现货市场是电力市场体系的关键环节，其通过产生分时分地的价格信号，推动资源实现更优配置，并形成可供调度执行的生产计划。文中论述了欧洲、美国、中国电力现货市场的建设进展，并从区域市场融合、容量充裕性机制、新主体参与市场、市场运营水平提升4个方面提炼了电力现货市场建设的关键与共性问题。针对中国电力体制、市场体系、现货场范围扩展、价格机制、参与主体、出清模型、辅助服务机制等问题，展望了中国市场建设的未来发展方向。
0 引言
自1990年英国推进电力工业改革以来，电力市场建设已在全世界走过30多年历程。与传统的垂直一体化体系相比，市场化有利于破除垄断造成的低效率，赋予电能一般化的商品属性，并通过形成科学的价格信号引导资源优化配置。目前，多个国家已经建立了电力市场，其中极其关键的一个环节是在短时序上建立了与电力系统运行紧密结合的市场组织形式，即：现货市场。一般来说，现货市场以日为市场组织的时间周期，采用集中出清的交易形式，产生面向日内不同时段的分时价格信号，并形成满足安全约束、可实际执行的电力调度计划指令。
然而，近年来随着电力市场范围的不断扩展、交易主体数量的激增与类型的多元化，以及可再生能源、交直流混联电网等新要素接入带来的电力系统形态变化，电力现货市场在适应性与有效性方面面临着许多新的挑战。为应对新的挑战，世界各国都不约而同地推进了现货市场的机制变革。事实上，电力现货市场建设目前还没有理论上的“理想模型”，一直呈现出动态发展与修正的过程。其中，欧洲和美国的实践最有代表性，具体举措包括扩大电力市场范围、推动市场运行精细化、建设容量充裕性机制、引入新主体参与市场等。
中国自2015年《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（9号文）发布以来，其电力市场化改革已进入以现货市场为代表的“深水区”。2017年9月以来，启动了以广东、浙江、山东为代表的8个现货市场建设试点，历经3年多的探索，各试点选择了相应的市场模式、报价规则、出清模型、价格机制等，完成了市场的初步建设，目前均已实现了月度以上的长周期结算试运行。
与世界上其他国家相比较，中国现货市场建设面临着更复杂的局面与更艰巨的挑战，主要体现在2个方面。一方面中国在现货市场建设初期即面临国外成熟市场当前面临的新问题，需要用较短的时间走完国外10年以上走完的路，挑战多、周期短，对市场建设的路径规划提出了更高的要求；另一方面，中国在体制机制上的特殊性，需要实现计划、市场的“双轨并行”，以及需考虑地区间、用户间、电源间复杂的交叉补贴等问题。
在这个关键的市场建设时点上，本文结合国外、国内市场建设的进展，对现货市场建设所面临的新形势、新挑战进行展望分析，总结市场建设的关键问题和前进方向，并尝试对国内市场建设提出建议。
1 欧洲电力现货市场建设进展
欧洲电力现货市场的发展核心在于实现更大市场范围内的资源优化配置，建立欧洲统一电力市场，实现多个国家电力市场的耦合和大范围的能量互济。为此，欧洲在市场协调、交易耦合、市场分区等方面进行了有效的探索。另外，欧洲还在积极探索容量充裕性机制和配电网侧主体参与市场的机制，以应对高比例可再生能源的挑战。
截至2019年，欧洲已实现26个国家日前市场耦合和22个国家日内市场耦合，日前跨区交易电量约为450TW·h，日内跨区交易电量约为26TW·h。与此同时，欧洲可再生能源装机容量达到574GW，占总装机容量比例约为50%，发电量达到1.3PW·h，超过总发电量的1/3。
1.1欧洲统一电力市场的建设
欧洲统一电力市场由中长期交易和现货市场构成，其中现货市场是欧洲统一电力市场的核心环节，它又分为日前市场和日内市场。日前市场采用统一出清的方式，在潮流上可完成跨区传输，在定价上可实现跨价区耦合。日前市场的统一出清模型内嵌了跨区输电权的隐式拍卖，实现了能量和输电权的联合优化，通过将跨区容量分配给社会福利最大的交易来增进市场效率。日内市场的成交量较小，建设初期主要采用“连续撮合、先到先得”的交易方式。实时平衡市场不属于统一市场的环节，在各国范围内独立组织。
在运营管理上，欧洲统一电力市场由欧洲能源监管者联盟（European union agency for thecooperation of energy regulators，ACER）监管，由欧洲输电网运营商联盟（European network oftransmission system operators for electricity，ENTSO-E）进行市场运行和电网调度上的协同，由欧洲电力交易中心（European power exchange，EPEX）等交易机构完成日前和日内市场的出清，由各国输电网运营商（transmission system operator，TSO）负责组织实时平衡市场和电网调度。
在统一市场出清计算方面，欧洲统一市场中的中西欧区域（Central-Western Europe，CWE）开始用潮流耦合模型（flow-based model）取代可用传输容量（available transfer capacity，ATC）模型，并计划于2021年推进到整个欧洲大陆核心区域和北欧区域。新模型能够更精细地考虑区域内电网的物理参数，提高资源优化配置的效率。为了确保跨区交易成交量，ENTSO-E要求各国至少将物理最大跨区传输容量的70%用作跨区交易，其余30%用作备用容量与区内电力交易等。
在分区定价模式方面，以往除了北欧、意大利之外，其他国家和地区大多以国家行政边界为价区，这会带来2个方面的问题。一方面，价区面积过大，无法反映区域之内的电能空间价值差异，降低了资源优化配置效率；另一方面，价格分区与电网拓扑不一致，跨区交易后区内阻塞多，需要实时再平衡，增加了计算负担。目前，欧洲市场正在推进价区的拆分，并根据长期的电网阻塞情况来重新划定价区，以提升经济效率。在2018年，德国-奥地利价区已经被拆为2个价区，面积较大的瑞典被拆分为4个价区。当前，欧洲共有39个价区，2019年的日前市场价格从37.7欧元/（MW·h）到63.8欧元/（MW·h）不等，各价区的示意图如图1所示。需要说明的是，图1中仅给出数值，单位均是欧元/（MW·h）。
1.2计容量充裕性机制的设计
容量充裕性机制指，在能量支付以外，根据机组的可用容量给予发电机组额外支付。它作为现货市场的重要配套，在欧洲得到了格外关注。2019年，欧洲市场内的容量费用为39亿欧元，在爱尔兰，单位电量的容量费用高达日前市场能量价格的24.0%，在英国、法国、德国这一比例分别为9.0%、8.8%、5.0%。
欧洲各国在容量充裕性机制上有不同的思路。英国、意大利等建设了集中式容量市场，由容量拍卖确定容量补偿的单位价格；西班牙、希腊等则采用了固定价格的容量补偿；德国、瑞典等采用了战略备用方法，即在市场化机组之外保留一部分机组（一般为老旧待退役机组），给予其部分容量支付，保证在电力稀缺状态下的容量可用性；法国则将容量义务分散式地分配给各用电主体，要求其通过购买或自建完成容量义务；荷兰、罗马尼亚等国家尚未采用容量充裕性机制。各国采用的容量充裕性机制如图2所示。
1.3配电网侧资源参与市场的推动方式
电力系统的发展使配电网侧资源参与市场的需求进一步放大。一方面，智能电表和自动终端装置的应用使用户侧拥有了灵活响应价格的能力；另一方面，高比例分布式资源（包含分布式光伏、储能等）使用户从单纯的消费者转为产消者，可以与电网双向互动。推动配电网侧资源参与市场，能充分挖掘它们的响应潜力，帮助平抑可再生能源的波动性。
欧洲电力市场主要通过3个方面的改革，帮助用户更好地参与市场。第一，完善信息披露制度，积极发布市场数据，减少信息不对称；第二，加强零售市场竞争，引入动态价格机制，赋予用户自由选择售电公司和聚合商的权利；第三，加强用户数据的保护，减少用户对隐私泄露的担忧。此外，欧洲还出台相关政策，产消者自用电量不用支付网络服务费和系统运营费，这激励产消者安装分布式资源，并通过自发自用减少电费。
2 美国现货市场建设现状
美国电力市场的发展核心在于推动现货市场运行精细化，以提高系统运行可靠性、经济性。为此，美国在市场规则、交易模型、新品种定义、新主体准入等方面做了大量工作。此外，美国还尝试在州与州之间、区域与区域之间实现跨市场的协同运行，并改良容量市场机制。
美国的市场由交易-调度一体化的独立系统运营商（independent system operator，ISO）组织，通过求解机组组合和经济调度问题得到市场出清结果。目前，美国一共有7个区域电力市场，覆盖美国30多个州。
2.1市场精细化运行的推动
美国原有的现货市场出清模型难以适应复杂多变的电力系统运行状态，因此，各ISO推进市场的精细化运行，主要体现在4个方面：一是引入稀缺定价；二是改良原有辅助服务产品；三是提升出清的细粒度和预见性；四是建立动态的传输容量上限。
1）稀缺定价能在系统备用裕度紧张时生成合适的价格。美国大部分ISO采用能量-备用联合出清的市场机制，因而能量价格、备用价格也互相耦合。在过去，ISO确定一个刚性的备用需求，在电力系统备用裕度充足时，备用不具备稀缺性，备用价格较低，但在电力系统备用紧张时，备用价格会飙升，带动能量价格飙升。为了在稀缺状态下形成合适的价格，得克萨斯州电力可靠性委员会（electricreliability council of Texas，ERCOT）、中西部独立系统运营商（Midwest independent system operator，MISO）、宾夕法尼亚-新泽西-马里兰州互联（Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection，PJM）等ISO设计了备用需求曲线（operatingreserve demand curve，ORDC），根据系统失负荷价值生成弹性备用需求曲线。
2）改进辅助服务产品能更好地保障电网运行安全，精细化地衡量市场成员提供的安全服务。美国辅助服务面临的挑战包括：需要从系统采购过渡到分区采购，并进一步完善辅助服务标的物的定价机制。目前，各ISO正推进变革，以期进一步完善辅助服务的产品设计。例如，加利福尼亚州（简称加州）正计划推动灵活性爬坡产品（flexible ramping product，FRP）的分区采购，在保证全系统爬坡能力之外，确保局部地区不会因为输电阻塞而爬坡能力不足。此外，加州还计划将日前市场上原有的单向备用修正为上下2个方向的备用，既防范失负荷的风险，也防范可再生能源弃置的风险。
3）出清细粒度和预见度的提升能增强系统运行的灵活性和经济性。在原先的美国ISO市场中，日前市场以1h为最小细粒度、24h为最大预见度进行出清。由于可再生能源波动较大，过于宽泛的日前市场细粒度可能会导致系统爬坡不足的问题，而以每日为预见度可能无法实现多日层面的火电开机和储能运行优化。因此，加州独立系统运营商（California independent system operator，CAISO）、MISO等市场在考虑将最小细粒度降为15 min，以每日96个点进行日前市场出清。另外，部分ISO在考虑突破日前市场24h的时间限制，在出清时考虑多日层面的优化，如MISO引入的“向前看（look-ahead dispatch）”机组组合策略［26］。
4）动态传输容量的建立能充分挖掘现有传输线资源的潜力，减少阻塞。美国大部分ISO输电线路容量有限，阻塞较为严重。传统做法中一般将传输容量参数设定为固定值。但是，不同的环境温度之下，传输线散热速率不同，可以承受的最大传输功率也不同。此外，由于传输线的温升需要时间，短期容量上限与长期容量上限也不同。为此，MISO引入了动态传输线容量机制。该机制首先考虑环境温度对传输线容量的影响，根据环境温度修正传输线的容量。另外，考虑到传输线功率可短暂过载而不突破热稳定极限，在紧急状态下可修改传输线的最大传输功率。根据MISO测算，动态传输线容量机制在2019年减少了4 800万美元的阻塞成本。
2.2跨区市场的构建
与欧洲一样，美国也面临着在更大范围内配置电力资源的挑战。目前，美国跨区市场的构建主要有2种思路：能量不平衡市场（energy imbalancemarket，EIM）模式和协调交易机制（coordinatedtransaction scheduling，CTS）。前者是多区域市场之间的日内协调运行机制，平衡区的资源可在EIM市场中买入或卖出不平衡电量；后者则是利用市场成员的逐利特性，要求其提交跨区输电投标，以市场出清的方式确定区域间的功率流向。
1）能量不平衡市场建立
为了促进可再生能源消纳，自2014年始建立了美西EIM，CAISO与周围尚未市场化的调度平衡区一同在日内时序上实现了多区域电力市场的市场化融合与协同运行，通过大范围的能量互济，增加可再生能源消纳，减少各区域的备用成本。2019年，EIM顶峰时期为CAISO提供了2GW的区外电力，约占加州尖峰负荷的5%。截至2019年，CAISO估计EIM一共带来了8.61亿美元的经济效益。
近年来，EIM参与者不断增加，由成立之初的2个初步扩展到现在的11个，计划到2022年底扩展到22个。另外，CAISO正在计划将EIM扩展到日前，实现更大范围内的机组组合寻优，帮助各平衡区节省更多成本。
2）交易机制的协调
MISO和PJM之间的CTS建立于2017年10月。市场成员提交CTS投标，表示该成员愿意在两市场价格差大于阈值时，从传输断面一侧的市场购电而向另一侧的市场售电。在出清时，ISO首先预测各自的出清价格，若CTS中的投标价格小于两市场出清价格之差，跨区交易将得到出清，出清的结果将作为区域内日前市场的边界条件。在结算时，CTS投标者按照实际的断面价格差获得支付。目前，CTS的交易规模较小，2018年前10个月PJM和MISO之间成交的CTS投标不足300MW·h。此外，PJM和纽约独立系统运营商（New York independent system operator，NYISO）、新英格兰独立系统运营商（independent systemoperator of New England，ISO-NE）、MISO和西南电力市场（Southwest power pool，SPP）之间也建立了CTS。
2.3新型主体参与市场的引入
美国充分认识到了储能、分布式资源等新型资源与电网互动的潜力。在2018和2020年，美国能源监管委员会（Federal Energy RegulationCommission，FERC）先后发布841号命令和2222号命令，要求各ISO制定储能和分布式资源聚合商参与市场的规则。
近年来，储能（不包含抽水蓄能）在美国的装机容量快速增长。过去，在储能规模不大时，配电网运营商或可再生能源发电商，将通过支付一定的租金获得储能的运营权，但它们使用储能只基于自身需要，可能会有闲置时间，无法更加充分地利用。为此，FERC发布了841法案，寻求利用现货市场配置储能资源，达成更高的效率。法案要求各ISO修改它们的市场规则和电价规则，确保储能拥有和其他主体一样的地位，同时市场的交易模型要充分考虑储能的物理特征。
分布式资源聚合商能将大量资源聚合在一起与主网进行互动。但过去的市场没有定义聚合商这一市场主体，没有考虑它们与电网之间潜在的双向功率流，聚合商只能以负荷或者发电商的身份参与市场。2020年9月，FERC发布2222号命令，要求推进分布式资源聚合商参与现货市场。在改革完成后，分布式资源的聚合商将和其他市场成员一样，参与市场投标，并按节点电价结算交易的能量。
2.4改进容量市场机制
除ERCOT以外，目前美国其他ISO都已建立了容量市场，且规模可观，如PJM在2019年的容量市场支付达到55亿美元，相当于能量费用的35%。
近年来，在容量市场结算方面，各ISO开始引入“按表现付费”的机制，激励市场主体提高容量的可靠性。如PJM和ISO-NE分别从2020年和2021年开始对机组的容量表现进行考核，MISO和SPP也在讨论类似的举措。市场将考察各机组在系统电能稀缺状态下实际的容量支撑，核定机组的表现并确定“表现支付”，它可能为正也可能为负，实际上在机组之间建立了一个转移支付制度。
为了解决燃料问题造成的充裕性不足，PJM、ISO-NE等高比例气电市场也制定了相关举措，以增强供气安全性。例如，ISO-NE给予保持较高天然气存储的电厂一定的补偿，并和大液化天然气公司签约以增强区域电厂的供气稳定性。PJM则关注电网和天然气网络的耦合，将气网也纳入ISO的监控体系中，并且制定了气网故障时的紧急备案。
3 中国现货市场建设进展和挑战
2017年，中国提出在南方（从广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃8个试点地区建设现货市场。各试点现货市场结合自身特点，从无到有实现了现货市场的机制构建，已经陆续完成了月度以上的结算试运营。然而，建设过程中也暴露出一系列问题，面临一系列挑战，亟待创新解决方案、深化市场改革。
3.1计划-市场双轨制
通过降低接入电压和用电电量的要求，各试点不断扩大市场电量交易规模。与此同时，依旧有相当规模的非市场电量需要遵循计划体系下的优先发电和优先购电计划，即发电侧按照固定的上网电价发电，用户侧按照固定的目录电价用电。这导致了2个方面的问题。一方面，优发优购的准入与发用电量争议较大，在市场成员之间形成了不公平的竞争关系；另一方面，由于优发优购电量在数量上的不对等，结算账目不平衡，容易形成不平衡资金，不利于市场的有序运行，也干扰了输配电价的有效核定。文献［47］指出应当直面计划电与市场电长期共存现实情况。文献［48］以福建电力市场为背景，研究了优发优购电量的确定方法。文献［49］进一步研究将计划电量分解为电力曲线的原则。文献［50］研究了不平衡费用在市场成员内的分摊机制。
3.2中长期与现货的衔接机制
大多数试点现货市场采用了全电量优化的模式，中长期合约通过财务合同（financial binding）的方式与现货市场衔接，具有金融结算意义，而不需物理执行。
但是，目前仍然缺乏可充分体现各方意愿与市场运行需求的中长期交易曲线分解方法。目前各现货试点正在尝试采用自行申报或按典型曲线分解等方法，然而用户或代理的售电公司在分解时往往缺乏对自身历史用电数据的了解，预测偏差较大；典型曲线的确定也存在着模板不一、公信力不足等争议。针对中长期电量分解的问题，文献［52］尝试基于负荷、可再生能源出力，得到标准化的金融交割参考曲线。文献［53］在合约分解时额外考虑市场力的抑制，而文献［54］则提出了中长期差价合同在现货市场中的结算方法。
3.3跨省跨区资源优化配置
中国建立了北京、广州2个电力交易中心，协调跨省跨区交易。2019年，北京交易中心组织省间交易电量493.1 TW·h，广州交易中心组织省间交易电量32.6 TW·h。目前跨省跨区交易大多以年度、月度为主，仅有小规模的增量现货交易。对待外送/外受电量，大部分试点将其作为现货市场出清的边界条件。
由于可再生能源具有波动性和不确定性，目前亟待引入市场机制推动日以内短时序的跨省跨区交易，通过推动更大区域内的能源资源优化配置，帮助消纳可再生能源增发电量。文献［47］将全国统一市场建设视为中国现货市场建设下一个阶段的重要任务。文献［57］总结了欧洲统一市场对中国的启示，另外文献［12］在模式选择、文献［58］在品种设计、文献［59］在出清模型等方面研究了统一市场的技术路线。
3.4节点边际电价与容量充裕性机制
在价格机制上，多个试点已经实现了节点边际电价计算，并以节点或区域边际电价向发电侧结算，用户侧则大多采用节点电价加权平均形成系统电价的方式进行结算。但是，节点边际电价只反映边际煤耗成本，无法体现发电资源的容量价值，如广东日前出清均价仅为0.193元/（kW·h）。若现货价格持续低迷且进一步影响中长期价格，发电机组将面临投资成本回收困难的问题。
为此，各试点开始了容量充裕性机制的探索性工作。山东、广东已经发布了各自的容量补偿管理办法，主要思路是：根据各机组的有效容量给予合理补偿，补偿价格由政府根据市场运行情况动态调整，费用在用户和售电公司间进行分摊。但目前为止仍有许多技术问题仍悬而未决，例如资源准入、费用分摊、价格确定等问题。
3.5新型参与主体的纳入
在参与主体上，各个试点均实现了发电侧竞价上网，但是在准入的发电主体及其类型上略有差异，部分试点的现货竞价只面向燃煤电厂，部分试点则已经将可再生能源等主体纳入市场竞争；广东、浙江、山东、山西等省尝试引入用户侧参与，目前多以“报量不报价”的方式参与市场竞争。
但是，新型资源的市场参与度仍然不足。当前大部分现货市场试点中，用户侧暂不参与市场交易，或者采用报量不报价的方式参与，原则上只能作为价格接受者，无法反映自身的价格承受能力。此外，大多数试点省份没有建立面向储能、分布式资源聚合商等第三方主体单独参与的市场机制，这限制了市场资源优化配置的空间。文献［47］提出在未来要建设适应新型主体灵活参与、成本回报合理的电力市场机制。文献［69］综述了世界各国为利用分布式资源和需求侧响应所做出的举措及其对中国的启示。文献［70］研究了分布式资源聚合商参与调频辅助服务市场的场景。
3.6清洁能源消纳机制
目前，大部分试点将清洁能源电量作为现货市场出清优化的边界条件直接消纳。随着清洁能源占比的提升，在其出力高峰期现货竞价的空间将被大大压缩，市场边际电价跌至0。为此，在清洁能源占比较高的部分试点中，已经尝试引入清洁能源参与现货市场报价。
但是，现货市场出清未必能保障清洁能源消纳。由于清洁能源厂商报价未必最低，梯级水电站之间存在复杂的耦合关系等，以社会福利最大化（或发电成本最小化）为目标、按报价出清的市场机制未必能保障清洁能源的最大化消纳。为此，四川等试点正尝试引入峰枯电力市场机制，在枯水期对水电进行直接调度以减少弃水。文献［72］试图从国外市场经验中寻找消纳可再生能源的有效政策，也有文献探索修正出清模型的目标函数以增加清洁能源消纳［73］。
3.7辅助服务市场机制
随着现货市场机制建设逐渐完善，此前分散开展的调峰辅助服务市场正在被替换或整合。在辅助服务市场与能量市场的协调机制上，大部分试点采用的是独立运作、序贯开展的方式，只有浙江等少部分试点建立了主辅联合出清机制，实现了能量、备用、调频的联合优化。另外，南方区域市场正在尝试建设区域性的调频市场，以便在更大范围内配置辅助服务资源。
辅助服务市场采用与能量市场分开组织、序贯出清的方式，所形成的结果可能会在运行上不可行或经济效率不高；另外，辅助服务市场产生的费用，主要还是沿用原有的机制，在发电侧以零和的方式分摊，亟待建立“谁受益、谁承担”的成本分摊机制，将相关成本有效传导到用户侧。为此，文献［74］提出了适用于中国市场的能量、调频联合出清市场机制。文献［79］研究了国外辅助服务费用分摊机制对中国的启示。
4 现货市场建设的关键问题
尽管欧洲、美国、中国的市场模式略有不同、建设的基础不同，但都面临着相似的问题，尤其是扩大电力市场边界、推进多区域市场协同、引入新主体参与市场，以及消纳高比例可再生能源等问题，这些都将对现货市场的不断建设完善提出了新要求。
4.1区域市场融合
在发展高比例可再生能源的背景下，区域市场可通过融合扩展，实现电力互济，以减少备用需求，提高系统运行的可靠性和经济性。
区域市场融合涉及技术路径选择的问题，需要考虑区内和区外市场如何协同，由谁作为市场中的交易主体，由何种方式决定跨区潮流等一系列问题。欧洲统一电力市场采用了两级协同架构，在日前、日内由EPEX等交易中心组织欧洲统一交易，以统一交易结果作为边界条件，各国TSO再组织实时平衡市场；EIM是区域内日前市场出清完成后、在日内进行的不平衡能量交易市场；CTS实际上是将跨区传输潮流的决定权交到市场成员（包含金融主体）的手中，利用金融投标机制激励市场成员去发现最优跨区潮流。3种区域融合机制的比较见表1。
无论选择何种技术路径，都需要破除区域间壁垒，推进区域市场间的政策协调，统一各市场交易标的，加强调度、交易机构间的合作。
除此之外，世界各国采用的不同的技术路径也面临着不同的难题。
在欧洲统一市场中，由于跨区交易早于区内交易，跨区交易中又存在集中拍卖和连续交易2种形式，如何在各种交易之间分配传输容量是一个难题。另外，跨区容量的计算方法也值得讨论。理论上，与ATC模型相比，潮流耦合模型能详细考虑区域内的电网拓扑和传输线的物理参数，精细化的建模能提高社会福利，但模型较为复杂、求解难度大。在推动价区重构的过程中，既需要尽量减少区内阻塞、增加经济效益，也要尊重各国政治诉求。
美西EIM同样面临着跨区容量计算的问题。当前，由于跨区交易在日前出清后进行，暂时不存在传输容量分配的问题，但在向日前耦合扩展时也需面临这一挑战。另外，由于CAISO建立了金融输电权市场，跨区交易下如何分配阻塞收益也是需要解决的问题。
相对于多区域融合的欧洲和美西EIM，CTS目前存在于2个ISO的联络线之间，跨区交易潮流相对简单，因此对传输容量的计算、分配都相对简单。但是，由于CTS是根据市场成员的投标价差以及预测的区域市场价差进行出清，为了增大出清结果的社会福利，一方面需要增加预测价差的精度，另一方面需要培育市场成员成熟投标的能力。
中国对日以内时序的区域电力市场进行融合仍在探索之中。如何实现跨省跨区现货交易与省内现货市场的协调运作与高效运行，将是未来现货市场面临的关键问题之一。
4.2容量充裕性机制
由于可再生能源的引入会降低边际电价，发电机组容易面临成本回收困难的问题，容量充裕性机制对激励机组投资、保证系统可靠性至关重要。
在建设容量充裕性机制时，首先应根据当前现货市场模式和运行情况，明确是否需要容量充裕性机制。美国电力市场专家Hogan认为，应当对容量充裕性机制采取谨慎态度，因为它们可能扭曲现货市场的价格信号。当前，在建设容量充裕性机制之前，ACER首先要求各市场完成供求关系评估和机组利润评估，论证引入机制的必要性。在中国，国家发展和改革委员会已经颁布了容量成本补偿测算的方法，并要求各试点进行全年8760h的仿真模拟，以评估机组在市场中的获利情况。
若确定要建设容量充裕性机制，需选择合适的技术路线。欧洲第4个清洁能源政策包（clean energy package）中，强调要以最小的成本解决容量充裕性问题，各国可自行决定使用何种机制。几种容量机制之中，固定容量价格补偿能提供稳定激励，但价格未由市场化发现。战略备用方法能很好地应对紧急缺电情况，但需预留可观的额外容量。分散式容量义务方法让各用电主体自行完成容量义务，但无法形成统一的容量价格信号。稳定运作的容量市场成交量大，能传递有效的价格信号，为美国大多数全电量出清的ISO所采用，但也需要改革解决一些问题。
容量补偿机制在设计中，需解决几个关键问题。第一，正确衡量间歇性电源和能量有限型资源容量价值，当前市场主要依照历史数据开展近似计算，忽略了新投建资源与旧有资源的差异性。第二，正确确定电力市场的容量需求。目前市场组织者主要基于对未来负荷的预测确定容量需求曲线，其准确性难以保证。第三，需设计合适的结算机制，激励资源在市场运行时可靠地提供容量支撑。第四，需正确核定机组的容量成本和收入缺额，确定合适的补偿标准等市场参数并动态调整。
4.3新主体参与市场
新型市场主体，包括分布式电源、产消者、储能、电动汽车等，能为市场提供新的灵活性来源。在新型市场主体成为报价者之后，原先的市场边界条件将变为市场的可控资源，这将扩大资源优化配置的空间。
在引入新型主体参与市场时，应当设计合适的参与模式。例如美国FERC颁布的841法案赋予了储能参与批发市场的权利，但其要求储能满足100 kW的最低容量要求，因此只适用于较大的储能装置。对于小规模储能，它们可与分布式资源聚合商签订协议，聚合后间接参与市场。中国目前还处于推动用户参与现货市场的阶段，大规模的工商业用户可直接在市场中申报，或通过售电公司代理参与市场交易。
作为现货市场的延伸，配电网侧市场也需加强竞争性，帮助新型主体更好地参与市场。目前，即使在零售市场较为发达的美国，配电网侧的竞争也很有限，仅有少数州建立了零售市场竞争机制。只有在多个售电公司或聚合商参与竞争后，用户、分布式资源才具有选择权，现货市场的价格才能被传递到配电网侧，从而更好地激励新型市场主体参与市场交易。
将新型主体引入市场时，应当考虑其特殊的物理特性。例如，储能、分布式资源聚合商与电网之间的功率流是双向的，它们既不是发电资源，也不是充电资源，因此需要定义一种出力范围涵盖正负区间的新主体，帮助其参与市场。另外，储能作为一种能量有限型资源，它在参与容量市场时的容量价值不应仅由最大放电功率决定，而要结合最大容量、最长持续放电时间等因素综合确定。
4.4市场运营水平提升
市场运营水平的提高将有利于提升系统的可靠性、灵活性和经济性，尤其有助于消纳具有波动性和不确定性的可再生能源。
美国特别注重现货市场运营的精细化，交易、调度一体的ISO具有很强的推动能力。这方面也是中国现货市场中的一个重要关注点。
辅助服务市场的完善是提高运营水平的重要方面。目前，美国各ISO基本采用主辅联合出清的模式，也设计了不同响应速度的调频、备用、FRP。但是，仍需要保持对辅助服务市场的跟踪，分析产品是否能达到设计初衷、标的是否合理、价格信号是否有效，并通过修正出清模型和结算模型解决发现的问题。例如，美国加州发现可再生能源弃置风险后，即将上备用修正为上、下2个方向的备用产品。
由于能量市场的出清将生成机组出力计划、负荷用电计划和价格信号，出清模型的改进对于市场也有着重要作用。一方面，改进出清模型对计算软件提出了更高的要求，因为增加出清细粒度、预见度都会引入更多的变量和约束，但日前出清需要在较短的时间内完成。另一方面，在修正传输容量上限等模型参数时，需要合理的物理模型和测量准确的环境温度来确定合适参数，在增加经济性的同时不损害系统可靠性。
5 未来现货市场建设方向的建议
结合欧美市场的建设经验、最新进展和中国现货市场建设所面临的关键挑战，提出以下建议。
第一，在电力体制顶层构建上，建议电能资源的配置应主要通过市场的方式完成，逐步扩大市场化电量规模，压缩非必要的计划电量。对于居民用电等需要保留的计划电量，应建立公平、透明的机制分摊至发电侧。交叉补贴应由“暗补”变为“明补”，在输配电价中予以体现，还原市场本身的竞争性。过渡时期针对不平衡资金，应按照权责对等的原则设计合适的疏导方式。
第二，在多时序市场体系衔接环节，培育各方将中长期电量分解到电力曲线的能力。市场需要引导各主体树立电能的分时价值意识，提供历史发电曲线和用电曲线数据，鼓励各主体评估自身的发电能力或用电特性，明确电力曲线。另外，也提供按标准曲线分解电量的选项，标准曲线由交易中心基于事先明确的规则、根据当日的预测负荷和新能源出力等因素确定。
第三，在扩展现货市场边界方面，建议在逐步提高市场化交易规模的基础上，建成覆盖更大市场范围、兼容完整交易时序、交易品种灵活、市场机制完善、市场体系健全的全国统一电力市场。当前，可重点推进跨地区电力现货交易，统一融合地区能量、辅助服务的交易标的，研究跨区容量建模方法和价区划分原则，构建跨省跨区联合的市场出清模型，在具备条件的地区，开展区域日前市场的一体化出清。
第四，在现货市场价格机制方面，关注边际能量电价机制下机组的收入水平，必要时考虑引入容量支付。首先，应综合考虑机组在各类市场和计划渠道获取的总收益，计算其固定成本回收潜力，评估引入容量充裕性机制的必要性。若需建设容量充裕性机制，可从固定容量补偿起步，基于对发电机组成本和收入的评估，设置单位容量补偿价格，在市场中还可对机组实际的容量支撑价值进行考核。在运行成熟后，可尝试建设容量市场，以市场化机制决定容量补偿价格。
第五，在现货市场参与主体方面，积极引入用户等新型资源参与市场，创造竞争性的市场环境，并考虑其特殊物理特性。批发市场侧，首先要建立双侧报价报量机制，充分挖掘用户侧的价格响应潜力。此外，还需要在市场建模中考虑储能等主体的特殊物理特性，如双向功率流、能量有限性等。在零售市场侧，针对小规模资源无法集中参与市场的问题，培育竞争性的聚合商和售电公司，赋予用户选择权，并积极探索开展面向分布式主体的配电网侧市场交易。
第六，在现货市场出清模型方面，妥善协调市场出清目标的经济性与低碳性，以较小的市场干预达成可再生能源消纳。若市场中出现可再生能源弃能，可以采用将清洁能源弃能作为罚函数纳入出清模型的目标函数等方式予以解决。必要时还可将弃置电量部分设置为价格接受者，按照强制消纳的方式安排调度计划，并事后给予合理的经济补偿。市场运行平稳后，可以考虑提高出清模型的细粒度和预见性，在计算能力允许的情况下增加出清效率，同时，不断修正节点电价计算机制，使价格信号能充分反映系统复杂的运行情况。
第七，在与现货市场配套的辅助服务机制方面，不断完善其市场标的、出清机制、价格机制。结合电力系统可靠性、灵活性的需求，确定辅助服务产品的分类、分区需求，设计合适的辅助服务产品，根据实际需要定义爬坡、惯性等新的辅助服务品种。现货市场还需建立主辅联合出清的基本框架，在此框架之下探索能量、备用、调频等多种辅助服务交易的耦合方式。
6 结语
电力市场的建设是一个不断发展、不断完善的过程。为应对电力市场的范围扩展、多元主体的参与、可再生能源并网等挑战，欧洲和美国现货市场近年来推进了多种举措。中国作为“后发”市场，在建设中既面临着国外成熟市场的共性问题，也面临着过渡期由于特有的体制机制、不成熟的市场体系所带来的挑战。
本文为此开展了广泛的调研分析，在此基础上将其总结为区域市场融合、容量充裕性机制、新主体参与市场、市场运营水平提升四大类关键问题，并探讨了其技术难点。结合国外市场建设的经验和中国自身国情，本文就中国的电力体制、市场体系、现货市场范围扩展、价格机制、参与主体、出清模型、辅助服务机制等方面展开讨论，并提出了相关建议。通过对相关问题的定位与分析，有利于更好地认识中国现货市场建设的现实情境，理清建设思路。希望本文的研究成果，能够为中国现货市场的建设发展提供有益的借鉴。
