0引言

自1990年英國推進(jìn)電力工業(yè)改革以來(lái)［1］，電力市場(chǎng)建設已在全世界走過(guò)30多年歷程。與傳統的垂直一體化體系相比，市場(chǎng)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(guò)形成科學(xué)的價(jià)格信號引導資源優(yōu)化配置。目前，多個(gè)國家已經(jīng)建立了電力市場(chǎng)［2-5］，其中極其關(guān)鍵的一個(gè)環(huán)節是在短時(shí)序上建立了與電力系統運行緊密結合的市場(chǎng)組織形式，即：現貨市場(chǎng)。一般來(lái)說(shuō)，現貨市場(chǎng)以日為市場(chǎng)組織的時(shí)間周期，采用集中出清的交易形式，產(chǎn)生面向日內不同時(shí)段的分時(shí)價(jià)格信號，并形成滿(mǎn)足安全約束、可實(shí)際達執行的電力調度計劃指令［6］。

然而，近年來(lái)隨著(zhù)電力市場(chǎng)范圍的不斷擴展、交易主體數量的激增與類(lèi)型的多元化，以及可再生能源、交直流混聯(lián)電網(wǎng)等新要素接入帶來(lái)的電力系統形態(tài)變化，電力現貨市場(chǎng)在適應性與有效性方面面臨著(zhù)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(jìn)了現貨市場(chǎng)的機制變革。事實(shí)上，電力現貨市場(chǎng)建設目前還沒(méi)有理論上的“理想模型”，一直呈現出動(dòng)態(tài)發(fā)展與修正的過(guò)程。其中，歐洲和美國的實(shí)踐最有代表性，具體舉措包括擴大電力市場(chǎng)范圍、推動(dòng)市場(chǎng)運行精細化、建設容量充裕性機制、引入新主體參與市場(chǎng)等。

中國自2015年《中共中央國務(wù)院關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》（9號文）［7］發(fā)布以來(lái)，其電力市場(chǎng)化改革已進(jìn)入以現貨市場(chǎng)為代表的“深水區”。2017年9月以來(lái)，啟動(dòng)了以廣東、浙江、山東為代表的8個(gè)現貨市場(chǎng)建設試點(diǎn)，歷經(jīng)3年多的探索，各試點(diǎn)選擇了相應的市場(chǎng)模式、報價(jià)規則、出清模型、價(jià)格機制等，完成了市場(chǎng)的初步建設，目前均已實(shí)現了月度以上的長(cháng)周期結算試運行。

與世界上其他國家相比較，中國現貨市場(chǎng)建設面臨著(zhù)更復雜的局面與更艱巨的挑戰，主要體現在2個(gè)方面。一方面中國在現貨市場(chǎng)建設初期即面臨國外成熟市場(chǎng)當前面臨的新問(wèn)題，需要用較短的時(shí)間走完國外10年以上走完的路，挑戰多、周期短，對市場(chǎng)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(shí)現計劃、市場(chǎng)的“雙軌并行”，以及需考慮地區間、用戶(hù)間、電源間復雜的交叉補貼等問(wèn)題。

在這個(gè)關(guān)鍵的市場(chǎng)建設時(shí)點(diǎn)上，本文結合國外、國內市場(chǎng)建設的進(jìn)展，對現貨市場(chǎng)建設所面臨的新形勢、新挑戰進(jìn)行展望分析，總結市場(chǎng)建設的關(guān)鍵問(wèn)題和前進(jìn)方向，并嘗試對國內市場(chǎng)建設提出建議。

1歐洲電力現貨市場(chǎng)建設進(jìn)展

歐洲電力現貨市場(chǎng)的發(fā)展核心在于實(shí)現更大市場(chǎng)范圍內的資源優(yōu)化配置，建立歐洲統一電力市場(chǎng)，實(shí)現多個(gè)國家電力市場(chǎng)的耦合和大范圍的能量互濟。為此，歐洲在市場(chǎng)協(xié)調、交易耦合、市場(chǎng)分區等方面進(jìn)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(wǎng)側主體參與市場(chǎng)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(shí)現26個(gè)國家日前市場(chǎng)耦合［8］和22個(gè)國家日內市場(chǎng)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(shí)，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(fā)電量達到1.3 PW·h，超過(guò)總發(fā)電量的1/3［12］。

1.1歐洲統一電力市場(chǎng)的建設

歐洲統一電力市場(chǎng)由中長(cháng)期交易和現貨市場(chǎng)構成，其中現貨市場(chǎng)是歐洲統一電力市場(chǎng)的核心環(huán)節，它又分為日前市場(chǎng)和日內市場(chǎng)［13］。日前市場(chǎng)采用統一出清的方式，在潮流上可完成跨區傳輸，在定價(jià)上可實(shí)現跨價(jià)區耦合。日前市場(chǎng)的統一出清模型內嵌了跨區輸電權的隱式拍賣(mài)，實(shí)現了能量和輸電權的聯(lián)合優(yōu)化，通過(guò)將跨區容量分配給社會(huì )福利最大的交易來(lái)增進(jìn)市場(chǎng)效率［14］。日內市場(chǎng)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(shí)時(shí)平衡市場(chǎng)不屬于統一市場(chǎng)的環(huán)節，在各國范圍內獨立組織。

在運營(yíng)管理上，歐洲統一電力市場(chǎng)由歐洲能源監管者聯(lián)盟（European union agency for thecooperation of energy regulators，ACER）監管［15］，由歐洲輸電網(wǎng)運營(yíng)商聯(lián)盟（European network oftransmission system operators for electricity，ENTSO-E）進(jìn)行市場(chǎng)運行和電網(wǎng)調度上的協(xié)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(chǎng)的出清［8-9］，由各國輸電網(wǎng)運營(yíng)商（transmission system operator，TSO）負責組織實(shí)時(shí)平衡市場(chǎng)和電網(wǎng)調度。

在統一市場(chǎng)出清計算方面，歐洲統一市場(chǎng)中的中西歐區域（Central-Western Europe，CWE）開(kāi)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(jìn)到整個(gè)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(wǎng)的物理參數，提高資源優(yōu)化配置的效率。為了確?？鐓^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(jià)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(jià)區［20］，這會(huì )帶來(lái)2個(gè)方面的問(wèn)題。一方面，價(jià)區面積過(guò)大，無(wú)法反映區域之內的電能空間價(jià)值差異，降低了資源優(yōu)化配置效率；另一方面，價(jià)格分區與電網(wǎng)拓撲不一致，跨區交易后區內阻塞多，需要實(shí)時(shí)再平衡，增加了計算負擔。目前，歐洲市場(chǎng)正在推進(jìn)價(jià)區的拆分，并根據長(cháng)期的電網(wǎng)阻塞情況來(lái)重新劃定價(jià)區，以提升經(jīng)濟效率［21］在2018年，德國-奧地利價(jià)區已經(jīng)被拆為2個(gè)價(jià)區，面積較大的瑞典被拆分為4個(gè)價(jià)區［22］。當前，歐洲共有39個(gè)價(jià)區，2019年的日前市場(chǎng)價(jià)格從37.7歐元/（MW·h）到63.8歐元/（MW·h）不等，各價(jià)區的示意圖如圖1所示［11］。需要說(shuō)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(fā)電機組額外支付。它作為現貨市場(chǎng)的重要配套，在歐洲得到了格外關(guān)注。2019年，歐洲市場(chǎng)內的容量費用為39億歐元，在愛(ài)爾蘭，單位電量的容量費用高達日前市場(chǎng)能量?jì)r(jià)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(chǎng)，由容量拍賣(mài)確定容量補償的單位價(jià)格；西班牙、希臘等則采用了固定價(jià)格的容量補償；德國、瑞典等采用了戰略備用方法，即在市場(chǎng)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(tài)下的容量可用性；法國則將容量義務(wù)分散式地分配給各用電主體，要求其通過(guò)購買(mǎi)或自建完成容量義務(wù)；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(wǎng)側資源參與市場(chǎng)的推動(dòng)方式

電力系統的發(fā)展使配電網(wǎng)側資源參與市場(chǎng)的需求進(jìn)一步放大。一方面，智能電表和自動(dòng)終端裝置的應用使用戶(hù)側擁有了靈活響應價(jià)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(hù)從單純的消費者轉為產(chǎn)消者，可以與電網(wǎng)雙向互動(dòng)。推動(dòng)配電網(wǎng)側資源參與市場(chǎng)，能充分挖掘它們的響應潛力，幫助平抑可再生能源的波動(dòng)性。

歐洲電力市場(chǎng)主要通過(guò)3個(gè)方面的改革，幫助用戶(hù)更好地參與市場(chǎng)［24］。第一，完善信息披露制度，積極發(fā)布市場(chǎng)數據，減少信息不對稱(chēng)；第二，加強零售市場(chǎng)競爭，引入動(dòng)態(tài)價(jià)格機制，賦予用戶(hù)自由選擇售電公司和聚合商的權利；第三，加強用戶(hù)數據的保護，減少用戶(hù)對隱私泄露的擔憂(yōu)。此外，歐洲還出臺相關(guān)政策，產(chǎn)消者自用電量不用支付網(wǎng)絡(luò )服務(wù)費和系統運營(yíng)費，這激勵產(chǎn)消者安裝分布式資源，并通過(guò)自發(fā)自用減少電費。

2美國現貨市場(chǎng)建設現狀

美國電力市場(chǎng)的發(fā)展核心在于推動(dòng)現貨市場(chǎng)運行精細化，以提高系統運行可靠性、經(jīng)濟性。為此，美國在市場(chǎng)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(shí)現跨市場(chǎng)的協(xié)同運行，并改良容量市場(chǎng)機制。

美國的市場(chǎng)由交易-調度一體化的獨立系統運營(yíng)商（independent system operator，ISO）組織通過(guò)求解機組組合和經(jīng)濟調度問(wèn)題得到市場(chǎng)出清結果。目前，美國一共有7個(gè)區域電力市場(chǎng)，覆蓋美國30多個(gè)州。

2.1市場(chǎng)精細化運行的推動(dòng)

美國原有的現貨市場(chǎng)出清模型難以適應復雜多變的電力系統運行狀態(tài)，因此，各ISO推進(jìn)市場(chǎng)的精細化運行，主要體現在4個(gè)方面：一是引入稀缺定價(jià)；二是改良原有輔助服務(wù)產(chǎn)品；三是提升出清的細粒度和預見(jiàn)性；四是建立動(dòng)態(tài)的傳輸容量上限。

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

2）改進(jìn)輔助服務(wù)產(chǎn)品能更好地保障電網(wǎng)運行安全，精細化地衡量市場(chǎng)成員提供的安全服務(wù)。美國輔助服務(wù)面臨的挑戰包括：需要從系統采購過(guò)渡到分區采購，并進(jìn)一步完善輔助服務(wù)標的物的定價(jià)機制。目前，各ISO正推進(jìn)變革，以期進(jìn)一步完善輔助服務(wù)的產(chǎn)品設計。例如，加利福尼亞州（簡(jiǎn)稱(chēng)加州）正計劃推動(dòng)靈活性爬坡產(chǎn)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(huì )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(chǎng)上原有的單向備用修正為上下2個(gè)方向的備用，既防范失負荷的風(fēng)險，也防范可再生能源棄置的風(fēng)險［28］。

3）出清細粒度和預見(jiàn)度的提升能增強系統運行的靈活性和經(jīng)濟性。在原先的美國ISO市場(chǎng)中，日前市場(chǎng)以1 h為最小細粒度、24 h為最大預見(jiàn)度進(jìn)行出清。由于可再生能源波動(dòng)較大，過(guò)于寬泛的日前市場(chǎng)細粒度可能會(huì )導致系統爬坡不足的問(wèn)題，而以每日為預見(jiàn)度可能無(wú)法實(shí)現多日層面的火電開(kāi)機和儲能運行優(yōu)化。因此，加州獨立系統運營(yíng)商（California independent system operator，CAISO）、MISO等市場(chǎng)在考慮將最小細粒度降為15 min，以每日96個(gè)點(diǎn)進(jìn)行日前市場(chǎng)出清［26，28］。另外，部分ISO在考慮突破日前市場(chǎng)24 h的時(shí)間限制，在出清時(shí)考慮多日層面的優(yōu)化，如MISO引入的“向前看（look-ahead dispatch）”機組組合策略［26］。

4）動(dòng)態(tài)傳輸容量的建立能充分挖掘現有傳輸線(xiàn)資源的潛力，減少阻塞。美國大部分ISO輸電線(xiàn)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(huán)境溫度之下，傳輸線(xiàn)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(xiàn)的溫升需要時(shí)間，短期容量上限與長(cháng)期容量上限也不同。為此，MISO引入了動(dòng)態(tài)傳輸線(xiàn)容量機制［29］。該機制首先考慮環(huán)境溫度對傳輸線(xiàn)容量的影響，根據環(huán)境溫度修正傳輸線(xiàn)的容量。另外，考慮到傳輸線(xiàn)功率可短暫過(guò)載而不突破熱穩定極限，在緊急狀態(tài)下可修改傳輸線(xiàn)的最大傳輸功率。根據MISO測算，動(dòng)態(tài)傳輸線(xiàn)容量機制在2019年減少了4 800萬(wàn)美元的阻塞成本［26］。

2.2跨區市場(chǎng)的構建

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

1）能量不平衡市場(chǎng)建立

為了促進(jìn)可再生能源消納，自2014年始建立了美西EIM，CAISO與周?chē)形词袌?chǎng)化的調度平衡區一同在日內時(shí)序上實(shí)現了多區域電力市場(chǎng)的市場(chǎng)化融合與協(xié)同運行，通過(guò)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(shí)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(lái)了8.61億美元的經(jīng)濟效益［31］。

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

2）交易機制的協(xié)調

MISO和PJM之間的CTS建立于2017年10月［33］。市場(chǎng)成員提交CTS投標，表示該成員愿意在兩市場(chǎng)價(jià)格差大于閾值時(shí)，從傳輸斷面一側的市場(chǎng)購電而向另一側的市場(chǎng)售電。在出清時(shí)，ISO首先預測各自的出清價(jià)格，若CTS中的投標價(jià)格小于兩市場(chǎng)出清價(jià)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(chǎng)的邊界條件。在結算時(shí)，CTS投標者按照實(shí)際的斷面價(jià)格差獲得支付［34］。目前，CTS的交易規模較小，2018年前10個(gè)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(yíng)商（New York independent system operator，NYISO）、新英格蘭獨立系統運營(yíng)商（independent systemoperator of New England，ISO-NE）、MISO和西南電力市場(chǎng)（Southwest power pool，SPP）之間也建立了CTS。

2.3新型主體參與市場(chǎng)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(wǎng)互動(dòng)的潛力。在2018年和2020年，美國能源監管委員會(huì )（Federal Energy RegulationCommission，FERC）先后發(fā)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(chǎng)的規則。

近年來(lái)，儲能（不包含抽水蓄能）在美國的裝機容量快速增長(cháng)［31］。過(guò)去，在儲能規模不大時(shí)，配電網(wǎng)運營(yíng)商或可再生能源發(fā)電商，將通過(guò)支付一定的租金獲得儲能的運營(yíng)權［38］，但它們使用儲能只基于自身需要，可能會(huì )有閑置時(shí)間，無(wú)法更加充分地利用。為此，FERC發(fā)布了841法案，尋求利用現貨市場(chǎng)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(chǎng)規則和電價(jià)規則，確保儲能擁有和其他主體一樣的地位，同時(shí)市場(chǎng)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(wǎng)進(jìn)行互動(dòng)。但過(guò)去的市場(chǎng)沒(méi)有定義聚合商這一市場(chǎng)主體，沒(méi)有考慮它們與電網(wǎng)之間潛在的雙向功率流，聚合商只能以負荷或者發(fā)電商的身份參與市場(chǎng)。2020年9月，FERC發(fā)布2222號命令，要求推進(jìn)分布式資源聚合商參與現貨市場(chǎng)［37］。在改革完成后，分布式資源的聚合商將和其他市場(chǎng)成員一樣，參與市場(chǎng)投標，并按節點(diǎn)電價(jià)結算交易的能量。

2.4改進(jìn)容量市場(chǎng)機制

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

近年來(lái)，在容量市場(chǎng)結算方面，各ISO開(kāi)始引入“按表現付費”的機制，激勵市場(chǎng)主體提高容量的可靠性。如PJM和ISO-NE分別從2020年和2021年開(kāi)始對機組的容量表現進(jìn)行考核［40-41］，MISO和SPP也在討論類(lèi)似的舉措［26，42］。市場(chǎng)將考察各機組在系統電能稀缺狀態(tài)下實(shí)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(shí)際上在機組之間建立了一個(gè)轉移支付制度。

為了解決燃料問(wèn)題造成的充裕性不足，PJM、ISO-NE等高比例氣電市場(chǎng)也制定了相關(guān)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(chǎng)一定的補償，并和大液化天然氣公司簽約以增強區域電廠(chǎng)的供氣穩定性［43］。PJM則關(guān)注電網(wǎng)和天然氣網(wǎng)絡(luò )的耦合，將氣網(wǎng)也納入ISO的監控體系中，并且制定了氣網(wǎng)故障時(shí)的緊急備案［44］。

3中國現貨市場(chǎng)建設進(jìn)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(gè)試點(diǎn)地區建設現貨市場(chǎng)。各試點(diǎn)現貨市場(chǎng)結合自身特點(diǎn)，從無(wú)到有實(shí)現了現貨市場(chǎng)的機制構建，已經(jīng)陸續完成了月度以上的結算試運營(yíng)。然而，建設過(guò)程中也暴露出一系列問(wèn)題，面臨一系列挑戰，亟待創(chuàng )新解決方案、深化市場(chǎng)改革。

3.1計劃-市場(chǎng)雙軌制

通過(guò)降低接入電壓和用電電量的要求，各試點(diǎn)不斷擴大市場(chǎng)電量交易規模［45-46］。與此同時(shí)，依舊有相當規模的非市場(chǎng)電量需要遵循計劃體系下的優(yōu)先發(fā)電和優(yōu)先購電計劃，即發(fā)電側按照固定的上網(wǎng)電價(jià)發(fā)電，用戶(hù)側按照固定的目錄電價(jià)用電。這導致了2個(gè)方面的問(wèn)題。一方面，優(yōu)發(fā)優(yōu)購的準入與發(fā)用電量爭議較大，在市場(chǎng)成員之間形成了不公平的競爭關(guān)系；另一方面，由于優(yōu)發(fā)優(yōu)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(chǎng)的有序運行，也干擾了輸配電價(jià)的有效核定。文獻［47］指出應當直面計劃電與市場(chǎng)電長(cháng)期共存現實(shí)情況。文獻［48］以福建電力市場(chǎng)為背景，研究了優(yōu)發(fā)優(yōu)購電量的確定方法。文獻［49］進(jìn)一步研究將計劃電量分解為電力曲線(xiàn)的原則。文獻［50］研究了不平衡費用在市場(chǎng)成員內的分攤機制。

3.2中長(cháng)期與現貨的銜接機制

大多數試點(diǎn)現貨市場(chǎng)采用了全電量?jì)?yōu)化的模式，中長(cháng)期合約通過(guò)財務(wù)合同（financial binding）的方式與現貨市場(chǎng)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(chǎng)運行需求的中長(cháng)期交易曲線(xiàn)分解方法。目前各現貨試點(diǎn)正在嘗試采用自行申報或按典型曲線(xiàn)分解等方法，然而用戶(hù)或代理的售電公司在分解時(shí)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(xiàn)的確定也存在著(zhù)模板不一、公信力不足等爭議。針對中長(cháng)期電量分解的問(wèn)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(xiàn)。文獻［53］在合約分解時(shí)額外考慮市場(chǎng)力的抑制，而文獻［54］則提出了中長(cháng)期差價(jià)合同在現貨市場(chǎng)中的結算方法。

3.3跨省跨區資源優(yōu)化配置

中國建立了北京、廣州2個(gè)電力交易中心，協(xié)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(diǎn)將其作為現貨市場(chǎng)出清的邊界條件。

由于可再生能源具有波動(dòng)性和不確定性，目前亟待引入市場(chǎng)機制推動(dòng)日以?xún)榷虝r(shí)序的跨省跨區交易，通過(guò)推動(dòng)更大區域內的能源資源優(yōu)化配置，幫助消納可再生能源增發(fā)電量。文獻［47］將全國統一市場(chǎng)建設視為中國現貨市場(chǎng)建設下一個(gè)階段的重要任務(wù)。文獻［57］總結了歐洲統一市場(chǎng)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(chǎng)的技術(shù)路線(xiàn)。

3.4節點(diǎn)邊際電價(jià)與容量充裕性機制

在價(jià)格機制上，多個(gè)試點(diǎn)已經(jīng)實(shí)現了節點(diǎn)邊際電價(jià)計算，并以節點(diǎn)或區域邊際電價(jià)向發(fā)電側結算，用戶(hù)側則大多采用節點(diǎn)電價(jià)加權平均形成系統電價(jià)的方式進(jìn)行結算。但是，節點(diǎn)邊際電價(jià)只反映邊際煤耗成本，無(wú)法體現發(fā)電資源的容量?jì)r(jià)值，如廣東日前出清均價(jià)僅為0.193元/（kW·h）［60］。若現貨價(jià)格持續低迷且進(jìn)一步影響中長(cháng)期價(jià)格，發(fā)電機組將面臨投資成本回收困難的問(wèn)題。

為此，各試點(diǎn)開(kāi)始了容量充裕性機制的探索性工作。山東、廣東已經(jīng)發(fā)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(jià)格由政府根據市場(chǎng)運行情況動(dòng)態(tài)調整，費用在用戶(hù)和售電公司間進(jìn)行分攤。但目前為止仍有許多技術(shù)問(wèn)題仍懸而未決，例如資源準入［63］、費用分攤、價(jià)格確定［64］等問(wèn)題。

3.5新型參與主體的納入

在參與主體上，各個(gè)試點(diǎn)均實(shí)現了發(fā)電側競價(jià)上網(wǎng)，但是在準入的發(fā)電主體及其類(lèi)型上略有差異，部分試點(diǎn)的現貨競價(jià)只面向燃煤電廠(chǎng)，部分試點(diǎn)則已經(jīng)將可再生能源等主體納入市場(chǎng)競爭［65］；廣東、浙江、山東、山西等省嘗試引入用戶(hù)側參與［66-67］，目前多以“報量不報價(jià)”的方式參與市場(chǎng)競爭。

但是，新型資源的市場(chǎng)參與度仍然不足。當前大部分現貨市場(chǎng)試點(diǎn)中，用戶(hù)側暫不參與市場(chǎng)交易，或者采用報量不報價(jià)的方式參與［68］，原則上只能作為價(jià)格接受者，無(wú)法反映自身的價(jià)格承受能力。此外，大多數試點(diǎn)省份沒(méi)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(chǎng)機制，這限制了市場(chǎng)資源優(yōu)化配置的空間。文獻［47］提出在未來(lái)要建設適應新型主體靈活參與、成本回報合理的電力市場(chǎng)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(wù)市場(chǎng)的場(chǎng)景。

3.6清潔能源消納機制

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

但是，現貨市場(chǎng)出清未必能保障清潔能源消納。由于清潔能源廠(chǎng)商報價(jià)未必最低，梯級水電站之間存在復雜的耦合關(guān)系等，以社會(huì )福利最大化（或發(fā)電成本最小化）為目標、按報價(jià)出清的市場(chǎng)機制未必能保障清潔能源的最大化消納。為此，四川等試點(diǎn)正嘗試引入峰枯電力市場(chǎng)機制［65］，在枯水期對水電進(jìn)行直接調度以減少棄水。文獻［72］試圖從國外市場(chǎng)經(jīng)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(wù)市場(chǎng)機制

隨著(zhù)現貨市場(chǎng)機制建設逐漸完善，此前分散開(kāi)展的調峰輔助服務(wù)市場(chǎng)正在被替換或整合。在輔助服務(wù)市場(chǎng)與能量市場(chǎng)的協(xié)調機制上，大部分試點(diǎn)采用的是獨立運作、序貫開(kāi)展的方式［74］，只有浙江等少部分試點(diǎn)建立了主輔聯(lián)合出清機制［75］，實(shí)現了能量、備用、調頻的聯(lián)合優(yōu)化。另外，南方區域市場(chǎng)正在嘗試建設區域性的調頻市場(chǎng)［76］，以便在更大范圍內配置輔助服務(wù)資源。

輔助服務(wù)市場(chǎng)采用與能量市場(chǎng)分開(kāi)組織、序貫出清的方式，所形成的結果可能會(huì )在運行上不可行或經(jīng)濟效率不高；另外，輔助服務(wù)市場(chǎng)產(chǎn)生的費用，主要還是沿用原有的機制，在發(fā)電側以零和的方式分攤［77-78］，亟待建立“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔”的成本分攤機制，將相關(guān)成本有效傳導到用戶(hù)側。為此，文獻［74］提出了適用于中國市場(chǎng)的能量、調頻聯(lián)合出清市場(chǎng)機制。文獻［79］研究了國外輔助服務(wù)費用分攤機制對中國的啟示。

4現貨市場(chǎng)建設的關(guān)鍵問(wèn)題

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

4.1區域市場(chǎng)融合

在發(fā)展高比例可再生能源的背景下，區域市場(chǎng)可通過(guò)融合擴展，實(shí)現電力互濟，以減少備用需求，提高系統運行的可靠性和經(jīng)濟性［58］。

區域市場(chǎng)融合涉及技術(shù)路徑選擇的問(wèn)題，需要考慮區內和區外市場(chǎng)如何協(xié)同，由誰(shuí)作為市場(chǎng)中的交易主體，由何種方式?jīng)Q定跨區潮流等一系列問(wèn)題。歐洲統一電力市場(chǎng)采用了兩級協(xié)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(shí)時(shí)平衡市場(chǎng)；EIM是區域內日前市場(chǎng)出清完成后、在日內進(jìn)行的不平衡能量交易市場(chǎng)；CTS實(shí)際上是將跨區傳輸潮流的決定權交到市場(chǎng)成員（包含金融主體）的手中，利用金融投標機制激勵市場(chǎng)成員去發(fā)現最優(yōu)跨區潮流。3種區域融合機制的比較見(jiàn)表1。

無(wú)論選擇何種技術(shù)路徑，都需要破除區域間壁壘，推進(jìn)區域市場(chǎng)間的政策協(xié)調，統一各市場(chǎng)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(shù)路徑也面臨著(zhù)不同的難題。

在歐洲統一市場(chǎng)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(mài)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(gè)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(wǎng)拓撲和傳輸線(xiàn)的物理參數［80］，精細化的建模能提高社會(huì )福利［81］，但模型較為復雜、求解難度大。在推動(dòng)價(jià)區重構的過(guò)程中，既需要盡量減少區內阻塞、增加經(jīng)濟效益，也要尊重各國政治訴求［82］。

美西EIM同樣面臨著(zhù)跨區容量計算的問(wèn)題。當前，由于跨區交易在日前出清后進(jìn)行，暫時(shí)不存在傳輸容量分配的問(wèn)題，但在向日前耦合擴展時(shí)也需面臨這一挑戰。另外，由于CAISO建立了金融輸電權市場(chǎng)，跨區交易下如何分配阻塞收益也是需要解決的問(wèn)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(gè)ISO的聯(lián)絡(luò )線(xiàn)之間，跨區交易潮流相對簡(jiǎn)單，因此對傳輸容量的計算、分配都相對簡(jiǎn)單。但是，由于CTS是根據市場(chǎng)成員的投標價(jià)差以及預測的區域市場(chǎng)價(jià)差進(jìn)行出清，為了增大出清結果的社會(huì )福利，一方面需要增加預測價(jià)差的精度，另一方面需要培育市場(chǎng)成員成熟投標的能力［26］。

中國對日以?xún)葧r(shí)序的區域電力市場(chǎng)進(jìn)行融合仍在探索之中。如何實(shí)現跨省跨區現貨交易與省內現貨市場(chǎng)的協(xié)調運作與高效運行，將是未來(lái)現貨市場(chǎng)面臨的關(guān)鍵問(wèn)題之一。

4.2容量充裕性機制

由于可再生能源的引入會(huì )降低邊際電價(jià)，發(fā)電機組容易面臨成本回收困難的問(wèn)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(guān)重要。

在建設容量充裕性機制時(shí)，首先應根據當前現貨市場(chǎng)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(chǎng)專(zhuān)家Hogan認為，應當對容量充裕性機制采取謹慎態(tài)度，因為它們可能扭曲現貨市場(chǎng)的價(jià)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(chǎng)完成供求關(guān)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(fā)展和改革委員會(huì )已經(jīng)頒布了容量成本補償測算的方法，并要求各試點(diǎn)進(jìn)行全年8 760 h的仿真模擬，以評估機組在市場(chǎng)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(shù)路線(xiàn)。歐洲第4個(gè)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(wèn)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?jì)r(jià)格補償能提供穩定激勵，但價(jià)格未由市場(chǎng)化發(fā)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(guān)的額外容量。分散式容量義務(wù)方法讓各用電主體自行完成容量義務(wù)，但無(wú)法形成統一的容量?jì)r(jià)格信號。穩定運作的容量市場(chǎng)成交量大，能傳遞有效的價(jià)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(wèn)題。

容量補償機制在設計中，需解決幾個(gè)關(guān)鍵問(wèn)題。第一，正確衡量間歇性電源和能量有限型資源容量?jì)r(jià)值，當前市場(chǎng)主要依照歷史數據開(kāi)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(chǎng)的容量需求。目前市場(chǎng)組織者主要基于對未來(lái)負荷的預測確定容量需求曲線(xiàn)，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(chǎng)運行時(shí)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(chǎng)參數并動(dòng)態(tài)調整。

4.3新主體參與市場(chǎng)

新型市場(chǎng)主體，包括分布式電源、產(chǎn)消者、儲能、電動(dòng)汽車(chē)等，能為市場(chǎng)提供新的靈活性來(lái)源［86］。在新型市場(chǎng)主體成為報價(jià)者之后，原先的市場(chǎng)邊界條件將變?yōu)槭袌?chǎng)的可控資源，這將擴大資源優(yōu)化配置的空間。

在引入新型主體參與市場(chǎng)時(shí)，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(fā)市場(chǎng)的權利，但其要求儲能滿(mǎn)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(xié)議，聚合后間接參與市場(chǎng)。中國目前還處于推動(dòng)用戶(hù)參與現貨市場(chǎng)的階段，大規模的工商業(yè)用戶(hù)可直接在市場(chǎng)中申報，或通過(guò)售電公司代理參與市場(chǎng)交易。

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

將新型主體引入市場(chǎng)時(shí)，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(wǎng)之間的功率流是雙向的，它們既不是發(fā)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(chǎng)。另外，儲能作為一種能量有限型資源，它在參與容量市場(chǎng)時(shí)的容量?jì)r(jià)值不應僅由最大放電功率決定，而要結合最大容量、最長(cháng)持續放電時(shí)間等因素綜合確定。

4.4市場(chǎng)運營(yíng)水平提升

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

美國特別注重現貨市場(chǎng)運營(yíng)的精細化，交易、調度一體的ISO具有很強的推動(dòng)能力。這方面也是中國現貨市場(chǎng)中的一個(gè)重要關(guān)注點(diǎn)。

輔助服務(wù)市場(chǎng)的完善是提高運營(yíng)水平的重要方面。目前，美國各ISO基本采用主輔聯(lián)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(wù)市場(chǎng)的跟蹤，分析產(chǎn)品是否能達到設計初衷、標的是否合理、價(jià)格信號是否有效，并通過(guò)修正出清模型和結算模型解決發(fā)現的問(wèn)題。例如，美國加州發(fā)現可再生能源棄置風(fēng)險后，即將上備用修正為上、下2個(gè)方向的備用產(chǎn)品。

由于能量市場(chǎng)的出清將生成機組出力計劃、負荷用電計劃和價(jià)格信號，出清模型的改進(jìn)對于市場(chǎng)也有著(zhù)重要作用。一方面，改進(jìn)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(jiàn)度都會(huì )引入更多的變量和約束，但日前出清需要在較短的時(shí)間內完成。另一方面，在修正傳輸容量上限等模型參數時(shí)，需要合理的物理模型和測量準確的環(huán)境溫度來(lái)確定合適參數，在增加經(jīng)濟性的同時(shí)不損害系統可靠性。

5未來(lái)現貨市場(chǎng)建設方向的建議

結合歐美市場(chǎng)的建設經(jīng)驗、最新進(jìn)展和中國現貨市場(chǎng)建設所面臨的關(guān)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(guò)市場(chǎng)的方式完成，逐步擴大市場(chǎng)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(fā)電側。交叉補貼應由“暗補”變?yōu)椤懊餮a”，在輸配電價(jià)中予以體現，還原市場(chǎng)本身的競爭性。過(guò)渡時(shí)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(shí)序市場(chǎng)體系銜接環(huán)節，培育各方將中長(cháng)期電量分解到電力曲線(xiàn)的能力。市場(chǎng)需要引導各主體樹(shù)立電能的分時(shí)價(jià)值意識，提供歷史發(fā)電曲線(xiàn)和用電曲線(xiàn)數據，鼓勵各主體評估自身的發(fā)電能力或用電特性，明確電力曲線(xiàn)。另外，也提供按標準曲線(xiàn)分解電量的選項，標準曲線(xiàn)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(chǎng)邊界方面，建議在逐步提高市場(chǎng)化交易規模的基礎上，建成覆蓋更大市場(chǎng)范圍、兼容完整交易時(shí)序、交易品種靈活、市場(chǎng)機制完善、市場(chǎng)體系健全的全國統一電力市場(chǎng)。當前，可重點(diǎn)推進(jìn)跨地區電力現貨交易，統一融合地區能量、輔助服務(wù)的交易標的，研究跨區容量建模方法和價(jià)區劃分原則，構建跨省跨區聯(lián)合的市場(chǎng)出清模型，在具備條件的地區，開(kāi)展區域日前市場(chǎng)的一體化出清。

第四，在現貨市場(chǎng)價(jià)格機制方面，關(guān)注邊際能量電價(jià)機制下機組的收入水平，必要時(shí)考慮引入容量支付。首先，應綜合考慮機組在各類(lèi)市場(chǎng)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(fā)電機組成本和收入的評估，設置單位容量補償價(jià)格，在市場(chǎng)中還可對機組實(shí)際的容量支撐價(jià)值進(jìn)行考核。在運行成熟后，可嘗試建設容量市場(chǎng)，以市場(chǎng)化機制決定容量補償價(jià)格。

第五，在現貨市場(chǎng)參與主體方面，積極引入用戶(hù)等新型資源參與市場(chǎng)，創(chuàng )造競爭性的市場(chǎng)環(huán)境，并考慮其特殊物理特性。批發(fā)市場(chǎng)側，首先要建立雙側報價(jià)報量機制，充分挖掘用戶(hù)側的價(jià)格響應潛力。此外，還需要在市場(chǎng)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(chǎng)側，針對小規模資源無(wú)法集中參與市場(chǎng)的問(wèn)題，培育競爭性的聚合商和售電公司，賦予用戶(hù)選擇權，并積極探索開(kāi)展面向分布式主體的配電網(wǎng)側市場(chǎng)交易。

第六，在現貨市場(chǎng)出清模型方面，妥善協(xié)調市場(chǎng)出清目標的經(jīng)濟性與低碳性，以較小的市場(chǎng)干預達成可再生能源消納。若市場(chǎng)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(shí)還可將棄置電量部分設置為價(jià)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(jīng)濟補償。市場(chǎng)運行平穩后，可以考慮提高出清模型的細粒度和預見(jiàn)性，在計算能力允許的情況下增加出清效率，同時(shí)，不斷修正節點(diǎn)電價(jià)計算機制，使價(jià)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(chǎng)配套的輔助服務(wù)機制方面，不斷完善其市場(chǎng)標的、出清機制、價(jià)格機制。結合電力系統可靠性、靈活性的需求，確定輔助服務(wù)產(chǎn)品的分類(lèi)、分區需求，設計合適的輔助服務(wù)產(chǎn)品，根據實(shí)際需要定義爬坡、慣性等新的輔助服務(wù)品種?，F貨市場(chǎng)還需建立主輔聯(lián)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(wù)交易的耦合方式。

6結語(yǔ)

電力市場(chǎng)的建設是一個(gè)不斷發(fā)展、不斷完善的過(guò)程。為應對電力市場(chǎng)的范圍擴展、多元主體的參與、可再生能源并網(wǎng)等挑戰，歐洲和美國現貨市場(chǎng)近年來(lái)推進(jìn)了多種舉措。中國作為“后發(fā)”市場(chǎng)，在建設中既面臨著(zhù)國外成熟市場(chǎng)的共性問(wèn)題，也面臨著(zhù)過(guò)渡期由于特有的體制機制、不成熟的市場(chǎng)體系所帶來(lái)的挑戰。

本文為此開(kāi)展了廣泛的調研分析，在此基礎上將其總結為區域市場(chǎng)融合、容量充裕性機制、新主體參與市場(chǎng)、市場(chǎng)運營(yíng)水平提升四大類(lèi)關(guān)鍵問(wèn)題，并探討了其技術(shù)難點(diǎn)。結合國外市場(chǎng)建設的經(jīng)驗和中國自身國情，本文就中國的電力體制、市場(chǎng)體系、現貨市場(chǎng)范圍擴展、價(jià)格機制、參與主體、出清模型、輔助服務(wù)機制等方面展開(kāi)討論，并提出了相關(guān)建議。通過(guò)對相關(guān)問(wèn)題的定位與分析，有利于更好地認識中國現貨市場(chǎng)建設的現實(shí)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(chǎng)的建設發(fā)展提供有益的借鑒。