李雪瑞，李国栋，曾 丹，付学谦
（1. 中国农业大学 信息与电气工程学院，北京 100083；
2. 北京电力交易中心，北京100031；
3. 中国电力科学研究院有限公司，南京 210037）
新一轮电力体制改革要求推进跨省跨区电力市场化交易，采取中长期为主、临时交易为补充的交易模式，促进电力资源在更大范围内的优化配置［1］。《关于有序放开发用电计划的实施意见》和《关于推进电力市场建设的实施意见》等配套文件均指出跨区跨省送受电要逐步推行，积极开展跨省区市场化交易，鼓励合理设计跨省区中长期交易机制。近日，国务院下属部门国家发改委、能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导性意见》再次强调要有序推进跨省区市场间开放合作、推动中长期市场建设，要持续完善省间中长期市场运营机制［2］。
我国能源供需的逆向分布使跨省区中长期交易机制必然要以消纳新能源、促进交易电量低碳化为重要目标［3］。目前我国跨省区通道建设有待加强，“3060”双碳目标意味着我国将持续推进新能源并网，跨省区输电容量将持续攀升，亟需加强省区间通道建设，扩大传输容量。我国现货市场建设正在稳步推进［4］，中长期与现货市场的有序衔接对于推动市场体系建设十分重要。此外在我国“统一市场，两级运作”的市场格局下［5］，要考虑推进省间省内两级市场协调运营。
本文调研欧美典型电力市场相关机制，阐述我国跨省区中长期交易规则及市场建设现状，对国内外机制进行分析并做出对比，考虑国外市场经验对我国市场建设的启示，对完善我国跨省区中长期市场交易机制提出建议。
1.1 国内跨省区中长期市场简介
目前我国跨省区电力市场主要开展中长期交易，针对新能源消纳开展增量现货交易，中长期市场主要进行电量交易。
我国跨省区中长期交易品种包括直接交易、增量外送交易、合同交易，其中省间外送交易占比最高，即通过所在地区电网企业代理参与交易［6］。据中电联发布的数据，2021年我国省间交易电量达到7 021.1 亿kWh，其中省间直接交易1 890.1 亿kWh、省间外送交易5 037.5亿kWh、发电权交易99.5亿kWh［7］。省间中长期交易一般按双边协商、集中竞价、挂牌交易依次开展，其中双边协商占比最大［8—9］。我国2021年经各电力交易中心组织成交的电量为37 787.4亿kWh，占全社会用电量的45.5%，场外双边协商占比超过一半［7］。
我国能源资源的逆向分布是推动我国跨省区电力市场建设的重要原因，近几年我国跨省区消纳新能源电量稳步上升。政策性目标从侧面导致我国跨省区交易仍以地方政府主导的协议计划为主，限制了市场成员的选择权，不利于市场化的放开与发展，强化了省区间的交易壁垒［7］。
1.2 加强国内跨省区中长期市场建设必要性分析
跨省区中长期交易形式单一，合约规定信息单一，体制机制不灵活，中长期交易固化而难以适配瞬息万变的市场，具体体现在中长期合约电价“稳定”，与反映市场供需变化的现货市场价格割裂，造成中长期市场参与主体利益损失，进而抑制市场发展［10］。2020年8月，广东启动现货结算试运行，当月现货价格非常低，售电公司收益可观，这次的低价导致各方对未来现货价格预期也很低，2020年底，售电公司以低价抢用户，发电商也以低价签订大量年度合同。但是到了2021年，由于社会用电量大幅增长，现货价格远高于预期，发电企业、售电公司均亏损严重，整个电力市场遭受冲击［11］。我国跨省区中长期市场需要从多方面考量去放开市场力，削弱市场惯性，完善跨省区市场机制考虑以下几个方面。
（1）目前我国跨省区中长期交易品种比较单一，需要探索多交易品种并行，从各方向扩大跨省区中长期市场交易电量，助力市场全面放开。
（2）我国电力供需分布不平衡程度高，面对“三北”地区新能源持续大规模并网的现实状况，亟需推动省区间输电通道建设，在维持电网运行安全的基础上促进新能源在更大范围内的消纳。
（3）由于各省省情、网情不同，在未来较长一段时间内，我国跨省区市场仍难以打破省间交易壁垒，各省内市场成员难以拥有充分的交易选择权，限制跨省区市场的发展壮大。
（4）我国正在探索建设多种维度的电力市场，中长期和现货，省间和省内等，任一级市场都不是独立的，需要在“统一市场”的大背景之下协调好各市场的衔接关系。目前我国跨省区中长期交易与省内中长期、现货等市场衔接机制完善程度不够。
（5）由于信息披露不完整、行政干预较多等原因，跨省区中长期交易比较固化，不能展开充分的博弈与竞争，进而导致电量价格“稳定”，难以响应市场供需变化。“稳定”的中长期价格容易导致与现货市场的割裂，产生大量不平衡资金，制约现货市场发展，进而影响我国电力市场的健康发展。
选取美国PJM、伊比利亚、北欧和英国，介绍其市场构成、发展历程、中长期市场交易机制等。其中，PJM中长期市场主要签订金融合约，还存在其他非电量交易品种；
伊比利亚电力市场由西班牙和葡萄牙合作建立，分析其区域间协调机制；
北欧作为第一个成功运行的跨国电力市场，其与现货市场协调运行的中长期市场也十分成熟，值得研究探讨；
英国市场中长期合同电量占比很高，与我国电力市场现状较为类似。
2.1 美国PJM电力市场
（1）发展现状
PJM是美国第一个区域性电力市场，由中长期、日前、小时前和实时市场组成，交易标的物包括电量、辅助服务、金融输电权（financial transmission right，FTR）和容量等［12—14］。中长期市场主要进行电量、容量和金融输电权交易。不同周期市场交易类型汇总如图1所示。
图1 PJM各市场交易品种Fig.1 Trading instruments in various markets of PJM
（2）中长期市场交易品种
PJM 容量市场包括基本拍卖市场、追加市场和双边交易市场［15］。根据对3 年后的峰值负荷预测，PJM在基本拍卖市场获得容量并按一定的负荷比例将购买费用分摊给各负荷服务商，市场成员通过追加市场和双边市场来适应市场变化。
中长期电量市场主要是签订无需物理执行的金融合约，在现货市场全电量出清。通过双边合约，交易双方可以规避价格波动风险，当输电网络发生阻塞时，负荷服务商购电成本增加，为此引入FTR，拥有者可按照节点电价差获得收益。
（3）区域间市场协调机制
为了实现不同区域间电网的协调运行，PJM 与MISO合作建立了联合共同市场，对联络线上的能量流进行调度管理［2］。美国区域市场之间的交易没有专门的机构进行组织，双方ISO/RTO 之间签署联合运行协议。美国各州独立性比较强，电力供需大多就地平衡，能源大范围配置需求不高，推动跨区域市场建设动力不足。
2.2 欧洲伊比利亚电力市场
（1）发展现状
为了消纳新能源，西班牙、葡萄牙两国通过9回联络线互联并合作建立了伊比利亚电力市场［16—17］。市场构成包括中长期、日前、日内和实时市场和辅助服务市场。
（2）中长期市场交易品种
中长期市场主要包括双边合约和输电权交易。双边合约包括只能本国签订的差价合约和跨国签订的物理合约，输电权分为物理输电权和金融输电权。签订跨国中长期物理合约的市场主体需要在统一分配平台获得物理输电权并按期递交跨境输电计划，否则需要补偿区域间电价差［18］。
（3）各国间市场协调机制
为了消除各国电力交易壁垒，欧盟要求各国成立能源监管机构监督各国电网完全开放，扩大了各国市场成员的交易选择权［19］。政策性放开跨国市场交易的同时，各国之间联络线管理也进一步加强，更换物理模型，对联络线传输容量进行更加精确地表征，提高了跨国通道利用率。
2.3 北欧电力市场
（1）发展现状
挪威、瑞典、芬兰、丹麦4个国家实现电力互联，形成统一运行的北欧电力市场。经过多年完善，目前已经形成现货市场、辅助服务市场、中长期市场相互补充的市场交易体系［20］。
（2）中长期市场交易品种
北欧中长期市场下主要进行各种金融合约的签订，交易品种包括远期合约、期货合约、期权合约以及差价合约，时间尺度包括多日、周、季度、年度等，以上合约无需物理执行［21］。远期合约以月度、季度、年度为周期，交易双方场外协商结算价格，期货合约以日、月为周期，参考系统价格进行结算，差价合约是为规避因阻塞产生的价差风险而设置的，参考区域电价与系统电价的差价进行结算。交易主体可选择期货或远期合约再加上差价合约来更好地规避现货市场价格风险［22］。
（3）各国间市场协调机制
各国能源消耗地域特征明显，实现电网互联的同时进行协调规划。设置不同的电价定价区，通过电价调节电能流动，实现供用两方双向盈利。一体化市场范围不断扩大，交易主体日渐增多，避免某些大型发电企业的垄断，基本实现市场公平竞争。设有合理的监管机制，北欧电力交易所会测算发电企业边际成本进而对其报价进行合理管控［23］。以上机制均促进北欧跨国电力市场的平稳运行。
2.4 英国电力市场
（1）发展现状
2005 年英国统一了英格兰、威尔士和苏格兰3大区域电网，2011年开始了以低碳发展为核心的第四轮电力市场改革［24］。英国电力市场主要分为批发市场和零售市场，以场外双边交易为主，通过平衡机制进行补充［25］。
（2）中长期市场交易品种
远期合同指发用电双方签订的一年或几年的电量合同，交易量很大［26］。在最新一轮改革中引入了差价合约和容量市场两种机制，发电商择一参加。差价合约是确定交易电价的长期合同，如果市场电价低于合同电价，政府对发电商进行补贴，否则发电商向用户返还差额［27］。容量市场分为一级和二级市场，一级市场进行容量分配，二级市场交易剩余容量，容量中标者需按照承诺提供电量，否则将面临罚款。
（3）区域间市场协调机制
改革后英国电力市场由3 大区域电网组成，由国家调度机构统一调度运行。苏格兰电网后并入统一竞争市场，目前英国主要输电网建设仍有较强的区域性特点，输电网络分属英国国家电网和苏格兰区域电网管辖，区域间电网协调运行网架结构建设缺乏统一机构组织。
不同国家经济发展及政治情况的差异性直接导致了市场机制侧重点的不同，以下从多方面分析各国市场。各电力市场相关机制对比如表1所示。
表1 各电力市场跨省区中长期机制对比Table 1 Comparison of mid-and-long term mechanisms across provinces and regions of various electricity markets
（1）市场类型
我国为统一市场，PJM为区域市场，英国为统一市场，北欧、伊比利亚为联合市场［16］。我国以省为实体推动构建两级市场，江苏等省份探索放开发电企业直接对接用户的电力直接交易，但目前大多省份依旧由省电力公司代理用户参与省间市场，统购统销。伊比利亚联合市场中长期差价合约在各自区域内独立开展，不允许跨区域签订差价合约。西班牙有“规范市场”和“自由市场”两个平行的交易市场，用户在购电时拥有更高的自由度。PJM 是一个自由竞争的批发市场，充分考虑保证市场参与者的选择权利［30］。在英国，发电商、供电公司和大用户在批发市场完成电量交易，小用户与供电商的电力交易在零售市场完成。
（2）电力金融市场
成熟电力市场存在电力期货、期权等电力金融衍生品，还存在电力经纪人、交易商等从事相关电力产品交易的市场主体［16］。欧美一些国家已经相继建立电力金融市场体系，电力金融衍生品的引入能为电力市场健康运营提供良好的风险信号，有利于电力稳定供应［22］。美国PJM、英国、北欧均存在电力期货，美国PJM、北欧、伊比利亚电力市场均存在金融输电权合约、差价合约，英国近年推出中长期差价合约机制［16］。目前我国对电力金融产品仍处于初级探索阶段，随着市场化程度的提高，电力金融市场在我国的发展建设存在必要性。
（3）中长期与现货协调模式
中长期与现货协调模式包括集中式和分散式两种，分别表现为“中长期金融合约+全电量现货交易”和“中长期物理合约+增量现货交易”。PJM、北欧和伊比利亚均采用集中式，中长期交易签订差价合约管理市场风险，现货市场全电量出清，英国采用分散式，中长期合同需要物理执行，现货市场中部分电量参与交易［16］。目前我国省间未建立现货市场，地区现货试点中蒙西、福建以分散式为主，其余试点以集中式为主［3］。
（4）促进新能源消纳机制
PJM 采用配额制和绿色证书，相关主体按权重承担消纳责任［29］。美国很多州采用无补贴的新能源直接参与市场模式，还原电力商品属性，同时为了激励新能源的建投，采取生产、投资税收抵扣等措施为新能源项目提供变相补贴［31］。对新能源机组并网导致传统机组提前退役问题，完善容量市场机制。英国采用可再生能源义务指令，其原理同配额制，后针对低碳机组引入差价合约和容量市场，差价合约逐步取代义务配额制，稳定低碳电源投资收益，缓解投资压力，还开展“零煤电”项目以消除发电侧常规能源的消耗［32—33］。北欧拥有充足的灵活调节资源，热电联产机组较多，各国电网互联使不同类型新能源机组出力相互补充［34］。西班牙早期通过补贴支持新能源机组上网，导致能源赤字，后引入购电协议机制，与葡萄牙合作开展伊比利亚能源互联计划［12］。我国推行新能源优先发电并通过政府协议计划保障实施，常规机组与新能源机组之间的发电权交易、配额制、绿证交易等机制正在探索建设中［35］。
（5）成交方式
美国PJM 和欧盟国家采用全电量出清模式，考虑各州物理约束集中组织市场出清，场内成交，在系统运行安全的基础上充分实现市场竞争，对出清算法要求很高［36］:英国大多通过场外签订双边合约展开交易，无约束，自由化程度高，国家电力公司不进行集中统一调度，只负责统筹平衡市场，市场开放程度较高，市场成员被赋予充分选择权的同时需要承担一定的经济风险［25］。
结合新时代国家能源战略和市场发展现状，对我国完善跨省区中长期市场交易机制提出如下建议。
（1）丰富中长期交易品种。对比欧美较成熟的电力市场，我国交易品种略显单一，主要研究仍集中于电能量交易，可考虑建立容量市场，促进传统机组成本回收，有利于提供更有利的价格信号引导市场供求；
我国输配电领域未开展灵活有效的调节机制，可考虑开展输电权交易，在跨省区电力交易中，对于发电成本较低的送电省可更好地利用价格优势扩大交易量，同时输电权的价格可进一步加持价格影响供需的市场信号。
（2）加强跨省区市场组织协调。伊比利亚跨国联合市场是一项成功探索，针对跨省区市场壁垒，加强跨省区市场组织协调、扩大市场规模。我国不同省区电网需要进一步加强组织协调，可通过跨省区市场组织协调推动打破省间壁垒，不同省级市场在推进市场发展过程中逐步实现融合，促进统一市场建设进程。同时需要加强市场监管、能源规划等组织机构与市场运营机构协同运作，提升市场运营效率、扩大市场交易规模。
（3）完善促进新能源消纳机制。不同国家新能源发电成本、市场模式有别，政府补贴情况也不同，我国要做好新能源机组从有溢价补贴到完全参与市场的过渡机制考量与实行。作为我国的先创性机制，跨省区发电权交易应该逐渐得到完善与扩大，进一步放开跨省区市场电量。完善发电权交易市场要素，引入环境成本，综合机组成本和收益，传统机组可考虑是否将发电权转让。跨省区发电权机制设计如图2 所示。随着节能环保政策的放开，清洁能源机组可立足相关政策对常规机组合约电量进行“强制替代”。
图2 跨省区发电权机制Fig.2 Inter-provincial power generation right mechanism
（4）加强跨省区通道建设。加强省间通道建设要从两方面展开。首先要扩大通道输送容量，葡萄牙、西班牙两国通过9回联络线实现电力互联，联络线功率交换能力大于2 GW［16］。我国跨省区电量外送需求与联络线传输能力之间的矛盾日益凸显，要提高输电通道容量，为开展跨省区交易提供现实基础。其次尽可能将通道可利用空间准确表达，随着市场交易复杂程度的增加，优化联络线容量管理模型，自主研发求解软件，打破国外技术垄断。基于多约束条件对联络线可行域进行表征，对交易进行约束，在保证系统安全稳定运行的前提下提高市场电力交易达成率。
（5）完善多级市场衔接机制。目前我国市场交易需以计划电量为边界展开，利用剩余通道容量开展市场交易，计划电量不参与出清。发电方与购电方可通过双边协商、集中竞价等开展跨省区交易，送电省份应优先考虑省内电力供需平衡，受端省份要以计划电量和跨省区交易电量为边界开展省内中长期交易，多合同叠加形成中长期交易结果，在省内现货市场进行平衡，可考虑英国电力市场平衡机制以及北欧市场物理合约与差价合约相结合的机制对我国市场的适用性。完善省间中长期市场与省级、现货市场衔接机制如图3所示。
图3 多级市场衔接Fig.3 Multi-level market connectivity
（6）完善电力金融市场。参考欧美国家电力市场，推动我国电力金融衍生品市场建设。建立完整的现货市场体系，提高我国电力市场化竞争程度，提高市场交易自由度，为建立电力金融市场打下坚实的基础。丰富市场参与主体，引入非电力行业投资商以及投机交易者等，提高电力市场金融活跃度。建立电力期货、期权等电力金融产品交易试点，出台相关政策规则推动其发展，随着试点发展成熟逐渐建立全国性电力金融衍生品市场。D
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