1.日前市场。日前市场参与主体包括外来电、省统调电源、放开的电力用户、售电公司等市场主体参与，日前市场发用电双方全电量、双边报价参与市场。不同种类的电源有不同的参与方式，外来电沿用现行的调度方式日前确定送浙电力曲线，作为日前市场电力边界条件进入市场，日前和实时的偏差、日前和合约的偏差部分按照市场规则进行结算（也就是价格接受者参与市场）；省统调火电、水电、核电按照报量、报价的方式参与市场；省统调非水可再生能源发电由浙江电网代理报量进入市场，全额保障性收购；放开的电力用户和售电公司报量、报价参与日前市场（初期可能会报量不报价）；未放开的用户由调度机构以日前负荷预测的方式作为需求。日前市场出清：日前未放开用户的日前负荷预测曲线与售电公司（或用户）日前申报的曲线叠加，作为日前市场出清的总负荷需求进行日前市场出清，形成日前市场机组组合和每15分钟一个时段的日前市场出清结果，根据出清结果进行日前市场结算。日前机组组合是物理性的，进入预调度计划流程中，用更新的系统负荷预测再次进行机组组合和经济调度，在这个过程中，可以调整特定机组的机组组合，确保次日实时市场安全稳定运行（此过程类似“可靠性机组组合”）。

日前市场中将售电公司（或用户）申报的电力需求曲线进入出清计算，这样才算真正的双边市场，这样做的好处是真正发挥日前和实时市场双结算的作用，用市场的方式处理用户日前预测负荷偏差的问题，避免了计划模式下的“偏差考核”。日前和实时双结算体系是为了让日前市场价格充分贴近实时市场，根据模拟，需求侧在日前市场申报负荷需求量越接近实时市场实际用电量，其购电成本越低，如果售电公司或用户在日前故意少报电量，反而购电成本最高（给别人做嫁衣裳），日前负荷预测将是售电公司在现货市场中的核心竞争力。当然，因为日前市场是一个偏金融性质的市场，需要考虑与实时市场的衔接和配合，确保实时市场运行稳定，所以需要在日前市场机组组合的基础上使用系统负荷预测（全网的系统负荷预测）再次进行可靠性机组组合。

2.实时市场。实时市场是单边市场，采用超短期负荷预测和发电侧电能量报价和调频、备用报价，进行实时市场电能量和调频、备用联合优化出清，形成5分钟一个调度时段的出清结果，下发电厂执行。每5分钟一个调度时段的市场价格加权平均后形成每30分钟一个交易时段，日前市场与实时市场出清结果偏差部分按照实时市场价格进行结算（日前和实时市场双结算）。市场规则规定，在日前市场结束后，实时市场报价关闸前，发电机组可以修改实时市场报价，但日前被组合的机组不能修改量，只能降低报价。

日前市场出清结束后到实时市场报价关闸前是否能够修改报价，对发电主体来说是一个非常重要的选项，发电主体可以根据实际生产运行情况修改实时市场报价，进行厂内机组的发电负荷调整。如果日前市场结束后，发电机组由于某些故障无法接带日前出清的负荷量，发电主体可以通过降低其他发电机组的实时市场报价，来接带故障机组日前出清的负荷，降低电厂总体损失。虽然实时市场关闸前可以修改报价对市场主体来说是一个非常好的根据设备运行情况调整的机会，也对系统供需平衡带来积极的作用，但是对技术支持系统是一个非常大的考验，每个时段都有大量报价数据进行交互，实时市场的成本补偿需要采集和计算各个交易时段的报价数据，相关数据量将会呈几何级增长。

3.辅助服务。辅助服务主要包括调频、备用、无功和黑启动，市场初期调频、备用与电能量联合出清，在实时市场中定价和结算，无功和黑启动仍按照目前“两个细则”的方式执行。发电商、辅助服务提供商等能够提供调频和备用辅助服务的市场成员，必须在日前提供30分钟备用报价，在线发电机组10分钟备用默认零报价；实时市场提供调频容量报价和调频里程报价。调频的定价和出清：调度机构确定实时市场调频需求，在实时市场运行调度时段前1个小时，根据调频容量报价、调频里程报价、预估的实时市场机会成本和调频性能指标，确定每个调频单元的综合调频价格，根据综合调频价格进行排序，确定调频边际机组，该机组的综合调频价格就是调频市场出清价格。根据调频机组组合中各台机组的里程报价、5分钟系统平均里程和调频性能指标，确定调频里程出清价格；调频容量出清价格为调频市场出清价格与里程出清价格的差值。最终调频结算价格将使用最终的实时市场价格重新计算机会成本后产生最终的调频市场结算价格。备用的定价和出清：在实时市场中，备用和电能量联合优化形成最优解，每5分钟出清一次，确定电能价格、10分钟备用价格和30分钟备用价格。备用的出清按照备用报价和机会成本总和进行排序，边际定价，实际结算的备用价格按照实时市场最终价格进行机会成本重新计算确定。备用短缺定价：建立短缺定价机制的目的是为电能、备用短缺情况下经济调度程序可正常收敛求解，同时向提供服务的市场主体发出价格信号，也为了向用户提供保护免受极端价格的影响。短缺定价有两种方式，一是如果出现短缺导致对备用或电能产生了一个约束松弛惩罚因子，这个约束松弛惩罚因子可以直接影响备用或电能价格；二是如果出现短缺，先通过经济调度程序确定短缺量，然后通过降低需求量（降低量为短缺量+0.1MW）再次运行经济调度程序，形成出清价格作为基础价格，再根据预先设定好的短缺定价曲线与基础价格进行叠加，形成市场出清价格。方法一只要经济调度一次就能求解，方法二需要运行两次，且方法一价格曲线会更加平滑，方法二价格曲线会出现阶梯状。

4.中长期合约市场。中长期合约主要包括政府授权合约、双边合约和金融输电权，所有合约均为金融性质的合同，调度机构不需要对这些合约进行物理调度。主要目的是提供规避现货市场价格风险的手段、确保平稳过渡和落实国家能源战略政策，同时确保现货市场全电量价格发现，现货市场价格不被扭曲。初期市场将不使用金融输电权拍卖或分配，阻塞盈余本质是电费一部分，应直接将阻塞盈余分配。政府授权合约：是指由政府授权，代理未放开用户的零售商与发电企业签订的差价合同，作用是锁定未放开用户的供电成本、给发电商锁定一部分收益、控制市场力、实现从计划向市场的平稳过渡。政府授权合约的总量根据未放开用户总用电量确定，年度确定总量分解至月度，月度分解至日和每一个交易时段，并根据煤电、水电、核电、气电、外来电等不同性质的送浙电源类型设计不同的合约曲线，控制合约总量尽量与未放开用户用电量一致，所有电源拥有政府授权合约电量比例参考省内用户放开的比例设置，平等参与、同步放开（除非水可再生能源政府授权合约全覆盖）。设计政府授权合约量与未放开用户用电量之间的偏差疏导机制，降低代理未放开用户的零售商资金风险。政府授权合约量随着放开用户的增加而逐步降低。双边合约：双边合约是指发电商与放开的电力用户或售电公司，为了规避现货市场风险、提前锁定利润，通过双边协商、集中竞价和挂牌等方式签订的中长期差价合同，双边合约需要约定合约价格、合约电力曲线和交割点，双方可以选择在发电机节点交割或负荷侧统一结算点进行交割。初期为了控制双边合约的虚拟交易，供应方和需求方均会设置最大累计量的限值。金融输电权：金融输电权可以为市场用户提供阻塞管理的手段，使得承担阻塞风险的市场用户可以通过金融输电权来对冲风险。市场规则设计了金融输电权，但是初期市场将不激活，待条件成熟后再行实施，初期将采用过渡条款来分配阻塞盈余，根据实际用电量分配给用户。

5.高成本机组参与市场方式。浙江燃气机组采用两部制定价体系，考虑与现行电力运行管理相衔接，高成本机组在目前的市场规则中采用容量电费和政府授权合约的形式，正常报价参与市场，各类型机组在现货中无差别对待。同时设计成本补偿机制对相关机组进行成本覆盖，避免在电能量价格中进行场内补贴，保证现货价格不被扭曲。燃机的变动成本确实要比煤机高，但是这一点也恰恰是现货市场价格反映供需关系、反映真实成本所必须的。现货市场中，我们需要燃机多发的时候才会多发，顶峰的时候(2小时)、供需偏紧的时候、网络约束的时候等，市场的优化目标是生产成本最低，谁的便宜就用谁的电，市场价格要反映电力的稀缺性，也要反映不同机组成为边际机组时候的价格（例如煤机是边际机组的时候，那说明市场不需要高成本的燃机，价格自然是煤机的价格；如果市场需要燃机开机并顶峰，在那段时间中，市场价格肯定是燃机的报价，价格自然就高）。由于我国天然气匮乏，如果对天然气发电机组进行直接的电能量价格补贴会产生一个鼓励天然气机组发电的错误信号，进一步增加天然气耗量，推高气价的同时也增加场内补贴总额。虽然，这样的设计可以保证现货市场发现价格的“纯净”，但是还是需要确保现货市场价格的上下限值在合理范围内，保障天然气机组顶峰发电和需求侧资源参与市场有合理的收益回报，前文所说的短缺定价机制也同样需要，避免因上下限设置不合理而影响价格信号发挥作用。

6.日前和实时报价成本补偿机制。浙江电力市场不在现货市场内人为进行补贴，但是设计了精巧的日前、实时市场报价成本补偿机制。日前市场成本补偿：每天计算每台进入日前市场机组组合的机组（不包括自计划发电机组、必开机组和市场力检测不通过的机组）其日前市场收入与运行成本之间的差额，报价的运行成本大于收入就进行补偿，运行成本包括启动成本报价、空载成本报价和电能量报价之和。自计划发电机组无补偿，必开机组和市场力检测未通过的机组根据审核通过的“机组实际成本数据”进行补偿计算。实时市场成本补偿：与日前市场一样，实时市场计算成本补偿时使用实时市场出清时的报价数据，自计划机组、必开机组和市场力检测未通过的机组区别对待。正常的实时市场成本补偿根据日前市场收入、实时市场收入、辅助服务收入、日前市场成本补偿收入之和，与实时市场报价的运行成本之间的差值，收入大于成本就不需要进行补偿，实时市场的成本补偿需要考虑机组实时发电与日前不对应的情况。实时市场机会成本补偿：发电机组在实时市场中，应调度要求减少发电出力（根据实时市场的报价其发电出力本应更高），由此带来的机会成本损失进行补偿。主要有两种情况，一是由于未考虑网络约束等原因发电机组被安排降低出力；第二种情况是在实时市场中由于系统原因发电机组一直未被开机发电（发电机自身原因导致的情况除外），而日前市场中有出清电量，且实时市场价格高于日前市场。上述两种情况均会进行机会成本补偿。

7.批发市场与零售市场界面独立。考虑到促进售电侧市场培育，有效培育终端用户友好的用电习惯，并尽最大可能保护好售电公司的商业机密，浙江电力市场设计过程中，将批发市场与零售市场电费结算时间和流程相互独立。批发市场中售电公司买电，首先需要向批发市场资金结算机构付费，并留存一定的信用保证；零售市场中售电公司卖电，售电公司将月度结算方案提交交易中心，由交易中心通知确认并出具结算依据，由电网企业按照结算依据向终端用户收费，并将电费（扣除输配电价和政府性基金及附加）后剩余部分支付给售电公司。批发市场的结算时间和流程可以与零售端结算时间和流程不一致，鼓励售电公司创新提供各类金融类增值服务。这样的市场设计既不影响电网企业的现金流，还能有效降低售电公司在批发市场中的违约风险，同时可以促进零售侧市场的蓬勃发展，充分激发售电公司的服务意识，为终端用户提供优质服务降低成本。关于批发和零售界面独立的问题，各方有不同意见，正在优化完善。

8.市场不平衡资金的疏导和分摊。市场中不平衡资金主要包括：政府授权合约量与未放开用户用电量之间的偏差、网对网外来电及转送电由电网代理进入市场产生的偏差、阻塞盈余、成本补偿、辅助服务费用等由于市场运行产生的偏差费用，这些费用能否疏导或公平分摊会影响现货市场正常运营。根据国家发展改革委、国家能源局《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，要建立与现货市场衔接的用电侧电价调整机制，对市场中部分不平衡资金进行疏导。目前市场设计的主要思路是将这些费用传导至用户侧，放开的用户按照实际用电量比例公平承担这些费用。政府授权合约量与未放开用户用电量之间的偏差费用分摊：通过政府授权合约月度调整，降低偏差（设计初衷认为，电网企业作为代理非竞争性用户的零售商，参与市场交易承担市场风险，所以未设计不平衡资金的分摊。其实分摊或不分摊是一把双刃剑，各有各的好处，不分摊可以保证政府有足够的宏观调控的空间）；阻塞盈余的分配：在金融输电权实施前，日前市场阻塞盈余根据用户日前市场出清电量进行分配，直接参与市场的用户、售电公司、电网企业（未放开用户电量部分）可以分配到日前阻塞盈余；实时市场阻塞盈余根据用户实际用电量进行分配；辅助服务费用分摊：调频、备用辅助服务费用按照用户实际用电量进行分摊，直接参与市场的用户、售电公司和电网企业（未放开用户电量部分）按照用电量承担费用，其中电网企业承担部分按照政府授权合约的比例分摊给发电商（包括省内外发电商）；成本补偿费用分摊：日前、实时市场运行成本补偿、机会成本补偿费用根据日前、实时市场出清电量和实际用电量进行分摊，直接参与市场的用户、售电公司和电网企业（未放开用户电量部分）按照用电量承担费用。以上所有不平衡资金由电网企业（未放开用户电量部分）承担的部分，由输配电价或终端用户目录电价调整的形式进行疏导。初期，如果使用输配电价或用户目录电价调整疏导有困难，在相关疏导机制建立前，个人建议可以考虑将由电网企业（未放开用户电量部分）承担的部分按照政府授权合约的比例分摊至发电侧，前提条件是政府授权合约价格需与目前的标杆电价接轨。

四、结语

市场设计建设需要根据各省实际情况进行定制，不能一概而论，有时候理论最优与实际落地操作无法同时满足，有时因为系统建设目前还存在瓶颈、有时因为受各种掣肘而妥协、有时因为需要配合目前的体制机制等情况。但是，既然现货市场是经济学和电力系统的有机结合，笔者认为，以“市场”的思维设计建设电力市场是关键点，思路应该是市场中设计相关机制融合“计划”，而不是在“计划”中加入市场的要素。最后总结三点：

一是现货价格能否反应供需关系、反应真实的成本，能否优化配置资源很重要。不能让现货发现价格的功能掺杂更多的扭曲因素，干预现货价格的因素越少越好，其他利益调整和再分配的事情交给场外的政策去办。

二是市场结算资金的疏导很重要。2000年浙江发电市场停运的其中一个原因就是市场资金不能有效疏导。所以我们需要认真考虑市场产生的不平衡资金的疏导问题，尽量不要设立大范围的平衡资金池，每一笔资金都应算清楚、疏导明白。

三是平稳过渡很重要。当前急需建立和完善电力现货市场的体制机制，平稳的从以计划调度为主的模式向以“成本竞争”为基础的调度模式转变。待市场架构建立、体制机制基本完善、市场成员熟悉现货市场流程懂得控制市场风险时，逐步放开更大范围的电力用户参与市场就不会有太大问题，这也是国际成熟市场的标准做法。

现货市场是新兴事物，国内无任何成熟经验可循，需要多呵护、多鼓励，总有一天小苗会长成参天大树，届时再总结回顾，那便是中国人自己摸索出来的一条适合中国的现货市场道路。