重構南方區(qū)域電力中長期市場：(二)國外金融輸電權市場實踐經驗綜述及其啟示

肖謙，楊再敏，曾鵬驍，季天瑤，陳暉

(1.南方電網(wǎng)能源發(fā)展研究院有限責任公司，廣東 廣州 510663；2.華南理工大學 電力學院，廣東 廣州 510641)

輸電阻塞(transmission congestion)一般指電網(wǎng)受制于物理約束，使得期望的輸電計劃被迫裁減而不得不進行非優(yōu)序調度的狀態(tài)[1]，其本身并非啟動電力市場改革后出現(xiàn)的新問題。但在競爭性的電力市場正式建立之后，不論采用集中式還是分散式的現(xiàn)貨市場模式，輸電阻塞所引致的非優(yōu)序調度均會通過現(xiàn)貨電價予以體現(xiàn)：①電力外送受阻節(jié)點(價區(qū))機組出力被裁減，現(xiàn)貨電價下跌；②為保證電力緊缺節(jié)點(價區(qū))的電能量供應，邊際成本高于無約束出清價格的機組出力被調度，現(xiàn)貨電價上漲；③最終使得全系統(tǒng)各節(jié)點(價區(qū))間出現(xiàn)價差。受上述因素影響，一方面，部分市場參與者因中長期合約結算點與現(xiàn)貨結算點不一致，將承受兩結算點間價差引致的阻塞風險(congestion risk)，或曰位置基差風險(locational basis risk)；另一方面，獨立系統(tǒng)運營商(independent system operator，ISO)從用戶側收取的費用將大于其向發(fā)電側支付的費用，由此而剩余的金額也常被稱作阻塞盈余(congestion revenue)。為有效解決這2個問題，市場設計者既需要給市場參與者提供可用于規(guī)避阻塞風險的電力衍生品，且使之與差價合約、電力期貨等協(xié)同配合，以盡可能實現(xiàn)完美對沖；又需要尋求公平合理的機制，對阻塞盈余進行分配。

順應于上述2項客觀需求，在20世紀90年代初，以Hogan為代表的一批學者提出了金融輸電權(financial transmission rights，F(xiàn)TR)的概念，并為其應用于對沖阻塞風險、分配阻塞盈余而奠定理論基石[2]。不久后，美國電力市場中的七大ISO即開展了相關實踐，PJM(1998年)、NYISO(1999年)、CAISO(2000年)、ERCOT(2002年)、ISO-NE(2003年)、MISO(2005年)以及SPP(2014年)均先后投運了FTR市場，且呈現(xiàn)了較穩(wěn)定的運行態(tài)勢[3]。其他國家或地區(qū)的電力市場建設也因此而受到了深刻影響，截至目前為止，意大利電力市場(2004年)[4]、加拿大安大略電力市場(2011年)[5]、西班牙-葡萄牙電力市場(2013年)[6]、新西蘭電力市場(2013年)[7]均已借鑒了該項機制設計。與此同時，歐盟為推動構建歐洲統(tǒng)一電力市場，于2016年9月發(fā)布了《遠期輸電容量分配規(guī)則》(Network Code on Forward Capacity Allocation)，其中亦明確要求各輸電系統(tǒng)運營商(transmission system operator，TSO)有義務向參與跨價區(qū)交易的市場參與者提供物理輸電權或金融輸電權[8]。綜合國外業(yè)界近20年的實踐將不難發(fā)現(xiàn)，通過設計FTR市場以實現(xiàn)對沖阻塞風險或分配阻塞盈余之目的，乃是現(xiàn)代電力市場的一大發(fā)展方向。

另一方面，從我國南方區(qū)域當前推進電力市場建設所面臨的內、外部形勢來看[9-10]，國外FTR市場的實踐經驗也具備極強的研究價值：①該區(qū)域作為首批8個電力現(xiàn)貨市場試點地區(qū)之一，因采納了基于節(jié)點邊際電價(locational marginal price，LMP)機制的“集中式”市場設計[11-13]，阻塞風險與阻塞盈余均客觀存在，但目前暫未引入有效解決以上2個問題的電力衍生品或市場化機制；②該區(qū)域將長期保持水力、煤炭資源富集區(qū)與主要能源消費區(qū)呈逆向分布的態(tài)勢，遠期來看需要有價格信號來引導跨省跨區(qū)輸電容量的中長期投資；③發(fā)改能辦〔2019〕828號文中已明確提出“電力現(xiàn)貨試點地區(qū)可視實際需要探索開展輸電權交易”，為該區(qū)域率先試點FTR市場創(chuàng)造了較好的政策條件[14]。然而，國內雖已有文獻就FTR作了概念性的介紹及理論層面的分析[15-20]，但缺乏相關文獻開展以下3個方面的工作：①結合具體實踐做法，就FTR市場設計及實踐效果進行總結提煉；②討論國外FTR市場在實際運營中所浮現(xiàn)的客觀問題；③根據(jù)對國外相關實踐經驗的總結，為應用FTR以重構我國當前某一現(xiàn)貨試點地區(qū)的電力中長期市場提供政策建議。

本文的主要內容即依次對應以上3點，并將基于國外各市場具體運營規(guī)則、歷史數(shù)據(jù)和相關學術性文獻，通過綜述的方法提煉實踐經驗，最終為應用FTR以重構南方區(qū)域電力中長期市場而提出相關建議。考慮到美國PJM運營FTR市場的時間最久，機制也相對最為成熟，后文中將以該市場的具體實踐作為主線進行論述；同時，還將適當穿插介紹其他市場的實踐情況，以此呈現(xiàn)更為全面的視角。

1 FTR市場設計及實踐效果

本節(jié)主要從以下3個方面對FTR市場設計進行小結：①合約設計；②初始分配機制設計；③二級市場交易機制設計，并結合部分國家和地區(qū)的實踐效果進行評述。

1.1 合約設計及實踐效果

1.1.1 結算參考價格的設計

為清晰地定義產權和避免在結算時產生爭議，所有實際應用的FTR不僅需要給出固定的合約容量Q，也應定義“注入”(source)節(jié)點和“汲取”(sink)節(jié)點，以明確合約路徑。對于義務型(obligation)和期權型(option)兩大類FTR，則分別依據(jù)以上原則，按以下兩式計算結算參考價格：

πob=Q(psi-pso);

πop=Q·max{psi-pso,0}.

式中：pso、psi分別為合約路徑始末節(jié)點的LMP；πob、πop分別為義務型、期權型FTR的結算參考價格。

需要指出的是，美國各大ISO在實踐中并未把LMP中的邊際網(wǎng)損分量納入以上兩式進行結算[3]。雖然該做法將導致市場參與者無法完美對沖全部阻塞風險，但一般情況下，邊際網(wǎng)損分量不僅在LMP中的占比較小、其波動率也遠小于阻塞分量，因此并不會造成顯著的影響。然而，一些特殊情形也是存在的，譬如在新西蘭電力市場中，其南、北兩島間的高壓直流聯(lián)絡線常出現(xiàn)潮流方向、幅值的劇烈變化，邊際網(wǎng)損分量受之影響而較易出現(xiàn)不容忽視的波動率[21]；因此，其市場設計者仍將邊際網(wǎng)損分量納入了FTR結算參考價格。

1.1.2 合約時間維度的設計

在電力衍生品合約時間維度的設計中，為兼顧合約流動性和現(xiàn)貨市場日負荷水平漲落規(guī)律性，一般會針對性地劃分出基荷、峰荷與非峰荷時段，并分別發(fā)行交割期與之對應、且交割速率恒定的標準化合約。與此同時，為保證FTR能與電力期貨(或場外交易、但由場內清算的標準化差價合約)形成有效配合，二者的合約設計均應與上述原則保持一致。

當前，不論是由PJM設計的FTR，還是由洲際交易所、納斯達克大宗商品交易所上市的電力期貨，均普遍遵照了北美電力可靠性委員會(North American Electric Reliability Council，NERC)對基荷、峰荷與非峰荷時段的具體定義，且由此形成了相互配合。

1.1.3 合約空間維度的設計

在一個由n個定價節(jié)點構成的電力市場中，若如圖1(a)示意，在任意2個節(jié)點間均設計2份方向相反的義務型FTR，可推論需定義的合約路徑可多至n(n-1)條；但在實際電網(wǎng)中，往往會有幾百至數(shù)千個定價節(jié)點，若仍采取上述做法，將使得FTR市場因合約路徑繁多而極其缺乏流動性。解決該問題的簡單、有效的思路，即是如圖1(b)所示，額外引入1個虛擬節(jié)點hub，并將其設定為所有FTR的“注入”或“汲取”節(jié)點。此時，市場參與者僅需組合合約路徑分別為節(jié)點i→hub、hub→節(jié)點j的2份義務型FTR，即等價于持有1份合約路徑為i→j的義務型FTR；設計2n份不同路徑、帶方向的義務型FTR即可滿足所有潛在的市場需求，市場流動性也因此可得到明顯提高[22]。

圖1 簡化FTR合約路徑的設計Fig.1 Design of simplifying FTR contract paths

在國外的相關實踐中，普遍應用了上述思想以力求提升FTR市場的流動性：

a)美國電力市場的各大ISO普遍會選取若干節(jié)點集，按加權平均的計算方法構造名為交易樞紐(trading hub)的虛擬節(jié)點，用以結算中長期合約。大量的FTR均會將交易樞紐設置為“注入”或“汲取”節(jié)點，并分別與用戶側或發(fā)電側的定價節(jié)點連接，形成相應的合約路徑。

b)新西蘭電力市場同樣也采納了LMP機制，且設置了逾250個定價節(jié)點，但其在啟動FTR市場的初期，僅在南、北兩島的交易樞紐間定義了1條合約路徑，后續(xù)才隨市場的穩(wěn)步發(fā)展而適應性地增加了合約路徑的數(shù)目[7]。

c)意大利電力市場采用了價區(qū)定價機制，并將全國劃分為6個價區(qū)，其發(fā)電側按所在價區(qū)的現(xiàn)貨電價進行結算，用戶側及中長期合約按加權平均結算節(jié)點進行結算，F(xiàn)TR則適應性地定義在上述兩結算點間[4]。

1.2 初始分配機制設計及實踐效果

1.2.1 初始分配機制的設計

從一般性的角度來看，在設計FTR市場初始分配機制時，應依次解決下述3個核心議題：①確定阻塞盈余的最終歸屬者；②為阻塞盈余設計合理的分配機制；③設計FTR拍賣機制。

1.2.1.1 確認阻塞盈余的最終歸屬者

不論采取節(jié)點或價區(qū)定價，阻塞盈余的分配問題均客觀存在，市場設計者應首先確認的是哪一類市場主體有權享受該筆收益。從經濟學意義來看，阻塞盈余直接反映了輸電容量所具備的稀缺性。如若部分市場參與者顯性或隱性地為一定的輸電容量預支了相關費用，其自然也有權利分享阻塞盈余。在實際操作中，該類市場參與者的認定，是權利、責任、利益問題而非技術問題，且很大程度上取決于某市場的發(fā)展歷史和具體政策，一般可歸納為2類情形：①部分市場參與者已購入了確認其固定輸電容量使用權的服務合同，其持有者理應被補償因出現(xiàn)輸電阻塞而支付的額外費用；②商業(yè)輸電線(merchant transmission)的投資者有權受益于該對應輸電容量所直接帶來的阻塞盈余。

1.2.1.2 阻塞盈余的分配機制

目前，美國各大ISO一方面普遍將阻塞盈余直接支付給FTR持有者，另一方面則通過FTR拍賣市場間接回籠該筆資金，并將其分配給阻塞盈余的最終歸屬者。具體做法主要有2種形式：

a)先通過FTR拍賣市場籌集拍賣收益，再按照受認可的指標，將該筆資金分配給阻塞盈余的最終歸屬者(譬如按負荷率來削減用戶的輸配電費用)。早期的CAISO，以及目前的ERCOT、NYISO均采取了該種做法[3]。

b)先為阻塞盈余的最終歸屬者免費分派預定義了路徑、容量的拍賣收益權(auction revenue rights，ARR)或FTR，再代理其在FTR拍賣市場中賣出對應路徑的部分或全部容量，并使之兌現(xiàn)而得到拍賣收益。PJM、MISO、CAISO、SPP以及ISO-NE在當前均采取了該種做法[3]。

接下來以PJM為背景，對情況b)予以進一步說明。PJM的FTR市場交易機制如圖2所示，其阻塞盈余的最終歸屬者主要為購買了固定或網(wǎng)絡輸電服務的用戶，其次則是商業(yè)輸電線的投資者。

假設某一符合該身份的市場參與者向PJM提交申請，并經審批后免費得到某一路徑為i→j、容量為Q、合約期為年度8 760 h基荷段的ARR。該ARR所有者可進一步作以下2項處理：①允許ISO拍賣路徑、合約期與ARR一致的、容量為λQ的FTR(λ為容量Q被拍賣為FTR的比例，0<λ<1)，某金融機構以出清價格pauc的報價中標得到該FTR后，ARR所有者即收獲金額為πauc的拍賣收益；②對剩余容量為(1-λ)Q的ARR申報自計劃(self-shcedule)，使之轉為FTR，從而得到其在未來合約期內帶來的阻塞收益πFTR。最終，該ARR所有者能得到的總收益

則足以推論：該情形得到的收益將無異于對全部ARR申報自計劃并轉為FTR(即λ=1時)；ARR機制在保障回收阻塞盈余的同時，還能實現(xiàn)對沖阻塞風險之目的。

1.2.1.3 FTR的拍賣機制

ISO為分配自身所收入的阻塞盈余，普遍按日前市場出清的節(jié)點價差與FTR持有者進行結算，并使之得到了價值為πFTR的阻塞收益。但應當注意的是，ISO所真正收入的總阻塞盈余應由2個部分組成：①日前市場中，中標電量所產生的日前阻塞盈余CDA；②實時市場中，偏差電量所額外產生的阻塞盈余CRT，該部分也常被命名為實時阻塞盈余(real-time congestion)。在理想情況下：①ISO在FTR市場中滿足了收入充裕性(revenue adequacy)，即ISO在現(xiàn)貨市場中所收入的總阻塞盈余，恰好等同于ISO應向FTR持有者支付的阻塞收益πFTR；②日前模型與實時模型匹配較好，實時偏差電量盡可能小、且不產生實時阻塞盈余CRT。下式對此處所涉3個概念間的理想關系作了公式化的表達：

圖2 PJM的FTR市場交易機制Fig.2 Transaction mechanism of PJM FTR market

CDA+CRT=πFTR；CRT=0.

由于阻塞收益πFTR直接與ISO拍賣的FTR容量掛鉤，不難推論：若ISO拍賣的FTR容量過多，ISO收入的阻塞盈余就可能不足以支付FTR持有者應得的阻塞收益，即CDA+CRT<πFTR；若其拍賣的FTR容量過少，則不能保證ARR所有者獲得充分的拍賣收益。為保障收入充裕性，在每次啟動FTR拍賣前，ISO必須預估電網(wǎng)在合約期內的拓撲結構及物理約束，并通過最優(yōu)化程序確定所能拍賣的最大容量——該過程也常被稱之為同時可行性測試(simutaneously feasible test，SFT)。但事實上，ISO在拍賣中所應用的SFT模型難以完全匹配日前或實時市場的實際模型，因此也很難保證在各時點上完全實現(xiàn)收支平衡。解決該問題最為簡單、直接的辦法是設立相應的平衡賬戶，以實現(xiàn)余缺互濟。同時，為避免該平衡賬戶出現(xiàn)持續(xù)虧空(或盈余)的狀況，還需定期疏導資金缺口(或分發(fā)盈余資金)；但各ISO在具體做法上還是會有一定的差別，相關總結見表1[23-32]。

由以上敘述不難發(fā)現(xiàn)，設計FTR拍賣機制的核心困難，在于SFT模型是否反映了電網(wǎng)未來的真實容量。正因為如此，拍賣市場的設計者和組織者必須掌握充分的相關物理信息。在美國電力市場中，上述工作均由ISO來履行；在歐洲電力市場中，則由聯(lián)合分配辦公室(Joint Allocation Office，JAO)代理22家輸電系統(tǒng)運營商來負責。

1.2.2 初始分配機制的實踐效果

從市場的宏觀統(tǒng)計來看，F(xiàn)TR拍賣市場吸引了越來越多的金融機構參與交易，投標量顯著大于出清量，呈現(xiàn)出較好的競爭性。隨著ARR所有者選擇通過自計劃提前兌現(xiàn)阻塞收益的比例逐年降低(參見圖3)，拍賣市場的實際容量與影響面也逐步擴大[23-32]。

橫坐標刻度數(shù)09/10表示2009/2010年度，其他以此類推。

圖3 各類型市場參與者在PJM的FTR年度拍賣出清
總容量中占據(jù)的份額(2009/2010年度至2018/2019年度)
Fig.3 Cleared capacity shares of different market
participants in annual PJM FTR market
(from 2009/2010 to 2018/2019)

另一方面，從拍賣市場的微觀結構來看，參與者類型也呈現(xiàn)出了多樣化的局面。在直接參與交易過程的市場主體中，不僅有摩根斯坦利這樣的大型投行，也有僅雇傭若干員工的小微企業(yè)；以ABB、Cambridge Energy Solution為代表的部分軟件開發(fā)商則面向FTR拍賣市場推出了估值工具，間接提升了FTR拍賣市場的定價能力。

1.3 二級市場交易機制設計及實踐效果

1.3.1 二級市場交易機制設計

表1 部分ISO為保障FTR市場收入充裕度而設計的配套平衡機制Tab.1 Balancing mechanism designed by some ISO aiming at ensuring the revenue adequacy of FTR market

正因為如此，包括PJM在內的多數(shù)ISO(或TSO)均會針對性地為FTR二級市場搭建透明、公開的電子交易系統(tǒng)，以盡可能地降低市場參與者的交易成本，并方便其按雙邊交易的形式來自由轉讓FTR。

1.3.2 二級市場交易機制的實踐效果

盡管多數(shù)FTR市場為提升流動性作了多方面的針對性設計，但相對繁多的合約路徑仍使得二級市場的流動性非常有限。其中，僅有美國的少數(shù)ISO能維持相對活躍的交易量，這顯然與其能夠吸引較多的金融機構有著較密切的關系。

2 FTR市場前沿問題評述

FTR市場在近年的實踐中的確也暴露出了部分問題，且直接關乎到其配置資源的公平性與有效性。以下圍繞當前較受學界、業(yè)界關注的兩大問題開展討論。

2.1 實時阻塞盈余為負

2.1.1 問題的表現(xiàn)及其影響

如第1.2.1節(jié)中所述，ISO在現(xiàn)貨市場中真正收入的總阻塞盈余由日前阻塞盈余和實時阻塞盈余2個部分組成。盡管直覺上容易認為，實時阻塞盈余因僅取決于偏差電量(一般僅占全電量的5%以內)在實時市場中的結算結果，不至于對其實際分攤對象的損益造成較大影響，但這卻是與實際運行情況所大相徑庭的。

就以PJM為例，其因實時阻塞盈余在2010年7月至2014年5月間長期為負，導致FTR阻塞收益平衡賬戶出現(xiàn)了高達12.7億美元左右的資金缺口。當該筆資金缺口按規(guī)則(見表1)分攤至FTR持有者后，直接使得FTR的套期保值率大大降低且極不穩(wěn)定，并嚴重削弱其對沖阻塞風險的基本功能[33]。以上所述絕非個例，CAISO、MISO近年來也出現(xiàn)了實時阻塞盈余長期為負的情況，且分別對其實際攤付對象造成了較明顯的經濟影響[34]。

2.1.2 對相應成因的討論

從已有的相關研究分析來看，實時阻塞盈余為負的直接原因，普遍可歸結為實時市場輸電容量小于日前市場輸電容量[34-35]。此處結合簡單兩節(jié)點算例予以說明：①假設圖4中節(jié)點A、B上均存在負荷與發(fā)電，聯(lián)絡線輸電容量在日前市場模型中被設定為50 MW；②在進入實時市場后，聯(lián)絡線輸電容量因某些因素下跌至40 MW，A、B兩點LMP分別因阻塞加重而下跌和上漲；③表2列出了出清結果，其表明實時阻塞盈余確因輸電容量的相對減少而呈負值。表2中：pDA、pRT分別為日前、實時電價；QG,DA、QL,DA為發(fā)電、負荷分別在日前市場中結算的中標電量；ΔQG,RT、ΔQL,RT為發(fā)電、負荷分別在實時市場中結算的偏差中標電量；πG,DA、πL,DA為發(fā)電、負荷分別在日前市場的支出(負號表示盈利)；πG,RT、πL,RT為發(fā)電、負荷分別在實時市場的支出(負號表示盈利)；CDA、CRT分別為日前阻塞盈余、實時阻塞盈余。

圖4 實時阻塞盈余為負的兩節(jié)點算例模型Fig.4 Two node example model of negative real-time congestion

表2 實時阻塞盈余為負的兩節(jié)點算例結果Tab.2 Results of two node example of negative real-time congestion

進一步來看，造成實時市場輸電容量小于日前市場輸電容量的誘發(fā)因素主要有：①隨著新能源滲透率的增加，其間歇性出力的特點易使實時市場中出現(xiàn)日前市場模型所未能預見的環(huán)流，并因此使得凈輸電容量收窄；②日前市場模型低估了輸變電設備受臨時停運或老化減容的實際影響；③各ISO之間未就跨區(qū)交易建立足夠有效的協(xié)調機制，邊界斷面(interface)成為了實時阻塞為負的“重災區(qū)”之一[35]；④部分市場參與者利用虛擬投標(virtual bidding)機制，在易發(fā)生環(huán)流的節(jié)點間進行投機，對實時阻塞盈余為負起了推波助瀾的作用[36]。

2.2 拍賣出清價格被系統(tǒng)性低估

2.2.1 問題的表現(xiàn)及其影響

然而，近年來的相關研究分析普遍表明，理論與實踐結果間出現(xiàn)了較明顯的偏離。如圖5所示，在PJM中，一方面其FTR拍賣市場的出清價格呈現(xiàn)了系統(tǒng)性的低估，F(xiàn)TR持有者較易獲得盈利而非虧損[23-32]；另一方面，不同類型的FTR持有者在盈利能力方面出現(xiàn)了分化，金融機構的盈利能力明顯強于真正參與現(xiàn)貨交易的實體企業(yè)(發(fā)電商、負荷服務商及大用戶)。與此同時，在由其他ISO所組織的FTR市場中，也或多或少地出現(xiàn)了與PJM相類似的問題，表3中即對此做了針對性的總結。

總之，不論成因如何，ARR所有者的權益都直接受到了影響，其不僅未能通過拍賣機制回收全部的阻塞收益，還與FTR持有者間形成了新的交叉補貼。

圖5 各類型市場參與者在PJM的FTR市場中的收益Fig.5 Earnings of different market participants in PJM FTR market

表3 若干FTR市場拍賣收益與阻塞收益的對比分析Tab.3 Comparative analysis of several FTR markets between auction revenues and congestion revenues

2.2.2 對相應成因的討論

該問題是學界近年的研究熱點，相關文獻的解釋主要可總結為以下2條思路：

a)SFT的估計能力不足。SFT本質上就是盡可能地模擬未來現(xiàn)貨市場的實際情況，其在模型中考慮的約束數(shù)量必然少于日前市場模型中所實際考慮的約束數(shù)量，轉移因子的設置也可能與實際不同，這都可能使得拍賣市場與現(xiàn)貨市場呈現(xiàn)較大的偏離[39]。

b)復雜的機制設計推高了交易成本。較之于一般意義上的拍賣市場，F(xiàn)TR拍賣市場的具體機制設計十分龐雜，市場參與者為找到可能被拍賣環(huán)節(jié)低估的FTR合約，須雇傭具高度專業(yè)化的業(yè)務技能的員工，以建立更為準確的物理模型。該類市場參與者為回收自身的交易成本，可能會以低于自身真實估值的價格進行投標[42-43]。

3 對應用FTR以重構我國南方區(qū)域電力中長期市場的啟示

3.1 引入FTR的必要性

在我國南方區(qū)域(以廣東起步)電力市場的機制設計中，發(fā)電側在現(xiàn)貨市場中按所在節(jié)點進行結算，但其在中長期市場交易的差價合約卻按全省加權統(tǒng)一節(jié)點進行結算。該設計直接導致發(fā)電側成為了阻塞風險的事實承擔者，相應可能的負面影響主要有以下2個方面：

a)對市場短期運行的分析。在未引入FTR的前提下，發(fā)電商不僅無法通過差價合約以完美對沖阻塞風險，其持有的差價合約在發(fā)電節(jié)點LMP與全省加權統(tǒng)一節(jié)點LMP的走勢相背離時，還可能產生適得相反的效果。該現(xiàn)象不僅會影響發(fā)電側在電能量市場中的損益，還可能誘使其將差價合約視為投機工具而非風險管理工具。

b)對市場長期運行的分析。在現(xiàn)有的結算機制下，存量機組容量不同的發(fā)電側市場主體所承擔的阻塞風險存在差異，對于發(fā)電節(jié)點較多、位置分布更為離散的市場主體，其資產組合能在一定程度上對阻塞風險形成自然對沖；但對于發(fā)電節(jié)點較少、且其送出線路易出現(xiàn)阻塞的市場主體，其唯有依靠FTR方可完美對沖阻塞風險。另一方面，在缺乏FTR的情況下，部分風險厭惡型的市場主體可能會避免在阻塞風險較大的節(jié)點新建增量機組。

綜合考慮上述2點影響，當前極有必要考慮引入FTR的相關事宜。

3.2 市場設計的政策建議

3.2.1 合約設計

a)FTR合約時間維度的設計。一方面，應保證新發(fā)行FTR合約的交割曲線與當前標準化差價合約的交割曲線形成銜接配合；另一方面，為避免給起步期間的信息披露機制和SFT模型設計帶來過多困難，應先考慮發(fā)行月合約和季合約，再考慮發(fā)行年合約。

b)FTR合約空間維度的設計。為便于市場起步和激活合約流動性，建議先將LMP特征相近的發(fā)電節(jié)點加權構造為若干虛擬節(jié)點，再進一步將FTR的合約路徑定義在全省加權統(tǒng)一結算點至該虛擬節(jié)點間；為滿足市場參與者的個性化需求，后續(xù)隨合約流動性的逐步增強，適應性地增加該類虛擬節(jié)點的數(shù)目，或直接定義發(fā)電節(jié)點至全省加權統(tǒng)一結算點的FTR。

3.2.2 初始分配機制設計

基于前文所述，對初始分配機制設計的政策建議主要有以下3點：

a)建立配套的信息披露機制。如前文所述，不論是計劃檢修、電網(wǎng)擴建還是非計劃停運，所有改變電網(wǎng)絡拓撲的因素均可能影響各份FTR最終的實際價值，且直接關乎到拍賣市場的估值能力；因此，在每一輪FTR的初始分配前，市場設計者應就該類信息作透明、詳實的預告和披露，以解決信息不對稱問題和確保市場公平、高效。

b)盡快設計、開發(fā)適用于南方區(qū)域電力市場的SFT模型。該模型直接關乎到了FTR市場的收入充裕性和不平衡資金問題，是進一步推進市場建設的核心技術問題之一；同時，市場設計者還應前瞻性地關注實時阻塞盈余為負的問題，與電網(wǎng)公司協(xié)作建立迭代更新SFT模型的機制，提高對非計劃停運和環(huán)流的預估能力。

c)設計穩(wěn)妥的、分階段的過渡路線。為解決當前迫切的有無問題，初期僅按較被認可的指標，為阻塞盈余的最終歸屬者免費分派FTR，并開放其二級市場；待市場信息披露機制、FTR合約設計逐步完善，且積累了相當?shù)腖MP數(shù)據(jù)后，再逐步引入拍賣市場，并輔之以較保守的SFT模型，以盡可能避免出現(xiàn)系統(tǒng)性低估FTR拍賣出清價格的現(xiàn)象。

4 結束語

設計和運營FTR市場的確是一項比較有挑戰(zhàn)性的任務，但國外約20年的實踐經驗仍然為市場設計者提供了諸多經驗與啟示，使得業(yè)界充分利用“后發(fā)優(yōu)勢”以較好地重構南方區(qū)域電力中長期市場。在后續(xù)的研究中，亟需采取定量的方法，對適用于該區(qū)域市場的FTR合約設計和SFT測試模型進行更深入的研究。