與其他大宗商品的批發市場類似，在電力批發市場中，參與者頻繁購買電力，經轉售後輸送到終端使用者。 電力批發市場的參與者不一定擁有發電資源，也不一定直接將電力提供給終端使用者。

電力轉售市場的三大參與者包括：

• 電力公用事業公司
• 獨立電力生產商
• 電力行銷商

除了直接在現貨市場買賣外，業者還可以透過協商約定、使用經紀平台或者通过期貨交易所进行交易。這些交易可以是类似期貨的標準化合約，也可以是自訂合約，例如稱為結構型交易的複雜合約。介於電力批發市場和終端客戶之間的是負載服務公司（LSE）。它既可以在批發市場購買電力，也可以擁有自己的發電資源。

假設現在是3月，一家核能發電廠的經濟師對5月份PJM區域高峰時段電力現貨價格的短期前景看好。 核電廠的營運成本為每兆瓦時（MWh）20美元。

發電廠的目標：

• 利潤最大化
• 消除價格下行風險，保障能以每兆瓦時20美元營運

經濟師如何在利用短期價格上漲潛力的同時，保護發電廠免受價格下行風險，从而確保有足夠資金維持營運？

經濟師有兩個選擇：

1. 協商達成私下交易（成本高且耗時）
2. 使用期貨期權進行對沖（靈活度高且成本低）

假設PJM西部樞紐（PJM Western Hub ）的5月份平均遠期價格為每兆瓦時35美元左右。考慮到該核能發電廠的容量為1000 兆瓦時，且高峰時段的利用率為80%，那么它在5月高峰時段中每小時需要售出約800 兆瓦時的發電量。

若要對冲800 兆瓦時的發電量，需要多少份合約？

芝商所PJM西部樞紐即時高峰日曆月50 兆瓦時期權合約（代碼：PMA）

800 兆瓦時/50 兆瓦時=16份合約（每天）

16份合約*20天=共320份合約

這家發電廠管理持倉的最直接方式是在現貨市場出售他們的發電量，同時買入行權價為21美元的5月份PMA價外賣權（認沽/看跌期權）。

策略：

• 在現貨實物市場出售發電量
• 以每兆瓦時21美元的行權價做多所有5月份高峰時段價外看跌期權

假設目前PJM西部樞紐5月份的平均遠期價格約為35美元/兆瓦時，價外賣權的行權費可能只需0.3美元/兆瓦時。

假設現在是1月份，一家公用事業公司簽訂合約向PJM西部樞紐地區的客戶在6月所有高峰時段供電100 兆瓦時。

它如何對沖6月份的價格風險？可透過三種方式：

• PJM現貨市場
• 雙邊自訂交易
• 交易所交易期貨

該公用事業公司可以等到6月份在日前或即時的現貨市場（由獨立系統營運商，簡稱ISO，進行營運和清算）購買電力。如此，它將面對1月到6月之間的價格風險。

它也能與批發市場中的其他公司協商簽訂雙邊協議。然而，執行自訂交易很耗費時間，還得評估對手方風險。取決於協商的結果，它獲得的價格未必十分有競爭力，因為並非市場價格。

該公用事業公司決定利用期貨交易所提供的標準化電力期貨來對冲價格風險，因為這樣的期貨合約具有足夠的流動性來滿足需求，同時也能消除對手方風險。

它運用芝商所提供的PJM西部樞紐高峰日曆月份即時LMP期貨合約（L1）對冲風險。

假設6月份有20個高峰日，而期貨合約（L1）的規模為80 兆瓦時。基于对所有峰時100兆瓦的供电要求，它需供电100兆瓦*16高峰時段*20天=32,000兆瓦時。為了對沖價格風險，它以每兆瓦時30美元的價格購買了400份6月份的L1期貨合約。 

到了6月份，這家公用事業公司將從即時現貨市場購買電力，滿足客戶在高峰時段每小時100兆瓦的用電需求。 

6月底，假設PJM西部樞紐的所有高峰時段平均價格是40美元/兆瓦時。由於買入了400份6月的L1期貨合約，來自期貨持倉的利潤將抵銷在現貨市場購買電力的成本。

最終，即使現貨市場價格是40美元/兆瓦時，它只需支付30美元/兆瓦時來為其客戶提供服務。透過使用電力期貨對沖價格風險，該公司節省了10美元/兆瓦時，總共320,000美元。