A 我国电力市场现状

　　党的二十大报告明确提出“加快规划建设新型能源体系”，党的二十届三中全会进一步强调“深化能源管理体制改革，建设全国统一电力市场”。在“双碳”目标引领下，我国电力系统正经历从传统火电主导向以风、光等新能源为核心的结构性变革。作为碳减排的“主力军”，电力行业“脱碳”是实现“双碳”目标的关键所在。截至2025年年底，我国风电、太阳能发电装机容量达18.42亿千瓦，同比增长30.9%，占全国发电总装机的47.3%，首次超越火电成为电源装机主体。然而，装机规模的优势并未自动转化为收益保障。一位新能源企业负责人坦言：“发了电，还要倒贴钱。”这背后折射出的是新能源全面入市后发电企业对收益稳定性的焦虑。

　　2025年，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，以“全面入市+差价结算”为核心，标志着新能源延续多年的“保量保价”政策兜底模式正式退出历史舞台。新能源企业被全面推向市场，电价波动风险从潜在隐患转化为直接冲击。然而当我国发电企业直面这一风险时，却缺乏国际通行的最基本风险管理工具——电力期货。

　　电力期货并非新生事物。早在1995年，北欧电力交易所就推出了全球首份电力期货合约；欧洲能源交易所超90%的电能交易通过电力期货等金融合约实现风险对冲；北美市场的电力衍生品交易量常年保持在万亿美元规模。与国际成熟市场的深度应用相比，我国虽已在多个试点省份实现电力现货市场正式运行，但电力期货市场仍处于空白状态。

　　当前政策层面正释放积极信号。2024年11月，《全国统一电力市场发展规划蓝皮书》明确提出“探索建设输电权、电力期货市场”；2025年1月，广东省政府发文支持广州期货交易所研发电力期货等战略品种；2026年6月2日，上海市人民政府办公厅印发《关于深化上海全球资产管理中心建设的若干意见》，提出“做好电力期货、算力期货研发准备”。这一系列顶层设计不仅为电力期货试点落地提供了制度保障，更凸显其与绿色金融、碳市场协同发展的战略价值。

　　面对新能源大规模并网引发的电力现货价格剧烈波动，以及电力市场机制中成本传导不畅、跨区交易壁垒、绿色价值体现不足等深层次问题，推进电力期货市场建设的迫切性与必要性愈发凸显。电力期货市场既是新型电力系统走向成熟的必然选择，也是助力实现“双碳”目标的重要金融基础设施。在此背景下，深入研究我国电力期货市场建设的必要性与实施路径，对于完善全国统一电力市场体系、摆脱新能源企业收益困境、助力“双碳”目标实现具有重要的理论价值与现实意义。

　　 B全球电力期货市场发展概况

　　全球电力期货市场格局

　　据美国期货业协会统计，全球电力期货年交易量已突破8000万手，其规模仅次于石油、天然气衍生品，位居全球第三。北美市场占据绝对主导，纽约商业交易所、节点交易所及ICE美国期货交易所等构成全球电力期货的核心交易平台；欧洲市场的活跃合约则集中于北欧电力交易所、欧洲能源交易所与ICE欧洲期货交易所；亚洲市场中，日本东京商品交易所于2019年上市电力期货，新加坡交易所在2017年推出相关产品，但整体仍处于起步阶段。

　　典型市场经验

　　北美电力期货市场的发展，得益于美国电力市场化改革的推进与金融市场的高度成熟。以纽约商业交易所和ICE为代表的交易平台，提供了高效规范的交易环境；市场参与者涵盖发电企业、电力零售商、投资机构及对冲基金，显著提升了市场的流动性与深度。该市场的突出特点在于产品设计多元、合约条款标准化，例如PJM电力市场便推出了日峰谷电量、月均电价及季节性电力合约等多种产品形式。监管层面，美国商品期货交易委员会与各州公用事业委员会共同构成多层次监管框架，为市场的透明与稳定提供了有力保障。

　　欧洲电力期货市场是全球最早建立并发展成熟的电力衍生品市场，其起源可追溯至1995年北欧电力交易所推出的首份电力期货合约。目前，该市场已形成以北欧电力交易所、欧洲能源交易所和ICE欧洲期货交易所为核心的格局，覆盖北欧、中欧及西欧地区。交易品种涵盖基荷电力期货、峰荷电力期货与碳排放权期货，参与者包括发电企业、电力零售商、工业用户及金融机构，结构高度多元化，为市场注入了充足流动性。合约设计充分体现区域特点：北欧市场考虑到水电占比高、季节性波动显著的特征，中欧市场则着重关注煤电与天然气发电的影响。

　　亚太地区，澳大利亚电力金融市场自20世纪末引入电力衍生品以来，已构建起涵盖差价合约、期货与期权的完整体系；新加坡电力期货则更依赖区域电力贸易与国际化交易。整体而言，亚太电力市场规模虽较小，但增长潜力巨大。尽管目前受监管环境与金融基础设施尚不完善的制约，但随着市场化改革的持续推进，将逐步走向成熟。

　　综合上述市场经验，可得出以下启示：其一，电力期货需以成熟的现货市场为基础，交易规模、价格波动性与透明度是重要前提；其二，合约设计应充分考虑峰谷特性、区域差异及期限结构，采用基荷/峰荷划分、现金结算为主的模式；其三，市场主体多元化是提升流动性的关键，需积极引入金融机构等非电力行业参与者；其四，期现价格联动性是套期保值功能有效发挥的核心，需通过合理的交割机制设计保障价格收敛。这些经验对我国电力期货市场建设具有直接参考价值。

　　 C我国发展电力期货的必要性

　　价格发现：优化资源配置效率

　　电力期货市场的核心功能，是通过公开、连续的竞价交易形成市场化价格信号。当前，我国电力现货市场虽已实现全覆盖，但部分时段的价格信号仍存在扭曲现象。这主要源于新能源补贴退出过渡期的影响、地方政府的行政干预以及跨省交易的行政定价等因素，导致价格难以真实反映边际供需成本。引入电力期货后，借助众多参与者的竞价博弈，能够充分反映供需关系、成本变化与未来预期，形成更为真实、准确的价格基准。

　　从期货市场的价格发现机制来看，期货价格体现的是市场对未来某一时点电力供需状况的集体预期。发电企业可依据远期期货价格，决策是否增加机组投资；电力用户则能根据价格信号，调整生产计划或投资储能设备。此外，期货市场的公开竞价机制与持仓信息披露，有助于提升市场透明度，减少因信息不对称引发的市场失灵问题。

　　风险对冲：增强市场抗风险能力

　　电力价格受燃料成本、天气、用电需求、政策变化等多重因素影响，波动性远高于一般大宗商品。对发电企业而言，现货价格的剧烈波动可能导致收入大幅起伏，尤其是新能源发电企业受天气影响显著，更易暴露于价格风险中。对售电公司和电力用户来说，电价上涨会直接推高成本，压缩利润空间。电力期货则为市场主体提供了有效的套期保值工具：发电企业可在期货市场卖出与预期发电量相当的合约以锁定销售收入，电力用户可买入期货合约以锁定购电成本。欧洲能源交易所数据显示，超过90%的电能交易通过电力期货等金融合约实现了风险覆盖。我国推出电力期货后，发电企业、售电公司和电力用户将拥有标准化金融工具来管理电价风险，这既能有效破解新能源企业“靠天吃饭”的困境，又能稳定高耗能工业用户的用电成本预期，为实体经济平稳运行提供保障。

　　绿色金融：加速低碳转型

　　新能源发电具有“高固定成本、低边际成本”的特征，前期投资规模大，收益受电价波动影响显著。电力期货通过提供远期价格信号和套期保值工具，可降低收益波动性，从而吸引更多社会资本进入风能、太阳能等领域。此外，电力期货还能与碳市场、绿证市场形成协同效应。2024年，湖北建立了首个省级“电—碳—金融”联动市场；未来若电力期货与碳排放权期货同步推进，有望构建“电—碳—证”三市场协同的绿色金融体系。2025年5月，金融监管总局等五部门发文鼓励广期所“积极探索电力期货”，这表明电力期货已被纳入国家绿色金融战略框架。

　　 D我国电力期货市场建设的现实基础与核心挑战

　　现实基础

　　我国已初步具备推出电力期货的现实基础。从商品特征看，电力具有良好的同质性，其电压、频率等物理指标均有国家标准规范，且现货市场价格波动性显著增强。2025年，蒙东地区年度工作日峰谷差均值达680元/MWh，居全国首位，最高价差超过1元/度；多省份现货价格日内波动剧烈，适度的价格波动恰是吸引市场主体参与的重要前提。

　　从市场特征看，全国统一电力市场“1+N”基础规则体系已初步建立。2025年，全国市场化交易电量达6.64万亿千瓦时，占全社会用电量的64%，该占比已连续多年超过60%；截至2025年上半年，电力市场经营主体数量达97.3万家，同比增长23.8%，其中发电企业3.7万家、电力用户93.1万家、售电公司4366家。

　　制约因素

　　尽管已初步具备现实基础，但受电力商品特殊性与改革路径差异的双重影响，我国电力期货市场建设仍面临若干关键制约因素。

　　期现价格脱钩风险。在一般商品期货市场中，套利机制可推动期现价格趋于收敛。然而，电力商品无法大规模储存，且发、输、配、用各环节需实时平衡，导致这一套利机制难以发挥作用。因此，电力期货与现货价格的相关性天然弱于其他商品期货，基差风险也相对更大。

　　新能源波动性冲击。风电、光伏出力受天气影响显著，预测偏差普遍在10%至20%之间。若采用实物交割，新能源企业可能因交割日天气因素无法按合约约定发电量履约；若采用现金交割，期现价格的贴合度可能进一步降低。从国际经验来看，欧美市场多采用现金交割为主、实物交割为辅的模式，但欧美国家新能源渗透率提升过程相对平缓，而我国在短短10年间将新能源装机占比从不足10%提升至47%以上，这使得交割机制面临的压力更为集中。

　　主体结构局限与流动性风险。电力行业投资规模大、进入壁垒高，大型发电企业和电网公司在市场中占据优势地位，这类企业更倾向于通过现货市场和中长期合同锁定收益，对期货市场的依赖度有限。此外，我国电力市场主体结构相对单一，民营资本和金融机构参与度较低，缺乏足够的投机者提供流动性，可能导致交易活跃度不足、买卖价差扩大、价格发现功能弱化等问题。

　　省间壁垒与市场监管的协调难题。尽管全国统一电力市场体系建设取得积极进展，但省间与省内市场的关系尚未完全理顺，跨省跨区交易的市场化程度不足，导致不同区域的电力价格差异难以通过期货市场实现有效套利。此外，电力期货市场涉及多个监管部门，如何构建协调统一的监管框架，是亟待解决的重要问题。

　　 E我国发展电力期货市场的实现路径

　　优化统一电力市场顶层设计，明确期货功能定位

　　第一，厘清各类市场的功能分工。中长期市场承担“压舱石”作用，保障基本电量供应与价格稳定；现货市场通过边际出清反映实时供需；期货市场定位于价格发现与风险对冲。三者需形成“长中短期协同、期现联动”的运行格局。第二，推进跨省跨区交易的市场化改革，提升跨省通道使用的透明度与公平性。第三，加快推动各省现货市场交易规则、出清机制与结算方式的统一，减少制度差异导致的价格扭曲。

　　探索适应新能源特性的合约品种与交易机制

　　第一，开发匹配新能源特性的期货品种，如“光伏出力时段合约”和“风电出力时段合约”，帮助新能源企业更精准地锁定发电收入；也可探索“绿证—电力期货联动产品”，实现综合收益管理。第二，峰谷时段合约与基荷合约并重，结合不同地区用电特性设计差异化的峰谷时段划分方案。第三，交割机制采用“实物与现金结合、逐步过渡”模式：市场初期保留实物交割选项以增强期现价格联动性，随着市场成熟逐步向现金交割过渡。第四，建立预测偏差调整机制，允许新能源企业在一定预测偏差范围内调整交割量，超出部分通过现金结算予以弥补。

　　培育多元化市场主体，提升市场流动性

　　第一，积极引入金融机构及机构投资者，鼓励商业银行、证券公司、基金公司、保险公司等参与交易，充分发挥其专业风险承担者与流动性提供者的作用；支持期货公司风险管理子公司开展电力衍生品场外业务，为中小发电企业和电力用户提供个性化套期保值服务，弥补标准化期货合约的局限性。第二，强化专业人才培养与投资者教育，系统开展电力期货交易、风险管理、合规监管等领域的培训，助力电力市场主体理解并运用期货工具。

　　完善风险防控体系

　　第一，构建电力期货市场风险监测预警系统，实时监测持仓集中度、期现价差、交易量异常波动等关键指标，设置差异化的涨跌幅限制与持仓限额。第二，推动电力期货与碳市场、绿证市场的协同监管，建立统一的绿色金融产品标准与信息披露规则，强化企业碳账户建设与碳核算能力提升。(作者单位：华鑫期货)