电力市场设计中必须要考虑输电权定义、定价及交易问题

2）纯金融的输电权（Use it or lose it）

目前美国大多数电力市场中的输电权都是一种纯金融的输电权：保证获得收益的权力，但不保证可以使用。由于美国的输电费用全部由用户支付，所以输电权也一般首先分配给用户。比如在美国PJM，用户获得的输电权是一种收益权：拍卖收益权（Auction Revenue Rights，ARR）。这个收益权对应的收益是日前现货市场的阻塞盈余。

图1的例子中，假设日前市场的出清结果为：A、B的节点电价分别为300￥/MWh和500￥/MWh，AB之间的传输容量为60MW，则总的阻塞盈余或阻塞收益就是12000元。

用户接入了某个电网，按规定缴纳了输电费，就可以获得一定的ARR。ARR可以通过分配、拍卖等方式获得。对图1的系统，ARR的收益主要是线路AB的阻塞收益，需要将其分配给L1、L2两个负荷。可以根据历史用电情况进行分配。考虑两种情况。

（1）L1、L2各获得AB的阻塞收益权的50%。则对日前市场的12000元的收益，分别可以获得6000元。

（2）考虑到L1的电一般是从G1买的，线路AB主要是L2使用，将线路AB的输电权全部分给Ｌ2。这样，全部的12000元收益都分配给L2。

对获得了ARR的用户，可以选择将其转变为相应通道（节点间）的金融输电权（Financial Transmission Rights，FTR），也可以选择保留ARR按照一定比例获得FTR拍卖的收益。

比如上述例子中，假设L2在ARR初始分配中获得了线路AB的全部的容量的权力，即60MW。这里考虑三种情况：a）将其转化为线路AB上的FTR，从而可以保证其60MW的从A到B的电力传输（不许要额外缴纳阻塞费）。b）保留ARR获得FTR拍卖的相关收入。c）将40MW转化为AB线路上的FTR，另外的20MW在FTR市场拍卖。

如果选择方案b），其拥有的60MW的从A到B的输电权可以在FTR拍卖市场拍卖，由其他市场参与者购买。L2则获得拍卖FTR的相关收益。在FTR拍卖中中标的市场成员获得了相应的输电权，也就获得了日前市场相应的输电容量的阻塞收益权。

ARR分配即FTR拍卖中需要考虑的一个重要的问题是同时可行性问题。一方面，电网中有多条线路（断面），各线路上的最大传输容量不是独立的，是会相互影响的，分配及拍卖必须基于某个电网拓扑模型。另外一方面，在进行ARR的分配或FTR拍卖时，基于的电网模型与实际日前市场中使用的模型不一定一致。这将导致日前市场中的可用输电容量与分配或拍卖的可用输电容量不一致，进而造成一些问题。

比如，年度ARR分配时，分配给L2了60MW的AB之间的ARR。L2选择了方案c），将40MW的ARR转化为FTR，将20MW的ARR拍卖，获得FTR的收益权。该20MW输电权由市场主体M获得。日前市场中，由于一些原因，线路AB输电容量变为了30MW。A、B节点的电价仍然分别为300￥/MWh和500￥/MWh。则：

l系统在日前市场可以收取的总的阻塞盈余：30*（500-300）=6000元。

lL2的40MW输电权应获得的收益：40*（500-300）=8000元。

l市场主体M拥有的20MW输电权应获得的收益：20*（500-300）=4000元。

l系统总的输电权支出：8000+4000=12000元。

l输电权收益缺额：6000-12000=-6000元。

可以看到，这种情况下，系统收取的总的阻塞费用小于需要支付给输电权所有者的费用，这主要是由于日前市场电网模型中，AB的实际可用容量30MW）与早期进行ARR分配和FTR拍卖时的可用容量（60MW）不一致造成的。实际市场可以采用不同的方法解决此问题。

3）含收益权的物理输电权（Use it or sell it）

在这种定义下，具有输电权的市场主体可以选择物理执行（使用相应的输电通道），也可以选择将其权力卖出，获得收益。在欧洲、美国的跨区、跨国、跨市场的交易中，经常采用这种方式。

仍然以上述图1的简单系统为例进行说明。G1在AB线路输电权的年度拍卖中，获得了60MW的输电权。其需要在现货市场前，即日前向相关电网公司提交其物理的送电计划。如果其提交了40MW的送电计划，则调度将保证G1的40MW电力从A送到B，同时将另外的20MW的输电权在日前的统一、耦合电力市场中拍卖，G1根据A、B两个节点（区域）之间的价差获得相应的补偿。

2、期权与期货

对输电权的收益权，可以定义为责任型的（obligation）的，也可以定义为期权型的（option）。如果是定义为责任型的，则意味着输电权的收益可能是正的，也可能是负的。如果是定义为期权型的，意味着无论实际输电权两端的价格如何，输电权收益不会为负。

比如，仍以上述系统为例。对60MW的AB之间的输电权，如果A、B的节点电价分别为300￥/MWh和500￥/MWh，则该输电权的价值为正，无论定义为责任型的还是期权型的，收益都为60*（500-300）=12000元。但如果B节点的电价由于某个低成本电厂的投运而降为了140￥/MWh，同时A节点的电价不变，则该输电权的价值为负：140-300=-160￥/MWh。则对于责任型的60MW的输电权所有者，不仅不能因为该输电权获利，还需要额外付出60*（-160）=960元。对于期权型的60MW的输电权所有者，其收益为0，但也不需要额外付出。

一个市场中可以同时允许责任型的输电权和期权型的输电权的存在，但这会造成一致性校验等更加复杂。

3、点到点与基于支路

输电权可以按节点定义，也可以按线路定义。图1的简单系统中，仅有两个节点，一条线路，两种定义是相同的。但对于其他的情况，两种定义将有很大不同。

比如，对于简单的三节点系统，具有三个节点A、B、C，三条支路AB、AC、BC。如果输电权定义为点到点的，则如果想要从A到C送电，只需购买A、C之间的点到点输电权即可。但是如果输电权定义为基于支路的，由于电网环流的存在，则需要同时购买三条线路的输电权：AB、AC及BC。如果三条线路的阻抗完全相同，则对于AC之间的60MW的输电服务，需要购买40MW的AC线路的输电权、20MW的AB线路的输电权以及20MW的BC线路的输电权。

当然，实际市场中，可以仅定义一些关键支路，或者说关键路径、关键断面（Flowgate）。对于一般不会发生阻塞的线路（其阻塞价格为零），不需要购买。

两种方法各有优缺点。对于点到点类型的输电权，对需要通过输电权规避节点间价格风险的市场主体，购买起来非常简单，只要知道上网点、下网点在哪里就可以，不需要知道电网的具体拓扑结构，就可以确定需要购买多少。这种方法的问题是：不同节点之间的最大传输容量不是确定的值，是会相互影响的。在年度、月度等前期的拍卖市场中如何确定不同节点之间的可用传输容量，如何对系统中的可用容量进行建模、表达、发布是需要考虑的问题。对基于支路的输电权，其最大的好处是每条支路的最大传输容量相对是比较确定的。其存在的问题是，1）如何定义关键支路？定义的太多，造成交易的复杂；定义的太少，会造成一些可能发生阻塞的支路未考虑。2）市场参与者如何购买基于支路的输电权？两点之间送电需要的不同支路的容量，与电网的拓扑结构有关，如果拓扑结构发生变化，如何处理？

对于直流输电线路的输电权分配，可以采用基于支路的方式，因为其上面的潮流不受其他线路上潮流的影响。对于其他的线路的输电权，选择点到点方式还是基于支路方式，取决于系统的具体情况。当两个系统（区域）之间联系比较简单，有比较清晰的联络界面时，两个系统（区域）之间的输电权可以采用基于支路的方法。对于联系比较紧密，有很多环网的情况，则采用点到点方式会更简单。

4、实际电力市场的选择

以上从三个角度给出了输电权的分类：金融/物理、责任/期权、点到点/基于支路。对于金融/物理的选择，一般与整体市场的设计，特别是能量市场的设计有关系。责任/期权、点到点/基于支路可以根据市场的实际情况进行选择。一些市场中允许多种类型输电权同时存在，由市场参与者选择购买哪种类型的输电权。

总结

电力市场设计中，如何对输电权进行定义，定价以及交易，是必须要考虑的问题，并与能量市场的设计密切相关。本文对输电权的基本定义、分类进行介绍，并结合简单算例进行了比较和分析。再次强调，电力市场的很多方案没有绝对的好坏，取决于具体的目标、约束，以及技术、经济、政治条件。但是，市场的各个环节需要一致、匹配。能量市场和输电市场、批发市场和零售市场、中长期市场和现货市场都不是相互分离的两个市场，而是密切耦合在一起的。进行一个市场的设计时，必须要同时考虑对另一个市场的影响。