最近，有关加快电力市场推进的文件频频出台，市场改革进入全新阶段。随着省级现货市场试点快速铺开并逐渐走上正轨，省间电力交易仍以计划性的长协为主，价格形成机制不够健全，送受端经济责任未能厘清，以市场优化配置资源的效应尚未充分发挥，省间电力交易市场建设亟待进一步完善。本文详细介绍了国外典型电力市场中跨市场交易机制的经验，并重点分析了跨市场交易中市场主体的权责衔接和经济责任的合理划分，以期为完善我国省间电力市场的规则机制、理顺市场交易中的经济责任承担等核心问题提供参考。
（来源：电联新媒 作者：柴玮）
2015年3月，党中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号文），明确提出包括“鼓励具备条件的区域在政府指导下建立规范的跨省跨区电力市场交易机制，促使电力富余地区更好地向缺电地区输送电力，充分发挥市场配置资源、调剂余缺的作用”在内的重大电力体制机制市场化改革措施。当前，我国以省为实体的电力现货市场建设进展迅速，截止目前，已有22个省（市、自治区）处于模拟试运行、结算试运行或连续结算试运行状态，其中6个已进入长周期连续试运行。与此呈鲜明对比的是，跨省跨区电力交易整体上还是以优先计划为主，作为省（区域市场）的出清边界，价格形成机制与送、受端电力现货市场经济责任的动态衔接还没有落实，各方对跨市场交易（也可称为“市场间交易”）的定位、操作方式、责任承担还没有完全形成共识。从电网物理输送角度看，跨省跨区电力交易是跨电网交易；从现货市场体系角度看，跨省跨区电力交易是跨市场交易。在欧美以区域市场为主的市场体系中，也存在与我国跨省跨区交易相类似的市场间交易，虽然我国选择了“渐进式”电力市场机制建设路径，与欧美“休克式”电力市场建设路径差异巨大，但是我国跨省跨区电力交易与欧美市场间交易并没有本质区别，欧美的机制设计经验对我国有很强的参考价值。国外主要电力市场中，市场间交易的组织方式和交易机制完全能够为我国未来跨省跨区电力交易市场化交易机制提供借鉴。
国外主要电力市场中跨市场交易机制
随着可再生能源占比的提高，各国电力市场逐渐通过更多跨市场、跨电网的电力交易，来实现电力资源更大范围的优化配置，以增加可再生能源的消纳、提高电力系统的运行效率和降低全社会用电成本。2022年，欧洲输电系统运营商网络（ENTSO）运营区域内发电量合计2.7万亿千瓦时，电量交换达到0.45万亿千瓦时，约占全部发电量的16%。在北美地区，以PJM为例，2022年其与周边NYISO、MISO等市场的净电量交换达到318亿千瓦时，其中受电量是155亿千瓦时，外送电量是474亿千瓦时，大约占区域内全部用电量的5%。
美国跨市场交易
1996年，联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）颁布第888号法令，要求RTO/ISO必须独立于每一个电力市场参与者，为所有合格的用户提供开放的、非歧视的输电服务，奠定了建立电力市场的基础，逐渐形成加州、中西部、新英格兰、纽约、西北、PJM、东南、西南、SPP、德州10个区域电力市场。2002年，美国进一步提出分离输电业务、配电业务和发电业务，推出标准化交易模式（Standard Market Design，SMD），统一了市场组织模式（日前市场和实时市场）和批发侧电价形成方式（采用节点电价法）。
图1 PJM与其他市场控制区的电量交换的主要关口（来源：PJM）
以PJM为例，如图1，PJM与MISO，通过ALTE、ALTW等10个关口；PJM与NYISO通过HUDS、LIND、NEPT、NYIS4个关口进行电量交换。PJM，与MISO、NYISO一样，都采用了全电量统一优化出清的模式。对于PJM来说，不管是电力外送还是受入，都会对市场内部的电力潮流分布产生影响，电力外送相当于全电量负荷的一部分，电力外受相当于全电量供给的一部分（电源），进而在统一优化出清的过程中影响到部分或全部节点的出清价格。因此，不同区域的电量交换，影响了市场内的供需，事实上参与了PJM的定价，就需要以市场间交易的方式进行安排和结算。换句话说，在PJM市场的运行中，必须考虑内部电力市场运行与电力外送或者是受入电力的衔接问题。这个衔接主要表现在以下几个方面：
一是对于市场成员权责的衔接。比如在PJM市场规则中，专门针对在PJM市场内购电、且服务于PJM区域外用户（相当于我国送端省外送电），或是区域外的发电资源，从区域外向PJM送电的外部发电资源（近似相当于我国特高压直流的配套电源）的相关的权利和义务进行了规定。也就是说，无论是向PJM市场外的用户送电交易、还是由PJM外部电源向PJM送电交易，都需要在PJM市场中注册成为市场成员，并且与其他市场成员一样参与PJM现货市场的出清。
二是经济关系的衔接。在中长期交易阶段，北美地区市场间交易一般都是在市场成员之间以双边协议方式开展（相当于我国的“点对点”交易方式，但结算参考点不是与我国一样设置在送端换流站或者送端省网与联络线关口，而是双方协商约定在任意一点），当然也有少数两地州政府间签订长期送电协议（相当于我国的政府间协议），北美政府间长期送电协议一般不计经济代价，盈亏由双方或一方政府财政资金承担。到了现货运行阶段，外来电（交易商）作为市场中的电源、而外送电（交易商）作为市场中的负荷参与出清，由相应的市场成员承担经济责任。近些年，随着北美地区逐渐开展了协调交易机制（Coordinated Transaction Scheduling，CTS）,它更加接近实时调度，在两个市场ISO的帮助下，市场参与者可以通过两个市场的关口价格差来决定是否达成交易，因此更加确保了交易符合电力潮流经济输送（必须从现货价格低的市场向现货价格高的市场送电）这一目的的实现。由于CTS机制是基于对关口节点电价预测准确性基础上进行的，而价格预测很难做到准确，交易商还要为此承担很大风险，所以CTS的交易量十分有限。
三是运行方式的衔接。市场间交易（跨市场交易）涉及到两个市场运营机构运行调度，相比区域内发电资源或用户，需要一些特殊的安排。比如，对于PJM控制区之外的外部发电资源，通过参与PJM容量市场拍卖并中标，从而获得容量电费等收入，那么就意味着其在PJM市场内有容量承诺义务，则根据规则要求必须要在PJM的日前市场中作为发电资源进行报价并参与出清，其报价通过市场关口系统提交（不论中长期合同约定的参考结算点在哪里），而其发电计划则通过Exschedule系统提交。当然这个过程是存在风险的，因为市场最后的出清结果并不一定与中长期合同约定的相同，而发电计划实际被执行多少取决于市场关口系统提交报价的被出清量。相比区域内的发电资源，PJM对于外部发电资源在申报信息方面要求也不同。在可靠性评估和机组调度要求方面，如果外部发电资源进入到机组组合（RAC），那么就必须要提交NERC电子标签，包含有每个小时提供的电量信息。而对于向PJM区域外送电的市场成员，则需要提前通过OASIS向PJM提出跨境输电服务要求，经过PJM评估通过后才能获得相应输电服务。
输电运营商的收入受到严格监管，除了包括共用网络输电费、跨市场固定点对点输电服务费和非固定点对点输电服务费，以及还包括了黑启动等费用，除此之外，PJM运营成本以及相关监管成本也随输电费用按电量从用户侧收取。
欧洲跨境交易
欧洲市场模式与北美地区完全不同，并不是市场运营机构统一根据市场主体意愿（报价）安排全部发电计划，而是分散调度决策的市场，大部分市场都采用了自调度模式。在电力市场双边交易阶段，每个平衡责任体（任意交易的买卖双方）都要为自己的平衡承担（实物）责任，直到进入平衡阶段，TSO是平衡责任的承担方。这样的市场模式下，跨市场（跨电网或电网阻塞区）电力交易安排省去了集中式市场中需要分别以交易商形式在送、受两端市场中进行优化出清（送端购买、受端出售）的过程，但也通过平衡阶段的集中交易充分显示了电力需要实时集中优化平衡的特点，目前已有25个国家通过耦合形成了单一日前和日内市场（尽管耦合关系不是非常稳定），这些耦合市场的用电量已占到欧洲总用电量的85％。随着欧洲输电系统运营商网络（ENTSO）运行下的市场耦合机制的发展，市场间电力交易也愈加活跃。欧洲跨境输电线路有的是由两端电力市场的输电运营商（TSO）共同出资建设运营，也有其他市场主体出资建设，其收入主要来源于两端市场的电价差、输电权拍卖收入以及为两端市场提供平衡服务的收入。
欧洲跨境联络线交易一般覆盖了远期、日前、日内和平衡机制四个时间维度。远期交易可以是实物交易，即必须实际物理执行或进入平衡市场的实物头寸，也可以是金融交易，以日前市场价格进行结算。关于输电通道容量，既可以通过远期拍卖方式来确定，也可以通过物理指定（通过单一耦合市场提交），或者是更普遍的方式-通过日前拍卖财务结算后释放的输电权。在单一耦合的市场中，跨境交易联络线包含线损因子，由于TSO在发现有高价区向低价区送电时，会释放反向输电权的机制设计，最终跨境交易电力潮流并不会与远期交易的送电方向完全相同（无论实物交易还是金融交易），反而主要受两端市场日前或日内电价差的影响形成最终的经济潮流，比如，A端和B端两个市场，如果B比A市场价格高，那么实际运行过程中将会有更多电力从A到B，以提高A市场的出清价格。相反，在很多情况下如果B和A市场的价差等于网损价格，那么输电线路所有者将不会从中获得收入。也就是说，只要输电线路两端的市场存在价格差，输电线路所有者的就可以价格较低的市场中买入并且在B市场卖出，以获得收入。
国外跨市场交易经验总结
虽然北美和欧洲电力市场由于市场模式的差异，跨市场交易组织也有很大的差异，但是一方面，都保证了电力潮流从低价区向高价区送电，另一方面，都采用了电力市场普适性的规则，可以总结为以下三个方面。
一是跨市场交易最重要的就是需要落实交易双方的经济责任。潮流的物理输送服从于电网的运行规律，这是国内外都必须遵守的电网运行基础，尽管国外的调度不分级，但是两个市场的调度机构也必须合作，使送电满足一切物理规律。之所以国外能够实现潮流的经济输送，关键是让涉及的各方主体自己承担相应的经济责任。例如在PJM市场中，如果要通过联络线向PJM区域外送电的市场主体，必须要在PJM市场内作为负荷参与出清，承担作为负荷的经济责任。同样，如果是PJM区域外的发电资源要向PJM送电，必须参与PJM的现货市场，还可以参与容量市场，中标后作为有容量义务的发电资源参与PJM市场。同样在欧洲市场中，无论是有联络线所有者组织送电还是其他市场成员进行的跨境电力交易，其收益都将来源于在送端市场买入价格与受端市场卖出价格之差（必须为正值），同时要考虑线损价格。
二是通过输电权方式对输电容量进行分配。跨市场交易，从本质上说，是两个不同调度关系的市场主体之间进行的交易。既然是隶属于不同调度关系，就需要调度之间进行协调。由于电力系统实时平衡的固有特性，需要两个调度机构通过某种方式，将输电通道上的容量进行分配，并且通过这种分配方式，将不同交易方式下所提交的跨市场送电需求，排列出优先级，变成可执行的调度计划。出于上述目的，国外跨市场交易普遍采取了输电权的方式来分配输电容量。当然输电权获得方式可以有多种。比如PJM中就有固定点对点输电服务和非固定点对点输电服务，从输电通道安排优先级来说，固定点对点输电服务比非固定点对点输电服务有优先级。
三是在实时阶段相对集中的优化增加了跨市场交易的灵活性。跨市场电力交易在接近实时阶段的优化都需要相对集中的进行。在北美地区近些年开展的CTS，就是接近实时运行的，是由两端市场ISO共同的出清系统进行优化，相较于此前两个市场衔接方式，给了市场主体更接近实时的调整手段。在欧洲，单一耦合市场中，日前和日内市场的出清也都采用了输电权隐性拍卖的方式，同时TSO在发现高价区向低价区送电的时候，立即开始反向释放输电权，而不会为了保证通道利用率，继续执行原有送电方向，目的就是更加灵活的进行电力潮流的优化，出清的电量自动获得输电权。
对我国跨省跨区电力交易建立市场化交易机制的启示
从2000年，我国提出实施西电东送战略开始，跨省跨区电力交易开始快速发展。截至2022年底，全国“西电东送”工程输电能力达到3.2亿千瓦，跨省跨区电力交易量达到2.35万亿千瓦时，约占全社会用电量的34.3%。可以说，过去的二十多年，跨省跨区电力交易在保障电力供应、促进东西部地区经济社会协同发展方面发挥了重要作用。新形势下，新型电力系统调节能力最为宝贵，并不是仅仅指电源个体的调节能力最为宝贵，实际上占比越来越高的跨省跨区电力交易灵活性更加宝贵，这也是多年以来对电网灵活、精细、经济调度要求的题中应有之意。跨省跨区电力交易除了继续发挥更大范围内优化配置资源的作用，也应当成为新型电力系统灵活性的重要来源，这对建设新型电力系统也意义重大。因此，亟需建立适应我国全国统一电力市场体系的跨省区送电市场化机制（跨市场交易机制）。国外成熟电力市场中市场间交易的实践，可以为我们提供很好的经验借鉴。
一是明确跨省区送电交易中交易双方的主体责任。按照129号文件要求，落实跨省跨区交易与省内现货市场在经济责任、价格形成机制等方面的动态衔接。按照我国跨省跨区电力交易传统交割点设置习惯，送端电源在送端关口交割、受端电网在受端关口“收货”，因此，应推动全部网对网交易方式的长期跨省跨区电力交易合同明确送电方责任到送端电源，允许受端的用户侧参与跨省跨区交易，跨省跨区交易卖方成交结果作为送端关口负荷增量、买方成交结果作为受端关口电源参与省内出清结算（欧美市场间交易的通行做法）。跨省跨区电力交易合同在省间可以基本以物理执行为主，由签订合同的双方，以约定交易交割点为准，在省间按照统一的跨市场交易规则进行结算。合同执行时，合同签订双方分别以送端通道上网关口和受端通道落地关口为界，作为送端省内市场的负荷和受端省内市场的电源参与对应省内现货出清或省内中长期合同偏差结算。一旦受端电价低于送端电价，则应允许采购受端电源电力冲抵送端输电计划。如合同约定无论价格如何必须完成输电计划，则买方作为受端电源参与受端现货市场时不再报价，仅为价格接受者参与市场。
二是建立输电权确权、交易、补偿制度。考虑与现行跨省跨区电力交易机制的衔接，初期可通过支付输电费获得输电通道容量，推动输电费收取方式由一部制电量电价或两部制电价改为一部制容量电价。对于一部制容量输电价可能造成电网企业输电投资效率下降问题，可采用按核价周期根据利用小时考核合理收益的方式加以解决。对于历史上有明确配套电源、且潮流方向固定的输电通道，输电费可由配套电源支付并获得物理输电权，对于清洁能源消纳需占用配套电源已获得输电权的输电通道容量问题，以及送受端现货价格逆转后受端电源增发电量冲抵输电计划情况，可由受益的送端清洁能源和受端电源向配套电源补偿相应输电费损失。后续可探索开展金融输电权交易，锁定合同电量所需要的传输能力，对冲现货市场的阻塞风险，逐步形成更加灵活的跨省区输电通道容量分配机制。
三是将现有跨省区优先计划纳入省间中长期交易范畴管理。分类放开跨省跨区优先发电计划，推动将国家送电计划、地方政府送电协议转化为政府授权的中长期合同。如过渡期合同中明确输电计划不可调整，则在送端市场，通过送端电源“接受市场定价”来达到保障“优先出清”的目的。在受端关口，政府授权合约覆盖电量以报量不报价方式参与受端现货市场，按照政府授权合约价格进行差价结算，由受端全体工商业承担盈亏。通过此方式，可以保障在过渡期跨省区送电优先计划的执行，同时实现省内市场和跨省区送电计划有序衔接，从而保证电力市场整体运行效率。
“省（区域）电力现货市场+跨市场交易机制”是我国市场体系的整体架构，推动跨市场交易机制建设是深化我国电力现货市场机制改革的重要组成部分。但是必须看到，跨市场交易机制改革绝不是简单的电力市场化改革，跨市场交易牵一发而动全身，需要从电力规划、输电价格、系统运行机制三个方面系统推进。特别是考虑到我国负荷中心和资源禀赋分布的特点，近期“西电东送、南北互供”仍然是重要的方向，跨市场交易机制建设“急不得”的同时也“慢不得”，更关键的是“停不得、等不得”。随着风光大基地的建设，我国的远程送电通道将迎来一个“大发展、大建设”时期，投资规划需要稳定预期，而只有明确的跨市场交易机制才能科学判断投资经济性，否则将会造成规划失误，产生具有“先天性缺陷”的项目，这将成为未来发电企业生产经营最大的风险。
博学慎思，明辨笃行，犯其至难而图其至远！
