟计算_朱峰

第27卷第34期中国电机工程学报V ol.27 No.34 Dec. 2007
2007年12月Proceedings of the CSEE ©2007 Chin.Soc.for Elec.Eng. 文章编号：0258-8013 (2007) 34-0076-08 中图分类号：TM 73；F 123 文献标识码：A 学科分类号：470⋅40
对冲在电力交易中降低市场经营风险的模拟计算
朱峰
(上海交通大学安泰经济管理学院，上海市长宁区 200052)
Market Simulation of Hedging Trade Mode in Electricity
Market for Reducing Market Operation Risk
ZHU Feng
(Antai College of Economic & Management, Shanghai Jiao Tong Universiy, Changning District, Shanghai 200052, China)
ABSTRACT: Based on the hedging theory, application of hedging theory is analyzed in the electricity market. According to contracts for differences, this paper gives a method to calculate the income of electricity traders in different circumstances. By means of a typical 39 node power system and MATPOWER simulation software, considering market power and collusion action, electricity market operation cases are discussed in a transaction day. Simulation experimental results show that CFDs can significantly reduce market risk, CFDs plus whole electricity energy bidding mode is proper during our electricity market construction.
KEY WORDS: hedging; electricity market; risk; market simulation
摘要：该文以对冲理论为基础，分析了对冲交易在电力市场中的应用。

根据有无差价合约，文章给出了不同情况下电力市场交易主体的收益计算方法。

通过一个 IEEE 39节点的典型电力系统，利用MATPOWER 仿真软件，考虑到市场力和串谋行为，该文模拟了一个交易日的电力市场运营情况。

仿真实验结论显示差价合约能够显著降低市场风险，在我国电力市场建设期间，差价合约加全电量竞争模式是适宜的交易方法。

关键词：对冲；电力市场；风险；市场模拟
0 引言
随着我国电力体制改革的进一步深化，我国电力市场建设也正在逐步推进中。

市场是风险与收益并存的共同体，所以建立电力市场的风险防范机制是电力市场建设的一项重要内容，尤其是我国正处于计划经济向市场经济的转型期[1-3]，建立健全相应的机制防范市场主体的经营风险以及防范市场不稳定运行的风险显得尤为重要。

除了市场主体应采取合理的市场风险防范措施之外[4-6]，在电力市场模式的设计中为市场主体提供一定的风险防范手段，如将对冲理论应用到电力市场中，是国外成熟电力市场的共同做法。

对冲交易在普通的金融市场中应用非常广泛，是规避市场风险的重要手段，同样在电力市场中引入对冲交易也可以规避市场风险。

国内外的研究学者对电力市场中的对冲交易做了很多研究[7-13]。

本文在分析对冲理论在电力市场中应用的基础上，通过模拟采用节点电价模式的电力市场的运营情况，来验证采用对冲交易的电力市场模式对于规避市场风险的作用，从而为我国电力市场模式的设计提供参考和借鉴。

1 对冲理论及其在电力市场中的应用
1.1 对冲的定义及经济学意义
对冲(hedge)又被称为套期保值，早期的对冲是指通过在期货市场做一手与现货市场商品种类、数量相同、单交易方向相反的合约交易来抵消现货市场交易中所存在的价格风险的交易方式，即在买进或卖出现货的同时，在期货市场卖出或买进相同数量的期货合约[14-16]。

对冲的基本原理就是利用2个市场即期货市场和现货市场的存在，利用期货合约在期货市场对冲这个特点，进行数量相等方向相反的买卖。

对冲操作有几个基本原则：①进行对冲时，交易方向必须相反，即应在期货市场和现货市场采取相反的买卖活动；②进行对冲交易的商品种类应当相同；③完全对冲时，商品的数量相等，期货合约上的商品数量必须等于交易者将要在现货市场上买卖该商品的数量。

对冲的一个最基本的功能就是风险转移，而这
DOI:10.13334/j.0258-8013.pcsee.2007.34.019
第34期朱峰：对冲在电力交易中降低市场经营风险的模拟计算 77
一功能的实现需要通过在期货市场上的套期保值来完成。

对冲之所以能够回避风险，是由于以下3个基本原理：一是由于商品现货价值决定了商品期货的价值，二是期货价格与现货价格具有趋同性，三是现货市场与期货市场反向操作。

对冲把期货合约作为现货市场经营活动中买卖商品的临时替代物，利用现货与期货降格走势趋同原理，通过期货市场设立与现货市场相反的买卖地位，到现货市场经营活动结束时，借以用期货市场的盈利弥补现货市场的亏损，保证对冲者获得正常的经营利润。

所以，从经济学上说，对冲的目的在于消除或者降低价格波动所带来的风险，并从基差(现货和期货2种价格的波动)中获利。

即在既定的风险条件下，最大获取利润，或者在预期收益的前提下，把风险降到最低。

对冲使得期货市场具有经济学存在的价值，否则期货市场就只有投机获利，成为了投机的场所。

因此，对冲也是期货市场运行的必要条件，是期货市场的重要组成部分，它不仅为企业生产经营者提供了回避风险的手段，也有利于社会经济活动的稳定健康。

1.2 对冲性的金融衍生产品在电力交易中的应用
在电力市场中，对冲性的金融衍生工具通常可包括期货交易(future)、期权交易(option)、差价合同(contract for differences)等。

传统的金融期货交易是指交易双方在期货交易所根据合同规定的条款约定，以特定价格买卖特定数量和质量的期货商品的交易行为。

在电力市场中，电力不能大规模存储，并且发、用电需实时平衡。

因此，与传统的期货交易的不同，电力期货交易是指期货买入和卖出者之间签订的一种标准化交易条款，通过电力交易所金融市场进行买卖，交易合同中确立双方当事人在每天现金结算和现货基准价格中反映合同电量及价格变化的权力和责任(在交易期内对市场之间的评估值变化进行每天结算，并在交货期内针对现货价格进行每天保值结算的金融市场合同)，合同一般明确规定了电力期货的交割时间、交割地点以及交割速率。

期权(option)是一种赋予买方在未来某一日期之前或当日，以确定的价格买入或卖出某种资产的权利，对与电力合同交易有关的未来收益和费用进行风险管理和价格对冲的金融工具。

属于“不对称风险”合约。

电力交易所提供的是以远期电价为基础手段的电力期权合同，期权主要包括4个基本要素：基础资产、行权日、行权价和期权费。

差价合同(contract for differences)是对某个地区价格与电力现货市场价格之差进行对冲的远期合同，为了规避电价波动而引起的市场风险，电力市场中交易双方以事先约定的合同价格与合同交割时的现货价格之差为基础签订的电力金融合同。

采用的目的是为了向市场参与者提供一个可以对电力现货市场的价格和具体某个电力地区价格之差进行调整和对冲的工具。

1.3 国外电力市场中的对冲交易
在市场化的国家中，电力的商品化特征比较明显，加上市场化国家的法律，金融等体系比较完善，因此近年来，将金融衍生工具引入电力市场交易比较普遍，另外由于电力本身具有的实时平衡性，不可储存性和潮流不可跟踪性，电力的价格随着不同的时间段，会有较大的波动，为了防止市场风险，国外电力市场采用了较多的对冲性的金融性衍生工具。

北欧电力市场中，对冲性的电力金融市场交易品种十分丰富，包括期货合同、差价合同和期权合同等，是北欧各国电力市场参与者用来进行价格对冲和风险管理的主要手段。

北欧金融交易范围覆盖挪威、芬兰、瑞典和丹麦四国，交易行为十分活跃，每年金融合同的交易量可以达到实际售电量的10倍。

据统计，北欧各国在北欧电力交易所金融市场交易量中所占市场的份额大致为，挪威40%，瑞典19%，芬兰7.5%，丹麦2.9%，其他21.6%。

在金融市场中，期货市场的份额最大，为54.1%，期权合同的市场份额最低，占清算合同总量的0.7%(含场外交易和双边交易)[17-18]。

北欧电力金融市场挂牌交易的期货合同分为短期期货合同(future contract)和远期期货合同(forward contract)。

短期期货合同分日期货合同和周期货合同；远期期货合同分月度期货合同、季度期货合同和年度期货合同。

由于投机性的报价策略、负荷的波动性以及机组非计划停运的不确定性等，北欧市场中的网络阻塞会经常发生，从而形成了不同的分区电价。

为了规避分区电价风险，北欧电力市场引入了差价合同。

北欧电力市场的差价合同是一种以现货市场的分区电价与无约束系统电价的差价为参考电价的期货合同。

北欧的期权合同有买入期权和卖出期权2种。

78 中 国 电 机 工 程 学 报 第27卷
买入期权的买方有权利在期权到期之前以事先约定的成交价格购买电能。

同理，卖出期权的卖方有权利在期权到期之前按事先约定的价格出售电能。

美国PJM ，新英格兰和纽约电力市场中，以及澳大利亚电力市场中也大量采用了电力期货交易和金融衍生产品。

2 对冲在电力交易中降低经营风险的作用分析
2.1 差价合同的基本概念
电力市场中差价合同的基本概念如下：
对于某发电商来说，他的售电收入可用如下公式计算：
()m m c c m m c R Q P Q P P R R =+−=+ (1) 式中：R 为某发电商的售电收入；Q m 、P m 分别为该发电商在现货市场中的中标电量和中标电价；Q c 、P c 分别为该发电商在差价合同中签订的合同电量和合同电价；R m 为发电商在现货市场中的收入；R c 为合同差价收入或支出。

此式可以理解为该发电商根据现货市场中实际中标电量获得了现货市场中的发电收入R m (=Q m P m ))，然后根据合约电量、合约价与市场价的差值R c (=Q c (P c −P m ))进行对冲。

2.2 差价合同在我国电力市场中的应用分析
对于处在经济转型期的我国，在电力市场中引入对冲性合约，例如差价合同，可以使电力行业实现从计划向市场的平稳过渡，从而使市场主体规避市场经营风险。

一方面，将国家核定的上网电价作为差价合同电价，可以解决历史遗留问题，不仅使市场主体规避经营风险，而且可以避免利益格局调整过大，从而规避市场不稳定运行的风险。

另一方面，发电商参与现货市场的竞价，还可以使电力行业逐步引入竞争。

目前处在试运行阶段的华东电力市场就采用了全电量报价、差价合同的市场模式。

对于发电企业，愿意通过对冲合约来解决历史遗留问题，另外还可以逐步引入竞争，用竞争性和双边协议性的对冲来规避风险。

对于电网企业，由于目前销售电价由国家统一制定，上网电价的波动还不能及时传递到销售侧，所以电网企业为了避免一定的市场经营风险也愿意与电厂签订一部分的合同电量。

因此，签约一定比例的合同是发电和购电者双方的意愿。

对于管制者(政府和监管机构)，既要引入竞争又要适当考虑对投资者历史的承诺，所以必须考虑
一定的合约比例，一般而言，国外电力市场中在多买方的情况下，合约电量约占80%左右。

我国可以根据过渡期的需要合理设定差价合同电量的比例，例如华东电力市场设置了90%的差价合同，剩余10%承担市场风险。

对于老电厂，由于不需要还贷，通常电厂的上网电价较低，但是由于边际成本较高，在竞争报价的时候可能不易中标，有可能影响电厂的收益，因此，也有必要用合约电量的方法分摊一定比例的风险。

同时，调节此对冲合约的比例，也可以作为政府政策控制耗能高的老电厂的发展方向。

2.3 差价合同对于降低经营风险的模型及分析
对冲性合约引入电力交易的最大的好处，实际上就是其经济学的基本原理，即能够使得市场主体最大限度的规避市场的风险。

为方便起见，以单一购买者、节点电价的电力市场模式为例，根据有无差价合同可细分为2种市场模式：模式一为全电量竞价、有差价合同，模式二为全电量竞价、无差价合同。

对于市场主体来说，与模式二相比，电力市场采用模式一可以降低市场风险。

一方面，对于某个发电商而言，虽然市场出清电价由于供需情况等因素而具有较大的波动性，但采用差价合同之后其售电收入的波动性降低；另一方面，对于单一购电方来说，采用差价合同后其购电费用的波动性也将降低。

以一个交易日(假设24个交易时段)为例，发电商i 在t 交易时段的售电收入计算公式如下：
()t t t t t t
i mi mi ci ci mi R Q P Q P P =+− (2) (1,2,,;1,2,,24)t t t i mi mi
R Q P i N t === "" (3) 式(2)、(3)中：t i R 、t mi Q 、t
mi P 分别为市场模式一(有
差价合同)的情况下第i 个发电商在第t 个交易时段的售电收入、现货市场的中标电量和中标电价；
t ci Q 、t ci P 分别为市场模式一(有差价合同)的情况下
第i 个发电商在第t 个交易时段所签订的差价合同
电量和合同电价；N 为发电商的个数；t i
R 、t mi
Q
、t mi
P 分别为在市场模式二(无差价合同)的情况下第i 个
发电商在第t 个交易时段的售电收入、现货市场的中标电量和中标电价。

根据对冲理论以及对冲的经济性，从每个时段售电收入的波动性来看，市场模式一下的售电收入
t i
R 比模式二下售电收入t i
R
的波动性要小，即有差 价合同的模式下发电商的经营风险小。

单一购电方在一个交易时段t 的购电费用为所
第34期 朱 峰： 对冲在电力交易中降低市场经营风险的模拟计算 79
有发电商售电收入的总和，计算公式如下：
1
1
[()]N
N
t
t
t t t t t
i mi mi ci ci mi i i R Q P Q P P Ω====+−∑∑ (4) 1
1
() (1,2,...,24)N N
t t t t i mi mi i i R Q P t = Ω====∑∑ (5)
式(4)、(5)中：Ω t
为在市场模式一(有差价合同)的情
况下单一购电方在第t 个交易时段的购电费用；t Ω 为在市场模式二(无差价合同)的情况下单一购电方
在第t 个交易时段的购电费用；
同理，从每个时段购电费用的波动性来看，市
场模式一的购电费用Ω t 比模式二的购电费用t Ω 波动性要小，即有差价合同的模式下发电商的经营风
险小。

3 对冲在电力交易中降低经营风险的模拟计算
3.1 模拟环境
通过对冲理论可以分析出对冲应用到电力市场中可以降低经营风险，下面通过电力市场模拟应用算例来验证有差价合同的电力市场模式可以有效地规避市场主体的经营风险。

本算例基于IEEE39节点典型电力系统，对电力市场中有差价合同和无差价合同2种市场模式下市场主体面临的经营风险程度进行比较。

电力市场模拟软件采用国外成熟的matpower 软件模拟2种市场模式下的电力市场。

需要说明的是，2种模式下的电力市场中，电价模式均采用了比较先进的节点电价模式。

另外，选取了一个交易日对不同模式下的电力市场进行模拟。

从市场长期运行来看，市场中价格波动的主要原因通常是供需形势发生了变化。

所以，对一个交易日的市场模拟基本可以代表市场长期运行的情况。

3.2 基本假设
进行电力市场模拟的基本假设条件如下： （1）市场模式。

在单一购买者、节点电价市场模式的基础上，根据有无差价合同又细分为2种市场模式，即：
模式一。

差价合同+全电量竞价，其中差价合同电量占全部竞价电量的90%(以华东电力市场模式为基础设计)；
模式二。

全电量竞价(无差价合同)。

（2）网络模型。

采用IEEE39节点典型电力系统，如图1所示。

有10台发电机和39个节点。

图1 IEEE 39节点典型电力系统
Fig. 1 Power system with 39 node from IEEE
（3）机组基本情况。

10台发电机的初始出力和边际成本[1]见表1。

表1 发电机的初始出力和边际成本 Tab. 1 The initial output and marginal cost
有功出力/MW
机组初始*
出力最大出力最小出力 边际成本/ (USD/MW)合同电价/
(USD/MWh)1 1 000
1 200
400
11
15
2250 400 100 12 15 3573 900 230 12 15 4450 750 250 11 15 5632 732 250 12 15 6508 608 200 12 15 7650 800 250 11 15 8560 660 200 12 15 9540 640 200 12 15 10
830 930 300 12 15 注：初始出力是指上一交易日的出力。

（4）市场竞价模式。

采用全电量竞价、按1小时为一个竞价时段，采用节点电价出清模式(LMP)。

（5）负荷。

选取某实际系统夏季典型日负荷曲线作为市场模拟的负荷曲线，如图2所示。

8000600040002000 0
时间/h
负荷/M W
图2 系统负荷曲线
Fig. 2 Load curve of power system
（6）市场情景。

为了更全面的分析对冲合同在市场中规避风
80 中国电机工程学报第27卷
险的作用，根据市场成员是否行使了市场力分别模拟2种不同的市场情景。

情景一。

理性报价市场。

指在市场正常运行时，所有市场主体根据市场供需形势，按照各自机组的成本曲线进行报价。

情景二。

市场成员串谋。

指市场成员通过串谋，共同行使市场力。

模拟2种不同的市场情景，关键在于模拟不同的发电商报价策略。

国内外已经有大量的文献对报价策略进行了研究[19-21]。

为说明差价合同对于规避市场风险的作用，对发电商的报价策略进行了简单模拟，对于理性报价情景时，假设发电商基本以边际成本为基础进行报价，而对于发生串谋情景时，假设发电商的报价在情景一的基础上抬高了一定百分比。

下面分别分析2个情景下，有无对冲合同的市场运营情况。

3.3 模拟情景一(发电商理性报价)
在理性报价条件下，假设市场中发电机组在各时段的报价均以其边际成本为基础，根据预测的负荷变化趋势来报价，即低谷期报价低，高峰时段报价高，报价与负荷曲线存在一定的拟合度[2]。

在模式一(差价合同+全电量竞价的模式)下，各机组额定出力的90%对应的电量为对冲合约电量，合同电量按照负荷曲线分解到各时段。

各发电机组为保证其合同电量的完成，90%部分的合同电量均采用报0价的策略，在合同电量以上部分(约10%)根据供需形势，按照负荷需求的变化率制定报价策略，市场所有参与者在低谷和高峰时的报价曲线见图3。

在模式二(全电量竞价模式(无差价合同))下，为保证其最小出力，各机组在其最小出力部分以下的容量尽量按照其边际成本来报价，在最小出力以上容量部分的报价可以边际成本为基础，不同时段依据供需情况变化或负荷曲线进行变化(此部分与模式一的报价策略相同)。

模式二下市场中发电机组的报价曲线见图4。

报
价/
(
U
S
D
/
M
W
h
)
高峰时段报价
低谷时段报价
02000 4 000 6 000 8 000
容量/MW
35
25
15
5
图3模式一下全部发电机组的累积报价曲线Fig. 3 Bidding curve of all of generators under mode 1
报
价/
(
U
S
D
/
M
W
h
)高峰时段报价
低谷时段报价
02000 4 000 6 000
容量/MW
35
25
15
5
图4模式二下全部发电机组的累积报价曲线Fig. 4 Bidding curve of all of generators under mode 2 对全天24个时段的竞价和出清过程进行模拟，选取39号节点作为参考节点，4号发电机组作为典型观测机组。

模拟结果如下：4号发电机组在模式一和模式二下24个时段的竞价结果，包括标电量、中标电价以及售电收入等分别如表2、表3所示。

表2 在模式一(差价合同+全电量报价)下4号机组的市场竞价结果
Tab. 2 The bidding result of the 4th generator under market mode 1
小时 1 2 3 4 5 6 7 8 合同电量/MWh 454 436 430 436 448 454 478 557 中标电量/MWh 502 472 475 493 494 454 478 557 中标电价/(USD/MWh)
12.004 11.005 11.015 11.4 11.8 12.087 12.8 15.402
售电收入/USD 7 386.19 6 936.18 6 945.68 7 189.80 7 262.80 6 810.00 7 170.00 8 355.00 小时9 10 11 12 13 14 15 16 合同电量/MWh 454 557 551 539 533 539 539 563 中标电量/MWh 591 576 608 578 582 570 580 615 中标电价/(USD/MWh)
15.602 15.602 15.201 14.801 14.601 14.801 14.801 15.602
售电收入/USD 8 947.47 8 651.44 9 131.46 8 662.24 8 710.45 8 543.83 8 691.84 9 256.30 小时17 18 19 20 21 22 23 24 合同电量/MWh 545 545 545 605 605 599 539 484 中标电量/MWh 586 597 583 653 644 641 581 527 中标电价/(USD/MWh)
15.001 15.001 15.001 17.003 19.223 20.1 16.802 14.553
售电收入/USD 8 790.04 8 955.05 8 745.038 9 891.144 9 824.697 9 829.2 8 790.684 7 885.779
第34期 朱 峰： 对冲在电力交易中降低市场经营风险的模拟计算 81 表3 在模式二(无差价合同)下4号机组的市场竞价结果 Tab. 3 Bidding result of the 4th generator under market mode 2
小时
1 2 3 4 5 6 7 8
中标电量/MWh 599 475 470 480 487 450 476 563 中标电价/(USD/MWh) 11.094 11.105 11.005 11.389 11.9 12.154 12.4
15.2 售电收入/USD
6 645.31
5 274.88
5 172.35
5 466.72
5 795.3
5 469.3
5 902.4
8 557.6
小时
9 10 11 12 13 14 15 16
中标电量/MWh 595 574 602 573 581 580 563 623 中标电价/(USD/MWh) 15.5 16.005 15.501 14.831 14.571 14.801 14.761 15.552
售电收入/USD
9 222.5
9 186.87
9 331.60
8 498.16
8 465.75
8 584.58
8 310.44
9 688.90
小时
17 18 19 20 21 22 23 24
中标电量/MWh 587 587 583 653 644 641 581 527 中标电价/(USD/MWh) 15.001 15.001 14.871 16.763 19.003 19.983 16.744 14.368
售电收入/USD
8 805.59
8 805.59
8 669.79
10 946.24
12 237.93
12 809.10
9 728.26
7 571.94
其中，4号发电机组在2种模式下24个时段节点电价的变化情况如图5所示，由于2种市场模式下在分段报价时后面的报价段采用了相同的报价策略，所以2种市场模式下的节点电价变化情况非常相似。

在模式一下和模式二下，4号机组在交易日24小时的总售电收入分别为201 386 U S D 和 194 410 USD ，24个时段售电收入的变化情况如图6所示，可以看出，模式一下发电商的售电收入的波动性明显小于模式二，即在有差价合同的市场模式可以降低发电商的经营风险。

同时，单一购电方的购电费用(或市场的购电费用)在模式一和模式二下
4号发电机所在节点 出清价格/(U S D /M W h )
差价合约+全电量报价
全电量报价
时间/h
20
15 10 5
0 5 1015 20
图5 2种模式下4号发电机所在节点的电价变化情况
Fig. 5 Node price of the 4th generator
under two market modes
发电收益/U S D
差价合约+全电量报价
模式发电收益 全电量报价模式下 机组发电收益
时间/h
13 000 11 000 9 000 7 000
5 000
0 5 1015 20 25
图6 2种模式下4号发电机组24小时售电收入变化
Fig. 6 The sale income of the 4th generator
under two market modes
分别为2 122 927 USD 和20 886 250 USD 。

24个时段购电费用的变化情况如图7所示，可以看出，模式一下购电方购电费用的波动性明显小于模式二，即有差价合同的市场模式可降低购电方的经营风险。

通过对24小时市场竞价和出清结果的分析，可以看出采用对冲合约+全电量的市场模式，可以使市场中购电方和售电方双方都能有效地规避由于价格波动而带来的经营风险。

3.4 模拟情景二(发电商进行串谋)
当市场中发电商进行串谋行使市场力时，发电商的报价将被抬高，市场的出清价格也将被抬高。

所以，为了简单模拟发电商行使市场力的情况，假设所有发电机组的报价在合理报价的基础上均上调20%，在此条件下模式一和模式二下市场上所有发电机组的报价曲线与情景一中的报价曲线形状(图3和图4)相似。

当发生串谋的情况时，经市场模拟可得2种市场模式下发电商售电收入和购电方购电费用的波动情况，如图8、9所示。

可见，在有差价合同的市场模式下发电商的售电收入以及购电方的购电费用的波动性小，也即经营风险小。

市场总购电费用/104 U S D
差价合约+全电量 全电量
时间/h
14
1210860
5
10 15 20
图7 2种模式下购电方24小时购电费用变化 Fig. 7 The purchase charges of the single
buyer under two market modes
82 中 国 电 机 工 程 学 报 第27卷
发电收益/U S D
差价合约+全电量
全电量
时间/h
0 5 1015 20
16 000
8 000
4 000
12 000
图8 发生串谋时2种市场模式下4号机组
24小时的售电收入变化
Fig. 8 Sale income of the 4th generator with collusion under two market modes
市场总购电费用/105 U S D
差价合约+全电量 全电量
时间/h
0 5 1015 20
1.6 1.2 1.0 0.8 0.6
1.4
图9 发生串谋时2种市场模式下购电方
24小时的购电费用变化 Fig. 9 Purchase charge of the single
buyer with market collusion under two market modes
另外，从发生串谋时购电费用增幅大小的角度(与无串谋相比)来分析在发生串谋时哪一种市场模式更能够规避市场风险。

在模式一(有差价合同)下，发电商理性报价时市场的购电费用为2 122 927 USD ， 发生串谋时的购电费用增加了42 294 USD(2%)，为2 088 250 USD ；在模式二下，发电商理性报价时市场的购电费用为2 094 660 USD ，发生串谋时的购电费用增加了418 932 USD(20%)，为2 507 182 USD 。

由于模式一和模式二发生串谋时购电费用的增幅分别为2%和20%，模式一购电费用的增幅显然要小于模式二。

因此，采用对冲合约+全电量报价模式，购电主体在一定程度上能有效地规避因市场发生串谋等而导致的市场价格波动的风险。

4 结论
本文探讨了对冲理论在电力市场中的应用以及对降低市场经营风险的作用。

通过采用节点电价模式的电力市场的模拟计算，得出采用差价合同的电力市场模式可有效规避市场主体的经营风险。

特别是我国正处于计划经济向市场经济的转型期，采
用差价合同的市场模式，将原来国家核定的上网电
价作为差价合同电价来处理，一方面可以使市场参与者规避价格波动带来的风险；另一方面可以保留历史沿革，有利于过渡期电力市场的稳步推进。

因此，对冲合约+全电量报价与传统的市场模式相比是与转型经济下电力市场建设相适应的市场模式。

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