澳大利亚电力期货市场的形成与发展

唐敏　廖永儀　熊谋林

[内容摘要]本文通过对澳大利亚电力市场化改革方向的梳理，揭示了电力期货市场的形成和发展过程。其主要路径是：（1）从电力垄断到电力市场化改革，建立电力现货市场；（2）在电力现货市场运行中暴露出电价剧烈波动的问题，引入电力远期合约；（3）电力远期舍约出现市场参与不足和流动性差的问题，电力期货市场应运而生。事实证明，澳大利亚电力现货和期货市场并存，但期货市场在提高市场参与度、流动性、安全性以及稳定和发现电价方面的作用更大。本研究通过展示澳大利亚电力期货市场建立过程中的风险和问题，为中国电力市场化改革提供参考。

[关键词]电力期货市场；现货市场；远期合约；市场化改革

电力工业在国民经济和社会发展中起基础性作用，但长期以来饱受国家垄断和公用事业建设滞后的批评。因此，如何使与民生直接相关的电力市场可持续发展，是近20年困扰世界各国的重大课题。在经济发展初期，各国政府基于电力技术、经济特性等因素，对电力工业多采用垂直一体化的垄断经营模式。但自20世纪70年代以来，传统的电力工业垄断经营模式在资源配置、开发成本和价格与效率、主体单一化等方面逐渐暴露出问题，由此出现电力工业向市场化改革方向转变的现象。近期趋势显示，电力期货市场建设在全球范围内方兴未艾。

中国在2002年全面启动电力市场化改革，逐步建立电力市场运行规则和政府监管体系。截至2014年，以深圳输配电价改革为试点，电力市场化改革正在被积极推进。然而，与电力市场改革的热闹场景相比，我国学术界主要围绕电力工业的整体构架进行讨论，对电力市场化发展阶段和方向的理论研究却略显冷清。就本文主题而言，我国学者对电力期货的研究多集中于期货市场功能及其可行性、期货合约设计等方面，而少有对电力期货市场形成和发展的基本规律进行宏观论证。目前，国外学者研究焦点主要集中在三个方面：一是总结国际上失败的案例教训，包括美国加州电力改革失败及其原因；二是研究发展较为成功的期货市场，如介绍欧洲电力期货市场及其交易所的形成与发展；三是采用数理模型研究电力期货的价格确定、套期保值、风险溢价等。

与先前对澳大利亚电力市场的研究不同，本文更加专注于澳大利亚电力期货市场的发展过程。澳大利亚从1991年开始进行电力改革，在联邦政府和各州均支持的背景下仅花10余年时间就初现成果，其快速和先试点再推广的模式对我国有借鉴意义。基于此，本文系统地梳理了澳大利亚电力市场化改革的过程及各阶段出现的问题，以期为我国正在进行中的电力市场化改革提供参考。

一、电力市场化改革：转换经营模式

在20世纪90年代以前，不管是发电、输电、配电还是电力供应，澳大利亚电力市场都被一个（或者两个）政府所有的公司垂直一体化垄断经营，甚至包括成本和利润回报率在内的电价也由州政府制定。然而，这种垄断经营模式并不经济且代价高昂。从微观层面看，虽电力垄断经营模式有利于价格稳定、减少消费者因价格不稳定所带来的风险，但是这种价格稳定是以消费者对价格不知情、对价格变动难以做出正确反应为代价。更进一步看，如果不能控制各种不利因素，价格稳定还将以牺牲市场效率、价格过高、企业冗员为代价。从宏观层面看，随着苏联解体、冷战结束以及几股国际力量形成，新兴自由主义思潮逐步占据主导地位，促使政治家们力主电力市场化改革。

1991年5月，澳大利亚工业委员会发布《电量的生产和分配报告》，由此拉开了澳大利亚电力市场化改革的序幕。这一报告将垂直一体化的电力工业纵向拆分和改组为独立的发电、输电、配电和零售单位，使它们在竞争性市场之中实行自主经营，并减少对电力工业的行政干预：对发电和零售供电业务全面放开竞争，缓解电力季节性供应和电价波动性难题；在输电、配电业务实行政府管制下的垄断经营。这一改革的主要目标是提高整个电力产业的效率，并通过在电力供应方面引进竞争以及赋予顾客选择购买权，形成整个电力工业向市场化方向发展的格局。

（一）改革方案与特点

1.构造全国统一的电力市场。1991年7月，澳大利亚联邦和州总理会议共同决定在澳大利亚南部和东部逐步创建一个统一、竞争性的国家电力市场，并专门设立了临时性的政府顾问机构——国家电网管理委员会（NGMC）。该委员会负责协调国家电力市场的建立、制订国家电网规约、主导电力市场化改革。在政府主导作用下，新南威尔士、维多利亚、昆士兰、南澳等州先后进行电力工业结构重组。1993年，维多利亚电网对发电、输电、配电三个环节进行分离。1994年，以州为基础在电力批发和零售方面引入市场竞争，并于同年和1996年在维多利亚和新南威尔士先后进行批发电力市场试点。1996年，为保障国家电力市场的运行，澳大利亚成立了国家电力市场管理公司（NEMMCO），这是一家非营利性的独立的电力市场和系统运行商，它主要负责国家电力市场的运作、维护整个系统安全以及协调全国电力市场的电网规划。1997年，维多利亚电力市场和新南威尔士电力市场合并为初期阶段的国家电力市场；1998年12月，澳大利亚国家电力市场开始运作，并由国家电力市场管理公司负责运营。

2.塑造多元化的市场主体。通过电力市场化改革重塑电力市场主体，是电力市场得以有效运行的前提和基础。澳大利亚在原有垂直一体化电力公司的基础上通过重组、拆分电力公司，以及放开准入限制等方式塑造多元化的市场主体。目前，澳大利亚电力市场的成员主要包括国家电力市场管理公司、发电公司、输配电网公司、售电公司、用户等。

3.确立价格形成的新机制。澳大利亚电力市场化改革以后，电价从原来的以政府管制定价为主逐步过渡到以市场定价为主。在发电领域，发电价格由发电商在电力库中通过集中竞价形成。在输配领域，输配电价采取收入上限管制方式。政府监管机构根据资产类型、输配电运营成本等因素综合确定输配电企业的最大利润，输配电网企业在此上限内确定最终的输配电价格。在零售领域，根据2006年2月10日政府委员会（cOAG）宣布的协议，澳大利亚在竞争充分的州逐步取消能源零售价格的所有管制形式。由此，零售商的零售价格开始由市场竞争决定。

（二）改革成效

1.改进政府福利水平。在电力市场化改革过程中，政府通过出售国有电力资产有效地降低债务水平，增加预算盈余，从而保障政府在教育、卫生保健、法律和秩序等方面的支出增加，这在很大程度上是一种公共资源的重新分配。正如Abbou指出，也许澳大利亚电力市场化改革进程中最大的受益者是政府本身。

2.显著提升电力工业的效率。澳大利亚电力市场化改革以后，资本利用率显著增加、员工人数大幅减少。在电力工业规模不断扩大的情况下，澳大利亚电力工业从业人员减少过半。据澳大利亚生产力委员会测算，1993年至今，澳大利亚电力行业劳动生产率提高了10.7%。

3.电价大幅下降。根据国家电力市场管理公司的数据，在澳大利亚尚未开始进行电力体制市场化改革前，1986年的电价水平为工业用电10.4澳分/千瓦时；商业用电17.1澳分/千瓦时；居民用电12.3澳分/千瓦时。在进行电力体制市场化改革后，1998年工业用电、商业用电、民用用电水平分别为7.4澳分/千瓦时、7.8澳分/千瓦时、11.2澳分/千瓦时，尤其大宗用户的电价下降幅度更大。

4.提升透明度和满意度。根据澳大利亚能源供应协会（ESAA）的发言，电力体制市场化改革增加了电力市场的透明度。究其原因，《国家电力法规》对市场运营规则进行了统一、明确的规定，无论对发、输电公司还是对用户都是透明的，这改变了过去对投资者和大多数电力用户的“黑箱操作”状况，电力市场真正实现了公平、公正、公开。同时，澳大利亚制造业商会的调查表明，超过50%的被访者认为电力公司的服务有所改善。

二、电力现货市场：市场化困境

与电力市场化改革相适应，澳大利亚形成了两类电力现货市场：一是电力批发市场；二是电力零售市场。尽管电力现货市场与垄断市场相比，市场的透明、参与、竞争程度都显著提高，但电力现货市场的致命缺陷是出现趋利避害的电价波动，尤其是在用电高峰和低估期间出现电价剧烈波动。这种波动使发电商、零售商、消费者等对电力市场的潜在风险难以评估，从而最终影响电力市场的稳定供应和有效需求。

（一）结构与运行

澳大利亚电力批发市场主要以电力库的方式进行运作。参与市场交易的发电商通过电力库出售电力，而零售商以及其他市场需求者从电力库中买进电力。发电商和购电方按照现货价格结算它们在现货市场出售和采购的电力。具体操作方法是：发电商每隔5分钟向国家电力市场管理公司所属的交易平台报价；国家电力市场管理公司根据成本最低并且满足特定负荷的原则从全部报价中选出最优的发电机组，依照每5分钟调度间隔计算一次电价。30分钟之内共6次调度价的平均值决定这个交易时段的现货价格。

澳大利亚零售市场操作办法是，售电公司将从国家电力市场的电力批发市场上购买的电力供给终端消费者。自1998年电力零售改革以来，澳大利亚电力市场的管辖区逐步引入零售竞争，起初只是一些大用户有机会选择供应商，后来也对一些小型用户开放。目前，澳大利亚有超过50家的电力零售商，其中OriginEnergy、AGL、TRU Energy等大型零售商占有超过50%的市场份额，尽管大型零售商在市场中占有过半的份额，但大量中小型零售商的激烈竞争，使得大型零售商无法操纵市场。

（二）问题与成因

现有研究表明，电力行业若发展成一个竞争性较强的现货市场，则电力价格会显著降低，但电价波动性也会增加。澳大利亚进行电力体制市场化改革以后，批发电价和零售电价均已放开，电力价格主要通过市场竞争方式确定，由此导致电价不可避免地随供需变化而出现波动。例如，一日内负荷处于高峰时的实时电价与负荷处于低谷时的实时电价可以相差几倍甚至数十倍，有时甚至低谷电价可以为零或负值，而不同天、不同月份的电价则相差更大。澳大利亚国家电力市场维多利亚州2006年1月-2007年3月的电力现货价格从最低的-$100/MWh到最高的$10000/MWh，相差100倍。不仅如此，由于国家电力市场包括不同的地区，并且最高的竞标价要和各地区规定的每30分钟的出清价相吻合，因此各地区供需平衡的不同导致现货价格也各有差异。一般来看，电价波动主要由以下两方面的原因造成：

1.从电力需求看，用户的电力需求随着季节、每天不同时段的变化而不同。2006年12月-2007年2月的夏季，因为空调的使用增多，导致价格尖峰出现的频率很高。而2006年5月-2006年7月为比较冷的冬季，由于小型取暖器的使用，价格尖峰时刻也比较多，在用电高峰时段价格会快速上涨，在低谷时间段则价格很低。

2.从电力供应看，电力系统运行状况对电力现货价格和电力的实时价格会产生较大影响，如发电厂商发电机组设备发生故障、电网等电力供应系统出现阻塞等。同时，由于发电厂从建设到投资一般都耗时几年以上，一旦用电需求增速超过发电能力的增速将导致电力供不应求。倘若发生“电荒”的局面，电力需求的刚性将导致电力的价格保持在高位水平。

电力现货市场的价格剧烈波动，将使电力市场的参与者面临巨大的价格风险。而电力是一种不可储存的商品，这意味着在供需方面的价格波动不能通过存货改变，由此导致电力现货市场主体缺乏稳定的预期。电力零售商面临的风险是，在电力现货价格较高时用户需求量很大；发电商面临的风险是，当预期或不可预期断电时，他们将无法如约履行供应。同时，电价的剧烈波动，还不利于引导电力投资，因为电力投资的设施、设备具有很强的专用性，一旦投入就很难退出，由此形成较大沉没成本。此外，电力投资额度一般较大并且建设、投资回报周期长，加之电价波动剧烈，投资者没有稳定的投资预期，这会形成电力投资时热时冷的情况，进而影响电力的稳定生产和供应。澳大利亚曾经出现的“缺电-上项目-过剩-减少投资-又缺电”的恶性循环便是例证。由此可以看出，现货市场存在固有缺陷，如果不能引入新的竞争和管理机制，电力体制市场化改革可能是喜忧参半。

三、电力远期合约：解决现货市场问题

由于电力的不可储存性与电价的剧烈波动性，使得澳大利亚电力现货市场的参与者面临巨大的风险，因此，澳大利亚尝试在电力交易中引入电力远期合约，以克服电力现货市场实时电价的剧烈波动。

（一）运行原理

澳大利亚的电力远期合约通常采用的是电力差价合同，包括单向与双向两种类型。单向的差价合同具体可分为两种形式：一种是当交货时的市场价格高于协议的价格时，购买方会以市场价交易价为准，但发电商必须把差价支付给买方；如果市场价低于协议的价格，买方以市场价买入且不需支付差价。另一种是当交货时的市场价格低于协议价时，发电商仍以市场价结算，此时买方需要支付差价给发电商，而当市场价高于协议价时，发电商以市场价卖出且不需支付差价。由此可见，第一种单向差价使购电方实现套期保值，规避了涨价风险；第二种单向差价使发电商实现套期保值，规避了跌价风险。在双向差价合同中，同样可以实现双方的套期保值。当交货时的市场价格高于协议价时，买方仍以市场价结算，但发电商需要支付差价；当交货时的市场价格低于协议价时，发电商仍以市场价结算，但此时购电方需要支付差价。

（二）功能

澳大利亚电力远期合约在国家电力市场的参与者中扮演了一个重要的角色。引入电力远期合约以后，发电商和零售商的信息交流更充分，这在某种程度上活跃了国家电力市场。通过远期合约，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，并削弱了发电商的市场操控力。其原因是，远期合约使电力被“虚拟”地储存，这种通过预先确定的合同使购电方和发电方在未来供应和需求上获得双向保障。因此，远期合约降低了发电商在当前市场的份额，减弱了他对当前市场电价的兴趣。

（三）问题分析

远期合约是场外交易，如同即期交易一样，交易双方都存在风险。澳大利亚采用的远期合约虽然形式简单、容易理解，但不利于全面考虑各交易方所面临的不确定性，并直接影响市场参与者的利益。比如，具体的供电时间和违约时的惩罚细则、分摊到实际供电小时的原则和方法等。归纳起来，远期合约主要有以下问题：

1.合约非标准化导致流动性弱。澳大利亚远期合约多数是在交易所外由供需双方直接制订的，即使在交易所内形成，交易所的作用只是提供交易场所和合同格式等。在此情况下，电力商品的品质、数量、交货日期和价格均由双方商定，远期合约不具有标准化特征。由于远期合约的制订会因人、因时、因地而异，同一商品的各个合同存在重大差别，难以规范统一，这使得它的转让只能经过合同当事人达成协议，实现修改、补充和废止，这些都削弱了远期合约的流动性。

2.合同履行状况差。澳大利亚的电力远期合约和其他国家一样，也是采取在未来某个时期内按约定价格进行实物交割。远期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，合约价值逐渐偏向一方，受到损失的一方在合约结束时会发生违约的可能。同时，未来发生的事项具有很大的不确定性，比如购电的企业可能在日常经营方面会出现问题，导致企业的资产出现难关，到期可能不会履行远期合约。出现此类问题的根本原因在于，远期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。

3.签订合约交易成本大。除了交易双方面临的违约风险大以外，签订远期合约花费的交易成本也比较大。与证券交易所内交易相比，场外的远期合约交易对信息的获取不如场内交易容易，而且由于合同条款缺乏规范与标准，双方也需要花费大量时间谈判和调查各自背景。

四、电力期货市场：突破远期合约

为克服电力远期合约存在的问题，澳大利亚引入新的电力金融衍生工具——电力期货。电力期货是电力期货合约的简称，是由期货交易所统一制定，规定在将来某一特定的时间和地点交割一定数量标的物的标准化合约。2002年9月，澳大利亚悉尼期货交易所（SFE）和新西兰输电公司下属的D-cypha公司开始在悉尼期货交易所联合推出澳大利亚电力期货。同年10月，澳大利亚证券交易所（ASX）也推出电力期货。由此形成两家交易所长期竞争的局面。但SFE在这一品种的交易中明显占据优势，其交易量比ASX活跃很多。2006年，ASX收购了悉尼期货交易所。收购后，各自的电力期货可以同时在两个交易所进行交易。

（一）引入原因

澳大利亚引入电力期货的最初动机是渴望有一个透明的市场，以此来实现电力的套期保值，并通过电力期货市场转移价格风险，但其根本原因是电力的不可储存性，以及由此带来的电价的剧烈波动性。虽然澳大利亚在初期引入了电力远期合约，但随着其暴露的弊端日益增多，电力期货设计者试图利用期货合约的规范性和标准化特点克服远期合约的这些缺陷，从而实现电价的稳定。

（二）市场特点

1.交易量总体呈上升趋势。根据澳大利亚D-cypha Trade公布的电力金融衍生品（主要是电力期货和期权）的交易额表明，澳大利亚电力期货交易数量总体上呈上升趋势。2008-2010年每年的交易额都在增长，其中2009-2010年的交易额增长了45%；2010-2013年每年仅有小幅下降。从澳大利亚证券交易所官方提供的数据来看，2011-2012年，澳大利亚国家电力市场的交易电量约为1830亿千瓦时，期货期权的交易额约为68亿澳元。最新资料显示，目前澳大利亚的期货市场涵盖了维多利亚、新南威尔士、昆士兰和南澳大利亚，交易电量规模约为现货市场的两倍。

2.市场流动性良好。期货市场的流动性，是指市场参与者以合理价格迅速进行一定数量的期货合约交易的能力。电力期货市场的流动性最主要体现在限价订单簿上，也即等待被执行的限价指令的集合。已有研究表明，限价订单簿中不同限价订单的价格和数量显示出市场参与者各自掌握的信息有所差别，从而反映出市场流动性的强弱状况。限价订单簿通常由以下三个指标来衡量：一是成交速度，即买方和卖方的指令能否及时交易及交易达成的及时性；二是成交成本，即在达成成交时实现成本最小化；三是成交数量，即达成交易的数量是否形成一定规模并且能否依合理价格执行。

通过观察ASX提供的有关市场流转额的数据，以及有关限价指令平台公布的信息，笔者发现，在引入电力期货后国家电力市场的流动性比以前更优。图1是2003-2013年ASX统计的电力期货合约年度流转额，2006-2007年的流转额和参与度增长较快，2010-2011年甚至超过之前的3倍。其中，很大原因在于电力期货合约可以在州与州、国与国之间交易，包括银行和贸易公司，而不仅仅是区域间的交易。

3.交易模式以金融交割以主、实物交割为辅。图2是澳大利亚国家电力市场电力期货交割方式的占比，纯粹的实物交割期货合约只占3%，其余的都是金融交易合约或者两者混合的合约。自此，电力期货在一定程度上弥合了单一电力现货市场的不足，形成了电力期货市场与电力现货市场相互配合，共同推动电力交易有效、有序开展的格局。这也预示着未来的电力市场化方向将朝着以电力期货市场交易为主、现货市场交易为辅的新兴运营模式推进。

（三）成效分析

1.削弱了现货市场主体的市场操纵力。在电力库模式下，现货市场中的发电商对整个电力市场的交易有较大的控制力，甚至能够操纵电价。在采用电力期货交易模式后市场参与者更加多元和分散，电力市场参与者可以自由买卖合约，系统调度中心只在到期才实现交易。按照买卖双方在期货合约中约定的交割方式进行到期交易，发电商的市场操纵力得到有效抑制。此外，电力期货引入后，也在一定程度上限制了国家电力市场中澳大利亚能源市场运营机构（AEMO）和国家电力市场管理公司（NEMMCO）的市场操纵力。在电力库模式下，这两个主体需要在考虑整个电力运行系统条件的基础上进行电力交易计划的统筹。而在电力期货交易中，他们不能直接干预期货交易，只是在当前期货与现货配合的市场安排实物交割方案，由此降低了这两个主体操纵市场的机会。

2.市场信息更透明，交易流动性更好。澳大利亚的电力期货合约成效必须有一个前提，即国家电力市场是一个具有充足流动性的金融市场。在这个条件下，所有参与者根据市场规则，通过公开、公平、公正、集中竞价的方式进行期货合约的买卖，这有助于形成一个真实而权威的价格，使得市场信息充分、透明度提高，为套期保值者提供了规避、转移价格波动风险的机会。澳大利亚电力期货市场的透明度表现如下：一是受监督的市场运营商可以通过电力市场真实的投标价和招标价的一致性，进行独立的每日期货合约价格重估；二是通过T.Reuters、Bloomberg等实现电力现货和期货价格的实时透明，这类数据库可以公告证券市场的即时信息，从而满足交易双方的信息需求；三是通过ASX期货清算公司实现第三方的确认。

3.电力现货市场价格剧烈波动被抑制。如图3所示，引入电力期货后，澳大利亚电价逐步趋于平稳，主体更加多元，交易信息更加充分、公开和透明，流动l生更强，为市场参与者提供更多的选择机会。更为重要的是，引入电力期货以后，电力市场参与者可以按自己满意的价格自主选择购买期货合约，还可以根据国家电力市场系统中的期货合约交易量对未来的电力负荷状况有相对准确的预期，他们会做出相对理性的选择，由此减少了电价的波动性。

4.交易控制加强，减少违约。在电力期货市场中，电力期货的流通与其交易方式密切关联。电力期货交易由委托经纪人（交易所的清算机构）在期货交易所内进行结算。通过在澳大利亚证券交易所期货结算中心，任何一个买者或卖者的相对方对每笔交易负成交之责。期货交易所还采用保证金制度，违约者承担责任的方式就是损失保证金和信用。由此可见，保证金制度是实行每日结算的基础，交易所根据账户内持仓合约数量及期货合约的结算价计算该会员应缴纳的保证金，从而有效地防止交易者的违约行为。

五、结论与启示

澳大利亚从打破电力国家垄断到市场开放开始，经历了以批发和零售市场为主要内容的现货市场，再到远期合约市场，最终发展到广泛参与、高度透明、具有套期保值功能的期货市场。这一市场化进程揭示出电力市场化改革并非一蹴而就，也非单一的政策可以实现，需要从参与主体、运营模式、运营机构和相关监管、合同制度多角度相互保障。从中国当前来看，中国的电力市场化改革若真正开展，首先需突破三个障碍：一是从垄断经营到市场开放；二是电力现货市场是否建设以及如何建设；三是电力期货市场如何开展等一系列问题。然而，中国目前的电力市场化程度还不高，电力期货市场的最终形成需要一定的时间。令人可喜的是，目前的发电市场的参与程度较高，售电市场开放也被提上日程。

从全球来看，美国、澳大利亚、日本及欧洲的主要经济强国已将电力市场化和期货市场作为未来的发展目标。笔者相信，在未来一段时间内，中国的电力期货市场也将如火如荼。因此，本文的研究在电力市场化改革的框架理念，以及在认识电力市场化改革的短期风险和长期收益上，均可以作为中国电力市场化改革进程的参考。具体表现为：

1.电力市场化改革有助于改进和提升电力工业绩效。长期以来，电力工业实行垄断经营模式，这种模式在经济发展初期适合电力工业的发展，但随着技术进步和市场需求的多样化，这种模式已经制约了电力工业的发展，更不利于消费者福祉的改善。基于此，澳大利亚等国家进行电力市场化改革，通过竞争机制的作用发挥电力各方参与者的积极性，最大限度地提高电力工业的效率，增进社会福祉。目前我国正处于电力市场化改革的十字路口，有必要坚定电力市场化改革的信心，学习澳大利亚的成功经验，积极推进市场化改革。

2.高度关注电力现货市场存在的问题。从澳大利亚电力市场化改革的情况来看，电力现货市场与电力市场化改革相伴随，但由于电力的不可存储性等，现货市场会导致电价的剧烈波动，使市场参与者面临巨大的风险。若类似问题不能得到有效解决，将直接影响电力交易的正常进行，最终减弱电力市场化改革的成效。由此，我国在进行电力市场化改革过程中应充分分析和预测在电力市场化改革过程中和现货市场上可能出现的问题。

3.构建和发挥电力期货市场的作用。澳大利亚电力市场建设实践表明，电力市场化改革、现货市场、远期合约、期货市场四者之间存在着层层递进的逻辑演绎关系。电力市场化改革催生电力现货市场，现货市场问题通过远期合约解决，远期合约问题通过期货市场解决。因此，我国在电力市场化改革初期可以提前筹划期货市场建设，统筹推进电力市场化改革、现货市场与期货市场建设方案，实现电力市场协调发展。