利用期权管理能源市场风险

与其他大宗商品的批发市场类似，在电力批发市场中，参与者频繁购买电力，经转售后输送给终端用户。电力批发市场的参与者不一定拥有发电资源，也不一定直接将电力提供给终端用户。

电力转售市场的三大参与者包括：

• 电力公司
• 独立发电厂
• 电力销售商

除了在现货市场直接买卖电力，业者也可通过协商约定、使用经纪商平台，或者通过期货交易所进行交易。交易内容可以是类似期货的标准合约，也可以是定制化的，比如称为结构化交易的复杂合约。介乎批发市场和终端用户之间的是负荷服务商（LSE）。它既可以在批发市场上采购电力，也可以自己拥有发电资源。

假定现在是3月份，一家核电厂的经济师对5月份PJM地区高峰时段电力现货价格的短期前景看好。核电厂的经营成本为每兆瓦时20美元。

核电厂的目标：

• 利润最大化
• 消除价格下跌风险，保障能按每兆瓦时20美元营运

经济师如何在利用短期价格上涨潜力的同时，保护电厂免受价格下跌的风险，从而确保有足够的资金维持经营呢？

经济师有两个选择：

1. 协商达成私下交易（成本高且费时）
2. 利用期货期权套期保值（灵活度高且成本低）

假设PJM西部枢纽（PJM Western Hub ）5月份平均远期价格在每兆瓦时35美元左右。假定电厂容量为1000兆瓦时，且高峰时段的利用率为80%，那么它需要出售大约800兆瓦时电量，供给5月份的每个高峰时段。

为了对800兆瓦时发电量进行套期保值，需要多少份合约？

芝商所PJM西部枢纽实时峰时日历月50兆瓦时期权合约（代码：PMA）

800兆瓦时/ 50兆瓦时=（每天）16份合约

16份合约*20天=总计320份合约

这家电厂管理其头寸最直接的方式，是在现货市场卖出他们的发电量，同时做多行权价为21美元的5月份PMA价外看跌期权。

策略：

• 在现货实物市场卖出发电量
• 以每兆瓦时21美元的行权价做多所有5月份高峰时段价外看跌期权

假设PJM西部枢纽当前5月份平均远期价格为每兆瓦时35美元左右，价外看跌期权的行权费可能只需0.3美元/兆瓦时。

假设现在是1月份，一家电企签订合约向PJM西部枢纽地区的客户在6月份所有高峰时段供电100兆瓦时。

它如何对6月份的价格风险进行套保？可通过三种方式：

• PJM现货市场
• 双边定制交易
• 交易所交易期货

该电企可以选择等到6月份在日前、实时的现货市场（由独立系统运营商（ISO）经营和清算）购买电力。如此，它将承受1到6月份之间的价格风险。

此外，它可以选择与批发市场中的其他公司协商签订双边合同。但是这么做往往十分耗时，而且需要进行对手方风险评估，才能够执行定制交易。取决于协商结果，它获得的价格未必十分有竞争力，因为并非市场价格。

该电企决定使用期货交易所的标准电力期货，对价格风险进行套保，因为期货合约提供了必要的流动性，可满足其需求，同时还消除了对手方风险。

它利用芝商所提供的PJM西部枢纽峰时日历月实时LMP期货(L1)对风险进行套保。

假设6月份有20天用电高峰，而期货合约(L1)的规模是80兆瓦时。基于对所有峰时100兆瓦的供电要求，它需供电100兆瓦*16峰时*20天=32,000兆瓦时。为了对价格风险敞口进行套保，它以30美元/兆瓦时的价格买入400份6月份L1期货合约。 

进入6月份，该电企从实时现货市场购买电力，满足客户在高峰时段每小时100兆瓦的用电需求。

6月底，我们假设PJM西部枢纽所有高峰时段的平均电价是40美元/兆瓦时。由于购买了400份6月份L1期货合约，这些期货头寸的利润将抵消在现货市场购电的成本。

最终，即使现货市场的价格是40美元/兆瓦时，该电企只需要支付30美元/兆瓦时为客户提供电力。通过利用电力期货对价格风险进行套期保值，该电企节省了10美元/兆瓦时，相当于整体节省320,000美元。