传统电力行业有着天然的地域属性，不同国家和法域下的电力市场在技术层面和制度层面都存在着较大差异。不过近年来，随着电网系统的联通以及跨国贸易的发展，跨境电力交易逐渐成为国际电力市场交易新趋势。在世界范围内，欧盟国家内部、非洲大陆内部、东南亚国家等地区电力跨境交易较为活跃；我国与邻国之间的跨境电力传输主要包括云南与东南亚之间的电力传输，我国东北地区与东北亚的电力传输，我国新疆维吾尔自治区（以下简称“新疆”）与中亚国家之间的电力传输等。
跨境电力交易既包括基础设施的联通，也包括跨境交易双方在电力制度、监管、商业安排等方面的合作、沟通与协调。本文将从跨境电力交易在世界范围内的实践出发，简要介绍中国的跨境电力交易实践，并进一步分析在中国企业出海参与跨境电力交易中应关注的要点。
跨境电力交易在世界范围内的实践
就基础设施层面而言，世界跨国互联电网主要有北美联合电网、南部非洲电网、北欧电网、东欧电网、欧洲大陆电网、地中海西南电网、地中海东南电网等。
就电力贸易层面而言，欧盟国家电网互联程度较高，且历史悠久，欧盟国家的贸易体系有着相对统一的制度设计和监管规则，为发展电力市场一体化提供了有利条件；非洲国家由于经济落后且发展水平不均，电力供应地域差距较大，近年来成立了多个跨国电力联盟，鼓励外国投资者参与跨境输电基础设施建设；东盟国家近年来致力于发展跨境电力贸易，尤其是新加坡政府出台了多项举措以鼓励电力进口贸易发展，实现能源供给的安全性和可持续性。
囿于篇幅，笔者在本文主要挑选欧盟、非洲和东南亚3个地区介绍其各自跨境电力交易发展情况。
一、欧洲：从物理互联到市场一体化
欧洲电力基础设施的联通由来已久，早在20世纪50年代，全球首个220kV的跨国电网将法国、瑞士和德国的电网相连，而后又有多个欧洲国家加入到电网互联的进程中，并逐步覆盖到欧洲大陆的大部分地区。2009年，欧洲大陆与英国、斯堪的纳维亚半岛以及爱尔兰联合形成了欧洲输电系统运营商网络，即欧洲互联电网。目前，欧洲互联电网已经可以连接整个欧洲大陆内部以及临近的大陆部分地区。在欧洲南部，电网通过西班牙和意大利与北非连接，在欧洲北部，电网通过德国、匈牙利、土耳其等国家与亚洲互联。欧洲互联电网通过高压直流（High VoltageDC即HVDC）连接，或者与大型发电厂或变电站的单独连接，目前已覆盖40多个国家的6亿多人口，成为全球最大跨境电力市场的互联电网。
近年来，欧洲国家大规模开发风能和太阳能等可再生能源，可再生能源电力的波动性使欧洲各国电力系统的不稳定性增加，在欧洲建立统一的电力市场逐渐成为了共识。欧盟2004年提出了在欧洲建设伊比利亚电力市场、意大利电力市场、东南欧电力市场、西欧电力市场、东欧电力市场、英国和爱尔兰电力市场、波罗的海电力市场、北欧电力市场8个区域市场的计划。与此同时，欧洲还在法律层面启动了协调各国电力监管制度的改革，欧盟委员会提出的第三能源法案于2009年正式生效，其中要求并同意各国提高和统一公共服务义务和消费者保护标准，加快电力垄断环节剥离，提出建立超越国家的机构来协调欧洲电力运行和监管。随后，欧盟理事会通过了独立传输运营机构（ITO）方案，并成立了欧洲传输系统运营商机构（ENTSO-E），该机构由来自欧洲35个国家的42个电力传输系统运营商组成，负责协调管道和电网接入规则，调整和保障输送网络规划，更好地利用通道资源。
总体而言，欧洲的跨境电力交易强调统一监管体系和统一规则，同时强调关注社会福利，尤其是针对新增投资项目，需要做严格的“成本-效益分析”（Cost-Benefit Analysis，即CBS），而不是做“成本-利润分析”（Cost-Profit Analysis），或“成本-收入分析”（Cost-Revenue Analysis）。也就是说，需要精确估算新增项目对发电厂、用电方及上下游相关产业社会福利的影响，由相关受益方补偿新增投资的成本，在欧盟市场从事基础设施投资或跨境交易均应关注国家社会福利。
二、非洲：起点较低、发展前景广阔
由于非洲的经济发展相对落后，其电力发展水平较低，电力供应不足的现象较为严重。非洲只有约1/6的国家电网覆盖率超过30%，许多国家低于10%，撒哈拉以南的非洲地区更有约6亿无电人口。
近年来，非洲国家政府允许并欢迎外国投资者参与当地基础设施，特别是新能源领域的投资和建设。2015年成立的“非洲可再生能源倡议”组织近年来确定并落实的项目包括建立联通尼日利亚、尼日尔、贝宁、布基纳法索5个国家，长度为875km的跨境输变电网；可供给刚果（金）、布隆迪、乌干达3国的Ruzizi水电站项目及其配套输电设施。兴建基础设施为非洲的跨境电力交易提供了广阔空间，未来非洲将建成北部非洲输电走廊、西部非洲输电走廊、中部非洲输电走廊、北-南输电走廊等多条电力联通网络。
与此同时，非洲大陆内部成立了多个电力联合体，其中包括东非电力联合体（EAPP）、北非电力联合体（COMELEC）、中部非洲地区电力联营体（CAPP）、西非电力联营系统（WAPP）和南部非洲电力联盟（SAPP），涵盖了非洲48个国家，各联营体内成员国间以及联营体之间建成或规划建成电力线路来进行电能交换。
值得一提的是，SAPP已有较为成熟的跨境电力交易机制，SAPP采用竞价上网电力系统，基于电力交易平台，主要以跨国双边物理合约运作。SAPP的电力交易平台于2009年开放了日前市场，于2015年底开放了日间市场，于2016年初开放了远期现货电力市场。SAPP注册在津巴布韦哈拉雷市，为其12个成员国的国有电力公司以及莫桑比克的HCB水电公司、赞比亚Lunsemfwa hydro power Company及赞比亚输电公司CEC提供跨境电力交易服务。
三、东南亚：政策主导的跨境电力交易
与欧洲和非洲电力市场化交易的模式不同，东南亚的跨境电力交易有着政策先行的属性，尤其是地区经济组织出台的相关政策为该地区跨境电力交易提供了鲜明的政策导向。东盟2015年制定的《2016—2025年东盟能源合作行动计划（APAEC）》明确，在此阶段要推进16个、共45条双边电力联网项目的建设。根据2019年发布的《东盟电力互联互通项目进展与展望》，至2018年已有14个互联子项目投入商业运营，送电规模达550万kW。
以新加坡为例，该国95%以上的电力都是由进口天然气发电获得，其中进口天然气七成以上来自印度尼西亚（以下简称“印尼”）和马来西亚的管道天然气。2021年印尼上游天然气设施发生事故，导致新加坡电力供给受到较为严重的影响，因此，新加坡政府近年来致力于拓展可再生能源电力进口的可能性，以保障能源供给安全。
2022年新加坡能源市场管理局宣布将从老挝进口100MW电力，电力输送将途经泰国和马来西亚，这也意味着老挝-泰国-马来西亚-新加坡电力一体化（以下简称“LTMS-PIP”）计划启动。LTMS-PIP的基本框架是将老挝大量过剩的水电出口到其南部邻国，通过输电线路将4个国家与邻国连接起来，并为这些国家提供额外的电力供应。
LTMS-PIP计划正式启动后，根据新加坡和老挝两国达成的协议，老挝电力公司将在2022—2023年的雨季和旱季分别为新加坡供应100MW和30MW可再生能源电力。此外，印尼也正在探索向新加坡出口电力的相关实践，印尼政府正计划在廖内群岛地区建设太阳能发电厂（PLTS），计划将可再生能源电力出口到马来西亚和新加坡。
LTMS-PIP项目将进一步加快东盟电网建设进程与东盟成员国之间可再生能源的互联互通。根据新加坡政府的信息，新加坡计划到2035年从东盟区域进口电力达到4亿MW，以实现统筹区域能源电力资源，减少碳排放，强化能源安全的目标。
我国探索跨境电力交易的发展历程与实践
一、发展历程
我国与周边国家的跨境电力交易实践可以分为2个阶段。第一阶段是从20世纪90年代至2015年，在这一阶段中，中国与邻国在电力互通有无的基础上逐步推进跨境互联电网的建设和电力跨境贸易。第二阶段是2015年至今。国家主席习近平在2015年9月26日联合国发展峰会上倡议探讨构建全球能源互联网，推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求。在此之后，中国的电力跨境交易进入到以推动可再生能源远距离输送，实现电力系统低碳化的阶段。
二、交易模式
在早期，我国跨境电力交易多是政府政策推动、电网公司执行的模式，参与跨境电力交易的主体通常是国有电网公司。例如2012年2月25日，中国国家电网公司与俄罗斯东方能源股份公司签署了长达25年的购电协议，协议规定到2037年前，俄罗斯向中国供应1000亿kW·h的电量。
2015年之后，随着“全球能源互联网”和“亚洲超级电网”理念的提出，昆明电力交易中心应运而生，中国的跨境电力交易也在云南省探索出了新的模式。云南省在地理位置上与东南亚国家相连，在电力基础设施建设方面，云南省通过21条输电线路与越南、缅甸、老挝联网。云南省同时是全国输配电价格改革和电力体制改革的首批试点省份。2016年成立的昆明电力交易中心在跨境交易机制、跨境资金结算、境外主体入驻等方面不断突破创新，并以跨境电力市场为载体，充分运用“互联网+”、电子结算等技术手段，助力境外市场主体进行交易，目前已初步形成面向南亚、东南亚的电力交易平台。
据报道，在十三五期间，云南电力市场跨境交易电量累计超过176亿kW·h，出具跨境电力市场化结算单600余份，交易额超过12亿美元，目前已有老挝、越南、缅甸3个国家的100余家购售电主体进场交易。电力已成为云南省第3大出口商品。
三、地域分布
目前，我国跨境电力交易主要集中在云南省与东南亚国家之间，东北地区与东北亚之间，以及新疆与中亚国家之间；跨境电网互联主要包括向北与俄罗斯西伯利亚地区和蒙古国的电网互联，向西通过新疆与中亚的吉尔吉斯斯坦、哈萨克斯坦和阿富汗等国的电网互联；向南则主要通过云南省和广西壮族自治区，与大湄公河次区域国家的电网互联。
俄罗斯西伯利亚地区电力资源丰富，但地广人稀消纳不足；中亚地区水力和煤炭等发电能源资源丰富，具有建设大型电站向中国送电的潜力，满足我国负荷中心地区清洁电力供应需求；塔吉克斯坦和吉尔吉斯斯坦两国水电装机比重高，与我国西北电网跨国水火互济性较好；湄公河流域水资源丰富，但水电的季节性较强，这恰好可与我国云南省的火电资源实现互补。
中国企业出海参与跨境电力交易关注要点
一、跨境电力交易成本和不同市场电力供需情况
跨境电力交易区别于单一国别市场内部的电力交易，具有市场规模大、传输距离长、电力线路网架复杂、跨越不同市场等特点。不同区域或国家间的电能供需情况、市场间不同的交易成本等都会导致电力价格的波动。由于“边际效应”的存在，跨境电力贸易会产生额外的交易成本。在利润最大化条件下，只有当出口收入大于出口电力的生产成本及跨境贸易交易成本时，电力丰裕国才会生产用于出口的电力商品。同理，只有当进口支出加上交易成本小于进口电量国内生产成本时，电力稀缺国才会进口短缺的电力商品。
中国企业出海进行跨境电力交易时，应结合相关地区的地理环境等因素，关注到不同电力市场间的跨境电力交易成本，对当地市场进行充分调研，对电能供需情况和交易成本进行核算，对风险进行有效评估。
二、相关电力市场针对跨境电力交易是否有鼓励政策
国家的推动和支持是跨境电力交易开展的前提条件，建议投资人通过国别尽调等方式关注购售电所跨越的国家/地区间是否有鼓励政策或相关条约，特别是在税收、外汇、资金结算等方面。例如在东北亚国家电力联网的实践当中，2012年中蒙两国签署《中华人民共和国和蒙古国关于建立和发展全面战略伙伴关系的联合宣言》，双方将加快推动包括电力在内的基础设施和矿能资源大项目产业投资合作，研究在蒙合作建设煤矿坑口电厂及向中国出口电力。2015年4月，黑龙江省委省政府出台了《“中蒙俄经济走廊”黑龙江陆海丝绸之路经济带建设规划》，强化了俄对华输电能力的释放。基于相关鼓励引导类政策的安排，2016年3月30日，中国国家电网公司、韩国电力公社、日本软银集团、俄罗斯电网公司在北京签署了《东北亚电力联网合作备忘录》，进一步推动了东北亚电力联网，将蒙古、中国东北和华北以及俄罗斯远东地区的可再生能源基地与中国华北、日韩等负荷中心连接起来，实现地区可再生能源的大规模开发利用。
三、不同电力市场针对跨境电力交易的监管差异
由于跨境电力交易涉及的经营主体较多，且不同国家和地区间的财税、安全、技术等政策标准有着较大差异，跨境电力交易的实际项目经营中通常面临着较为复杂的监管制度。
不同国家和地区对于跨境电力交易的监管思路不同，例如在新加坡，新加坡能源市场管理局（Energy Market Authority，EMA）针对电力进口的具体需求会不定时出台招标文件（Request-for-Proposal，RFP）。参考EMA过往发布的招标文件全文，EMA对于电力进口商在资质许可（例如需要取得电力进口许可）、合同签署要求（例如合同签署类型、签署期限、主要权利义务条款等）、电力批发市场参与要求、碳排放、电力备用设备等方面均会提出具体要求，中国企业出海投资如通过投标方式参与该等项目的，需对RFP中的条款进行详细了解。
又例如在欧盟，尽管电力市场一体化发展程度相对于全球其他区域较高，但是欧盟30多个国家的具体电力发展水平仍然存在差异，能源监管制度也不尽相同，如何在复杂且分散的电力市场建立一套安全可靠，并相对公平且高效的市场机制，统一的能源监管在其中发挥了重要的作用。在欧盟，能源监管由多个主体负责，其中欧盟委员会能源部负责监督欧洲所有与能源相关的议题，并为欧盟各成员国制定战略目标，同时制定规则推动能源基础设施建设并建立与国际能源机构合作机制。在欧盟委员会能源部下，根据相关法案，2011年设立了能源监管合作机构（Agency for cooperation of Energy Regulators，ACER），该监管机构负责监督能源批发市场的合规性和透明度，并协调促进欧洲能源市场一体化。此外，在欧盟跨国电网的实践中，相邻国家的电力传输运营商合资成立了专项机构负责区域电力安全问题的处理，其服务范围包括安全分析、容量计算、中断协调、充裕度预测、通用电网模型等。
笔者建议中国企业在参与跨境电力交易时对相关法域的电力交易监管法规和相关政策深入了解，同时与相关法域政府和监管机构在安全、技术、标准等多方面的问题进行沟通与协调。
四、电力进口商的资质及跨境电力项目审批要求
在跨境电力交易中，电力进口国对于电力进口商的准入和资质要求是值得关注的重点事项。以新加坡为例，电力进口商需要获得政府许可。新加坡政府在评估电力进口公司时通常会关注该进口电力是否是低碳的、价格是否在新加坡电力市场上具有竞争力、进口公司是否资信可靠等。对于希望参与新加坡电力批发市场（SWEM）的进口商，其需要在当地主管部门注册成为市场参与者并遵守相应市场规则（例如电力交易额度、上限、应急储备设施等）。此外，参与SWEM交易的电力进口商需要缴纳相应履约保证金，进口商需关注电力主管部门对于此类保证金金额和期限的要求。另外，进口商还需特别关注并遵守新加坡政府对于进口电力在技术上的要求。例如，进口电力需要遵守新加坡电力主管部门发布的相关技术规范；对于发电端存在间歇性电力能源的项目（例如可再生能源发电项目），需关注新加坡电力主管部门对此类项目是否要求保障24/7全天候提供能源、对于电力是否有最低年负荷系数商运要求等。
在电力基础设施方面，相较于普通基础设施项目，跨境电力交易项目在建设期的审批也存在特殊之处。例如，跨境电力项目在用地方面有一项特殊点是其输电线路、海底电缆等可能跨越多个国界的地面或海底，据此，其可能涉及到多个司法管辖区的开发权、通行权或许可。该等开发权、通行权或许可通常由不同的政府机构管理，因此进口商可能需要履行多道审批手续。
五、电力设施维修与工程承包方面的风险
除上述一般准入条件之外，一些国家还针对电力设施的维修有着特殊要求，跨境电力交易在出现传输设备（如海底电缆）损坏的情况下需要更长的时间维修，可能需要数周的维修时间，并导致电力中断。因此，如新加坡政府等为防止进口电力出现风险（例如停电风险），对于备用电力可能会有特别要求，电力进口商需关注并遵循。
在电力设施施工的过程中，需要关注电力跨境施工中与承包商相关的风险。与独立的发电、输电项目不同，跨境电力交易涉及的工程量较大，该类工程可能无法仅交给单一EPC承包商进行设计、采购和施工，而需要委托多个EPC承包商进行工程建设。在多个承包商施工的情况下，进口商需关注各个承包商之间的工作界面划分是否明确，以及工程之间的绩效和工程延误风险。
此外，值得关注的是电力输送配套设施技术的发展，尤其是特高压输电技术的应用，为大规模远距离境外输电创造了条件。目前，我国与周边国家的电力电量交换较少，而俄罗斯、哈萨克斯坦、吉尔吉斯坦等邻国都有丰富的油气资源，蒙古也有部分煤炭资源。由于电能在终端使用中能效比油气的效率高，输入电能可以减少能源总需求。虽然发展特高压输电技术的初期阶段需要有较大的投入，但随着技术进步及特高压电网的建设，规模经济的效益会发挥出来，输电成本将大幅下降。
六、其他问题
在跨境电力交易中需要关注电力能源端价格波动情况。以新加坡为例，新加坡大部分电力生产均依赖进口天然气发电。在天然气价格上涨的情况下，电力价格会相应上涨。在此情况下，新加坡电力主管部门可能会出台一些临时性政策，例如允许用电大户以固定价格购电。
在签署跨境电力交易协议时，也应关注电力购买协议（PPA）相关合同条款设计。与一般的电力项目PPA相比，跨境电力PPA机制将更为复杂，对合同条款起草的要求也更高。
此外，政治风险也是跨境电力交易中不可被忽视的重要风险点。同一般的跨境贸易一样，电力出口也同样受到所在国政治因素变化的影响。不同国家和地区间的制度差异和政治因素变动可能会增加跨境电力贸易的交易风险。在跨境电力交易中，政治风险通常与政府征用、货币的可兑换性及可转让性，以及政府违约有关。此外，电力进口商还需特别关注政策监管风险，特别是贸易管制和制裁引发的风险。
总结
跨境电力交易的实现不仅需要跨境电网的联通，也需要相关配套监管制度和优惠政策的实施和落地。随着电力基础设施的联通和跨国贸易的发展，跨境电力交易在世界范围内越来越常见，相关国家的市场制度也随着跨境电力交易的发展逐步建设与协调，在一些国家和地区也出现了积极推进电力市场一体化的改革措施。近年来，在“全球能源互联网”倡议的指引下，跨境电力交易也为我国企业出海投资提供了新机遇和新挑战。在中国企业出海参与跨境电力交易的进程中，无论是投资跨境电网基础设施建设，还是实际参与跨境电力交易，都应把握政策风向，防范相关风险，在了解市场的前提之下，探索出海投资新模式。
（作者单位：北京市君合律师事务所）