0引言

自1990年英國推進電力工業改革以來［1］，電力市場建設已在全世界走過30多年歷程。與傳統的垂直一體化體系相比，市場化有利于破除壟斷造成的低效率，賦予電能一般化的商品屬性，并通過形成科學的價格信號引導資源優化配置。目前，多個國家已經建立了電力市場［2-5］，其中極其關鍵的一個環節是在短時序上建立了與電力系統運行緊密結合的市場組織形式，即：現貨市場。一般來說，現貨市場以日為市場組織的時間周期，采用集中出清的交易形式，產生面向日內不同時段的分時價格信號，并形成滿足安全約束、可實際達執行的電力調度計劃指令［6］。

然而，近年來隨著電力市場范圍的不斷擴展、交易主體數量的激增與類型的多元化，以及可再生能源、交直流混聯電網等新要素接入帶來的電力系統形態變化，電力現貨市場在適應性與有效性方面面臨著許多新的挑戰。為應對新的挑戰，世界各國都不約而同地推進了現貨市場的機制變革。事實上，電力現貨市場建設目前還沒有理論上的“理想模型”，一直呈現出動態發展與修正的過程。其中，歐洲和美國的實踐最有代表性，具體舉措包括擴大電力市場范圍、推動市場運行精細化、建設容量充裕性機制、引入新主體參與市場等。

中國自2015年《中共中央國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（9號文）［7］發布以來，其電力市場化改革已進入以現貨市場為代表的“深水區”。2017年9月以來，啟動了以廣東、浙江、山東為代表的8個現貨市場建設試點，歷經3年多的探索，各試點選擇了相應的市場模式、報價規則、出清模型、價格機制等，完成了市場的初步建設，目前均已實現了月度以上的長周期結算試運行。

與世界上其他國家相比較，中國現貨市場建設面臨著更復雜的局面與更艱巨的挑戰，主要體現在2個方面。一方面中國在現貨市場建設初期即面臨國外成熟市場當前面臨的新問題，需要用較短的時間走完國外10年以上走完的路，挑戰多、周期短，對市場建設的路徑規劃提出了更高的要求；另一方面，中國在體制機制上的特殊性，需要實現計劃、市場的“雙軌并行”，以及需考慮地區間、用戶間、電源間復雜的交叉補貼等問題。

在這個關鍵的市場建設時點上，本文結合國外、國內市場建設的進展，對現貨市場建設所面臨的新形勢、新挑戰進行展望分析，總結市場建設的關鍵問題和前進方向，并嘗試對國內市場建設提出建議。

1歐洲電力現貨市場建設進展

歐洲電力現貨市場的發展核心在于實現更大市場范圍內的資源優化配置，建立歐洲統一電力市場，實現多個國家電力市場的耦合和大范圍的能量互濟。為此，歐洲在市場協調、交易耦合、市場分區等方面進行了有效的探索。另外，歐洲還在積極探索容量充裕性機制和配電網側主體參與市場的機制，以應對高比例可再生能源的挑戰。

截至2019年，歐洲已實現26個國家日前市場耦合［8］和22個國家日內市場耦合［9］，日前跨區交易電量約為450 TW·h［10］，日內跨區交易電量約為26 TW·h［11］。與此同時，歐洲可再生能源裝機容量達到574 GW，占總裝機容量比例約為50%，發電量達到1.3 PW·h，超過總發電量的1/3［12］。

1.1歐洲統一電力市場的建設

歐洲統一電力市場由中長期交易和現貨市場構成，其中現貨市場是歐洲統一電力市場的核心環節，它又分為日前市場和日內市場［13］。日前市場采用統一出清的方式，在潮流上可完成跨區傳輸，在定價上可實現跨價區耦合。日前市場的統一出清模型內嵌了跨區輸電權的隱式拍賣，實現了能量和輸電權的聯合優化，通過將跨區容量分配給社會福利最大的交易來增進市場效率［14］。日內市場的成交量較小，建設初期主要采用“連續撮合、先到先得”的交易方式。實時平衡市場不屬于統一市場的環節，在各國范圍內獨立組織。

在運營管理上，歐洲統一電力市場由歐洲能源監管者聯盟（European union agency for thecooperation of energy regulators，ACER）監管［15］，由歐洲輸電網運營商聯盟（European network oftransmission system operators for electricity，ENTSO-E）進行市場運行和電網調度上的協同［16］，由歐洲電力交易中心（European power exchange，EPEX）等交易機構完成日前和日內市場的出清［8-9］，由各國輸電網運營商（transmission system operator，TSO）負責組織實時平衡市場和電網調度。

在統一市場出清計算方面，歐洲統一市場中的中西歐區域（Central-Western Europe，CWE）開始用潮流耦合模型（flow-based model）取代可用傳輸容量（available transfer capacity，ATC模型，并計劃于2021年推進到整個歐洲大陸核心區域［17］和北歐區域［18］。新模型能夠更精細地考慮區域內電網的物理參數，提高資源優化配置的效率。為了確保跨區交易成交量，ENTSO-E要求各國至少將物理最大跨區傳輸容量的70%用作跨區交易，其余30%用作備用容量與區內電力交易等［19］。

在分區定價模式方面，以往除了北歐、意大利之外，其他國家和地區大多以國家行政邊界為價區［20］，這會帶來2個方面的問題。一方面，價區面積過大，無法反映區域之內的電能空間價值差異，降低了資源優化配置效率；另一方面，價格分區與電網拓撲不一致，跨區交易后區內阻塞多，需要實時再平衡，增加了計算負擔。目前，歐洲市場正在推進價區的拆分，并根據長期的電網阻塞情況來重新劃定價區，以提升經濟效率［21］在2018年，德國-奧地利價區已經被拆為2個價區，面積較大的瑞典被拆分為4個價區［22］。當前，歐洲共有39個價區，2019年的日前市場價格從37.7歐元/（MW·h）到63.8歐元/（MW·h）不等，各價區的示意圖如圖1所示［11］。需要說明的是，圖1中僅給出數值，單位均是歐元/（MW·h）。

1.2計容量充裕性機制的設計

容量充裕性機制指，在能量支付以外，根據機組的可用容量給予發電機組額外支付。它作為現貨市場的重要配套，在歐洲得到了格外關注。2019年，歐洲市場內的容量費用為39億歐元，在愛爾蘭，單位電量的容量費用高達日前市場能量價格的24.0%，在英國、法國、德國這一比例分別為9.0%、8.8%、5.0%［11］。

歐洲各國在容量充裕性機制上有不同的思路［23］。英國、意大利等建設了集中式容量市場，由容量拍賣確定容量補償的單位價格；西班牙、希臘等則采用了固定價格的容量補償；德國、瑞典等采用了戰略備用方法，即在市場化機組之外保留一部分機組（一般為老舊待退役機組），給予其部分容量支付，保證在電力稀缺狀態下的容量可用性；法國則將容量義務分散式地分配給各用電主體，要求其通過購買或自建完成容量義務；荷蘭、羅馬尼亞等國家尚未采用容量充裕性機制。各國采用的容量充裕性機制如圖2所示［11］。

1.3配電網側資源參與市場的推動方式

電力系統的發展使配電網側資源參與市場的需求進一步放大。一方面，智能電表和自動終端裝置的應用使用戶側擁有了靈活響應價格的能力；另一方面，高比例分布式資源（包含分布式光伏、儲能等）使用戶從單純的消費者轉為產消者，可以與電網雙向互動。推動配電網側資源參與市場，能充分挖掘它們的響應潛力，幫助平抑可再生能源的波動性。

歐洲電力市場主要通過3個方面的改革，幫助用戶更好地參與市場［24］。第一，完善信息披露制度，積極發布市場數據，減少信息不對稱；第二，加強零售市場競爭，引入動態價格機制，賦予用戶自由選擇售電公司和聚合商的權利；第三，加強用戶數據的保護，減少用戶對隱私泄露的擔憂。此外，歐洲還出臺相關政策，產消者自用電量不用支付網絡服務費和系統運營費，這激勵產消者安裝分布式資源，并通過自發自用減少電費。

2美國現貨市場建設現狀

美國電力市場的發展核心在于推動現貨市場運行精細化，以提高系統運行可靠性、經濟性。為此，美國在市場規則、交易模型、新品種定義、新主體準入等方面做了大量工作。此外，美國還嘗試在州與州之間、區域與區域之間實現跨市場的協同運行，并改良容量市場機制。

美國的市場由交易-調度一體化的獨立系統運營商（independent system operator，ISO）組織通過求解機組組合和經濟調度問題得到市場出清結果。目前，美國一共有7個區域電力市場，覆蓋美國30多個州。

2.1市場精細化運行的推動

美國原有的現貨市場出清模型難以適應復雜多變的電力系統運行狀態，因此，各ISO推進市場的精細化運行，主要體現在4個方面：一是引入稀缺定價；二是改良原有輔助服務產品；三是提升出清的細粒度和預見性；四是建立動態的傳輸容量上限。

1）稀缺定價能在系統備用裕度緊張時生成合適的價格。美國大部分ISO采用能量-備用聯合出清的市場機制，因而能量價格、備用價格也互相耦合。在過去，ISO確定一個剛性的備用需求，在電力系統備用裕度充足時，備用不具備稀缺性，備用價格較低，但在電力系統備用緊張時，備用價格會飆升，帶動能量價格飆升。為了在稀缺狀態下形成合適的價格，得克薩斯州電力可靠性委員會（electricreliability council of Texas，ERCOT）［25］、中西部獨立系統運營商（Midwest independent system operator，MISO）［26］、賓夕法尼亞-新澤西-馬里蘭州互聯（Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection，PJM）［27］等ISO設計了備用需求曲線（operatingreserve demand curve，ORDC），根據系統失負荷價值生成彈性備用需求曲線。

2）改進輔助服務產品能更好地保障電網運行安全，精細化地衡量市場成員提供的安全服務。美國輔助服務面臨的挑戰包括：需要從系統采購過渡到分區采購，并進一步完善輔助服務標的物的定價機制。目前，各ISO正推進變革，以期進一步完善輔助服務的產品設計。例如，加利福尼亞州（簡稱加州）正計劃推動靈活性爬坡產品（flexible ramping product，FRP）的分區采購，在保證全系統爬坡能力之外，確保局部地區不會因為輸電阻塞而爬坡能力不足［28］。此外，加州還計劃將日前市場上原有的單向備用修正為上下2個方向的備用，既防范失負荷的風險，也防范可再生能源棄置的風險［28］。

3）出清細粒度和預見度的提升能增強系統運行的靈活性和經濟性。在原先的美國ISO市場中，日前市場以1 h為最小細粒度、24 h為最大預見度進行出清。由于可再生能源波動較大，過于寬泛的日前市場細粒度可能會導致系統爬坡不足的問題，而以每日為預見度可能無法實現多日層面的火電開機和儲能運行優化。因此，加州獨立系統運營商（California independent system operator，CAISO）、MISO等市場在考慮將最小細粒度降為15 min，以每日96個點進行日前市場出清［26，28］。另外，部分ISO在考慮突破日前市場24 h的時間限制，在出清時考慮多日層面的優化，如MISO引入的“向前看（look-ahead dispatch）”機組組合策略［26］。

4）動態傳輸容量的建立能充分挖掘現有傳輸線資源的潛力，減少阻塞。美國大部分ISO輸電線路容量有限，阻塞較為嚴重。傳統做法中一般將傳輸容量參數設定為固定值。但是，不同的環境溫度之下，傳輸線散熱速率不同，可以承受的最大傳輸功率也不同。此外，由于傳輸線的溫升需要時間，短期容量上限與長期容量上限也不同。為此，MISO引入了動態傳輸線容量機制［29］。該機制首先考慮環境溫度對傳輸線容量的影響，根據環境溫度修正傳輸線的容量。另外，考慮到傳輸線功率可短暫過載而不突破熱穩定極限，在緊急狀態下可修改傳輸線的最大傳輸功率。根據MISO測算，動態傳輸線容量機制在2019年減少了4 800萬美元的阻塞成本［26］。

2.2跨區市場的構建

與歐洲一樣，美國也面臨著在更大范圍內配置電力資源的挑戰。目前，美國跨區市場的構建主要有2種思路：能量不平衡市場（energy imbalancemarket，EIM）模式和協調交易機制（coordinatedtransaction scheduling，CTS）。前者是多區域市場之間的日內協調運行機制，平衡區的資源可在EIM市場中買入或賣出不平衡電量；后者則是利用市場成員的逐利特性，要求其提交跨區輸電投標，以市場出清的方式確定區域間的功率流向。

1）能量不平衡市場建立

為了促進可再生能源消納，自2014年始建立了美西EIM，CAISO與周圍尚未市場化的調度平衡區一同在日內時序上實現了多區域電力市場的市場化融合與協同運行，通過大范圍的能量互濟，增加可再生能源消納，減少各區域的備用成本。2019年，EIM頂峰時期為CAISO提供了2 GW的區外電力，約占加州尖峰負荷的5%［30］。截至2019年，CAISO估計EIM一共帶來了8.61億美元的經濟效益［31］。

近年來，EIM參與者不斷增加，由成立之初的2個初步擴展到現在的11個，計劃到2022年底擴展到22個［32］。另外，CAISO正在計劃將EIM擴展到日前［28］，實現更大范圍內的機組組合尋優，幫助各平衡區節省更多成本。

2）交易機制的協調

MISO和PJM之間的CTS建立于2017年10月［33］。市場成員提交CTS投標，表示該成員愿意在兩市場價格差大于閾值時，從傳輸斷面一側的市場購電而向另一側的市場售電。在出清時，ISO首先預測各自的出清價格，若CTS中的投標價格小于兩市場出清價格之差，跨區交易將得到出清，出清的結果將作為區域內日前市場的邊界條件。在結算時，CTS投標者按照實際的斷面價格差獲得支付［34］。目前，CTS的交易規模較小，2018年前10個月PJM和MISO之間成交的CTS投標不足300 MW·h［35］。此外，PJM和紐約獨立系統運營商（New York independent system operator，NYISO）、新英格蘭獨立系統運營商（independent systemoperator of New England，ISO-NE）、MISO和西南電力市場（Southwest power pool，SPP）之間也建立了CTS。

2.3新型主體參與市場的引入

美國充分認識到了儲能、分布式資源等新型資源與電網互動的潛力。在2018年和2020年，美國能源監管委員會（Federal Energy RegulationCommission，FERC）先后發布841號命令［36］和2222號命令［37］，要求各ISO制定儲能和分布式資源聚合商參與市場的規則。

近年來，儲能（不包含抽水蓄能）在美國的裝機容量快速增長［31］。過去，在儲能規模不大時，配電網運營商或可再生能源發電商，將通過支付一定的租金獲得儲能的運營權［38］，但它們使用儲能只基于自身需要，可能會有閑置時間，無法更加充分地利用。為此，FERC發布了841法案，尋求利用現貨市場配置儲能資源，達成更高的效率［36］。法案要求各ISO修改它們的市場規則和電價規則，確保儲能擁有和其他主體一樣的地位，同時市場的交易模型要充分考慮儲能的物理特征。

分布式資源聚合商能將大量資源聚合在一起與主網進行互動。但過去的市場沒有定義聚合商這一市場主體，沒有考慮它們與電網之間潛在的雙向功率流，聚合商只能以負荷或者發電商的身份參與市場。2020年9月，FERC發布2222號命令，要求推進分布式資源聚合商參與現貨市場［37］。在改革完成后，分布式資源的聚合商將和其他市場成員一樣，參與市場投標，并按節點電價結算交易的能量。

2.4改進容量市場機制

除ERCOT以外，目前美國其他ISO都已建立了容量市場，且規模可觀，如PJM在2019年的容量市場支付達到55億美元，相當于能量費用的35%［39］。

近年來，在容量市場結算方面，各ISO開始引入“按表現付費”的機制，激勵市場主體提高容量的可靠性。如PJM和ISO-NE分別從2020年和2021年開始對機組的容量表現進行考核［40-41］，MISO和SPP也在討論類似的舉措［26，42］。市場將考察各機組在系統電能稀缺狀態下實際的容量支撐，核定機組的表現并確定“表現支付”，它可能為正也可能為負，實際上在機組之間建立了一個轉移支付制度。

為了解決燃料問題造成的充裕性不足，PJM、ISO-NE等高比例氣電市場也制定了相關舉措，以增強供氣安全性。例如，ISO-NE給予保持較高天然氣存儲的電廠一定的補償，并和大液化天然氣公司簽約以增強區域電廠的供氣穩定性［43］。PJM則關注電網和天然氣網絡的耦合，將氣網也納入ISO的監控體系中，并且制定了氣網故障時的緊急備案［44］。

3中國現貨市場建設進展和挑戰

2017年，中國提出在南方（從廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅8個試點地區建設現貨市場。各試點現貨市場結合自身特點，從無到有實現了現貨市場的機制構建，已經陸續完成了月度以上的結算試運營。然而，建設過程中也暴露出一系列問題，面臨一系列挑戰，亟待創新解決方案、深化市場改革。

3.1計劃-市場雙軌制

通過降低接入電壓和用電電量的要求，各試點不斷擴大市場電量交易規模［45-46］。與此同時，依舊有相當規模的非市場電量需要遵循計劃體系下的優先發電和優先購電計劃，即發電側按照固定的上網電價發電，用戶側按照固定的目錄電價用電。這導致了2個方面的問題。一方面，優發優購的準入與發用電量爭議較大，在市場成員之間形成了不公平的競爭關系；另一方面，由于優發優購電量在數量上的不對等，結算賬目不平衡，容易形成不平衡資金，不利于市場的有序運行，也干擾了輸配電價的有效核定。文獻［47］指出應當直面計劃電與市場電長期共存現實情況。文獻［48］以福建電力市場為背景，研究了優發優購電量的確定方法。文獻［49］進一步研究將計劃電量分解為電力曲線的原則。文獻［50］研究了不平衡費用在市場成員內的分攤機制。

3.2中長期與現貨的銜接機制

大多數試點現貨市場采用了全電量優化的模式，中長期合約通過財務合同（financial binding）的方式與現貨市場銜接，具有金融結算意義，而不需物理執行［51］。

但是，目前仍然缺乏可充分體現各方意愿與市場運行需求的中長期交易曲線分解方法。目前各現貨試點正在嘗試采用自行申報或按典型曲線分解等方法，然而用戶或代理的售電公司在分解時往往缺乏對自身歷史用電數據的了解，預測偏差較大；典型曲線的確定也存在著模板不一、公信力不足等爭議。針對中長期電量分解的問題，文獻［52］嘗試基于負荷、可再生能源出力，得到標準化的金融交割參考曲線。文獻［53］在合約分解時額外考慮市場力的抑制，而文獻［54］則提出了中長期差價合同在現貨市場中的結算方法。

3.3跨省跨區資源優化配置

中國建立了北京、廣州2個電力交易中心，協調跨省跨區交易。2019年，北京交易中心組織省間交易電量493.1 TW·h［55］，廣州交易中心組織省間交易電量32.6 TW·h［56］。目前跨省跨區交易大多以年度、月度為主，僅有小規模的增量現貨交易。對待外送/外受電量，大部分試點將其作為現貨市場出清的邊界條件。

由于可再生能源具有波動性和不確定性，目前亟待引入市場機制推動日以內短時序的跨省跨區交易，通過推動更大區域內的能源資源優化配置，幫助消納可再生能源增發電量。文獻［47］將全國統一市場建設視為中國現貨市場建設下一個階段的重要任務。文獻［57］總結了歐洲統一市場對中國的啟示，另外文獻［12］在模式選擇、文獻［58］在品種設計、文獻［59］在出清模型等方面研究了統一市場的技術路線。

3.4節點邊際電價與容量充裕性機制

在價格機制上，多個試點已經實現了節點邊際電價計算，并以節點或區域邊際電價向發電側結算，用戶側則大多采用節點電價加權平均形成系統電價的方式進行結算。但是，節點邊際電價只反映邊際煤耗成本，無法體現發電資源的容量價值，如廣東日前出清均價僅為0.193元/（kW·h）［60］。若現貨價格持續低迷且進一步影響中長期價格，發電機組將面臨投資成本回收困難的問題。

為此，各試點開始了容量充裕性機制的探索性工作。山東、廣東已經發布了各自的容量補償管理辦法［61-62］，主要思路是：根據各機組的有效容量給予合理補償，補償價格由政府根據市場運行情況動態調整，費用在用戶和售電公司間進行分攤。但目前為止仍有許多技術問題仍懸而未決，例如資源準入［63］、費用分攤、價格確定［64］等問題。

3.5新型參與主體的納入

在參與主體上，各個試點均實現了發電側競價上網，但是在準入的發電主體及其類型上略有差異，部分試點的現貨競價只面向燃煤電廠，部分試點則已經將可再生能源等主體納入市場競爭［65］；廣東、浙江、山東、山西等省嘗試引入用戶側參與［66-67］，目前多以“報量不報價”的方式參與市場競爭。

但是，新型資源的市場參與度仍然不足。當前大部分現貨市場試點中，用戶側暫不參與市場交易，或者采用報量不報價的方式參與［68］，原則上只能作為價格接受者，無法反映自身的價格承受能力。此外，大多數試點省份沒有建立面向儲能、分布式資源聚合商等第三方主體單獨參與的市場機制，這限制了市場資源優化配置的空間。文獻［47］提出在未來要建設適應新型主體靈活參與、成本回報合理的電力市場機制。文獻［69］綜述了世界各國為利用分布式資源和需求側響應所做出的舉措及其對中國的啟示。文獻［70］研究了分布式資源聚合商參與調頻輔助服務市場的場景。

3.6清潔能源消納機制

目前，大部分試點將清潔能源電量作為現貨市場出清優化的邊界條件直接消納。隨著清潔能源占比的提升，在其出力高峰期現貨競價的空間將被大大壓縮，市場邊際電價跌至0［71］。為此，在清潔能源占比較高的部分試點中，已經嘗試引入清潔能源參與現貨市場報價［65］。

但是，現貨市場出清未必能保障清潔能源消納。由于清潔能源廠商報價未必最低，梯級水電站之間存在復雜的耦合關系等，以社會福利最大化（或發電成本最小化）為目標、按報價出清的市場機制未必能保障清潔能源的最大化消納。為此，四川等試點正嘗試引入峰枯電力市場機制［65］，在枯水期對水電進行直接調度以減少棄水。文獻［72］試圖從國外市場經驗中尋找消納可再生能源的有效政策，也有文獻探索修正出清模型的目標函數以增加清潔能源消納［73］。

3.7輔助服務市場機制

隨著現貨市場機制建設逐漸完善，此前分散開展的調峰輔助服務市場正在被替換或整合。在輔助服務市場與能量市場的協調機制上，大部分試點采用的是獨立運作、序貫開展的方式［74］，只有浙江等少部分試點建立了主輔聯合出清機制［75］，實現了能量、備用、調頻的聯合優化。另外，南方區域市場正在嘗試建設區域性的調頻市場［76］，以便在更大范圍內配置輔助服務資源。

輔助服務市場采用與能量市場分開組織、序貫出清的方式，所形成的結果可能會在運行上不可行或經濟效率不高；另外，輔助服務市場產生的費用，主要還是沿用原有的機制，在發電側以零和的方式分攤［77-78］，亟待建立“誰受益、誰承擔”的成本分攤機制，將相關成本有效傳導到用戶側。為此，文獻［74］提出了適用于中國市場的能量、調頻聯合出清市場機制。文獻［79］研究了國外輔助服務費用分攤機制對中國的啟示。

4現貨市場建設的關鍵問題

盡管歐洲、美國、中國的市場模式略有不同、建設的基礎不同，但都面臨著相似的問題，尤其是擴大電力市場邊界、推進多區域市場協同、引入新主體參與市場，以及消納高比例可再生能源等問題，這些都將對現貨市場的不斷建設完善提出了新要求。

4.1區域市場融合

在發展高比例可再生能源的背景下，區域市場可通過融合擴展，實現電力互濟，以減少備用需求，提高系統運行的可靠性和經濟性［58］。

區域市場融合涉及技術路徑選擇的問題，需要考慮區內和區外市場如何協同，由誰作為市場中的交易主體，由何種方式決定跨區潮流等一系列問題。歐洲統一電力市場采用了兩級協同架構，在日前、日內由EPEX等交易中心組織歐洲統一交易，以統一交易結果作為邊界條件，各國TSO再組織實時平衡市場；EIM是區域內日前市場出清完成后、在日內進行的不平衡能量交易市場；CTS實際上是將跨區傳輸潮流的決定權交到市場成員（包含金融主體）的手中，利用金融投標機制激勵市場成員去發現最優跨區潮流。3種區域融合機制的比較見表1。

無論選擇何種技術路徑，都需要破除區域間壁壘，推進區域市場間的政策協調，統一各市場交易標的，加強調度、交易機構間的合作。

除此之外，世界各國采用的不同的技術路徑也面臨著不同的難題。

在歐洲統一市場中，由于跨區交易早于區內交易，跨區交易中又存在集中拍賣和連續交易2種形式，如何在各種交易之間分配傳輸容量是一個難題。另外，跨區容量的計算方法也值得討論。理論上，與ATC模型相比，潮流耦合模型能詳細考慮區域內的電網拓撲和傳輸線的物理參數［80］，精細化的建模能提高社會福利［81］，但模型較為復雜、求解難度大。在推動價區重構的過程中，既需要盡量減少區內阻塞、增加經濟效益，也要尊重各國政治訴求［82］。

美西EIM同樣面臨著跨區容量計算的問題。當前，由于跨區交易在日前出清后進行，暫時不存在傳輸容量分配的問題，但在向日前耦合擴展時也需面臨這一挑戰。另外，由于CAISO建立了金融輸電權市場，跨區交易下如何分配阻塞收益也是需要解決的問題［28］。

相對于多區域融合的歐洲和美西EIM，CTS目前存在于2個ISO的聯絡線之間，跨區交易潮流相對簡單，因此對傳輸容量的計算、分配都相對簡單。但是，由于CTS是根據市場成員的投標價差以及預測的區域市場價差進行出清，為了增大出清結果的社會福利，一方面需要增加預測價差的精度，另一方面需要培育市場成員成熟投標的能力［26］。

中國對日以內時序的區域電力市場進行融合仍在探索之中。如何實現跨省跨區現貨交易與省內現貨市場的協調運作與高效運行，將是未來現貨市場面臨的關鍵問題之一。

4.2容量充裕性機制

由于可再生能源的引入會降低邊際電價，發電機組容易面臨成本回收困難的問題［83］，容量充裕性機制對激勵機組投資、保證系統可靠性至關重要。

在建設容量充裕性機制時，首先應根據當前現貨市場模式和運行情況，明確是否需要容量充裕性機制。美國電力市場專家Hogan認為，應當對容量充裕性機制采取謹慎態度，因為它們可能扭曲現貨市場的價格信號［84］。當前，在建設容量充裕性機制之前，ACER首先要求各市場完成供求關系評估和機組利潤評估［85］，論證引入機制的必要性。在中國，國家發展和改革委員會已經頒布了容量成本補償測算的方法，并要求各試點進行全年8 760 h的仿真模擬，以評估機組在市場中的獲利情況。

若確定要建設容量充裕性機制，需選擇合適的技術路線。歐洲第4個清潔能源政策包（clean energy package）中，強調要以最小的成本解決容量充裕性問題［23］，各國可自行決定使用何種機制。幾種容量機制之中，固定容量價格補償能提供穩定激勵，但價格未由市場化發現。戰略備用方法能很好地應對緊急缺電情況，但需預留可觀的額外容量。分散式容量義務方法讓各用電主體自行完成容量義務，但無法形成統一的容量價格信號。穩定運作的容量市場成交量大，能傳遞有效的價格信號，為美國大多數全電量出清的ISO所采用，但也需要改革解決一些問題。

容量補償機制在設計中，需解決幾個關鍵問題。第一，正確衡量間歇性電源和能量有限型資源容量價值，當前市場主要依照歷史數據開展近似計算，忽略了新投建資源與舊有資源的差異性。第二，正確確定電力市場的容量需求。目前市場組織者主要基于對未來負荷的預測確定容量需求曲線，其準確性難以保證。第三，需設計合適的結算機制，激勵資源在市場運行時可靠地提供容量支撐。第四，需正確核定機組的容量成本和收入缺額，確定合適的補償標準等市場參數并動態調整。

4.3新主體參與市場

新型市場主體，包括分布式電源、產消者、儲能、電動汽車等，能為市場提供新的靈活性來源［86］。在新型市場主體成為報價者之后，原先的市場邊界條件將變為市場的可控資源，這將擴大資源優化配置的空間。

在引入新型主體參與市場時，應當設計合適的參與模式。例如美國FERC頒布的841法案賦予了儲能參與批發市場的權利，但其要求儲能滿足100 kW的最低容量要求［36］，因此只適用于較大的儲能裝置。對于小規模儲能，它們可與分布式資源聚合商簽訂協議，聚合后間接參與市場。中國目前還處于推動用戶參與現貨市場的階段，大規模的工商業用戶可直接在市場中申報，或通過售電公司代理參與市場交易。

作為現貨市場的延伸，配電網側市場也需加強競爭性，幫助新型主體更好地參與市場。目前，即使在零售市場較為發達的美國，配電網側的競爭也很有限，僅有少數州建立了零售市場競爭機制［87］。只有在多個售電公司或聚合商參與競爭后，用戶、分布式資源才具有選擇權，現貨市場的價格才能被傳遞到配電網側，從而更好地激勵新型市場主體參與市場交易。

將新型主體引入市場時，應當考慮其特殊的物理特性。例如，儲能、分布式資源聚合商與電網之間的功率流是雙向的，它們既不是發電資源，也不是充電資源，因此需要定義一種出力范圍涵蓋正負區間的新主體，幫助其參與市場。另外，儲能作為一種能量有限型資源，它在參與容量市場時的容量價值不應僅由最大放電功率決定，而要結合最大容量、最長持續放電時間等因素綜合確定。

4.4市場運營水平提升

市場運營水平的提高將有利于提升系統的可靠性、靈活性和經濟性，尤其有助于消納具有波動性和不確定性的可再生能源［88］。

美國特別注重現貨市場運營的精細化，交易、調度一體的ISO具有很強的推動能力。這方面也是中國現貨市場中的一個重要關注點。

輔助服務市場的完善是提高運營水平的重要方面。目前，美國各ISO基本采用主輔聯合出清的模式，也設計了不同響應速度的調頻、備用、FRP。但是，仍需要保持對輔助服務市場的跟蹤，分析產品是否能達到設計初衷、標的是否合理、價格信號是否有效，并通過修正出清模型和結算模型解決發現的問題。例如，美國加州發現可再生能源棄置風險后，即將上備用修正為上、下2個方向的備用產品。

由于能量市場的出清將生成機組出力計劃、負荷用電計劃和價格信號，出清模型的改進對于市場也有著重要作用。一方面，改進出清模型對計算軟件提出了更高的要求，因為增加出清細粒度、預見度都會引入更多的變量和約束，但日前出清需要在較短的時間內完成。另一方面，在修正傳輸容量上限等模型參數時，需要合理的物理模型和測量準確的環境溫度來確定合適參數，在增加經濟性的同時不損害系統可靠性。

5未來現貨市場建設方向的建議

結合歐美市場的建設經驗、最新進展和中國現貨市場建設所面臨的關鍵挑戰，提出以下建議。

第一，在電力體制頂層構建上，建議電能資源的配置應主要通過市場的方式完成，逐步擴大市場化電量規模，壓縮非必要的計劃電量。對于居民用電等需要保留的計劃電量，應建立公平、透明的機制分攤至發電側。交叉補貼應由“暗補”變為“明補”，在輸配電價中予以體現，還原市場本身的競爭性。過渡時期針對不平衡資金，應按照權責對等的原則設計合適的疏導方式。

第二，在多時序市場體系銜接環節，培育各方將中長期電量分解到電力曲線的能力。市場需要引導各主體樹立電能的分時價值意識，提供歷史發電曲線和用電曲線數據，鼓勵各主體評估自身的發電能力或用電特性，明確電力曲線。另外，也提供按標準曲線分解電量的選項，標準曲線由交易中心基于事先明確的規則、根據當日的預測負荷和新能源出力等因素確定。

第三，在擴展現貨市場邊界方面，建議在逐步提高市場化交易規模的基礎上，建成覆蓋更大市場范圍、兼容完整交易時序、交易品種靈活、市場機制完善、市場體系健全的全國統一電力市場。當前，可重點推進跨地區電力現貨交易，統一融合地區能量、輔助服務的交易標的，研究跨區容量建模方法和價區劃分原則，構建跨省跨區聯合的市場出清模型，在具備條件的地區，開展區域日前市場的一體化出清。

第四，在現貨市場價格機制方面，關注邊際能量電價機制下機組的收入水平，必要時考慮引入容量支付。首先，應綜合考慮機組在各類市場和計劃渠道獲取的總收益，計算其固定成本回收潛力，評估引入容量充裕性機制的必要性。若需建設容量充裕性機制，可從固定容量補償起步，基于對發電機組成本和收入的評估，設置單位容量補償價格，在市場中還可對機組實際的容量支撐價值進行考核。在運行成熟后，可嘗試建設容量市場，以市場化機制決定容量補償價格。

第五，在現貨市場參與主體方面，積極引入用戶等新型資源參與市場，創造競爭性的市場環境，并考慮其特殊物理特性。批發市場側，首先要建立雙側報價報量機制，充分挖掘用戶側的價格響應潛力。此外，還需要在市場建模中考慮儲能等主體的特殊物理特性，如雙向功率流、能量有限性等。在零售市場側，針對小規模資源無法集中參與市場的問題，培育競爭性的聚合商和售電公司，賦予用戶選擇權，并積極探索開展面向分布式主體的配電網側市場交易。

第六，在現貨市場出清模型方面，妥善協調市場出清目標的經濟性與低碳性，以較小的市場干預達成可再生能源消納。若市場中出現可再生能源棄能，可以采用將清潔能源棄能作為罰函數納入出清模型的目標函數等方式予以解決。必要時還可將棄置電量部分設置為價格接受者，按照強制消納的方式安排調度計劃，并事后給予合理的經濟補償。市場運行平穩后，可以考慮提高出清模型的細粒度和預見性，在計算能力允許的情況下增加出清效率，同時，不斷修正節點電價計算機制，使價格信號能充分反映系統復雜的運行情況。

第七，在與現貨市場配套的輔助服務機制方面，不斷完善其市場標的、出清機制、價格機制。結合電力系統可靠性、靈活性的需求，確定輔助服務產品的分類、分區需求，設計合適的輔助服務產品，根據實際需要定義爬坡、慣性等新的輔助服務品種。現貨市場還需建立主輔聯合出清的基本框架，在此框架之下探索能量、備用、調頻等多種輔助服務交易的耦合方式。

6結語

電力市場的建設是一個不斷發展、不斷完善的過程。為應對電力市場的范圍擴展、多元主體的參與、可再生能源并網等挑戰，歐洲和美國現貨市場近年來推進了多種舉措。中國作為“后發”市場，在建設中既面臨著國外成熟市場的共性問題，也面臨著過渡期由于特有的體制機制、不成熟的市場體系所帶來的挑戰。

本文為此開展了廣泛的調研分析，在此基礎上將其總結為區域市場融合、容量充裕性機制、新主體參與市場、市場運營水平提升四大類關鍵問題，并探討了其技術難點。結合國外市場建設的經驗和中國自身國情，本文就中國的電力體制、市場體系、現貨市場范圍擴展、價格機制、參與主體、出清模型、輔助服務機制等方面展開討論，并提出了相關建議。通過對相關問題的定位與分析，有利于更好地認識中國現貨市場建設的現實情境，理清建設思路。希望本文的研究成果，能夠為中國現貨市場的建設發展提供有益的借鑒。