歐洲遠期跨境輸電權機制分析及其對中國的啟示

許玉婷，周前，荊朝霞，趙天輝，黃成，岑炳成，龍志豪，吳冕

（1.華南理工大學電力學院，廣州 510641；2.國網江蘇省電力有限公司電力科學研究院，南京 211103）

0 引言

建設統一電力市場能夠促進電力資源更大范圍的優化配置和消納新能源，推動新型電力系統建設。在國家發展改革委、國家能源局《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》及相關配套文件的指導下［1］，多層次統一電力市場建設已取得初步進展。2022 年1 月國家電網省間現貨電力市場啟動試運行，2022年度國家電網省間中長期電力交易電量累計達1 300 TWh，全國統一電力市場體系正加速構建中。

科學有效的輸電容量分配和交易機制是更大范圍優化電力資源配置的基礎［2］。中國目前省間輸電費采取“按通道收取”的模式，尚未形成明確的輸電權機制，輸電費和交易路徑、交易電量直接關聯，此種交易方式一方面降低了跨省跨區交易可行域，不利于電力資源更大范圍的優化配置［3］；另一方面由于跨省跨區電力市場優化需要考慮出清結果與買賣主體所在位置的關聯性，增加了跨省跨區交易出清的復雜度［4-7］。盡管中國已建立區域、省級和跨省跨區這3 個層次的輸電定價體系，但未從市場融合發展的角度建立跨省跨區輸電機制與多層次電力市場的聯系，尚未解決包括省間輸電權分配和交易機制、阻塞盈余分配方式等一系列影響市場融合的關鍵問題。

歐洲作為最早開始電力市場化改革的地區之一，其電力改革演化歷程、市場體系、能源結構調整等方面與中國有諸多相似之處：1）歐洲統一電力市場的演化經歷了從國家電力市場到區域電力市場再到跨國電力市場3 個發展階段，與中國“省級電力市場-區域電力市場-全國統一電力市場”的發展路徑相似。2）歐洲統一電力市場體系從上到下分別為：歐洲統一電力市場、區域電力市場和國家電力市場，與中國多層次電力市場體系類似。3）近年來電力系統脫碳是歐洲電力體制改革的核心目標，統一市場建設在此進程中居于中心地位［8］，與中國建設全國統一大市場以推動新型電力系統建設類似。4）歐洲交易機構與調度機構相互獨立的管理機制也與中國類似。

國內外對歐洲跨境統一市場機制的研究主要集中在市場組織架構［9-10］、市場績效評估［11-14］、電能量耦合市場的理論與模型［15-18］以及輸電容量分配機制［2，19-20］等方面。其中輸電容量分配機制是歐洲電力市場改革的基礎，輸電容量分配機制涵蓋輸電容量計算、分配方式和輸電容量價格形成等方面［2，19-22］。輸電容量計算包括基于凈輸電功率（net transfer capacity，NTC）和基于潮流（flow-based）兩種模型。輸電容量分配方式將影響其價格。分配方式有顯式拍賣和隱式拍賣，顯式拍賣即輸電容量獨立于電能量產品進行拍賣，隱式拍賣則將輸電容量耦合在電能量市場中，電能量市場出清價格包含輸電容量價值。其中遠期跨境市場一般采用輸電權顯式拍賣，而隱式拍賣主要用于日前市場耦合。

目前對于歐洲遠期跨境輸電權機制的研究多集中在分配方式和輸電容量計算框架兩個方面，文獻［2］介紹了NTC 的計算框架以及在遠期市場中的應用情況，文獻［19］對于遠期跨境輸電權的顯式拍賣進行了概要介紹，但上述文獻一方面缺乏對遠期跨境輸電權機制的產品設計和對關鍵環節的深入探討，另一方面也未考慮其對于我國輸電權市場機制的借鑒意義。

為此本文介紹了歐洲遠期跨境市場發展歷程和運營現狀，深入剖析了歐洲遠期跨境輸電權市場機制中的產品設計、交易組織流程以及關鍵環節。結合中國跨省跨區市場建設現狀，總結了歐洲跨境輸電權機制對中國的借鑒意義，為我國輸電權市場建設提供了參考。

1 歐洲遠期跨境市場

1.1 發展歷程

圖1 為歐洲統一市場的市場架構，從時間尺度上看，歐洲統一市場主要包括遠期跨境輸電權市場、日前耦合市場、日內耦合市場和輔助服務與實時平衡市場4個子市場。截至2022年底歐洲電力市場已完成22 個國家遠期跨境市場、27 個國家日前市場和日內市場的耦合運行［23］。

圖1 歐洲統一電力市場架構Fig.1 Framework of the European unified electricity market

歐洲遠期跨境市場演化歷程如圖2 所示，最初起源于2008—2010 年相繼成立的區域電力拍賣市場，在歐盟統一電力市場的政策推行下，區域市場間耦合程度逐年提升，2015年原先各自負責中西歐和中東歐的拍賣部門合并成為聯合拍賣部門（joint allocation office，JAO），2018年JAO 成為負責跨境市場的交易平臺，實現了歐洲區域電力市場的遠期跨境市場耦合。

圖2 歐洲遠期跨境市場演化歷程Fig.2 Evolution of European forward cross-border market

在歐洲包含高比例可再生能源的能源結構下，電力現貨的價格波動日漸加劇，遠期市場能夠對沖價格波動風險和阻塞風險，在幫助歐洲實現凈零目標中發揮關鍵作用［24］。歐洲遠期跨境市場是涵蓋年度到日度的輸電權拍賣市場，交易標的為邊界（border）輸電權，其中邊界指的是價區［25］間輸電聯絡線的總和，而邊界輸電權指的是保證邊界輸電計劃物理執行或獲得邊界阻塞收益的權利。歐洲遠期跨境市場自2016 年底運行至今已達7 a，截至2022年底，JAO 組織的跨境邊界輸電權拍賣已包括65個價區，且超過350個市場注冊成員參與其中。

1.2 相關組織及其功能

歐盟委員會為保障遠期市場的頂層規劃與實際運營成立了歐洲輸電運營商組織（European Network of Transmission System Operator for Electricity， ENTSO-E）和聯合拍賣部門（joint allocation office， JAO）。輸電權容量的計算和拍賣分別由ENTSO-E 和JAO 負責，與中國電力市場中調度機構和交易機構相互獨立的管理機制相似。

ENTSO-E 負責制定統一的市場規則，開發便于市場參與者共享數據的平臺，協調42 家輸電運營商（transmission system operator， TSO）開展遠期輸電容量計算，同時在現貨市場關閘后，將協同各TSO 執行發、用電實時平衡和阻塞管理。JAO 基于各TSO計算得到的遠期輸電容量組織不同類型輸電權的公開拍賣，負責市場主體交易申報及信息發布、遠期輸電權市場出清、公布拍賣結果以及發布年度市場報告等事務。

1.3 遠期輸電可用容量計算

遠期跨境輸電權市場中輸電可用容量直接決定了市場的交易規模，進而影響遠期市場對沖價格風險和優化配置輸電資源的功能。若輸電可用容量計算得過大，電力系統會承擔一定的安全風險，且TSO 需承擔額外的再調度成本，增大了全社會用電成本；若輸電可用容量計算得過小，可用輸電容量無法充分利用，遠期合約對沖現貨市場價格波動風險的功能也會相應削弱。因此，準確計算輸電可用容量對于遠期跨境市場效率有重要影響。

目前歐洲遠期市場中輸電可用容量計算采用基于NTC 的模型［26］，此方法只考慮本邊界的系統運行方式和交易計劃，不計及多個邊界交易間的相互影響。基于NTC 模型的輸電容量計算簡單易行，保證了歐洲跨境電力交易長期以來的正常運行，但其計算結果較為保守，不利于跨境市場效率的進一步提升。

為此ENTSO 計劃于2024 年底在中歐和北歐地區推行基于潮流（flow based）的遠期輸電權拍賣市場，TSO 不再提前確定拍賣容量，而是在拍賣市場出清時考慮線路傳輸容量約束，提高了交易可行域，ENTSO預計此項轉變將提高27%的社會福利。

2 遠期跨境輸電權市場機制

2.1 遠期輸電權基礎合約要素

目前歐洲統一電力市場已形成成熟的遠期輸電權的交易機制，其基礎合約要素包括產品交易周期、產品時段、產品類別3個方面，如表1所示。

表1 歐洲遠期輸電權產品合約要素Tab.1 Contractual elements of European long term transmission rights

2.1.1 交易周期

一般遠期市場中的交易周期包括年、月和周等，歐洲遠期輸電權市場在此基礎上新增了按日進行的的輸電權交易。日度輸電權產品具有以下三點作用。

1） 拍賣時間更接近實際物理交割時間，可以進一步幫助市場主體對沖短期價格波動造成的風險。

2） 允許輸電權持有者在日度拍賣市場開始前退還其持有的輸電權，此做法能夠幫助輸電用戶更精準地決定是否退還多余的輸電權，從而更好地配置輸電權。

3） 對于未參加歐洲耦合市場的價區，輸電權持有者的結算價格為日度輸電權市場的拍賣出清價格，此方式發揮了輸電權拍賣市場價格發現功能，理想狀態下輸電權市場的拍賣出清價格應趨向于實際區域出清價格的差值［27］。

在實際市場中邊界輸電權的交易周期由邊界兩端TSO 進行確定，歐洲遠期輸電權市場2022 年度輸電權產品交易周期以年度、季度和月度為主，ENTSO 預計下一年度日度輸電權產品交易比重將有所提升［23］。表2 中羅列出了部分邊界的輸電權產品交易周期［28］。

表2 關鍵跨境邊界遠期輸電權產品交易周期Tab.2 Trading cycle of key cross-border boundary long term transmission rights products

2.1.2 產品時段

目前在美國、澳大利亞等國家的輸電權市場中對于輸電權產品交割期的設計普遍采用劃分峰谷時段的方式，即分別設計交割期為峰時段、谷時段的產品。

歐洲遠期輸電權市場按基荷和峰荷時段來設計交割期，在此基礎上還建立了“縮減期（reduction periods）”的概念。其中縮減期是考慮可預見的特定網絡情況（如線路計劃維護）下，對跨境邊界輸電權容量進行特定縮減的時間段。設計了含縮減期的基荷輸電權，定義為：除了縮減期外，其他產品期間分配的輸電權容量為拍賣時的固定值，縮減的時段及容量在輸電權拍賣市場開閘前公布。

歐洲跨境遠期輸電權廣泛采用含縮減期的基荷輸電權，主要出于以下三點考量。

1） 避免了將輸電權產品劃分為更多個時段，通過降低產品復雜度從而提高產品的流動性。

2） 通過縮減期將可預見的網絡情況反映到輸電權產品容量中，相對于僅劃分峰谷時段的方式能夠更精確地反映實際的輸電容量。

3） 歐 洲 能 源 交 易 所（European Energy Exchange）交易的電力期權、期貨為基荷產品和峰荷產品，采用含縮減期的基荷輸電權能夠在交割時段方面與上述電力金融產品形成良好的銜接。

2.1.3 產權類別

輸電權按產權類別分為金融輸電權和物理輸電權［29］，歐洲遠期跨境輸電權市場交易標的同時包括金融輸電權（financial transmission right，FTR）和物理輸電權（physical transmission right，PTR），二者實現了較好的銜接。其中，物理輸電權采用非用即售（use it or sell it，UIOSI）原則，物理輸電權持有者擁有保證其相應電量物理交割的權利，但需要在規定時間前提交物理執行計劃，即物理輸電權的指定（nomination），否則由JAO按拍賣原價進行回收。金融輸電權持有者則擁有獲得對應輸電通道阻塞收益的權利，可具體分為期權型（option）和義務型（obligation）。由于占比較大的間歇性可再生能源使得各報價區間潮流的幅值、方向較為多變，義務型金融輸電權并不能很好地滿足歐盟統一電力市場中的阻塞風險管理要求，因此歐洲遠期輸電權市場中實際交易的金融輸電權均為期權型。

邊界兩端的TSO根據實際情況選擇該邊界采用物理輸電權或金融輸電權。在歐洲遠期跨境市場的36 條邊界中，26 條邊界采用期權型金融輸電權，10 條邊界采用物理輸電權［30］。根據ENTSO 發布的年度報告［23］，物理輸電權使用率呈逐年下降趨勢，從2021年的12.3%降至2022年的5.5%，表明遠期輸電權市場逐漸由物理輸電權向金融輸電權轉變。這是由于：一方面，基于潮流的日前耦合市場廣泛應用的背景下基于NTC 方法分配的遠期輸電權越來越難以保障物理輸電權的交割；另一方面，從資源配置的角度為確保某些物理輸電權持有者發/用電計劃的物理交割，可能導致市場出清結果的次優化，降低了統一市場的資源配置效率。因此采用金融輸電權實現輸電通道容量物理使用權和金融收益權的解耦，有助于發揮統一電力市場促進清潔能源消納和大規模資源優化配置的作用。

2.2 市場交易流程

市場主體在遠期市場中無需繳納顯式的輸電費，獲取遠期輸電權需要通過參與拍賣市場或者進行二級交易（轉讓）。歐洲遠期輸電權市場交易周期涵蓋年度到日度，具體交易流程如圖3 所示，可劃分為以下步驟。

1） 遠期輸電權拍賣容量計算。各TSO 按規定提供發電機組、負荷和網絡拓撲數據，ENTSO 搭建通用網絡模型（common grid model）；此后，TSO基于通用網絡模型計算出各邊界的可用輸電容量。

2） 確定輸電權拍賣上限。TSO 根據各自的實際情況計算不同交易周期中輸電權拍賣上限，詳見3.1節。

3） JAO 公布遠期輸電權拍賣信息，具體包括遠期輸電權對應的交易邊界、交易周期、產品交割期、縮減期及縮減容量等交易信息。

4） 市場參與者在拍賣市場關閘前提交輸電權競標報價信息。

5） JAO 按拍賣收益最大為優化目標進行市場出清后，出清結果將在官網上公示。

6） 輸電權持有者在申請時間截止前根據自身意愿提交輸電權退還或二次交易申請，詳見3.5節。

7） 現貨市場出清后JAO 計算各輸電權持有者應獲得的阻塞收益，并由邊界兩端的TSO結算，結算細節詳見3.3節。

3 遠期輸電權市場關鍵環節

3.1 確定各交易周期的輸電權拍賣容量上限

在各交易周期的輸電權拍賣市場開啟前JAO 需要先確定當前交易周期的輸電權拍賣容量上限。目前歐盟各TSO對于不同交易周期輸電權容量的確定主要分為兩種方法：固定比例法和第五百分位法。大部分邊界采用的是固定比例法，即在假設NTC和實際輸電容量一致的基礎上根據官網公示的比例確定各交易周期輸電權拍賣容量上限。輸電權拍賣容量上限的確定與對應邊界輸電權產品交易周期有關，歐洲部分關鍵跨境邊界不同交易周期下的輸電權拍賣容量上限如表3所示。

表3 跨境邊界各交易周期下輸電權拍賣容量上限Tab.3 Upper limit of auction capacity for transmission rights under various transaction cycles at cross-border boundary%

小部分邊界采用第五百分位法，如希臘和意大利間的邊界［34］，年度輸電權拍賣容量上限Yp由近兩年NTC 分布的第五百分位Y5、10%和50%的年度最大可用輸電總容量Ycc，max3 個數值共同決定，計算如式（1）所示。第五百分位法綜合考慮產品可靠交割和市場競爭兩方面：1） NTC 數值與計算時選取的系統運行方式有關，通過考慮第五百分位的NTC，從統計學角度保證95%情況下年度輸電權產品的可靠交割，NTC 的計算過程詳見文獻［35］。2） 通過設定輸電容量在年度輸電權市場中不能超過50%，保證市場參與者能夠在年度和月度輸電權市場中滿足對沖阻塞風險的需求，并引入10%Ycc，max作 為Yp的 下 限，防 止Y5因 異 常 事 件 過低，而導致年度輸電權市場交易額度偏小的情況。

Yp= min[50%Ycc，max，max(Y5，10%Ycc，max)]（1）

3.2 物理輸電權的指定

物理輸電權的指定含義為物理輸電權持有者在遠期物理輸電權指定截止日期前提交物理輸電計劃，確定該輸電權在各時間段的容量。ENTSO 規定了兩項指定原則：1） 提交的物理輸電計劃需與物理輸電權方向一致；2） 提交的物理輸電計劃不得超出其持有的物理輸電權容量。指定后物理輸電權持有者應嚴格按照物理輸電計劃執行，對于偏離計劃進行輸電的情況則基于“誰造成誰承擔”原則在平衡市場進行結算。對于未指定的物理輸電權將基于UIOSI原則由統一拍賣平臺按原價收回。

物理輸電權的指定流程包括物理輸電權持有者提交物理輸電計劃 、提交TSO 校驗物理輸電計劃和匹配未通過校驗的輸電權3 個環節，歐洲中東部地區物理輸電權指定時間表如表4 所示［36-37］。物理輸電計劃將在日前兩天確定，并將未納入物理輸電計劃的物理輸電權容量用于日度輸電權拍賣，此做法有助于物理輸電權容量的有效利用。

表4 物理輸電權指定時間表Tab.4 Nomination schedules of physical transmission rights

物理輸電權持有者包括發電商、電力用戶和能源集團（包含發電廠和電力用戶）3 類市場成員。持有者在輸電權指定方式上有多種選擇，如圖4 所示，物理輸電權持有者有1 對1、1 對N、N對1 和M對N這4 種指定方式［38］。4 種方式的差別在于輸電權持有者和指定的交易對象上：1） 1 對1 方式中持有物理輸電權的發電商/電力用戶選擇單一的電力用戶/發電商進行電力交易與電能傳輸；2） 1 對N方式中持有物理輸電權的發電商，可選擇多個電力用戶進行交易；3） 與1 對N的指定方式類似，N對1 方式中持有物理輸電權的電力用戶可選擇多個發電商作為交易對象；4）M對N方式是為持有物理輸電權的能源集團所設計。如圖4 所示，能源集團包括發電廠和集團電力用戶，在滿足指定原則的基礎上集團發電廠可為集團電力用戶和其他電力用戶供應電能，而集團電力用戶也可選擇集團發電廠以外的發電商進行電力交易。

圖4 物理輸電權指定方式Fig.4 Nomination modes of physical transmission rights

歐洲物理輸電權指定方式考慮了“能源集團”的市場角色，集團內部的發電廠和電力用戶能夠共同使用集團持有的物理輸電權，并根據情況選擇交易對象，有助于物理輸電權的靈活利用；其次，兩項指定原則只規定了物理輸電計劃的方向與物理輸電權方向一致且不得超出持有的總輸電權容量，市場成員能夠自主選擇交易對象與交割方式，擁有較為靈活的交易選擇權。

3.3 輸電權結算

歐洲跨境輸電權的資金流向如圖5 所示。首先，市場用戶參與遠期輸電權拍賣市場，以拍賣出清價格購得遠期輸電權，遠期輸電權市場中的拍賣收益將由對應TSO 按共享因子（sharing key）進行分享，共享因子按跨境輸電線路的產權確定，部分邊界的共享因子如表5所示。

表5 主要跨境邊界共享因子Tab.5 Sharing factors of main cross-border boundary

圖5 歐洲輸電權機制資金流向Fig.5 Capital flow of European transmission right mechanism

其次，在日前和日內的耦合市場中產生的阻塞盈余將以相同方式由對應TSO分享，若產生負的阻塞盈余也按照相同原則由對應TSO分攤。值得關注的是不同跨境容量分配機制下市場阻塞盈余的計算方法存在差異：基于NTC 的輸電容量分配方式下阻塞盈余CNTCI1由分配的價區間輸電容量和競價區間價差相乘得到，如式（2）所示。基于潮流的輸電容量分配方式下需先通過區域潮流轉移因子和各價區跨境交易凈功率計算出聯絡線上的線路潮流，再乘以競價區間的價差得到阻塞盈余CFBMCi，l，k，如式（3）—（4）所示。

再次，由相應TSO支付輸電權持有者的阻塞收益，支付對象包括物理輸電權持有者和金融輸電權持有者（義務型和期權型）。阻塞收益的計算流程如圖6所示，包括以下步驟：1） 對于物理輸電權持有者，基于UIOSI 原則對其未指定的物理權按初始拍賣價格結算，對于實際發用電量與物理輸電計劃有差異的部分則在平衡市場中結算，不屬于嚴格意義上遠期輸電權市場的結算范疇。2） 對于金融輸電權持有者，結算容量以官網最終公布的持有情況為準。若源匯價區存在一個以上不參加日前耦合市場的價區，即源匯價區無法形成各自的區域出清價格，這種情況下補償價格為日度輸電權拍賣的邊際價格。只有在源匯價區都參加耦合市場的情況下，義務型金融輸電權按實際價差結算，期權型按正價差結算，負價差統一按0歐元/MWh結算。

圖6 阻塞收益計算流程Fig.6 Calculation process of blocking benefits

最后，大多數情況下給定時間段內，TSO 從遠期輸電權市場中獲得的拍賣收益與日前/日內耦合市場中獲得的阻塞盈余之和（簡稱為3 個市場的收入），不等于支付給輸電權持有者的阻塞收益。歐盟對這部分資金有明確的規定：當TSO給定時間段內3 個市場的收入大于應支付給輸電權持有者的阻塞收益時，這部分剩余收入將用于必要的線路擴建或補償其他時段的資金缺口；當給定時間段內TSO 3 個市場的收入小于應支付給輸電權持有者的阻塞收益時，則挪動其他時段的富余資金進行補充。

3.4 輸電權的裁減

為保證不可抗力情況下系統的安全運行，對部分物理輸電計劃進行裁減是電力系統實際運行時常遇到的情況。針對此種情況，歐盟制定了詳細規范的申請、裁減校驗和補償流程。為確保線路運營在安全裕度內，包括金融輸電權和物理輸電權在內的遠期輸電權在特定情況均可被裁減。從權利轉讓的角度來看，被裁減的輸電權持有者失去退還、二次交易、物理交割（針對物理輸電權持有者）和金融結算（針對金融輸電權持有者）的權利，因此輸電權持有者有權根據輸電權執行后預計獲得的價值獲得等額的補償。

價區間的TSO發現在現有輸電權分配情況無法通過安全校核時，可向JAO 提交裁減申請。JAO 按照各市場主體輸電權持有比例進行裁減，在其官網上公布相應的裁減時段、裁減容量及具體裁減觸發事件等相關信息，并對被裁減的輸電權持有者進行金額補償。

在補償價格計算流程如圖7 所示，包括以下2個步驟：1） 首先需要判斷該遠期輸電權對應源匯價區的價差是否為正，即線路是否存在設定方向上的阻塞。如有，補償價格應為兩價區間的區域出清價格差，否則為0 歐元/MWh。2） 其次判斷源匯兩價區是否參與現貨耦合市場，若源匯兩價區都參與耦合市場，則補償價格為價區間的區域出清價格差，若不參加耦合市場，無法產生日前出清電價，此時補償價格為日前輸電權拍賣的邊際價格。

圖7 補償價格計算流程Fig.7 Calculation process of supplementary price

為保證交易組織機構的收入充裕度，ENTSO對于所有輸電權持有者獲得的裁減補償設定了補償上限，當超出補償上限時，應當按等比例下調補償金額，如式（5）—（6）所示。

在市場充裕度問題上，歐洲遠期跨境輸電權市場的處理方式與美國存在較大不同。在美國，通過輸電權拍賣過程中進行的同時可行性校驗（simulaneously feasible test，SFT）來保證收入充裕度，其本質在于SFT 模型是否能切實有效地實時市場運行時的網絡模型［39］，對于實際運行中因不可抗力情況造成的輸電容量減少，并不裁減輸電權持有者的輸電權容量，仍按最終輸電權持有量進行結算。這種做法對于SFT 模型要求較高，當SFT 模型無法準確估計實時市場運行時的網絡時，將有較大可能產生不平衡資金。

歐洲遠期跨境輸電權市場采取另一方式，在輸電權拍賣時并不進行精細的校驗，只有在不可抗力因素影響系統運行安全時，對相應的輸電權進行裁減，一方面簡化了輸電權拍賣市場出清的約束，另一方面通過對輸電權容量的裁減，避免因不可抗力情況而產生的阻塞不平衡資金，保證了輸電權市場的收入充裕度。

3.5 輸電權的退還與二次交易

在拍賣結果公布后，遠期輸電權持有者能夠在規定時間前對其持有輸電權進行退還或二次交易。

輸電權持有者在日度拍賣市場開閘前提交退還申請，JAO 應及時向申請者發送申請的結果，并按規定返還經濟補償。補償價格為退還的輸電權再次進行拍賣的邊際價格，并非申請者初始拍賣購得的價格，此種補償方式下JAO 不必承擔兩次拍賣間的價差，而是通過市場將輸電權價格的波動風險轉讓給申請者。

遠期輸電權持有者在交割日前兩天的中午12：00 前可根據自身意愿與需求進行二次交易，采用的交易方式為掛牌交易，輸電權持有者通過拍賣工具在JAO 上公布愿意轉讓時段的輸電權容量及價格，交易雙方確定交易細節并與JAO 簽訂有效協議后，JAO 將公布轉讓結果。按照科斯定理（Coase theorem）的思想，在產權界定清晰的前提條件下，不論FTR的初始分配結果如何，在交易成本足夠低的二次交易機制下仍可實現帕累托最優［21］。因此歐洲遠期輸電權交易市場中，JAO 不收取額外費用，僅作為免費的信息公布平臺（notice board），并允許輸電權所有者進行多次轉讓交易。

4 對中國輸電權市場建設的啟示與建議

結合歐洲遠期跨境輸電權市場的建設經驗提出以下建議。

1） 在輸電權市場產品設計上，應當明確界定輸電權的產權類別。產權類別的不同決定了輸電權的交割方式，即物理交割或金融交割。建議在輸電權機制初始設計時根據電網阻塞情況和市場主體需求對輸電權產品的產權類別，并在此后一段周期內保持產權類別不變。其次，應當明確售電主體和購電主體輸電權市場交易的申報關口，在市場建設初期，輸電權產品的申報關口可與跨省跨區中長期電力交易的申報關口保持一致；隨著市場發展，可以通過構造交易樞紐（trading hub）的虛擬節點簡化交易路徑，提高輸電權市場流動性。最后，在市場初期時可采用含縮減期的基荷輸電權產品，簡化降低產品復雜度，提高產品的流動性。

2） 在省間輸電權市場協調運行上，完善省間和區域電力交易機構的信息協作機制。歐洲跨境市場中監管機構、拍賣平臺和輸電運營商有明確的角色功能，ENTSO 和各TSO 之間的有效信息交互促進跨境輸電權容量更精確的計算，使得歐洲統一電力市場可以得到有效集中的協調管理。建議進一步完善我國各層次交易機構的信息交互機制，建立數據接口標準，便利市場主體信息互聯互通，引導市場更高效地發揮配置資源作用。

3） 在輸電權結算方面，首先應充分考慮目前各省級市場模式存在差異的現狀，保證機制的適用性。ENTSO 對于參與統一市場的國家和未參與統一市場的國家采取了不同的的結算方式，有助于逐步推行統一市場下的輸電權機制，建議在設計跨省跨區輸電權機制中，對于未參與區域市場聯合出清的省份，按其省級市場節點電價差結算，而對于參與聯合出清的省份則按聯合出清價格差結算。其次，保證輸電權持有對象責任、權利和義務的對等協調。與歐洲跨境交易市場用戶不繳納輸電費的情況不同，在國內市場中，按責權利一致的原則，應由支付輸配電費的用戶分享阻塞盈余，初期可暫按用電量占比分配；隨著市場發展，應進一步探索更科學的阻塞盈余分配方式。

4） 在市場長期可靠運營方面，可設置裁減環節以保障市場充裕度。歐美在保障市場充裕度上采用不同做法：美國構建SFT 模型保證收入充裕度，而當SFT 模型估計出現偏差時可能導致市場充裕度缺口；歐洲則通過設置裁減環節，對不可抗力情況下無法交割的輸電權進行裁減并給予其持有者相應補償。目前我國省間省內市場的協調優化出清在技術上仍面臨挑戰［40］，因此在引入輸電權市場時可采用設置裁減環節的方式，既能簡化輸電權市場出清的約束，又能避免因不可抗力情況而產生的阻塞不平衡資金，保證輸電權市場的收入充裕度。

5） 可通過設立輸電權的退還和二次交易環節以保證輸電資源的充分利用。兩個環節截止時間應當盡可能接近實時交割時間，退還造成的損失和二次交易費用應當盡可能降低，促進對輸電資源的優化配置。

5 結語

目前中國區域電力市場的建設已經取得初步的成果，為推動市場進一步融合，應盡快設計跨省跨區輸電權分配機制和交易機制。歐洲遠期跨境輸電權市場在統一電力市場中發揮關鍵作用，本文對于歐洲遠期跨境輸電權市場中的產品設計、交易組織流程及關鍵環節展開了深入分析，并提出了相應的建議。目前歐洲遠期跨境市場正在不斷推進過程中，部分市場環節仍在優化調整。未來，隨著歐洲市場的發展，將持續開展跟蹤研究，并進一步研究不同輸電容量計算模型下的輸電權市場實際效果開展量化測算，更好地支撐中國輸電權市場建設需要。