推薦| 國外電力現貨市場建設的邏輯分析及對中國的啟示與建議

摘要：現貨市場是電力市場體系的重要環節，對於電力市場的開放、競爭、有序運行起到了基礎性的支撐作用，也是協調市場交易與系統安全的關鍵所在。文中在全面比對、分析不同國家電力市場建設最新實踐的基礎上，剖析了電力現貨市場的體系架構與構建方式，提煉總結了現貨市場建設過程中所需遵循的普遍性規律。並對現貨市場構建中的一些關鍵問題和微觀要素進行了深入研究和內在邏輯分析，包括：現貨市場的交易規模及其影響因素，市場出清方式及其物理模型，現貨市場的價格機制，市場力抑制等相關配套機制，以及現貨市場與雙邊市場、金融市場的協調運行等。最後，對下一步建設與大用戶直購電相適應的電力現貨市場提出了相應的政策建議。

關鍵詞：電力市場；現貨市場；市場體系；交易模型；出清機制；價格機制；制度設計

作者：鄒鵬 陳啟鑫 夏清 何暢 葛睿

現貨市場通常專指商品即時物理交割的實時市場。考慮到電力商品交割的瞬時供需平衡特徵，電力市場往往將現貨市場的時間範圍擴大到實時交割之前的數個小時乃至一日。因此，本文討論的電力現貨市場，其時間範圍包括系統實時運行日前一天至實時運行之間。電力現貨市場一般採用統一出清的方式，由市場成員自願參與申報，並對所形成的交易計劃進行實物交割和結算。現貨市場的重要意義可以總結如下：

①可在一個合適的時間提前量上形成與電力系統物理運行相適應的、體現市場成員意願的優化的交易計劃；

②以集中出清的手段促進了電量交易的充分競爭，實現了電力資源的高效、優化配置；

③發揮了市場價格形成的功能，可真實反映電力商品短期供需關係和時空價值，為有效的投資和發展提供真實的價格信號；

④為市場成員提供了一個修正其中長期發電計劃的交易平台，減少系統安全風險與交易的金融風險；⑤為電力系統的阻塞管理和輔助服務提供了調節手段與經濟信號，真實反映系統的阻塞成本，保證電網的安全運行。

為實現上述目標，現貨市場建設一般包括日前市場、日內市場和實時市場3個部分中的部分或全部，3個市場各有其不同的功能定位，三者相互協作、有序協調，以構成一個完整的現貨市場體系。日前市場是現貨市場中的主要交易平台，以一天作為一個合適的時間提前量組織市場，使得市場成員能夠比較準確地預測自身的發電能力或用電需求，從而形成與系統運行情況相適應的、可執行的交易計劃。日前市場往往採用集中競價的交易方式，有利於促進市場的充分競爭，併發揮市場機制的價格形成功能。日內市場的主要作用在於為市場成員提供一個在日前市場關閉后對其發用電計劃進行微調的交易平台，以應對日內的各種預測偏差及非計劃狀況，其交易規模往往較小。而隨著更多間歇性新能源的大量接入，其在日內發電出力的不確定性會大大增強。此時，日內市場則可以為新能源參與市場競爭提供機制上的支持。實時市場則往往在小時前由調度中心組織實施，非常接近系統的實時運行，因而其主要作用並不在於電量交易，而在於為電力系統的阻塞管理和輔助服務提供調節手段與經濟信號，真實反映系統超短期的資源稀缺程度與阻塞程度；並形成與系統實際運行切合度高的發用電計劃，保證電網的安全運行。

然而，從當前世界各國的電力市場建設實踐看，儘管對於現貨市場的重要性都有共識，但是在具體的構建方式上卻存在著較大差異，從交易標的、交易體系、出清方式、物理模型、價格機制等方面有著截然不同的設計。因此，亟須通過全面的比對分析，對電力現貨市場建設的內在邏輯與關鍵問題進行深入探討，從而為下一步的電力市場化改革提供有益的決策依據。

現有介紹國外電力市場的文獻大多都聚焦在整個電力市場體系的建設上，或關注在各個具體問題上，如價格機制、市場運行與競爭、出清模型、清潔能源消納等方面，或是將現貨市場分成日、小時等不同的交易斷面，對每一個單獨的交易斷面進行聚焦分析，未將日前、日內、實時市場作為一個完整的對象加以研究；或是僅從某一國家/地區入手來分析其電力市場的模式與運行情況，未比對分析不同國家電力市場之間的差別；或未針對現貨市場模式差別的本質原因與內在邏輯進行深入分析。當前，正積極推進以大用戶直購電為突破口的、旨在引入售電側競爭的電力體制深化改革，隨著大用戶直購電的深入開展，中長期雙邊交易的市場化和現貨交易非市場化之間的矛盾會日益凸顯，將表現在交易銜接、電網調峰、新能源消納、發電計劃執行、阻塞管理、實時平衡等各個方面。

因此，為探究電力現貨市場建設的普遍規律，明確其模式選擇與機制設計的內在邏輯，提高市場各方對於電力市場建設複雜性的理解和認識，本文將聚焦關注電力現貨市場的構建問題。首先，基於國外主要電力市場現貨市場實踐進行橫向比對，分析不同市場的建設理念與構建邏輯；其次，提煉電力現貨市場建設當中的一些關鍵問題，就其交易標的、交易規模、出清方式、物理模型、價格機制等方面進行深入的分析與探討；在此基礎上，進一步結合的實際情況，為構建具有適應性的電力現貨市場提出有益的建議。

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國外電力現貨市場的比對分析

1.1 美國PJM 電力現貨市場

美國電力市場包括PJM、加州、德州、紐約、新英格蘭和中西部６個市場區域，本文以PJM 電力市場為例進行分析。PJM運行的電力市場包括電力現貨市場、容量市場、調頻市場、備用市場和金融輸電權市場。中長期雙邊交易由市場成員自行協商確定。電力金融交易則主要在紐約商業交易所和美國洲際交易所進行。

1.1.1 現貨市場構成及其交易標的

PJM 的現貨市場由日前和實時兩級市場構成，各級市場的交易標的均包括電能和輔助服務（備用與調頻）。其中，日前市場實現了電能與備用的聯合出清，市場成員可在12:00前進行投標，12:00市場關閉，16:00完成出清計算並公布交易結果。實時市場則實現了電能、備用與調頻的聯合出清，市場成員可於16:00—18:00之間對次日不同時段進行投標，市場將於次日實時運行前滾動出清。

1.1.2 現貨市場的交易規模

PJM貨市場採用「全電量優化」模式。在日前市場上，發電商需要申報其所有的發電資源與交易意願，市場將其與全網的負荷需求進行匹配，通過出清計算形成發電商的日前交易計劃，並按照日前的節點邊際電價進行全額結算。因此，可以認為日前市場的交易量即為全網交易量的100％。發電商對於其此前在中長期階段所簽訂的雙邊交易與自供應（self-supply）合約，可以在投標時進行標識，即此部分電量將在出清時保證交易；雙邊交易與自供應合約的結算由購售雙方自行完成。以2012年為例，在日前市場「全電量優化」的交易「盤子」中，有72％的比例被標識為自供應合約，6.8％的比例被標識為雙邊交易合約，其餘約21.2％的比例則由日前市場的交易出清確定。

實時市場同樣採用「全電量優化」的模式，在實時運行之前，根據最新的預測與系統運行信息對全網的發電資源重新進行全局優化配置（基於日前封存的交易申報信息）。所形成的實時交易計劃與日前交易計劃將存在差異，對於此偏差部分的電量，將按照實時節點邊際電價進行增量結算。一般地，實時市場交易量大概是日前市場的1％～2％。

1.1.3 出清計算與物理模型

ＰＪＭ 的日前市場與實時市場，在進行出清計算時均精細化地考慮了實際的物理網路模型，並要求發電商申報其機組運行的物理參數，包括開停參數、額定容量、爬坡速率等。日前市場的交易出清本質上是一個電能、備用聯合出清的安全約束機組組合（SCUC）問題，而實時市場的交易出清本質上則是一個考慮了電能、調頻、備用資源相互耦合關係的安全約束經濟調度（SCED）問題。因此，現貨市場的出清計算即可形成可執行性較好的發電計劃，與實際運行的差異較小，有利於確保電網運行的安全性。

1.1.4 現貨市場的價格機制

PJM日前市場與實時市場均採用節點邊際電價（LMP）機制，輔助服務則採取全網邊際出清價格的定價機制，不區分節點差異。

1.1.5 市場力抑制機制

PJM現貨市場上構建了體系完備的市場力抑制機制，以規避市場成員的投機交易行為，確保市場的有序競爭，具體包括事前的市場力檢測與抑制機制，如：三寡頭測試（TPS）、基於成本的投標機制和資源短缺性限價等。

1.2 英國電力現貨市場

英國電力市場主要開展場外的雙邊交易、場內的標準合約交易、日前的電子交易以及實時的平衡機制。電力金融交易則主要在阿姆斯特丹電力交易所（APX）和納斯達克交易所進行。

1.2.1 現貨市場構成及其交易標的

英國現貨市場由日前的電子交易和實時的平衡機制構成，其交易標的均為電能。輔助服務則多在較長的時間提前量上（月前至日前）開展，由英國電網公司的調度中心（NGET）負責購買，可通過簽訂雙邊合約或集中招標的方式實施。

日前的電子交易由兩個電力交易所分別組織，即APX和北歐與納斯達克聯營現貨電力交易所（N2EX），市場成員自願選擇並參與，因此電力交易所之間存在著競爭。APX組織的電子交易於日前10:50關閉，11:50完成出清計算並公布交易結果；N2EX則在日前09:30閉市，並於10:00前向市場公布出清結果。平衡機制由ＮＧＥＴ負責組織，從日前11:00開始，市場成員申報其次日的初始發用電計劃曲線，以及次日各時段的計劃調整報價（bid & offer），申報於實時運行前1h關閘（gate closure）。此時，市場成員的初始發用電計劃曲線更新為最終發用電計劃曲線（此期間，市場成員可進行修改）。隨後，NGET將依據市場成員的調整報價信息，以再調度成本最低為原則對電網進行平衡調度；與此同時，MGET也可以選擇調用其此前已簽訂合約的輔助服務資源。

1.2.2 現貨市場的交易規模

英國電力市場以中長期雙邊交易為主，形成物理交割的發用電計劃曲線，並提交給平衡機制，以作為增量結算的依據。傳統觀點一般認為英國電力市場的雙邊交易所形成的物理交割電量可佔全網用電量的98％。更細緻的分析發現，此電量大致分佈在３個階段，分別為月前的場外交易（OTC）、月內到日前發生在電力交易所內的標準合約交易以及日前交易所組織的電子交易。以2012年為例，3個階段的交易量佔全網總用電量的比例分別為57.6％，13.9％，26.5％，而平衡機制上的交易量約佔全網總用電量的2％，即現貨市場交易規模的比例大致為28.5％。

1.2.3 出清計算與物理模型

英國現貨市場日前的電子交易由電力交易所負責組織，其出清計算不考慮實際的網路情況，也不考慮機組的物理參數。因此，其出清方式本質上是一般意義的集中競價拍賣，不考慮物理約束，也不需要進行安全校核。事實上，英國的電力交易所與NGET基本上沒有業務上與信息上的交互，也不掌握電網的實際物理拓撲信息。

實時的平衡機制則需要考慮真實網路約束，並要求發電商申報其實際的運行參數，在實施平衡調度與阻塞管理時考慮。因此，英國現貨市場並不存在一個日前SCUC的環節，市場成員日前所提交的發用電計劃曲線可能違背了電網、電廠運行的物理約束，這些都需在小時前的平衡機制中進行調整。

1.2.4 現貨市場的價格機制

APX和N2EX所組織的日前電子交易，均採用了邊際出清的價格機制，適用於交易所中所有出清的交易電量。而在平衡機制階段，調度中心為了實施全網的平衡調度與阻塞管理，需要對市場成員所提交的發用電計劃曲線進行調整，即接收競價和出價。競價是指機組降出力或需求增負荷的報價，出價則是指機組增出力或需求減負荷的報價。對於所接受的競價和出價，都需進行單獨結算，結算價格為該競價和出價所對應的報價，即所謂的按報價支付機制（pay as bid, PAB）。

1.3 北歐電力現貨市場

北歐電力市場主要包括中長期雙邊交易、日前市場、日內市場、實時平衡市場等。2008年，北歐電力交易所（Nord Pool Spot）的電力金融交易職能被剝離，轉由納斯達克交易所負責組織。

1.3.1 現貨市場構成及其交易標的

北歐現貨市場由日前市場、日內市場和平衡市場3個部分構成，其交易標的均為電能。輔助服務的交易機制與英國大致相同，由各國輸電運行機構（TSO）負責購買，可通過簽訂雙邊合約或集中招標的方式實施。

日前市場由北歐電力交易所負責組織，是一個基於雙向匿名拍賣的集中式物理交易市場，於日前12:00閉市，在13:00向市場公布出清結果。日內市場同樣由北歐電力交易所負責組織，市場成員可以在日內市場上進行持續滾動的物理電量交易，直到關閘之前結束（北歐各國的關閘時間不同，大致在實際運行的1~2h之間）。平衡市場則在關閘之後由各國TSO分別組織，其實施方式與英國的平衡機制類似，不再贅述。

1.3.2 現貨市場的交易規模

北歐電力市場同樣開展了較大規模的中長期雙邊交易，主要以OTC的方式實施，所簽訂的雙邊交易需要在實際運行時進行物理交割。雙邊交易之外的電量則在現貨市場上交易，主要集中於日前市場上，日內市場與平衡市場的交易量則相對較小。以2012年為例，日前市場、日內市場和平衡市場上的交易量分別佔全網總用電量的83.7％，0.8％，1.1％。其中，平衡市場的交易量一向比較穩定，而日內市場的交易量則呈現著一定的增長趨勢，這與近年來北歐地區風電等間歇性電源的快速發展不無關係。

1.3.3 出清計算與物理模型

北歐日前市場實現了跨國電力交易的統一出清，出清計算時考慮了不同價區（事先根據歷史的阻塞情況劃定）之間聯絡線的傳輸能力約束，而不考慮各個價區內部的網路拓撲關係。日內市場允許跨區交易，以利用價區之間聯絡線的剩餘傳輸能力。平衡市場則由各國TSO負責，需要考慮各個控制區實際的網路約束與其他物理運行參數，並考慮與其相連接的聯絡線的運行條件。

1.3.4 現貨市場的價格機制

北歐日前市場採取分區邊際電價的價格機制。

近年來，隨著北歐市場範圍的擴大與區域間阻塞情況有所加重，目前已擴增至15個價區。北歐電力交易所依據市場成員的投標信息，在不考慮網路約束的前提下，計算系統的無約束邊際出清電價，即系統電價。當無約束出清發現區域間的傳輸阻塞時，則採取「市場分裂」的方式，在不違背阻塞約束的前提下分區計算各區的邊際電價。

日內市場則採取撮合定價的價格機制。市場成員提交其投標競價信息，北歐電力交易所以「價格優先、時間優先」的原則進行撮合，即首先對負荷報高價者與發電報低價者進行撮合成交，報價相同時則按先到先得的原則撮合。

TSO在平衡市場階段則將依據電量調整方向和報價高低對增減出力的投標分別進行排序，並依據費用最小的原則進行調度。被調用的電量將以區域的邊際價格進行事後結算，分為上調邊際價格和下調邊際價格兩個類別。

1.4 國外電力現貨市場建設的總結分析

從體系架構上看，3個國家或地區分別建設了各具特色的現貨市場體系，並與整個市場的頂層設計與構建理念緊密關聯。市場運行的成功，在很大程度上得益於其構建理念與建設方案的適應性，並考慮了不同國家自身的資源稟賦與電網基礎。

美國PJM市場的電力供需相對偏緊，電網阻塞程度相對較重，市場有一定的集中度，在局部地區與供需較緊張時刻，市場成員存在一定的動用市場力的空間；因此，在現貨市場構建中，需要重點關注其對於系統安全、供需平衡與市場平穩運行的保障。

與之相對應的，美國PJM市場強調現貨市場的資源優化配置功能，實施了日前市場的「全電量優化」，同時考慮了電能與備用、調頻等輔助服務資源的統一優化，並採用節點電價機制，以實施並引導電網的阻塞管理。因此，美國PJM現貨市場的交易量大，且需要在出清計算時細緻地考慮電網的物理模型，確保所決策交易計劃的可行性。

英國電力市場的電力供給則較為充足、調節能力較強，且電網阻塞程度相對較輕，市場交易的經濟性與電網運行的安全性可相對解耦。因此，英國電力市場更重視電能商品在中長期市場上的流動性，現貨市場的定位更多為提供一個集中的電能購買平台，並允許市場成員對已簽訂的交易計劃進行偏差修正，交易量自然較小。為此，英國電力市場將輔助服務與電能的耦合關係剝離，現貨市場只交易電能，電力調度機構則負責組織輔助服務。同時，為保證市場交易規則的透明易懂，日前的電子交易不考慮物理約束，也不進行安全校核，相關因素只在小時前的平衡機制中考慮。需要注意的是，近年來，由於英格蘭與蘇格蘭之間的傳輸斷面也出現了越來越嚴重的輸電阻塞，現有的市場機制難以對阻塞區市場成員的「抬價」行為進行有效的規避，已經出現了一些修改市場規則的呼聲。

對於北歐電力市場而言，其電力供應也比較充裕，水電裝機比例高達50％，電網阻塞主要存在於一些重要輸電斷面上。北歐電力市場的一個主要功能在於協調各國迥異的資源特性，提供一個高效的跨國資源優化配置平台，並各自負責本國、控制區電網的運行安全。因此，北歐電力市場為了優化配置稀缺的跨區聯絡線傳輸資源，一方面不允許在中長期進行跨價區的雙邊交易，從而強化了日前市場在組織跨區電力資源優化配置上的功能；另一方面，多控制區TSO協調調度的方式（沒有統一的北歐區域調度中心），使得其難以實現像美國PJM 一樣的日前「全電量優化」（美國PJM只有一個統一的調度交易機構），因此，其現貨市場在交易規模、物理模型、價格機制等方面的機制設計都是介於美國PJM與英國電力市場之間。

具體的，美國PJM、英國和北歐電力市場的現貨市場方式比較如表１所示。

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現貨市場建設的邏輯分析

本節旨在提煉分析出電力現貨市場建設的內在邏輯。考慮到現貨市場是一個完整的體系，需要秉承總體設計的原則，並與整個電力市場的頂層設計相協調。現貨市場的模式選擇，應與市場的實際情況尤其是系統的運行條件緊密結合，充分考慮包括資源稟賦、電源結構、網路阻塞、產業結構、市場集中度等影響要素。為此，本節將對現貨市場構建的一些關鍵機制要素，包括交易規模及其影響因素、交易出清方式、物理模型、價格機制、配套機制、協調方式等進行深入的探討。

2.1 交易規模的形成及其影響因素

現貨市場是市場成員進行電量交易的一個重要平台，其交易規模主要受市場成員先期簽訂的雙邊合約（包括自供應合約）的交易量的影響。從國外主要電力市場的運行實踐看，現貨市場的交易規模可佔到電力市場總交易量的30％～80％之間，主要都發生在日前市場上。

事實上，現貨市場的交易規模，可能受到市場規則、交易成本等多方面因素的影響。以北歐電力市場為例進行討論，其現貨市場的交易規模達到了約85％，遠遠超過美國PJM 與英國現貨市場的交易規模（低於30％），其影響因素具體分析如下。首先，由於北歐電力市場規定市場成員不允許跨價區進行雙邊交易，隨著近年來價區的不斷細化（從最初的５個價區增加到2012年的15個價區），雙邊交易的比例不斷下降，從最初的約70％下降到2012年的14.4％。其次，北歐電力交易所採用了「Gross Bidding」的交易規則，即針對市場成員多筆交易中的對銷部分（電量買賣相抵的部分），只收取正常交易手續費的不到10％，極大降低了現貨市場的交易成本，吸引市場成員參與場內交易。再次，與美國PJM 和英國相比，北歐電力市場發電商與售電商的一體化程度並不高，市場成員在開展雙邊交易時需要花費更多的時間與更高的成本，以尋找合適的交易對象。因此，相比於英國與美國PJM市場，市場成員會更加傾向於參與現貨市場。

對於日內市場與實時市場而言，其交易規模則相對穩定。日內市場的主要作用在於支撐市場成員微調其發用電計劃，實時市場的主要作用則在於保障系統的實時平衡。因此，其交易規模都比較小，大概是總交易量的1％～2％。

2.2 現貨市場的出清方式選擇

在現貨市場，尤其是日前市場的出清計算中，往往要求市場成員將其已經簽訂的雙邊交易量（市場成員可以選擇其為物理執行還是金融結算）也申報給市場組織者，市場組織者對全網的發電資源與用電需求進行統一的優化匹配。然而，並不是所有的電量均在日前市場上進行了重新的出清計算，市場成員可以事先申報其希望物理執行的雙邊交易，此部分電量在日前市場的集中出清計算中會作為外部輸入條件保持不變，這種情況在美國ＰＪＭ 與北歐的日前市場上都存在。

需要進一步說明的是，英國的日前市場採用了相對獨特的組織方式，由於其具有兩個平行的電力交易所，且獨立於電網調度機構，因此，其日前市場的出清方式事實上是分散的部分電量競爭，都只對申報到交易所的電量進行增量出清計算。

2.3 交易出清基於的物理模型選擇

日前市場交易出清時應採用什麼程度的物理模型，主要取決於電力系統的物理運行條件。當系統具有較好的資源稟賦與網路條件時，即意味著系統將具有資源供應充足、輔助服務調節能力充裕、網路阻塞較輕、新能源的波動性較弱等特點，此時，日前市場所採用的物理模型可以比較簡單，只考慮一些關鍵的約束條件，或者甚至完全無約束出清。對此類系統而言，由於具備了充足的資源與調整能力，可以將安全運行的優化調度放在小時前的實時市場之上（類似於英國的平衡機制）。相反，如果系統資源相對不充分，或者網路阻塞比較嚴重，則需在日前市場盡量充分地考慮系統實際的物理模型，並對電能與輔助服務資源進行統一的優化出清，並在日前的提前量上形成與實際運行相近的發用電計劃，降低實時運行中可能遭遇的各種安全風險。對於日內市場而言，由於其是日前市場的重要補充，出清計算所採用的物理模型往往與日前市場保持一致。

對於實時市場而言，由於其主要作用在於實施系統的平衡調度與阻塞管理，出清計算時均需採用最為精確的物理模型，充分考慮各類設備的真實運行狀態與網路約束，並要求市場成員上報其實際物理參數，如發電商必須申報其機組運行的爬坡速率、最大最小出力、連續開停機時間約束等技術參數。

2.4 現貨市場的價格機制選擇

儘管還存在著一些零星的討論，學術界與工業界均逐漸承認了節點邊際電價在現貨市場中應用的優越性，因其可以更好地反映電力商品在不同時間、不同地點的稀缺性，釋放出具有引導意義的價格信號，以實現高效的阻塞管理，還可以引導市場成員積极參与系統調峰，釋放出更多地清潔能源消納空間。然而，在市場的實際運行中是否採用節點邊際電價，則往往取決於電網阻塞的嚴重程度與阻塞出現的確定性。當電網阻塞的程度較輕時，阻塞成本較小，節點間的邊際價格差異也較小，往往可以用全網的邊際價格進行替換；而當電網阻塞發生可預測、確定性強時，則可以以阻塞斷面為邊界劃分價區，實施分區邊際電價機制，兩者在本質上並沒有太多的區別。

2.5 現貨市場與其他市場環節的協調運行

現貨市場作為電力市場總體架構設計中的重要一環，承擔著銜接市場交易與物理運行的重要作用。

因此，在設計現貨市場時，還應重點考慮其與其他市場環節的協調運行。為不失一般性，本文將討論其與雙邊市場、金融市場的協調運行。

2.5.1 現貨市場與雙邊市場的協調運行

現貨市場與雙邊市場的協調運行主要體現在時序銜接和交易銜接兩個方面。雙邊市場一般在中長期組織，在現貨市場開市前進行，覆蓋數年前至月前、周前、數日前等不同時序；儘管理論上，雙邊交易也可以延伸至日內甚至實時，但是由於此時進行雙邊交易時間過於緊迫，交易效率低，因此實際中日前雙邊交易開展較少。其次，雙邊市場的合約類型可能有兩種屬性類型：金融合約或物理合約。金融合約往往不需要在現貨市場上物理交割，只起到鎖定交易價格、保障基本收益等目的；而物理合約則需要在現貨市場上物理交割，將作為邊界信息輸入現貨市場的出清模型之中統一考慮；顯然，物理合約將「擠壓」現貨市場的交易規模。此外，現貨市場還可為市場成員協商確定雙邊交易價格提供參照信號。

2.5.2 現貨市場與金融市場的協調運行

考慮到電力商品的物理特徵，現貨市場的價格信號往往會隨著不同時段、不同區域供需關係的劇烈變化而頻繁變動，需要市場提供適度的金融手段，以規避風險、鎖定收益。因此，成熟的電力市場通常還配套建設了電力金融市場。市場成員可通過參與期貨、期權、遠期合約、金融輸電權、差價合約、虛擬投標等金融工具，來有效規避現貨市場的價格風險，並進行交易對沖。一般來說，金融市場都由專門的金融交易所負責組織，其合約通常是標準化的，並無須進行物理交付，也不考慮電網阻塞等物理條件，只需進行強制性的金融結算。

現貨市場與金融市場的協調運行主要體現在其價格信號上。一方面，金融市場的基準價格信號往往由現貨市場提供，以作為金融結算的依據；另一方面，金融市場提供的金融工具往往與電力市場中潛在的「價格差異」緊密協調。例如：期權、期貨交易主要針對雙邊市場與現貨市場的價格差異，虛擬投標主要針對日前市場與實時市場的價格差異，差價合約與金融輸電權主要針對不同節點的價格差異等。

2.6 相關配套機制的構建

為確保現貨市場的高效運作與協調運行，降低市場運行的風險，還需重視市場建設中的一些配套機制，包括市場力抑制機制、信息發布機制、交易結算機制、市場准入機制、市場干預機制、市場成員的信用機制和促進新能源消納的機制以及相關的電力市場法律法規、政策等，將其視為整個現貨市場體系構建中不可缺少的環節，並充分結合市場的實際情況進行配套。

以市場力抑製為例，當市場採用集中競價的交易方式，且具有市場集中度高、交易規則複雜、網路阻塞情況嚴重等特點時，配套市場力抑制機制就尤為重要了，需要在市場建設初期即做好整體設計，以保障市場的平穩、有序競爭。

以美國PJM 電力市場的實際情況為例。PJM 在1998年建設電力市場初期，首先構建的只是基於成本的投標方式和節點邊際電價的實時市場體系。

在市場運營一年多后，於1999年4月才引入了基於報價的投標方式，形成了真正意義上的市場競爭。

之後十餘年間，PJM 逐步完善市場體系，依次構建了容量市場、金融輸電權市場、日前市場、調頻市場和計劃備用市場，並不斷修正市場規則、彌補實際運行中出現的市場設計缺陷，在電能和輔助服務市場中均引入了市場力檢測機制。可見，PJM市場力抑制機制的構建是伴隨著其電力市場建設而同步進行的，是在總體設計的思想下逐步開展並完善的，至今已形成了強有力的市場力檢測與抑制機制體系。

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對電力現貨市場建設的啟示與建議

美國、英國、北歐等國家均為發達國家，其電力市場建設的首要目標在於降低成本、提高效率、優化資源配置，促進清潔能源和可再生能源的消納、實現低碳化節能減排，促進電力工業的可持續發展，保證系統的安全性和可靠性，在此基礎上進一步為電力用戶提供更多的選擇。而對於處於發展中的而言，電力市場建設應當充分結合自身的基本國情、經濟制度、發展階段、資源稟賦、能源安全需要和電力工業的發展現狀，遵循電力發展和市場經濟規律，走特色的改革道路，而不能生搬硬套西方一些國家的電力市場模式。

當前，電力工業仍處於快速發展時期，電網建設不斷升級、裝機容量逐步擴大、負荷需求穩步攀升，這是電力工業未來發展的實際情況。與此同時，大多數省區面臨著偏緊的電力供需形勢，以燃煤為主的電源結構導致了電源結構的調節能力較差，難以支撐大規模新能源併網運行，電網中仍然存在著較多的輸電斷面約束，阻塞發生較為頻繁，這些實際情況都需要在電力市場的機制設計中予以充分考慮。

綜合上述對於國外主要電力市場實踐經驗的總結分析，考慮到不同電力市場建設方案的適應性，本文建議下一步的電力市場化改革，應優先建設日前市場，逐步過渡建設實時市場，適時組織日內市場；加強現貨市場交易出清的安全校核，在日前市場與實時市場採用一致的物理模型，規範實時市場的競爭秩序；鼓勵大用戶直購電簽訂金融合約，並對偏

差電量進行金融結算；提出有效的市場力檢測與抑制措施，可適應不同程度的電力供需程度與電網阻塞情況，以適度的市場干預擠出博弈空間；並構建與市場體系相適應的多級結算體系。

3.1 現貨市場交易規模的確定

在現貨市場的交易規模上，不同市場環節的交易規模是在市場培育的過程中自然形成的，與各個市場環節的功能定位、規則設計、交易成本、便利性等方面緊密相關，通過人為劃定交易規模的方式進行「干預」並不科學。考慮到仍處於電力市場的建設初期，可通過一定的政策干預逐步放開現貨市場，尤其是日前市場的交易規模。而日內市場和實時市場的交易規模則應保持較小比例，宜控制在２％以內。

3.2 現貨市場的構建

在現貨市場體系構建上，日前市場將作為中長期直購電交易「交割」的市場載體，並為中長期直購電交易提供「價格風向標」。日前市場所形成的發用電計劃，將作為電網實時調度的重要依據，實時調度曲線與日前發用電曲線的偏離部分，將按照一定的規則進行事後結算。因此，日前市場對於目前的調度運行，尤其對於安全性衝擊較小，可以優先開展。同時，由於實時市場是作為連接市場交易與系統物理運行的最後一道「閘門」，需要在充分確保安全的前提下方可引入市場機制，應在日前市場成熟之後再逐步建設。而對於日內市場，則應在風電、光伏等間歇性電源比例較高的市場區域優先開展，為新能源參與市場競爭提供機制支持。

3.3 現貨市場出清的物理模型與價格機制

在現貨市場交易出清所採用的物理模型和價格機制上，在日前市場上應充分考慮電網的實際物理模型以及機組、設備的物理技術參數，以保障日前市場交易計劃與實際調度運行之間的契合度，加強日前市場的安全校核工作，並以現貨的節點邊際電價信號引導實施電力資源的優化配置。同時，在日前市場開展電能交易的基礎之上，視備用、調頻等的資源充裕程度分別組織相應的交易品種，並逐漸實現其與電能交易的耦合，最終實現主輔電能資源的一體化交易出清，從而促進電力資源的優化利用。

3.4 現貨市場與大用戶直購電交易的協調

在現貨市場與大用戶直購電交易（本質上屬於雙邊市場）的協調運行上，在大用戶直購電開展初期，交易規模往往較小，其對於電網調度運行以及電力市場的交易組織影響也較小，因此可以簡單地採用物理交割的方式執行。然而，當大用戶直購電廣泛大規模開展以後，物理交割將產生一系列的問題，建議採用「大用戶直購電合同交割方式」實施，即直購電交易以金融交割和結算為主，合約交割曲線與實際發用電曲線之間的偏差量則按照現貨市場的價格進行結算，從而將直購電合約納入現貨市場的統一出清計算之中，實現對全網的發電資源與用電需求的統一優化匹配。同時，為了激勵參與直購電交易的市場成員盡量採取金融交割和結算的方式，可以給予其在參與現貨市場時一定的交易與結算費用優惠等政策。

3.5 現貨市場配套機制的建設

現貨市場的建設還應重視相關配套機制的建設。對於電力供需形勢緊張、發電側市場集中度較大的市場區域，需要同時引入嚴格的市場力檢測與抑制機制，以擠出博弈空間，規範市場秩序。首先，構建公平、客觀的發電成本申報與核算機制，技術參數可從發電商的物理資產屬性中獲得，基準價格水平則可借鑒經濟領域的公開信息，並確定合理的准許收益範圍。其次，採用適度的市場干預措施，當市場供需緊張或出現嚴重的局部市場力時，對市場成員的報價與市場的出清計算進行干預，動態辨識不同市場成員的市場力，並將具有顯著抬高市場價格水平的市場成員視為價格接受者。還應重視並完善市場的信息發布機制，在市場的不同時序階段及時發布包括負荷、供應、網路、阻塞、預警、交易量、價格

等全面的市場信息，以消除信息壁壘，引導市場成員進行有序競爭。最後，需同步建設與現貨市場相協調的交易結算機制，採用中長期、日前、日內、實時、事後多級協調的結算體系，並建設相應的結算技術支持系統，實現對於多結算周期、多結算標的、多結算成分、多結算價格的準確計算與及時清算。

現貨市場是電力市場的重要組成部分，本文在全面比對分析不同國家電力現貨市場建設實踐的基礎上，對現貨市場的體系架構與內在邏輯進行了提煉總結，深入研究了現貨市場體系構建中的關鍵機制要素。在此基礎上，結合電力工業的實際情況以及下一步以大用戶直購電為突破口、引入售電側競爭的市場化改革思路，對建設與大用戶直購電相適應的現貨市場提出了政策建議，涵蓋了現貨市場交易規模的確定、相應的體系構建、交易物理模型選擇、價格機制設計、與大用戶直購電交易的協調運行、配套機制建設等各個方面。希望本文的研究成果能為未來的電力市場化改革提供有益的幫助。

本文發表於《電力系統自動化》2014年第38卷第13期，壹條能經作者授權轉載，文章略有刪節。

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