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金融输电权报告
文稿归稿存档编号：
[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-MG129]
金融输电权报告
金融输电权（报告）
姓名：
肖刚
班级：
专硕5班
金融输电权
1.金融输电权的基本概念：
金融输电权为市场交易者规避价格波动风险而设立的金融工具，它是一个金融支付合同，这个合同的支付取决于电力现货市场的成交结果。
当电力网络在输配电过程中发生阻塞时，金融输电权的拥有者获得经济补偿，以保持输电价格的长期稳定性。
Hogan于1992年首次提出输电容量权的概念，其主要观点是采用输电容量权来分配阻塞成本，这是金融输电权的最初形式。
利用输电权进行阻塞管理是近些年来阻塞管理领域的研究热点和重要发展趋势。
目前的研究通常认为输电权可以分为金融输电权（finacialtransmissionright，FTR）、物理输电权（physicalTransmissionRight，PTR）和基于潮流的金融性输电权（flowgateright，FGR）三大类。
物理输电权是对输电能力使用权的直接定义,其具有调度优先权或输电容量使用的排他权。
它也具有可交易性，当原持有者不使用该输送能力或者认为出售该PTR的收益超过其执行交易合约的收益时可以转售。
在充分竞争的情况下,物理输电权和金融输电权是等价的。
虽然物理输电权可为现货市场阻塞发生时交易计划的处理提供明确的协调机制,但目前学术届认为其相对金融输电权存在以下劣势:
●PTR持有者自身的“再调度”会影响系统运行机构对系统的有效、经济的调度。
因为市场参与者经常直到现货市场才确定自身对输电系统的需求,很难事先准确估计自身需购买的PTR数量,即使原持有者想要转让其多余的PTR给可以更高效利用该输电容量的用户,PTR的交易很难在短时间匹配完成。
●其次,在节点电价市场中，若阻塞问题比较严重，市场参与者借助物理输电权行使市场力的能力较FTR更强，PTR所具备的调度优先权或输电容量使用的排他权增加了其行使市场力的可能性。
●在复杂的电力网络中难以提供有效的计划协调机制，尽管很多年来一直在寻找完善、有效的物理输电权形式，但输电权市场的复杂运行情况以及实际市场运行工况的快速改变使得设计一种完善的物理输电权十分困难。
例如当物理输电权数量发布不准确时，会影响到现货市场的实际调度运行，但对于金融输电权而言,这些偏差只会影响相应的财务收益。
所以物理输电权多被认为在辐射状、无环流的简单网络中适用。
相反,金融输电权并不控制实际网络的使用，将输电系统的使用从基于输电能力的使用权限转变为不影响实际调度的财务权限。
FTR为市场提供风险规避机制而非交易计划的协调机制，由实时市场的竞价情况来决定输电容量的实际使用,因此可以促进了输电系统的高效利用。
当其他的市场参与者使用输电线路效率更高时，FTR的持有者可以通过金融输电权交易，在自身获得经济补偿的前提下方便地实现输电能力向效率更高者的流动。
随着PJM、纽约、ERCOT等市场中金融输电权多年运行经验的积累,学术界也十分关注对FTR市场运营情况的评估。
金融输电权市场实践中出现的某些问题,也有越来越多的学者对金融输电权这一市场设计的合理性提出了质疑。
目前国外学术界关注的焦点是金融输电权对电力市场运行带来一系列深层次影响。
主要研究涉及FTR的市场力问题、FTR与电网投资激励的关系问题、新金融输电权形式的设计、FTR市场规则的改进问题,也包括如何提升FTR市场参与者的市场策略问题。
2．金融输电权市场的发展与现状
1992年williamwHogna首次提出了输电容量权的概念，形成了金融输电权的雏形；1996他提出点对点金融输电权的设想。
此后，Richard0.Tabors设计了一种具有调度优先权的输电权。
Hung一PoChao和stPehenPeck引入了基于潮流的输电权。
实践层面,美国联邦能源监管委员会于“orde:
2000”中建议RTO（区域输电组织）开发市场化的方式来解决电力市场环境下的阻塞问题。
目前这一理念集中表现为建立输电权市场的方式，引入金融输电权交易的模式受到了美国电力监管机构的高度肯定。
美国各区域市场选取了不同的金融输电权市场模式,有的金融输电权可以对输电系统的使用提供协调机制。
即在获得相应的阻塞财务收益的同时也可以具备调度优先权,例如加州的固定输电权；其他的金融性输电权则不影响系统实际调度。
对于FTR的定义方式，有的针对所有节点定义，即采用点对点的金融输电权，以PJM和纽约市场为代表。
有的仅针对区域间的输电关口或者特定的联络线定义，以德州为代表。
针对点对点金融输电权,PJM市场同时引入了权益型和责任型两种交易品种，新英格兰和纽约市场仅引入了责任型点对点金融输电权。
各FTR市场运营规则方面也有所不同,以初始分配为例,德州和纽约市场直接通过FTR拍卖市场。
PJM则引入了拍卖收益权机制分配FTR的拍卖收益，直接将拍卖收益权分配给输电用户。
各市场中金融输电权有着不同的名称，纽约电力市场称为输电阻塞合同（transmissioncongestioncontracts，简称TCC），德州市场称为输电阻塞权（transmissioncongestionright，简称TCR），PJM市场称为金融输电权（financialtransmissionrights），加州市场称为固定输电权（fixedtransmissionrights），新英格兰市场称为金融阻塞权（financialcongestionrights，简称FCR）。
目前，美国的PJM、纽约、新英格兰、德州等区域市场都相继建立了金融输电权市场。
尽管上述几个输电权市场在交易品种及市场规则上各有不同，但核心都是金融性的输电权交易。
由此可见，运用金融输电权来解决阻塞所带来的市场风险问题，已经成为美国电力市场设计中的一个重要趋势。
3．金融输电权市场的适用性
结合建立金融输电权市场的目的、其对电力市场的影响以及其自身运营的特点的分析，可以得出建立金融输电权市场所需具备的基本条件如下：
一、电能量市场价格机制的配合
因为每笔金融输电权是结合电能量市场的节点电价来确定目标分配的。
所以金融输电权市场需要以采用节点电价的现货市场为基础。
电能量市场运营成熟，无论是采用区域电价还是节点电价，建立金融输电权市场最基本的条件就具备了。
二、购电侧形成实质性的竞争主体
金融输电权市场的建立不仅为市场参与者提供一种风险管理工具，也是为了有效解决阻塞盈余的合理分配问题。
因此，形成购电侧实质性的多方利益主体是建立FTR市场的一个重要的目的。
单一购买模式下，即使建立了基于节点电价的现货市场，也缺少分配阻塞盈余的需求。
三、双边交易的需求
引入FTR市场的重要目的就是为双边合约提供阻塞风险规避。
因此是否存在足够的双边交易数量，以及与之对应的风险规避需求也是这一市场建立的重要条件。
四、购售电双方签订的交易合同以金融性合同为主
若市场交易以物理性的远期双边交易为主,即交易计划需要实际交付，当系统阻塞时，不得不对交易计划进行调整，例如按照输电能力使用的优先次序对交易进行削减。
由于FTR并不能为现货双边交易计划的调整提供依据，因此，以此类双边合同为主的市场出现阻塞时，具有调度优先权的物理输电权可确定输电容量分配的优先规则，能起到足够的风险规避作用。
金融输电权这一工具若不附加优先调度权，不能为现货市场阻塞时交易计划的调度次序提供明确的协调机制，此时，金融输电权并不适用。
在双边交易主要为金融性的市场中，即发电商与用户间签定的双边合同主要是规避现货市场价格风险的责任转嫁协议，无需严格合约交割。
买卖双方在签定双边合同时会考虑合同所涉及输电线路的阻塞情况，并将相应的阻塞风险体现在双边合同的价格里。
发电商既可以用自己的机组向用户售电，也可以在现货市场购买其他发电商的电能再转卖给用户。
用户既可以实际消费所购电能，也可以再将其购得的电量在现货市场转售。
此时，远期市场的交易计划可在现货市场灵活调整，金融输电权市场才能较好衔接。
五、金融输电权市场的引入不会对原有电力市场运营产生较大冲击
如前文分析，对输电扩容所新增FTR的分配会对电网投资产生较大影响，这类新增FTR的分配机制就应与原有输电投资体系较好的协调。
无严重市场力的情况下FTR市场才是有效的，也需控制FTR带来的市场力问题。
因此，需要建立与金融输电权市场相配套的协调和监管机制。
六、阻塞问题的严重性
应当计算总阻塞费用的大小，分析权衡所在市场的阻塞问题严重性，是否需要建立这种利益分配机制。
如果电网阻塞问题不严重,建立金融输电权市场的效果就很小，但却不得不面对FTR市场复杂的建设与运营成本。
七、电网结构较为稳定
只有市场参与者对所在电网的阻塞问题较有正确认知时，才能充分发挥FTR的风险规避作用。
这就要结合电网建设所处的不同发展阶段进行分析，当电网结构处于较大变化时，理论界对金融输电权市场的价格信号能否正确体现存在很大争议。
有些金融输电权市场的分配机制也需要结合用户对网络的使用情况，如果电网结构处在较大变化之中，金融输电权的分配就存在很大的不确定性，市场发布的输电权数量也很不准确，市场参与者购买FTR也将存在一定的盲目性；导致FTR拍卖价格无法正确反映阻塞成本，从而影响金融输电权市场的运营效果。
八、金融市场成熟，相关金融法规完善。
FTR市场是否有效，关键看FTR拍卖价格信号能否准确，市场的投机成分不能太大。
理想状态下，FTR的拍卖收益应等于其在电能量市场中的阻塞收益分配。
由于金融输电权市场也同样存在过度投机的风险，需要相关法制环境提供有效的约束。
在结算体系上需要一定的控制措施，例如参与PJM金融输电权市场所需满足的拍卖信用限额机制。
九、相关技术支持系统完善
金融输电权的申请、分配、拍卖、结算都需要借助完备的技术支持系统。
以国外多个FTR的二级拍卖市场为例，都要求可以在任意时段实现FTR的拆分交易，结算系统同步调整相应财务帐目。
再如规模较大的电网中,点对点FTR的拍卖可能需计算上万种节点组合所对应的FTR价格。
金融输电权市场对技术支持系统的可靠性和计算能力都有着很高的要求。
3.2金融输电权市场具体模式选取的适用性
金融输电权市场具体的交易品种、分配规则等模式的选取，应与现有的电力市场交易模式有效衔接，统筹考虑发电、购电、输电各方的利益。
３.２.１金融输电权交易品种的选取
交易品种的选取关键是点对点FTR和FGR间的选择，对于点对点FTR还需要考虑权益型和责任型点对点FTR的选取问题。
点对点的金融输电权与FGR这两种金融输电权，各有其设计的合理性，并没有确切的理由判定何者更加有效。
一种形式的优点也往往蕴含着它的不足，一种形式输电权在不同的市场环境中的实际表现也可能完全不同。
这两种金融输电权形式的选取，关键看其所在市场的发育程度、市场交易模式的特点、阻塞问题的特点以及具体的电能量市场价格体系。
对于点对点责任型FTR，从输电损耗的角度，可以选择平衡型,也可以选择非平衡型。
平衡FTR，是对阻塞的风险规避，为双边交易提供了保障。
非平衡型,是对输电损耗的套期保值，可以看作是电能期货,其目标收益对应相关位置的电能价格，这种形态只有新西兰市场计划引入，而且缺少这类市场运营经验。
FTR仍是一个新鲜的交易品种，以规避阻塞风险为目的的金融输电权也应落脚于阻塞问题，因此，非平衡型点对点FTR的引入需要谨慎。
３.２.２不同初始分配和收益分配方式的适用性
初始分配方式和收益分配处理方式选取的关键是协调好电网公司、输电权持有者、输电用户三者间的利益。
●初始分配方式
建立合理的FTR分配机制,才能保障输电权市场的长期生命力。
其初始分配可以通过长期拍卖市场、直接的FTR分配或拍卖收益权的分配三种方式。
FTR拍卖机制也一种潜在的分配机制，若FTR的初始分配是通过FTR拍卖，
FTR的拍卖收益则应用于补偿合理的输电投资,例如由于输电费用调整带来的沉没成本。
在保证电网公司合理的输电网建设和运营收益的情况下，超出的FTR拍卖收益则应用来降低输电服务费率,降低输电用户的输电费用，因为FTR市场的收益自于输电用户为规避阻塞风险的支出。
FTR的初始分配也可直接分配给输电用户。
在PJM，通过拍卖收益权将FTR拍卖收益分配给输电用户。
在德州，也分配给某些拥有长期合同的输电用户一定数量的输电权。
若采用这种方式,输电服务用户交纳的输电费用应该可以保障输电网投资的回收。
但如果拍卖收益分配仅依据历史年份输电用户对网络的使用情况，则很可能造成新进入输电用户的进入壁垒。
因此,直接分配FTR的方式在输电网络的使用情况较为固定的市场中更为适用。
●输电网扩展对应新增FTR的分配方式
将线路扩容带来的新增FTR直接分配给线路投资者，以此引导电网投资的激励方式；输电网处在大规模建设中，这种做法风险很大。
如果网络结构成熟,需要在局部增强电网投资激励力度时，可以采用这一方式。
同时要配合潮流发生异常变化时，此类新增FTR的处置机制。
以及单一电网公司垄断输电投资情况下,此类新增FTR的监控机制。
●收益分配方式
当阻塞盈余无法满足FTR持有者的目标分配时，可以采用以下两类处理方式:
1、根据目标分配大小按比例分配阻塞盈余；2、由输电网络拥有者（或用户）来平N一1安全校验准确定义单一的FGR发布数量非常困难。
FGR是对实际运行中的阻塞问题的近似描述,而能量市场的节点电价体系却是对系统的准确描述,两者在模型参数的选取上存在很大差异。
LMP价格的确定针对网络中的所有节点,存在多种运行状况和安全校验要求,输电权市场的可行性验证难以确定合理的FGR发布数量。
另一方面，由于FGR仅涉及几个特定的输电路径,而电能量市场的交易合约却可以针对所有可行的路径签订，输电权市场将无法为双边交易提供准确全面的风险规避。
在区域价格市场中，一个区域中所有的节点针对输电关口都近似地采用一个转移因子，且双边交易主要是各区域间的计划协调组织签订的,因此这一问题不突出。
所以在节点电价市场引入FGR是困难的。
其次，若在类似德州的区域价格市场引入点对点FTR,单单为金融输电权市场
的拍卖和结算采用节点模式，而电能量市场依然采用区域价格，FTR价格体系与电能量市场的价格体系不匹配，发电商难以结合FTR价格明确地指导其报价行为及阻塞风险规避。
所以区域价格与点对点FTR的组合也是不科学的。
此外，理论上混合模式也是可行的，即针对电能量市场的不同交易时段，同时引入点对点FTR和FGR两类金融输电权，这一方式美国中西部市场试图采用。
例如在远期市场或日前市场采用基于区域价格的FGR，同时在小时前或实时市场采用基于节点价格的点对点FTR。
由于FTR对应的收益可以来自于日前或实时市场，将不同市场产生的阻塞费用分别分配给对应的FTR持有者。
但这一混合模式要求电能量市场在不同的交易阶段分别采用区域电价与节点电价，以此分别进行两类金融输电权的结算。
此外，这一模式的应用还有以下困难：
一方面,这种模式在带来运营复杂性的同时能否起到有效的作用，一个有效的日前市场应当能解决市场中的主要阻塞问题，在实时市场出现的运行偏差不应当很大,在LMP体系下实时市场只针对其与日前市场的偏差进行结算。
但这种混合模式需要针对不同的交易时段引入不同的风险规避工具,给市场结算带来困难,这一复杂性是否有意义值得怀疑。
另一方面，如何确定在多个市场中FTR所对应的输电容量的分配比重也存在疑问，没有一个明确的分配依据。
同时，这一混合模式也缺少运营经验的积累。
因此，这种混合模式的应用在FTR运营实践进一步成熟后探讨。
因此，“区域价格匹配FGR”或者“节点价格匹配点对点FTR”这两种组合是值得推荐的。
３.２.３点对点的权益型和责任型FTR
对权益型点对点FTR收益充足难度的分析，可以得出：
在基于节电电价的市场，应首先引入点对点责任型FTR,如果市场确有需求再考虑引入点对点权益型FTR。
金融输电权的主要设计者willaimw.Hgona和美国联邦能源监管委员会都建议阻塞收益权应当首先应用责任型点对点FTR，认为这种FTR形式能够完全满足市场要求，FTR市场进一步成熟时再考虑引入点对点权益型FTR通过市场运营机构在现货市场的最优调度解决。
150可以根据双边合同的约定调整交易计划，权限更大。
在这种市场设计理念下，电能量市场一般采用节点价格，点对点FTR可以很好的衔接。
在“分散模式”下，现货市场并不要求集中的最优调度,市场中有几个主要的计划协调组织，例如德州的授权计划组织（QＳE）、加州的计划协调公司（Shcedulnig Coodrinaot）。
市场交易以计划协调组织提交的平衡双边交易计划为主,双边交易必须要通报市场运营机构，市场运营机构依据双边交易计划来调度。
通常在现货市场设立专门的平衡能量市场来解决双边合同未严格执行而引起的不平衡电量问题,即如果发电商不能履行合同（自身运行的问题或者认为不平衡电量市场价格更低，不履行交易计划更有利），需要按照不平衡市场的价格为用户买电,愿意按照不平衡电量市场的价格多发电的发电商可以增加发电量。
双边交易计划也需要根据对阻塞的影响缴纳阻塞费用。
由于阻塞而导致合约无法执行时，需要通过平衡市场或实时市场的增出力或减出力再投标来平抑合约造成的阻塞。
在这种市场设计理念下，电能量市场一般常采用区域价格,FGR可以很好的衔接。
4FTR在我国的应用前景
2005年9月28日国家电力监管委员会主席办公会议通过的《电力市场运营基本规则》中，已规定了“电力市场交易类型包括电能交易、输电权交易、辅助服务交易等（第七条）”，“电力市场因规避输电阻塞风险的需要,经电力监管机构批准，可以组织开展输电权交易（第二十条）”，这就为未来金融输电权在我国的应用打下了基础。
目前南方电力市场规则设计中尚无日前市场规则，东北市场采用单一购买模式。
因此两者尚不具备探讨输电权市场的基本条件。
在我国华东区域电力市场的一期设计方案中，日前市场的上网电价采用节点边际电价定价机制，这就需要考虑未来是否建立相应的金融输电权市场。
4.1点对点FTR的引入
目前华东的某些市场规则已可以与FTR市场很好衔接，“日前市场华东电力调度交易中心以执行日每一交易时段的全网购电成本最小化为目标函数，通过带安全约束的优化计算出清价格，获得日前竞价交易的发电计划和机组所在上网点的节点电价、省（市）参考点的节点电价。
长期、中期、短期双边合同上报给华东电力调度交易中心时都需提交96点典型曲线”，但目前华东市场的双边合同是指电网经营企业间签订的电力电量交易合同，缺少发电商与大用户或独立配售电企业间的双边交易。
●华东二期市场设计目标
对应华东二期市场设计目标，此时将计划开展大用户、部分独立配售电企业与发电企业的双边交易，增加输电权等交易品种，市场参与者中增加了大用户和独立配售电企业。
由于华东市场上网电价采用节点边际价格机制，若建立FTR市场，应当引入点对点的FTR。
但由于此阶段仅开展部分大用户和独立配售电企业与发电企业的双边交易，这就决定了此时双边交易仍是以省（市）电网公司与发电企业或电网公司之间的交易合约为主，引入风险规避工具的需求可能还不充分。
即使引入点对点的FTR交易，也主要解决各省（市）电网公司之间的阻塞收益分配问题，而这些电网企业归属同一投资主体。
考虑到FTR市场运营的复杂性，此时引入FTR的效果很可能不明显。
●华东三期市场设计目标
结合华东三期目标，届时在售电环节将引入竞争机制，业和用户直接参与市场竞争，开展电能金融合同交易，FTR加完备了：
所有具备条件的发电企建立的几个主要条件更
1、此时,基于节点电价的现货市场运营更为成熟。
2、该区域输配分开，形成实质性的购电侧多方竞争主体。
此时，配电公司、售电公司和大用户成为了购电主体。
需要一种机制来协调发电商、大用户和配售电企业间的利益，有效分配阻塞管理盈余。
3、发电商与用户间的双边交易成为市场交易量的主体，市场参与者需要规避节点价格波动的风险控制工具。
此时，市场设计也计划开展电能金融合同交易,交易合约将主要转变为“灵活形式”，不需完全保证物理的执行。
150可根据双边合同事先的约定,针对日前市场的阻塞价格来判定是否执行交易,可以充分发挥日前市场集中优化调度的效率。
若此时网络阻塞问题比较严重,且电网结构也较为稳定，则可以引入金融输电权交易。
4.2FGR的引入
我国输电网建设经历了局部电网的形成阶段和跨省互联的发展阶段，现在正处在跨区互联的发展阶段。
区域市场改革前电网长期以来以省为实体运营，以省为单位进行电网投资规划和建设,省间电力交易量较少。
目前以区域为单位进行资源配置，省间、区域间送电的比例增大,因此省间和区域间的联络线的阻塞问题通常相对于省内阻塞严重,省内阻塞问题也较为集中于几个区域间。
以东北电力市场为例，目前年度合同交易模拟运行校核时主要针对七个断面:
黑龙江东部一一黑龙江中部、黑龙江西部一一黑龙江中部、黑龙江一一吉林、吉林北部一一吉林南部、吉林一一辽宁、辽宁中部一一辽宁西部南部、辽宁一一华北电网。
七个断面中以黑龙江东部一一黑龙江中部、黑龙江一一吉林、吉林省一一辽宁断面阻塞情况较为严重。
而且我国正在加大电源基地的建设，负荷中心与电源中心不对称带来的送电通道阻塞也会更为明显。
这种阻塞的分布特点，适合引入FGR。
未来东北市场输配分开后，日前市场若仍采用目前规则设计中的分区定价方式，可以考虑依据主要的阻塞断面划分若干阻塞区，应用FGR进行阻塞风险的控制。
此外，FGR市场交易的输电权数量少，市场运营简单，也更为适合我国区域市场改革起步较晚的实际情况。
因此,，如果未来日前市场采用区域价格可以考虑引入FGR，这种模式可能更适合我国。
5结论：
结合金融输电权市场的最新发展，借鉴国内外研究成果，分析了这一阻塞管理机制的特点及其对电力市场的主要影响，并在此基础上就金融输电权市场的适用性问题进行探讨，得出如下结论:
1、建立金融输电权市场的基本条件是:
电能量市场价格机制有效配合，形成了购电侧实质性的竞争主体；双边交易以金融性交易合同为主；阻塞问题严重，有迫切的风险规避需求；电网结构较为稳定；相关金融法规和技术支持系统完善。
2、就具体的金融输电权交易品种的选取，应结合电能量市场价格体系、输电阻塞分布特点、所处市场的发育程度具体分析。
“区域价格匹配FGR”或者“节点价格匹配点对点FTR”这两种组合，运营机理明确,且经过实践检验是值得推荐的方式。
由于点对点责任型FTR在收益充足和交易流动性方面的优势,其相对于权益型，应优先引入。
初始分配方式和收益分配处理方式的选取原则是平衡好电网公司、输电权持有者、输电用户三者间的利益。
3、金融输电权应用于输电投资领域是否有效还需要更长时间的实际运行验证；无论学术界还是实业界对这一机制所认可的适用范围都还仅局限于小规模的输电网扩展应用，并且也都建立在金融输电权市场运营较为成熟的基础上。
因此,这种机制也仅作为原有输电投资回报机制的有益补充,金融输电权分配机制与原有输电市场运营机制相结合。
4、虽然目前我国的区域电力市场还不完全具备引入金融输电权市场的各项条件。
但与节点电价体系相衔接的金融输电权机制,可在不影响系统实际优化调度结果的情况下，为市场参与者提供风险控制工具,并且可以为电网扩展、电源建设和负荷用电提供经济信号，促进输电系统的高效利用，这一机制可以对我国未来的区域电力市场阻塞管理提供很好的借鉴。
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