深度文章 | 电力现货市场建设进展与关键问题

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）［25］、中西部独立系统运营商（Midwest independent system operator，MISO）［26］、宾夕法尼亚-新泽西-马里兰州互联（Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection，PJM）［27］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［28］。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［28］。

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1 h为最小细粒度、24 h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［26，28］。另外，部分ISO在考虑突破日前市场24 h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［29］。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［26］。

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2 GW的区外电力，约占加州尖峰负荷的5%［30］。截至2019年，CAISO估计EIM一共带来了8.61亿美元的经济效益［31］。

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［32］。另外，CAISO正在计划将EIM扩展到日前［28］，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［33］。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［34］。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300 MW·h［35］。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年和2020年，美国能源监管委员会（Federal Energy RegulationCommission，FERC）先后发布841号命令［36］和2222号命令［37］，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［31］。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［38］，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［36］。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［37］。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%［39］。

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［40-41］，MISO和SPP也在讨论类似的举措［26，42］。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［43］。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［44］。