我国电力现货市场建设初具规模，电力市场的发展使得能源企业经营管理越来越复杂化、专业化。随着市场因素的增强，参与主体难以维系通过传统购销价差锁定利润的模式。全国电力现货范围不断扩大，部分现货试点将过渡到持续运行，匹配现货的分时段中长期交易全面推广、绿电交易需求增加、零售交易平台化等，无不冲击着能源企业现有的经营模式。现货市场结算试运行期间，很多能源企业都意识到电力市场风险管理对企业的重要性，随着现货进一步推广，如何开展有效风险管理是能源企业急需解决的一个重要问题。
交易主体建立风险管理体系的必要性
现货环境下的中长期市场、现货市场中的批发交易、零售交易面临的市场风险极大。不论从经营理念上、还是从管理方法上，能源企业都必须重视风险的监控与管理。
（1）从经营上看，目前市场主体遇到的困境或多或少与风险有关。新能源企业在现有市场机制下苦于如何减少亏损增加盈利；火电企业在煤价高企背景下想要寻找煤—电匹配的发电、交易策略；售电公司探索尽可能降低用电量波动对利润的影响等。这些无不牵涉各种风险因素，也均可以通过风险管理在一定程度上优化经营结果。
此类难点与宏观环境、市场设计等等因素有关，也恰是因为市场情况的不断变化，更需要专业的预判、量化和管理。通过识别、量化风险的大小，可以一定程度上避免潜在的损失；通过对冲风险，可以一定程度上降低无法避免的亏损；通过市场的分析研判、承担一定的风险，可能会博取更高的利润。
（2）从管理上看，市场参与主体应当及时了解自身随市场政策、规则、环境变化而变化的财务状况、交易结算状况，更应当时刻了解自身的出险情况。特别是大型公司总部层级，应密切跟踪并管理各分公司因参与市场而面对的大小风险。
在当前以省为单位的电力市场架构下，各省交易规则、电源结构、市场竞争格局存在差异，现货市场的交易策略各不相同，但企业在现货市场中均存在可量化的市场风险。在做交易策略、交易决策前，管理层应了解自己电厂、售电公司参与交易可能面临的风险及造成的结果。公司规模越大、涉及的省份越多，越应当重视风险管理，避免多省份同时发生亏损带来系统性风险。
市场化交易下的主要风险种类
电力现货市场业务风险大致可划分为价格风险、电量风险、信用风险、其它风险四大类。
由电价、电量不确定性构成的市场风险是目前中长期及现货结算试运行环境下最主要的风险，需要通过大量的数据分析及技术手段量化管理。
价格风险：电价、绿证绿电价格、碳排放价格、燃料（燃煤、天然气）价格、汇率的不确定性。
电量风险：发电量、销售电量、用户电量的不确定性，及可替代电量、水电丰枯的不确定性。
信用风险：偿付能力与资金周转风险、合同履约风险。
其它风险：技术支持平台风险、运营与操作风险、市场流动性风险、法律及合规风险。
市场建设过程中，政策与市场规则的多变性对业务同样存在风险，但最终从不同侧面反映到电量、电价、信用上，此处并未单独将此列为一类风险。
当前风险管理体系建设的痛点
当前市场主体建立风险管理体系的痛点一是普遍对风险的认识并不深刻，二是风险管理的人员、手段严重缺乏。
（1）电力市场下的风险并不是简单地等同于亏损，而是一种基于概率的不确定性。电力市场下的风险管理，不仅是一味地避免亏损，更是通过对不确定性因素的管控降低市场交易结果不确定程度，最终是在放弃获利机会的代价下减少市场向不利方向变动时造成亏损的可能性。
多数发售电企业管理者对风险的第一反应往往是要杜绝风险事件的发生，要控制风险、避免亏损，又或者寄希望于通过严控每一项业务的流程合规而避免风险，达到好的经营目标。然而，电力市场环境下的风险是双向的，既能造成损失也可以带来收益，风险管理不可能是单向的。市场风险管理无法沿用安全生产风险管理的老办法，也不可能通过单纯的严防死守压实责任，就真正达到理想的经营结果。
电力市场环境是多变的，受多重因素影响，市场化下的交易风险管理需要引入商业意识和经营思维，不是一项单纯的技术工作，也不是一件这次发现亏损原因下次就可以百分百杜绝的事情。如企业因为现货价格远高于合约价格，而合约电量却远低于现货出清电量而发生重大亏损，未来该企业能通过降低合约电量保证不再亏损？显然不能，因为如果降低合约电量后现货价格大幅下降企业将继续面临新的亏损。
电力市场开启后，基于市场交易的风险不单是业务合规问题、不单是利用小时下降、燃料成本上涨、用户用电量下降等等一系列看似直接影响经营的问题。上述问题是影响风险大小的关键因素，但风险如何被识别、被量化、被对冲缓解，是风险管理真正关键的环节。
（2）电力市场下的风险管理对人员的专业性有极高的要求，负责量化、监测风险的人员需要在具备统计、金融知识的同时精通电力市场的运行及交易规则；负责风险对冲、规避的人员需要在精通风险管理手段的同时对于市场信息保持高度敏感。
在普遍意识到风险管理重要性的同时，市场主体对风险的认识多停留在政策不确定性以及气象预测准确性阶段，对风险管理具备整体认识的主体相对较少。同时，现货市场下的风险管理工作兼具金融与能源两个行业的特性，当前参与市场的主体大多源自传统发电、电网行业，擅长物理的发输配电环节相关工作，但风险是“无形”的，虽然金融行业已经有一整套成熟的管理方法与手段，也未必能够完全照搬到电力行业。伴随着现货市场的全面推行，精通电力行业风险管理的人员的重要性，对这类人才的需求将日益凸显。
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。
风险管理体系建议流程
发、售电两侧风险管理运作机制原理上相同，运行细节不同。发售一体公司基于市场量价波动风险可在内部实现一定程度的自然对冲。
（1）发电侧交易风险管控流程
①年度经营目标分解
据年度经营计划制定各发电项目年度经营目标，同时由公司管理层确定年度风险总限额；并据经营目标分解结果，将风险限额逐步分解。
②交易基本面分析
分析市场供需、天气、电网通道、可再生能源出力及对手情况以及交易策略。
③自有情况分析
分析自身机组发电成本、机组状况与检修计划、当下持仓情况、履约保函/保证金情况、风险限额情况（包括已用额度及剩余额度）。
④交易策略制定
具有发电实物资产的项目公司，基于风险控制的交易策略的制定需遵循前提是：用于避险的中长期交易策略应与现货市场交易策略统一考虑制定，而用于套利的中长期交易策略则需要单独制定。
⑤基于交易策略量化市场风险
对于交易方案可能产生的交易结果进行量化，得出各个方案下公司可能产生的收入或损失结果，及各个结果的可能性，并就此形成量化风险概率分布。
⑥实际完成情况跟踪，风险限额调整
将实际交易盈亏情况与经营目标跟踪比对，随经营目标的调整相应调整风险限额。
（2）售电侧交易风险管控流程
①售电公司批发交易流程及风险管理
售电公司在批发市场交易过程中的风险管理流程与发电侧相似。仅在自有情况分析时将用户负荷特性、售电公司持仓情况、已签约零售用户合同情况纳入。但需注意的是，发电项目、售电公司风险限额的设置及交易策略风险的量化是否需联合评估优化，取决于发售一体公司是否决定总体制定发售两侧的风险限额、总体评估发售两侧交易策略是否超过风险限额、以及发售一体交易策略是否联立优化。
②售电公司零售交易流程及风险管理
售电公司在零售市场业务中主要面临批零价格倒挂、客户信用风险及零售合同电量与实际电量存在偏差的风险。批零价格倒挂风险要通过合理的中长期合约交易事先锁定购电成本，并以此为基础制定零售价格。客户信用风险早当前国内市场环境下不具备量化条件，可通过加强资质审核、强化合同条款等措施进行风险规避。对于与用户零售合同电量及实际用电量偏差造成的风险，售电公司需提前量化偏差可能出现的范围、偏差情况公司是否可以承受，与用户共同制定偏差控制方法，并加强负荷预测精度。
