澳大利亚电力金融市场运营机制及对中国电力市场建设的启示，afma

摘要：典型电力市场化国家在市场建设过程中都先后引入了电力金融衍生品交易，电力金融衍生品作为市场风险管理的重要工具受到越来越多的关注。以澳大利亚电力金融市场为例，介绍了其发展历程、市场组织和典型产品，重点分析了差价合约、电力期货、电力期权3种产品的设计及运营机制，并总结了市场运营的经验。结合中国电力市场当前建设情况，提出市场体系、市场准入、产品设计、交易组织、结算机制、风险防控等6个方面的启示。

引言

目前，中国8个电力现货试点地区已全部开展试运行。随着电力现货市场建设的逐步完善，电力现货价格的波动给电力市场参与者带来的风险逐渐突显，在市场中引入电力金融衍生品的呼声也日渐高涨。从国外的实践经验看，绝大多数电力市场运营成熟的国家或地区，均已在电力现货的基础上进一步构建了电力金融衍生品市场。当前，欧洲电力市场[1-2]和澳大利亚电力市场[3]均已经引入了电力期货、电力期权等标准化的电力金融衍生品，并且经历了从物理交割逐步过渡到现金交割的发展过程[4-5]。美国PJM电力市场除了引入电力期货、电力期权等标准化产品之外，还引入金融输电权、虚拟投标等特有的金融衍生品，为市场主体提供规避电力现货市场中价格风险和阻塞风险的对应工具[6-7]。新加坡在2014年推出了电力期货产品，成为亚洲首个开展电力金融衍生品市场交易的国家[8]。

在中国启动电力市场化改革后，国内学界也逐渐开始关注电力金融衍生品在国内的应用前景，尤其聚焦于产品设计、市场建设等方面。从交易品种看，电力期货[9-11]和差价合约[12-22]受到较多关注。

当前中国的电力金融市场建设仍处于理论研究阶段，在探索建设电力金融市场过程中，仍需要充分借鉴国外成熟电力金融市场的建设经验。本文以澳大利亚为例，深入系统介绍其电力金融衍生品市场的产品设计、市场建设和最新运营情况，在此基础上分析对完善中国电力市场体系可借鉴的经验和启示。

1 澳大利亚电力现货市场概况

澳大利亚国家电力市场（National Electricity Market, NEM）覆盖5个区域市场，包括昆士兰州（QLD）、新南威尔士州（NSW） 、维多利亚州（VIC）、南澳大利亚州（SA）和塔斯马尼亚（TAS）。这5个州的交易电量约占全国总电量的85%。西澳大利亚州和北领地未与NEM连接，电网体量较小且实行不同的市场交易制度。

澳大利亚现货市场于1998年12月开始运作，由澳大利亚能源市场运营机构（Australian Energy Market Operator，AEMO）组织，实行区域电价，每个州为一个价区。系统出清时，每个区域中选取一个参考节点，以结算周期内（每30 min）该参考节点出清价格（每5 min）的加权平均价格作为对应区域的区域电价，区域内各节点的价格由参考节点的价格乘以对应的损失系数得到[23]。

2 澳大利亚电力金融衍生品市场概况

在澳大利亚现货市场开始运营后，为有效规避现货价格波动风险，市场逐步引入了金融性电力衍生品合约。初期从远期合约起步，后期逐步增加了电力期货、差价合约和电力期权等品种。目前，澳大利亚80%的电量均已被电力金融衍生品覆盖，其中期货市场已经涵盖维多利亚、新南威尔士、昆士兰和南澳区域，其交易电量规模约为现货市场的2倍。

从市场主体来看，发电商、零售商与部分大用户可直接参与电力金融衍生品市场的交易；经纪商自身没有发电资产和负荷，为买方和卖方牵线搭桥签订合约，并从中收取佣金；由于澳大利亚电力金融市场采取现金结算方式，以投资银行、基金公司、期货公司等为代表的传统金融市场主体也能够参与电力市场，部分金融投资机构为了自身的投资需求甚至可能介入现货市场，比较典型的例子是麦考瑞银行为了完备电力金融领域的资产组合而购置了实体发电资产。

从交易组织机构来看，由澳大利亚证券交易所（Australian Securities Exchange，ASX）负责场内衍生品的交易组织（2006年，悉尼期货交易所SFE与ASX合并，成为澳大利亚国内最大的一家证券、商品、利率和期货交易所）；同时，大部分市场主体还会自主进行场外衍生品的双边交易（over-the-counter, OTC）。

从交易品种来看，澳大利亚电力金融市场主要包括电力期货、电力期权和差价合约等，标的主要盯住4个主要区域市场（VIC、SA、QLD和NSW）。对于场内交易而言，ASX目前提供7种不同的电力期货（futures）和期货期权（options）；对于OTC市场而言，包括掉期合约(electricity swap)、现货期权（cap/floor）、掉期期权（swaption）、亚式期权（Asian call/Asian put）、领式期权（collar）等。近10年来，澳大利亚的电力金融市场交易主要以场内交易为主，在OTC和ASX交易的电力金融产品覆盖80%以上的电量。

3 澳大利亚电力金融衍生品运营情况

3.1 差价合约

3.1.1 发展历程

为应对现货市场的价格波动，起初各市场主体尝试采用物理远期合约的形式锁定电价和电量；但由于需物理执行的远期合约电量与现货市场的出清电量难以完全匹配，这种避险措施效果并不理想。2002年，英国场外衍生品公司IG Group以及外汇报价商CMC Markets将差价合约引入澳大利亚市场；2007年，ASX将差价合约交易引入场内，其中标准化电力差价合约有2支；2014年6月，ASX中止了所有场内标准化合约的交易，官方公布的原因是：金融危机后，场内差价合约的成交量持续低迷，经纪商陆续离场，无法继续维持衍生品交易。但在场外市场，差价合约仍然是电力市场最常使用的避险工具之一。

3.1.2 合约设计

根据2019年7月澳大利亚金融市场协会（AFMA）发布的“电力市场公约”（Electricity Market Convention），澳大利亚的电力差价合约是指2个电力市场主体之间达成协议，对赌某一固定价格和AEMO公布的参考节点电价之间的差额[24]。

（1）合约类型。澳大利亚市场中的掉期合约（swap）即通常所说的电力差价合约或双向差价合约。合约价格由交易双方协定，结算时，按合约价格与基准价格的差价进行结算。此外，市场中还存在单向差价合约（包括封顶型和封底型合约）和限定区间的差价合约（即由封顶型和封底型合约组成的差价合约），这一类产品本质是以现货为标的的场外期权产品。

（2）合约价格。澳大利亚电力市场的价格帽非常高，当遇到负荷高峰且线路阻塞时，部分节点的电价将上升到非常高的水平，此时拉高电价的边际机组通常是燃气或燃油机组。因此，单向差价合约价格一般考虑为燃油机组或燃气机组的度电燃料成本。将合约价格设为燃料成本使得高成本的燃油、燃气机组有动机成为该合约的对手方。考虑到不同机组的燃料成本并不相同，通常合约价格会对标按季度交割的原油期货或者天然气期货。双向差价合约价格通常取自区域参考节点电价在一段时间（月度、季度）内的平均值、最大值或最小值。

（3）合约周期。OTC交易的差价合约交割期由交易双方约定。现存最短的电力差价合约为日交割，最长的电力差价合约交割期限可达5年。依据AFMA公布的调研数据，2018—2019年财年中，54.9%的差价合约交割期超过12个月。初步分析，由于差价合约为OTC交易，买卖双方会花费大量的时间进行风险评估，为了减少投入的时间成本，倾向于一次签定较多的合约数量。

（4）交割和结算。差价合约的交割形式为现金交割。每个结算时段的结算金额可表示为

式中：X为每个结算时段的结算金额；C为合约价格；D为现货价格；Q为结算时段与对应时段合约容量的乘积。

结算金额可以为正，也可以为负。

3.1.3 市场运行情况

根据AFMA数据，近几年澳大利亚主流的OTC产品中，差价合约始终保持着80%左右的份额。

通过差价合约，参与者有选择和提前锁定价格与风险的机会，这在一定程度上避免了现货市场的价格波动。但澳大利亚差价合约为场外交易，不具有标准化特征，因而差价合约的流动性较弱。此外，差价合约缺乏对每笔交易负成交责任的担保人，缺少能够制约双方交易行为和维护参与者权益的有效机制。差价合约在签订时的价值对双方而言为零，但随着现货价格和交割价格的背离，合约价值将逐渐偏向一方，受到损失的一方在合约结束时会有发生违约的可能。

3.2 电力期货

3.2.1 发展历程

随着在实际市场交易中电力差价合约流动性差、违约风险高等风险的逐渐暴露，2002年9月，SFE和新西兰的D-cypha公司开始在悉尼期货交易所联合推出首支电力期货品种。同年10月，ASX也推出电力期货，由此形成两家交易所长期竞争的局面。2006年7月5日SFE被ASX收购，此后电力期货只能在ASX中进行交易。

3.2.2 合约设计

ASX电力期货是标准化和集中清算的金融合约，实质上可认为是现金结算的远期合约。

（1）合约类型。根据合约周期，可分为月度、季度以及一种特殊的strip期货合约。strip期货合约指以平均价格成交的某地区连续4个月用电合同，既能以一个财政年度进行交易，又能以日历年度进行交易。根据标的资产，可以分为峰荷、基荷合约。其中，基荷合约的种类多于峰荷合约。根据价格类型，可以分为无价格限制期货合约和封顶（Cap）300期货合约。封顶300期货合约对应场外流行的300封顶差价合约，可以理解为300/（MW·h）是一个市场公允的基荷电价上限。根据澳大利亚能源监管机构（AER）2020年报告显示，4个区域市场期货交易量中，SA占比最低，这与现货交易量基本吻合。交易价格中，SA与VIC的期货价格相对较高的主要原因与近年来SA与VIC的新能源（特别是风能）装机比例不断上升，而火电装机比例下降，导致市场不稳定，现货市场价格上涨有关。

（2）合约标的。ASX期货交易以NSW、VIC、SA、QLD 4个州的现货市场买卖的电能为标的。合同量大小取决于合约覆盖的天数和基本负荷小时数，如一个月30天合同量则为720 MW·h。

（3）交割和结算。标准期货合约的交割均采取现金结算方式。其中，基荷期货以合约覆盖时段内每半小时的平均现货价格进行结算，峰荷期货以合约覆盖时间内每个工作日07:00—22:00的每半小时的平均现货价格进行结算。

以月度基荷期货例，合约的结算日一般设定在合约到期后的第4个工作日，以保证ASX有充足的时间完成结算准备工作；结算价格为合约期内现货市场中每半小时的基荷现货价格的算术平均数。合同到期后的第1个工作日公布的现金结算价格称为临时现金结算价格，合约到期后的第3个工作日公布最终的现金结算价格。在合约到期后的第4个工作日，由ASX按照第3个工作日公布的现金结算价格，对所有到期未平仓的合约进行结算。现金结算价格的计算公式为

式中：Y 为月度基荷现金结算价格；D 为合同月的天数; Pt 是合同月内具体某个半小时段的基荷现货价格。

（4）交易机制。交易者通过申请进入ASX进行电力期货交易。当交易者是散户时，需要填写个人开户信息，开通保证金账户，定期补足保证金；当投资者是机构时，还需要提供机构经营信息、公信机构对投资者的信用评级信息、从业资格、代理执照等信息。

ASX的期货合同的流动性较高，交易者可以根据最新的市场价格随时选择平仓。在期货交易中，任何交易者必须按照其所买卖期货合约价格的一定比例（通常为5%~10%）缴纳保证金，然后才能参与期货合约的买卖，并视交易的盈亏情况确定是否追加资金。此外，交易者还需要支付交易费（类似商品税），如基荷月度期货合约交易双方各需缴纳10.5澳元的交易费。

（6）风险防控机制。ASX会员的自营账户必须与客户结算账户隔离，以避免期货经纪商对客户利益的侵害。目前，ASX交易的期货没有实现涨跌停板制度。为了有效管理风险，ASX Clear 对每个会员实行以资本为基础的持仓限制要求：会员的初始保证金不能超过其持仓限制标准，持仓限制标准根据会员的净有形资产（NTA）或净流动资产的价值设定，通常为会员净有形资产的200%。如果有一方发生违约，ASX Clear将立即采取下列措施：将所有客户的持仓和保证金转移到另一个结算客户处；控制或平仓客户的自营结算账户，或同时控制或平仓客户的自营结算账户和客户结算账户；动用结算客户的自营初始保证金和风险准备金弥补违约损失等。

ASX还按照澳大利亚联邦储备银行对于风控的政策要求，采取以下的风险管理手段：在每个交易日结束时，监控客户的衍生品总仓位；对清算所进行每日压力测试，确保ASX Clear有足够的资金应对在极端情况下可能发生的大客户违约风险；在市场价格发生剧烈波动的特殊时期临时设定客户交易限制或强制要求客户平仓等。

3.2.3 市场运行情况

根据IEA和AFMA的数据，2018—2019年，澳大利亚场内交易的电力期货达到891 829 GW?h，是现货市场体量的3.5倍。图1是2003—2019年AFMA统计的电力期货合约年度流转额，可以反映出期货的流动性良好，呈现较稳定的增长趋势。

图1 ASX电力期货合约年流转额

Fig.1 Anual turnover of electricity futures in ASX

2009—2019年NSW基荷期货结算价格变化情况如图2所示。可以看出，期货价格基本上反映了2015年以后澳大利亚大量建设风光等新能源带来的电价上涨趋势。这表明澳大利亚的期货市场有助于实现其中远期价格发现的功能。

图2 2009—2019年NSW基荷期货结算价格

Fig.2 Settlement price of base load futures in NSW 2009—2019

电力期货市场多样化的合约类型，为电力市场参与者提供了多样的市场交易方式和风险管理工具。电力期货合约在到期日前可以多次转让，实现电力交易风险的转移；同时，电力期货市场中允许投资者构建不同的资产组合来分散不同投资的风险，提供多种期货产品帮助投资者对冲风险，使风险流量化、分散化，达到风险配置目的。

3.3 电力期权

3.3.1 发展历程

澳大利亚电力期权交易于2013年9月开始持续至今，包括场内期权和场外期权。其中，场内期权是由交易所设计并集中交易的标准化期权；场外期权是市场主体与金融机构“一对一”量身订做的交易合约。根据AFMA问卷调查结果，2018—2019年ASX期权占94%，OTC期权占6%。

3.3.2 合约设计

电力期权是一种赋予买方在未来某一日期之前以确定价格买入或卖出电力的权利合约，属于“不对称风险”合约。在市场上，发电商通常担心电价下跌而购买看跌期权，同时也保留电价上涨时的市场参与能力。购电商可以购买看涨期权以锁定成本上限，同时也保留电价下挫时利用市场的机会。既面临电价上涨又面临电价下挫风险的企业，可以同时购买看涨期权和出售看跌期权，用以保护其现金流动时的市场头寸。期权市场让入市者根据自身风险抵御能力和预算大小制定投机或保守的策略。在澳大利亚的市场上，期权合约经常被用来对冲现货市场的价格尖峰。

（1）合约类型。澳大利亚的电力期权同样对标4个区域市场，产品类型较为丰富。根据交易周期，可以分为财政年基荷合约（每年7月至次年6月）、日历年基荷合约、日历季度基荷合约。由于流动性的原因，ASX暂时没有峰荷期权合约在交易。根据行权时间，场内交易的电力期权都是欧式期权，即只能在合约到期日选择是否行权；场外交易的电力期权有欧式、美式、百慕大式等，既能在行权日当天行权，也可在行权日之前行权。根据按行权条件，可分为一般期权和复式期权。一般期权即通常所说的看涨期权（call options）和看跌期权（put options）；复式期权又包括条式期权和带式期权，即根据期权的条式策略和带式策略的期权组合。根据合约生效的方式，OTC 交易的电力期权包括上限期权（cap）、下限期权（floor）、领式期权（collar）和亚式期权（Asian）等。其中，上限期权（cap）指基准价格高于合约价格（顶价）时生效的合约，合约售方以将基准价格高出合约价格部分的差价支付给合约购方。下限期权(floor)指基准价格低于合约价格（底价）时生效的合约，合约购方将合约价格高出基准价格部分的差价支付给合约售方。领式期权是一种组合期权，包括上限期权和下限期权的组合、看涨期权和看跌期权的组合。亚式期权是在到期日确定期权收益时，采用合同期内某段时间标的资产价格平均值的期权。由于澳大利亚市场采用稀缺定价机制（价格上限为13000澳元/（MW·h）），OTC的期权产品主要是上限期权，发电机组通过出售cap获得一定收益，从而激励发电机组减少持留，规避市场高价风险。根据AFMA的统计数据，cap交易量约占OTC交易总量的10%。

（2）合约标的。掉期期权（swaptions）是以差价合约为标的资产的期权；期货期权（call options/put options）是以期货合约为标的资产的期权；现货期权（cap/floor）是以现货交易为标的资产的期权，此外，还有以期权（cap和floor）为标的资产的期权（caption）。目前澳大利亚的场内期权为期货期权。

（3）行权方式。以场内交易的日历季度基荷期权为例，在最终交易日之后的第3个工作日，所有实值期权将自动执行，除非拒绝自动执行请求另有指示，否则所有价内期权都会被执行至基础期货合约中，并以现金结算。不接受虚值期权或平值期权的执行请求。

3.3.3 市场运行情况

澳大利亚电力期权主要以电力期货（场内）或差价合约（场外）为标的。对于原电力现货市场的参与者，是一种控制电力期货和差价合约价格风险的金融工具；对于纯金融投资者，电力期权的出现丰富了金融市场中的产品种类，为其构建对冲投资组合增加了一种选择。根据ASX和AFMA数据显示，场内电力期权的年交易量基本保持平稳上涨趋势；成交的电力期权对应的标的电量大约是电力期货标的电量的一半。

4 澳大利亚电力金融市场运营经验

从市场体系来看，建设电力金融市场有效补充完善了其电力市场体系。电力金融市场的期货、期权和差价合约等衍生品工具组合，有效抑制了现货市场中剧烈的价格波动，起到了发现电力商品真实价值的作用。

从市场准入来看，引入多元化的市场主体有助于提高市场流动性。澳大利亚电力金融市场的交易主体除了传统的发电商、用户和售电公司外，还包括不拥有发电或者负荷实体的投资机构。投资机构的参与，有助于提高市场的交易量和资金量，从而进一步增强电力金融市场的流动性。

从交易产品来看，场内交易与场外交易产品并存是电力金融市场的典型形态。标准化的产品受到严格监管，在交易所内进行交易，流动性较高；非标准化的产品可进行场外交易，但结算可委托交易机构开展。场外产品的类型丰富，但场内产品的交易量更高。电力金融市场的起步阶段通常从远期合约、差价合同起步；当现货市场发展到一定阶段后开始引入电力期货与电力期权，并成为电力金融市场中最常见的交易产品；为了增强市场活跃性和提高运行效率，还开发了数量众多的个性化金融工具，但主要的交易仍在场内进行。

从交易组织来看，电力金融市场与现货市场由不同机构独立组织运行。由于电力金融市场与电力现货市场的运行相对独立，由不同的机构分别组织运营也是大多数国家采取的方式。

从结算机制来看，采用现金结算的模式。这与澳大利亚电力金融市场与现货市场分开运营的交易组织模式也是匹配的。美国及欧洲大部分国家均采用现金结算的模式。当市场化交易程度越高，现货市场成交结果与金融合同标的不匹配的可能性较大，电力金融合同物理执行的难度也越大，现金结算模式能够在电能难以大规模储存和供需实时平衡的特性下满足市场化交易需求。

从风险防控机制来看，执行严格的仓位管控。澳大利亚场内交易的电力期货并没有实现涨跌停板制度，为了有效管理风险，期货交易所对会员的仓位进行了严格管理：对每个会员实行以资本为基础的持仓限制要求，持仓限制标准为会员的净有形资产或净流动资产的2倍；在每个交易日结束时，监控客户的衍生品总仓位，在市场价格发生剧烈波动的特殊时期，要求额外提高保证金比例；根据实际情况，临时设定客户交易限制，或强制要求客户平仓。

5 对中国电力市场建设的启示

5.1 中国与澳大利亚电力市场的对比

从电力体制来看，目前中国已基本形成了厂网分开、配售分离的市场格局，输配电价受到政府核定和监管。这与澳大利亚当前各州电s力工业已基本实现了发、输、配、售分开的改革方向大体一致，但在市场放开程度（2008年开始澳大利亚政府已决定放开全部用户参与电力交易）、各环节放开力度（澳大利亚配电侧与售电侧分离）的改革深度方面还有一定差距。

从市场体系来看，目前中国电力市场初步形成了以中长期交易为主、现货交易为补充的市场体系，整体还处于规则制定完善的起步探索阶段。广东、浙江等8个省份开展了现货试点，其中大部分地区采用集中式市场设计方案，中长期交易以现金结算。这与澳大利亚现货市场已经稳定成熟运行多年、市场规则已经修订发布100多个版本、中长期交易全部为金融合约的发展阶段还存在较大差距，因此在电力金融市场的设计及产品引入方面需要结合现货市场的发展历程。

从市场交易情况来看，目前中国电力市场交易呈现出以省为实体、局部地区推进区域市场建设的明显地域性特征，这与澳大利亚国家电力市场分5个区域市场运行有一定的相似性。中国电力市场交易主体全部为实体发电企业、电力用户或售电公司，个别地区还存在较大市场力，真实价格信号的发现机制有待完善，这与澳大利亚市场主体中存在纯金融投资机构的市场主体组成还有较大差异。中长期交易由相对独立的交易中心组织开展，部分交易机构已推出了系列非标准化的具备金融特性的交易产品，现货交易由电网企业调度机构主导；而在澳大利亚市场中，标准化金融产品在ASX内交易、非标准化产品场外自行开展交易，独立的市场运营机构AEMO组织现货市场交易运行。中国大部分试点省份采用了节点电价或分区电价机制，而澳大利亚以分区电价作为主要电力金融产品的基准价格参考。

5.2 澳大利亚电力金融市场运营经验对中国的启示

（1）循序渐进完善电力市场体系。电力金融市场的建设需要以成熟的现货市场为基础。澳大利亚现货市场运行4年后，才逐步形成了相对成形的电力金融市场。中国电力现货市场建设仍处于起步阶段，本阶段应重点完善电力现货市场规则，逐步建立起有序运行的现货市场，释放有效的价格信号，并着力培养市场主体的市场意识和风险防控意识；在现货市场成熟运营后再适时引入不同类型的电力金融市场衍生品。

（2）视市场建设需求逐步放开市场准入以增强市场流动性。以广东为例，当前的长协交易具备差价合约特点，交易主体全部为现货市场的实际参与者，且以履约保函的形式进行风险控制。这种方式能够为主体提供风险管理工具，但也在一定程度上限制了小规模售电公司和其他投资机构的进入。未来在风险可控的前提下可优先考虑适度引入大型投资机构，再视需求明确是否放开个人投资准入，从而增强市场的流动性，强化价格发现功能，为引入电力期货等产品打下基础。

（3）根据国内电力市场发展模式引入对应的电力金融衍生品。澳大利亚电力金融市场通过标准化的电力期货、电力期权等场内产品以及非标准化的差价合约、远期合同等场外产品形成组合，有效覆盖了其电力市场中的风险敞口。目前，中国电力市场建设在各地未形成统一模式，不能完全参照国外产品引入顺序，需要根据市场模式引入适当的金融衍生品工具。以广东为例，目前中长期差价合约的基准价格是日前统一结算点电价，发电侧无法完全通过差价合约规避现货市场节点机制下的阻塞风险，需要形成更加灵活的金融合约资产组合。例如，以金融输电权作为阻塞风险的规避工具，覆盖市场主体风险敞口。进一步地，可以优先发展场外交易品种，待形成有效的市场价格信号和放开市场准入后，再逐步引入电力期货、场内期权等标准化产品。同时，鉴于当前中国以省为实体的市场建设情况，电力金融衍生品的标的资产也应体现出区域特点。

（4）根据电力金融衍生品类型由不同的机构组织交易。对于标准化的产品，如电力期货，考虑到中国相关制度的要求和限制，只能在按国务院期货监督管理机构等审批或批准的期货交易场所进行。但对于非标准化合约，可以由电力交易机构组织交易或进行场外交易。同时，电力交易机构可以通过入股或共同设立子公司的形式，与投资银行、期货公司等金融机构合作推出场外期权、电力指数ETF等OTC电力金融衍生品。而对于与电网物理联系紧密的金融衍生品种，如电力金融输电权，一般仅面向电能量市场的市场主体，若推出此类产品时，由现货市场运营机构组织更为合适。

（5）条件成熟时积极争取对电力期货现金结算方式的支持。从国际经验来看，大多数国家电力金融衍生品都采取现金结算模式。实物交割应用于电力金融市场中交割难度较大，也难以适应当前大多数省级市场采用的集中式建设方案。目前，中国开展商品期货交易的期货交易所对商品期货均要求在合约到期时进行实物交割，在电力期货推出的条件成熟时，应积极争取相关的政策支持。

（6）提前制定完善的电力金融市场风险防控措施。对于电力期货等标准化的场内交易品种，一方面，需要遵守国内期货交易的政策规则，参照国内其他大宗商品期货产品建立涨跌停板制度和保证金制度，避免电力期货价格过度波动影响电力现货市场稳定；另一方面，考虑到中国电力现货市场的建设运营情况，电力金融衍生品从产品设计阶段就应开展市场力检测等相关措施，针对性地设定现货市场标的物和市场准入条款，从而避免电力期货市场价格受到操纵。