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摘 要：现货市场是现代电力市场体系中不可或缺的环节之一，由于在电力市场化的环境下辅助服务市场在一定程度上与现货市场中的主能量市场存在耦合关系。因此，为了有序地推动电力现货市场的建设与发展，必须构建调频、备用、调压市场并研究其与现货市场之间的衔接问题。该文立足于当前国内电力市场建设的情况，对国内未来现货市场与辅助市场的衔接进行规划与设计。
关键词：电力市场 现货市场 辅助服务市场 衔接机制
中图分类号：TM933 文献标识码：A文章编号：1672-3791（2021）04（a）-0209-07
Research on the Connection and Planning of Electricity Spot Market and Service Market
ZHU Shangdao1 LU Haozhe2 XIE Jingdong1 LU Chixin1
（1. Energy Science and Technology Center， Shanghai University of Electric Power， Shanghai， 200082 China; 2.Institute of Electrical and Information Engineering， Changsha University of Science
and Technology， Changsha， hanan province， 410114 China）
Abstract： The spot market is one of the indispensable links in the modern electricity market system. In the electricity market-oriented environment， the auxiliary service market is to some extent coupled with the main energy market in the spot market. Therefore， in order to promote the construction and development of the power spot market in an orderly manner， it is necessary to build a frequency modulation， reserve， and voltage regulation market and study the connection between it and the spot market. Based on the current domestic power market construction， this article plans and designs the connection between the domestic spot market and the auxiliary market in the future.
Key Words： Electricity market; Spot market; Ancillary service market; Connection mechanism
1 辅助服务市场与现货市场的差异
在交易组织和交易方式方面，华北调频辅助服务市场以省网（控制区）为单位开展，报价周期根据电网实际调频需求容量的变化确定，采用集中竞价、统一出清、边际价格定价的方式开展;华北地区省网调峰市场采用日前集中竞价、日内统一出清的日内市场方式开展。山西省调频辅助服务市场采用集中竞价、边际出清、统一价格的方式组织;深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式。山东调频调峰辅助服务市场为日前集中竞价，日内按照“价格优先、时间优先、按需调用”原则调用的方式组织。湖南抽水蓄能辅助服务专项市场采用双边协商交易和要约招标两种方式进行交易。
当前所说的电力辅助服务市场还不能称之为真正的市场。各地现行的辅助服务市场中，一般都是采取卖方报价、竞价，调度方根据价格由低到高依次调用，最后将费用平均分摊给纳入辅助服务补偿机制范畴的其他发电商和用户[1]。这显然不如多买多卖的市场来得更高效、更公平合理。况且，并非交易主体的调度方却拥有对服务提供者的选择权，而最应该拥有选择权的辅助服务费用支付方却只能被动分摊。这里面或多或少还存在非市场的影子，还明显算不上最理想的市场。
其实，就大部分辅助服务交易品种来说，完全可以借鉴配额制，比如：在电网低谷时段，调度机构根据系统负荷计算出所有纳入辅助服务补偿机制范围内机组的平均降出力比例，作为相关机组的辅助服务配额，逾期完不成配额的机组就会被考核。一些具备条件的机组或者说灵活性较好的机组在完成自身配额指标的同时，可以进一步报价出让自身的降出力指标（直至停机备用），而那些没有降出力意愿的机组可以根据市场情况报价购买这些指标，来冲抵自身承担的辅助服務配额。同样，电储能和可中断负荷、第三方等也可以参与市场报价，向那些没有降出力意愿的机组出售辅助服务。在电网高峰时段也同样如此，只不过这时候需要的是用户的降负荷服务并承担降负荷配额，用户除了自己消化这些配额外，还可以向发电厂、其他用户、可中断负荷和电储能、第三方等购买服务来冲抵配额。这样就形成了一个以配额为基础催生出的多买多卖的交易市场，也更容易与未来的现货市场接轨。 2 辅助服务市场与现货市场的衔接
国外没有电力调峰辅助服务市场，调峰辅助服务问题在电力现货市场中已经考虑。我国由于电力现货市场建设尚不成熟，所以电力辅助服务市场在“两个细则”的基础起步，相对电力现货市场的建设较早[2]。但是从长远来看，电力调峰辅助服务市场一定会纳入电力现货市场中，不可能同时存在电力调峰辅助服务市场和电力现货市场。因此，提前考虑电力调峰辅助服务市场和电力现货市场的衔接可以未来电力现货市场的建立打下一些基础、创造一些条件，具有重要意义。
从电力市场运营管理的各个环节来看，中国电力辅助服务市场与未来电力现货市场的衔接问题主要体现在以下几个方面。
2.1 交易主体的衔接
目前，电力调峰辅助服务市场的主体主要是发电企业。买卖双方都主要是发电企业，调峰能力不足的或调峰意愿不足的发电企业可以通过电力调峰辅助服务市场向调峰能力富裕且愿意提供更多辅助服务的发电企业购买调峰辅助服务。由于这是在发电企业之间的利益调整，产生的影响不管多大都是在发电企业内部消化，不涉及民生。因此，没有出于市场力风险防范对市场主体的结构提出限制和要求。
电力现货市场的主体将是发电企业和售电企业及电力大用户。买方是电力大用户和售电企业，卖方是发电企业。由于是发电企业和电力用户之间的利益调整，必须顾及民生问题。因此，需要从市场力风险防范的角度考虑市场主体结构问题，以减少市场力对市场交易结果的影响。
2.1.1 市场主体差异
总结两者之间在市场主体方面的差异可以归结为以下几个方面。
一是民生影响方面。电力现货市场涉及到民生问题，而电力辅助服务市场不涉及民生问题。由于民生问题是关系到社会稳定的大事，因此就变得格外重要，必须引起高度重视。
二是市场规模方面。随着电力用户的加入，电力现货市场的市场主体规模远远大于电力辅助服务市场的主体规模，而且市场主体的特征也不再单一，其变得多样化。
三是参与市场的角色方面。发电企业在电力现货市场中主要充当卖方角色，而在电力辅助服务市场中既可能充当卖方也可能充当买房角色。角色的差异带来报价策略和市场行为的差异。
四是市场主体结构方面。电力现货市场需要考虑市场力风险，对市场主体结构有很高的要求，包括市场集中度问题、市场主体之间的参股问题、集团公司对发电机组的控制力问题;电力辅助服务市场买卖双方都是发电企业，对市场主体结构基本没有要求。
五是技术方面。电力现货市场需要对电力用户和售电企业进行市场化技术改造，满足电力现货市场运行的要求。先行电力辅助服务市场对发电市场主体不增加过多的技术要求，不存在这问题。
2.1.2 市场主体向电力用户侧拓展
由电力辅助服务市场向电力现货市场过渡，在市场主体的衔接方面，建议将现有电力调峰辅助服务中的市场主体逐步向电力用户侧拓展，具体采取以下步骤。
一是对具有电力调峰性能的用户进行排查摸底。掌握该类电力用户的类型、规模、用电特性、调节性能、对电力调度的接受度等。在此基础上，开展用户电力辅助服务提供能力的规模和能力分析。
二是将具有调峰性能的电力用户进行市场主体化改造。将储能、电动汽车、电锅炉等具有调峰能力的设备建立用户代理機制，并进行可调度化改造，包括安装必要的遥控、遥调、计量装置，建立用户代理必要的管理系统适应市场运营的需要。用户代理机制可以借助于现有的售电企业，通过规则设计，赋予售电企业代理用户的电力辅助服务的职能。
三是将具有储能、电动汽车、电锅炉等电力调峰性能的电力用户相应的用户代理纳入电力调峰辅助服务市场范畴。用户代理代表用户参与电力调峰辅助服务市场。
四是将具有电力调峰能力的其他电力大用户纳入电力调峰辅助服务市场范畴。为此，选择具有参与电力调峰辅助服务市场意愿的电力大用户，根据调度调峰需要进行可调度化改造后参与电力调峰辅助服务市场。
五是前期可以开展虚拟电厂试点，用户代理以虚拟电厂的角色进入电力调峰辅助服务市场。目前，虚拟电厂已经在全国开始试点，建议其余未进行试点的地区也尽快择机启动试点工作。
2.2 交易方式的衔接
电力调峰辅助服务市场和电力现货市场都主要采取集中交易方式进行交易，买卖双方均可报量报价。
现行电力调峰辅助服务市场是针对存在电力调峰困难的几个时段进行交易，而电力现货市场是针对全时段24 h进行交易的。两者之间存在差别，但这种差别不是原则性的，相对容易解决。
为做好交易方式的衔接，建议一是不对现行电力调峰辅助服务市场的交易时段进行限制，而是根据电力调峰需求确定可调整的交易时段进行交易;二是买卖双方向市场交易平台分段上报量价信息，形成报价曲线。
2.3 交易价格的衔接
电力调峰辅助服务市场和电力现货市场的价格之间既存在密切的联系，又存在很大区别。
2.3.1 交易价格的联系
两者之间的联系表现为以下几个方面。
一是两者体现的是同一商品的两个属性。电力调峰辅助服务体现的是电力属性，电力现货市场体现的是电量属性。电力属性又依赖电量属性而存在，两者密不可分。
二是两个市场都具有调峰特征。在国外没有单独的电力调峰辅助服务市场，电力调峰问题通过电力现货市场实现，通过带曲线的市场交易，在开展现货交易的过程中就把电力辅助服务市场的功能实现了。国内主要是还没有电力现货市场，但电力调峰辅助服务问题比较紧迫，因此才出现先有电力调峰辅助服务市场，再向电力现货市场过渡的问题[3]。
三是市场交易模式相通。由于电力现货市场和电力调峰辅助服务市场的特征接近，因此采取的市场交易模式可以相通。有了电力调峰辅助服务市场的基础，电力现货市场就相对容易实现。 2.3.2 二者价格的区别
区别主要体现在以下几个方面。
一是价格反映的商品不同。电力辅助服务主要体现的是电力的价值;而电力现货市场主要体现电量+电力的价值。两者就不是同一件商品，价格水平差异较大，没有可比性。
二是决定价格的因素不同。电力调峰辅助服务市场是对电力调峰补偿部分进行报价，类似于发电权转让的价格。成交价格是由发电企业之间竞争决定，所以影响电力调峰辅助服务价格的是电力调峰能力的供需关系。电力现货市场是对分时段电量的价格进行报价，目的是实现与电力供需密切相关的电能价格发现功能，影响其价格的是电力供需关系。
三是价格产生的影响不同。电力调峰辅助服务的价格是在上网电价的基础上实现发电企业之间的利益调整，目的是调动发电企业提供电力辅助服务的积极性。因此，电力调峰辅助服务市场的价格高低只是反映发电企业内部对电力价格的认识，不对社会产生影响，不会受到多少业界外的关注。而电力现货市场是电力用户与发电企业之间的利益调整，市场价格最终涉及到电力用户的切身利益，影响到民生，将受到社会各方的高度关注。
2.3.3 两步走，实现平稳过度
由于两者之间价格构成不同、决定因素不同，利益调整的对象和力度都有较大差别，衔接也有较大难度。为实现平稳过渡，建议分两步走。
第一步，让电力用户侧的调峰辅助服务资源逐步纳入电力辅助服务市场。用户可以同时参与售电侧市场和电力辅助服务市场。
这样做有以下几个好处。
一是将电力用户（含用户代理商）逐步纳入市场主体范畴，和售电侧市场一起，逐步完成用电侧市场主体的培育。电力用户可以通过售电侧市场开展电量交易，通过电力调峰辅助服务市场开展电力交易。市场主体的培育分两部分完成。
二是逐步增强电力用户参与市场的意识和能力。虽然电力用户同时参与的是两个市场，但是电力用户可以在两个市场中进行调剂，从中寻找最优的市场报价方案，不断优化市场交易策略，提升市场交易的能力。
三是逐步将电力用户对市场交易价格的影响体现出来。从电力用户侧的角度来看，电力用户最终获得的利益体现在电量和电力两个方面，反过来反映了电能的综合价。
四是不断增强各方对电力价值的认同，让各方更加深入了解电力现货市场，更加容易接受电力现货市场。
在此过程中，从价格方面重点解决以下问题。
一是由于电力用户的进入，电力调峰辅助服务市场中买方市场主体规模和构成都发生了重大变化，带来的价格变化也讲是明显的，需要做好分析和宣传工作。
二是需要价格机制的设计，允许电力用户利用自身的用电特性出卖电力商品。
第二步，由电力辅助服务交易转变为电力现货市场交易。将交易价格由电能量价格+电力辅助服务价格归并为电力现货市场价格。考虑到过渡的平稳性，建议注意转变时机选择问题，考虑以下几个方面。
一是要充分分析好两个市场价格信号的特征。电量价格与电力供需有关，电力价格与电力调峰能力的供需有关，因此电量价格应该较电力价格相对平稳。而电力现货市场是将电量和电力的两个特征叠加，电量和电力的价格特性都将集中在电力现货市场的交易价格中。
二是做好电力供需和电力调峰辅助服务供需的分析工作。和電力调峰辅助服务市场最大的不同，在于电力现货市场必须要对成交价格进行有效管控。电力供需情况和电力调峰辅助服务供需情况都将对电力现货市场的价格产生影响。因此，需要在启动电力现货市场之前，分析好当时的电力供需情况和电力调峰辅助服务的供需情况，确保电力现货市场启动价格的市场价格略有下降、相对平稳。
三是研究好电力现货市场的价格管控工作。从电力风险防范、电力市场监管、电力市场宏观调控的角度进行研究，做好电力现货市场的价格管控工作，有效实现市场的平稳起步。
2.4 市场技术的衔接
从理论上来讲，电力调峰辅助服务市场和电力现货市场在安全校核模式上市一致的，相应的技术要求也是一致的。
在实际操作中，由于方方面面条件的限制，现行电力调峰辅助服务市场是在现行电网运行方式基础上进行安全校核后出清，不改变现行电网运行方式的管理模式;而电力现货市场是利用技术支持系统在市场出清的同时进行安全校核，完全改变现行的电网运行方式管理模式，两者之间存在较大差异。
考虑到电力现货市场技术支持系统建设相对周期较长、费用较高、难度较大，建议在过渡期间市场出清暂时采取基于现行电网运行方式基础上进行安全校核的过渡方案。
过渡方案的好处具体如下。
一是可以在原有的技术支持系统作些相对简单的改造，大大降低电力市场技术支持系统建设的难度。
二是对电力市场运营的数据要求降低，可以暂时省却一些数据精确性方面的基础性工作。
三是对市场运行人员的要求大大降低。他们的部分工作可以延续原有的程序和方式。
四是大大缩短建设周期，容易完成市场化改革的任务，可以起到立竿见影的成效。
过渡方案的缺点具体如下。
一是通过对电网阻塞、报价时序方面的简单处理，一定程度上牺牲了市场交易的公平公正性，市场交易结果难以达到最优化。
二是容易被市场主体质疑市场交易过程中的人为因素，增加了市场运营人员的工作压力。
三是市场交易过程中的沟通协调工作量和难度可能加大，可能存在反复出清、安全校核的情形。
这种方式牺牲了市场交易的公平公正性，换来了市场交易工作的难度降低，有利有弊，只能作为过渡，待条件成熟后再转为真正的现货市场安全校核后出清的方式。如果条件允许，还是一步到位，由电力辅助服务市场直接过渡到真正的电力现货市场。
2.5 交易结算的衔接 现行管理制度下，电网公司与电力用户按照用户用电量和目录电价进行结算，与发电企业分别按照标杆电价（或直接交易价格）结算电量价格，按月计量结算[4]。在电力调峰辅助市场环境下，电网企业按照辅助服务市场出清价格分别买卖辅助服务市场的双方结算辅助服务费用，日清月结。电力现货市场是电网企业分别与电力用户和发电企业按照市场出清电价一次性结算电能价格，日清月结。两者之间区别较大。
由于结算是具体操作层面的事情，主要是结算流程和发票格式上需要改变，不会成为推进障碍，建议根据推进过程中的实际需要进行调整安排，包括结算单设计、结算流程重组等。
为便于衔接，在具体结算操作中把握以下几点。
一是由能源监管机构出台购售电（电量、电力）合同示范文本。示范文本尽可能考虑在买卖电力、电量上的差别。
二是由电网企业负责计量抄表。
三是由交易中心根据交易结果出具交易结算单。
四是由电网公司按照购售电（电量、电力）合同示范文本、按照交易中心提供的阶段单，负责与相关各方进行结算相关事宜。
2.6 市场风险防范的衔接
电力辅助服务市场的交易价格是在同为发电企业的买卖双方你情我愿的基础上确定的，几乎不存在市场力风险问题，也不存在市场信用问题。最主要的风险问题就是市场公平公正的问题。相对来讲，问题的严重性和风险防范的难度都较小。
电力现货市场交易价格是在发电和用电之间进行交易，由于电力用户的用电需求存在相当程度的刚性，因此容易产生因市场力等原因造成的市场价格风险，而且电力的特性决定了这样的风险影响还很大，防范还很难[5-8]。
建议在开展由电力辅助服务市场向电力现货市场发展相关问题研究的同时，加强对电力现货市场风险防范问题的系统研究，采取切实有效措施防范市场风险。建议采取以下步骤。
第一步，建立市场风险形式库，全面排查市场风险可能存在的形式、主要的特征、可能造成的影响。特别是针对“中国特色”的电力市场主体，要着力研究其市场交易行为特征，有针对性地分析市场风险形式的特殊性，提高风险的识别能力。
第二步，建立电力市场风险监管技术支持系统，实时进行市场风险监测，系统性识别是否存在市场风险，发现市场风险线索。实时市场风险监测系统由电力调度机构和电力交易机构分别从各自的职责、视角来建设和运行。
第三步，利用大数据分析技术进行市场风险分析，分析市场主体形成市场风险的可能性。
第四步，进行市场风险机理分析，逻辑分析形成市场风险的合理性，为电力市场监管创造条件。
2.7 市场监管的衔接
电力辅助服务市场几乎没有市场风险，因此市场监管难度不大。监管的重点在于公平公正性和信息的透明度，监管的依据也相对容易确定。
电力现货市场风险主要是价格风险，而价格风险防范的难点在于市场力风险防范。这是一个世界性的难题，在我国由于市场主体的“中国特色”，相对来讲电力现货市场监管更加难。
由于我国电力市场监管的能力还远远不能满足电力现货市场建设和运营的需要，坚决不能照搬照抄国外的方法，必须探索出一条建立适合中国国情的电力市场监管之路。为此，建议对电力现货市场监管开展专题研究，主要研究以下两个方面。
2.7.1 研究确定电力现货市场监管体系
考虑到电力监管机构的监管能力不足问题，需要建立由政府部门、监管机构、电力调度机构、电力交易机构、电力用户与社会相关各界构成的电力市场监管体系，并且明确将电力市场监管的各项任务和责任如何分解到各个方面，全方位开展电力市场监管工作，切实提高市场监管能力和监管的科学性。
具体建议如下。
第一，地方政府部门负责市场宏观调控，利用市场宏观调控手段，把好电力现货市场的平稳运行关。
第二，能源监管机构主要负责总体协调管理市场监管工作，具体负责市场问题处置工作，及时妥善处理存在问题，降低问题负面影响。
第三，电力调度机构和电力交易机构负责电力市场运营在线监测，及时准确发现问题，尽量做到防患于未然，为市场监管提供线索，并配合协助能源监管机构处置问题。
第四，发电企業、售电企业、电力用户负责提供问题线索，共同发现市场问题，共同参与处置问题。
第五，新闻媒体负责舆论监督，形成防范问题的强大氛围，引导市场沿着正确的方向发展。
2.7.2 研究从法律角度如何认定市场力风险问题
由于电力现货市场中市场力风险的形式多样且变化多端，而且电力市场监管需要从法律层面掌握问题监管的依据，因此，电力现货市场监管需要结合市场主体结构、社会法律环境、电力市场运营规则作系统性分析和考虑。在此基础上研究出台电力现货市场监管指引，解决市场力风险认定的法律问题。
2.8 市场管理的衔接
从最终目标来讲，电力辅助服务市场和电力现货对市场管理的要求是一致的，但是由于实施路径的不同，从电力调峰辅助服务市场过渡到电力现货市场需要做好管理方面的过渡工作。
2.8.1 数据管理
数据管理要求与市场安全校核方式的选择有关。如果选择过渡性的安全校核方式，原有的数据管理要求就可以满足，但是如果要完全过渡到电力现货市场的安全校核方式，数据管理的精细化工作就必须要提到议事日程上来。建议提前做好数据精细化管理的准备工作。
数据管理包括精细化和大数据两方面。
（1）精细化的数据管理的准备工作包括电网模型和参数的准确率、电力负荷预测的准确率、状态估计的准确率、潮流计算的准确率。必要的工作包括机组的注册参数校核、电网设备参数的校核、负荷预测准确率的提高、电网状态估计准确率的提高、电网潮流计算模型及算法等。 （2）大数据管理是随着电力现货市场建设带来的数据剧增的要求。由于现货电力市场要求的数据频度、数据范围大大增加，大数据管理成为必要。电力现货市场大数据管理要求大数据分析技术的应用。对此建议做好相应的技术储备。
2.8.2 系统管理
技术支持系统要求也与市场安全校核方式的选择有关，真正意义上，电力现货市场对技术支持系统有较高的要求。建议提前对电力现货市场技术支持系统进行调研，了解各地技术支持系统的应用情况。
2.8.3 人员管理
这里提到的人员管理包括人员的编制管理、职责管理、能力培训、考核管理。这些管理与市场模式密切相关，既不能超前又不能滞后，建议提前做好相关研究准备工作。人员管理范围包括电网企业、发电企业、交易中心的市场运行相关人员。
编制管理，涉及到市场运营的相关人员岗位编制，包括计划、交易、财务几个方面的相关人员。职责管理，需要明确市场运行相关人员的工作职责。能力培训，结合电力市场技术支持系统建设和运维的需要，对电力市场运行人员开展必要的技术培训，包括市场基础只是培训，发电企业市场运行人员的报价培训，电力市场调度交易人员的市场交易、安全校核、出清结算，电力用户或售电企业的市场报价等培训。考核管理，针对电力市场运行的特点调整对电网运行人员的考核内容和要求，适应电力市场建设的需要。
2.8.4 流程管理
根据企业自身的管理架构以及电力现货市场的建设需要梳理电网公司、发电企业、交易机构的工作界面和要求，根据工作界面重构电力市场运行的业务流程。
2.8.5 信息管理
电力调峰辅助服务市场信息披露和报送的对象、范围、内容、影响力都和电力现货市场都有很大不同。电力调峰辅助服务市场信息披露的对象是发电企业，内容主要是与电力调峰辅助服务相关的信息。而电力现货市场信息披露的对象包括发电企业、售电企业、电力用户、社会媒体等，内容涉及到电力现货市场各个方面。需要对此提前进行研究，在电力现货市场规则中明确。
3 辅助服务市场向现货市场过渡的路径
电力辅助服务市场与未来电力现货市场的衔接问题，通过以上交易主体的衔接、交易方式的衔接、交易价格的衔接、市场技术的衔接、交易结算的衔接、市场风险防范的衔接、市场监管的衔接、市场管理的衔接这8个方面的思考与分析，为目前电力调峰辅助服务市场如何平稳过渡到现货市场提供了一定的参考。此外，对于电力调峰辅助服务市场如何过渡到现货市场可参照以下路径来进行。
3.1 原调峰辅助服务作为备用市场
在调峰需求能够由省内满足的条件下，原调峰辅助服务可以作为现货市场中备用市场部分参与到市场竞争中。在日前日内时间尺度上的调峰辅助服务，主要是为了解决系统实时运行过程中负荷波动等情况引起的供需不平衡问题，在市场环境下必须通过合理措施激发省内机组参与调峰的积极性。因此，当采取中长期市场交易而现货市场尚未建立时，必须通过深度调峰、机组启停调峰等“半计划”性质的市场机制设计来确保调峰辅助服务的获取。然而，当现货市场采取日内实时平衡机制的设计，根据超短期负荷预测、日前滚动出清结果和系统物理约束，出清本质上是一个考虑了电能、调频、备用资源相互耦合关系的安全约束经济调度问题，系统供需波动已经体现在出清价格中，一般情况下不存在额外的调峰问题。若系统遇到故障，现货市场无法满足物理约束等条件而不能正常进行交易，就可以启用备用市场，此时调峰辅助服务可以参与市场竞争中。
3.2 进行投标与竞标
在调峰需求较大或较小时，可以在调峰辅助服务与现货市场运营的重合时段日前市场中进行投标与竞标。当电网在日前预测调峰资源不足时，可在日前市场中向周围区域调峰辅助服务市场购买调峰资源。同时，如果电网调峰资源富足，其区域内火电机组可以在周围区域调峰市场中自行申报调峰曲线，参与区域调峰市场。
4 结语
对国内现货市场开展了演进分析，立足于当前国内市场化建设的现状及已完成的辅助服务市场的建设，对中国未来现货市场的演进情况进行规划与设计。首先，分析了当前国内各省份的辅助服务市场与现货市场的建设上的差异。其次，从市场主题、交易方式、交易价格、市场技术、交易结算、市场风险防范、市场监管、市场管理等几个方面对当前辅助服务市场与未来现货市场间的衔接问题展开了分析。
参考文献
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[2] 黄龙达，杨争林，庄卫金，等.电力“中长期+现货”市場全业务支撑平台关键技术研究[J].电网技术， 2020，44（11）：4156-4163.
[3] 马莉，张凡，杨素.电力市场改革重大问题及解析[J].电力设备管理，2020（6）：36-37，77.
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Research on the Connection and Planning of Electricity Spot Market and Service Market
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（1. Energy Science and Technology Center， Shanghai University of Electric Power， Shanghai， 200082 China; 2.Institute of Electrical and Information Engineering， Changsha University of Science
and Technology， Changsha， hanan province， 410114 China）
Abstract： The spot market is one of the indispensable links in the modern electricity market system. In the electricity market-oriented environment， the auxiliary service market is to some extent coupled with the main energy market in the spot market. Therefore， in order to promote the construction and development of the power spot market in an orderly manner， it is necessary to build a frequency modulation， reserve， and voltage regulation market and study the connection between it and the spot market. Based on the current domestic power market construction， this article plans and designs the connection between the domestic spot market and the auxiliary market in the future.
Key Words： Electricity market; Spot market; Ancillary service market; Connection mechanism
1 辅助服务市场与现货市场的差异
在交易组织和交易方式方面，华北调频辅助服务市场以省网（控制区）为单位开展，报价周期根据电网实际调频需求容量的变化确定，采用集中竞价、统一出清、边际价格定价的方式开展;华北地区省网调峰市场采用日前集中竞价、日内统一出清的日内市场方式开展。山西省调频辅助服务市场采用集中竞价、边际出清、统一价格的方式组织;深度调峰交易采用双向报价、集中竞争、滚动出清、统一价格结算的方式。山东调频调峰辅助服务市场为日前集中竞价，日内按照“价格优先、时间优先、按需调用”原则调用的方式组织。湖南抽水蓄能辅助服务专项市场采用双边协商交易和要约招标两种方式进行交易。
当前所说的电力辅助服务市场还不能称之为真正的市场。各地现行的辅助服务市场中，一般都是采取卖方报价、竞价，调度方根据价格由低到高依次调用，最后将费用平均分摊给纳入辅助服务补偿机制范畴的其他发电商和用户[1]。这显然不如多买多卖的市场来得更高效、更公平合理。况且，并非交易主体的调度方却拥有对服务提供者的选择权，而最应该拥有选择权的辅助服务费用支付方却只能被动分摊。这里面或多或少还存在非市场的影子，还明显算不上最理想的市场。
其实，就大部分辅助服务交易品种来说，完全可以借鉴配额制，比如：在电网低谷时段，调度机构根据系统负荷计算出所有纳入辅助服务补偿机制范围内机组的平均降出力比例，作为相关机组的辅助服务配额，逾期完不成配额的机组就会被考核。一些具备条件的机组或者说灵活性较好的机组在完成自身配额指标的同时，可以进一步报价出让自身的降出力指标（直至停机备用），而那些没有降出力意愿的机组可以根据市场情况报价购买这些指标，来冲抵自身承担的辅助服務配额。同样，电储能和可中断负荷、第三方等也可以参与市场报价，向那些没有降出力意愿的机组出售辅助服务。在电网高峰时段也同样如此，只不过这时候需要的是用户的降负荷服务并承担降负荷配额，用户除了自己消化这些配额外，还可以向发电厂、其他用户、可中断负荷和电储能、第三方等购买服务来冲抵配额。这样就形成了一个以配额为基础催生出的多买多卖的交易市场，也更容易与未来的现货市场接轨。 2 辅助服务市场与现货市场的衔接
国外没有电力调峰辅助服务市场，调峰辅助服务问题在电力现货市场中已经考虑。我国由于电力现货市场建设尚不成熟，所以电力辅助服务市场在“两个细则”的基础起步，相对电力现货市场的建设较早[2]。但是从长远来看，电力调峰辅助服务市场一定会纳入电力现货市场中，不可能同时存在电力调峰辅助服务市场和电力现货市场。因此，提前考虑电力调峰辅助服务市场和电力现货市场的衔接可以未来电力现货市场的建立打下一些基础、创造一些条件，具有重要意义。
从电力市场运营管理的各个环节来看，中国电力辅助服务市场与未来电力现货市场的衔接问题主要体现在以下几个方面。
2.1 交易主体的衔接
目前，电力调峰辅助服务市场的主体主要是发电企业。买卖双方都主要是发电企业，调峰能力不足的或调峰意愿不足的发电企业可以通过电力调峰辅助服务市场向调峰能力富裕且愿意提供更多辅助服务的发电企业购买调峰辅助服务。由于这是在发电企业之间的利益调整，产生的影响不管多大都是在发电企业内部消化，不涉及民生。因此，没有出于市场力风险防范对市场主体的结构提出限制和要求。
电力现货市场的主体将是发电企业和售电企业及电力大用户。买方是电力大用户和售电企业，卖方是发电企业。由于是发电企业和电力用户之间的利益调整，必须顾及民生问题。因此，需要从市场力风险防范的角度考虑市场主体结构问题，以减少市场力对市场交易结果的影响。
2.1.1 市场主体差异
总结两者之间在市场主体方面的差异可以归结为以下几个方面。
一是民生影响方面。电力现货市场涉及到民生问题，而电力辅助服务市场不涉及民生问题。由于民生问题是关系到社会稳定的大事，因此就变得格外重要，必须引起高度重视。
二是市场规模方面。随着电力用户的加入，电力现货市场的市场主体规模远远大于电力辅助服务市场的主体规模，而且市场主体的特征也不再单一，其变得多样化。
三是参与市场的角色方面。发电企业在电力现货市场中主要充当卖方角色，而在电力辅助服务市场中既可能充当卖方也可能充当买房角色。角色的差异带来报价策略和市场行为的差异。
四是市场主体结构方面。电力现货市场需要考虑市场力风险，对市场主体结构有很高的要求，包括市场集中度问题、市场主体之间的参股问题、集团公司对发电机组的控制力问题;电力辅助服务市场买卖双方都是发电企业，对市场主体结构基本没有要求。
五是技术方面。电力现货市场需要对电力用户和售电企业进行市场化技术改造，满足电力现货市场运行的要求。先行电力辅助服务市场对发电市场主体不增加过多的技术要求，不存在这问题。
2.1.2 市场主体向电力用户侧拓展
由电力辅助服务市场向电力现货市场过渡，在市场主体的衔接方面，建议将现有电力调峰辅助服务中的市场主体逐步向电力用户侧拓展，具体采取以下步骤。
一是对具有电力调峰性能的用户进行排查摸底。掌握该类电力用户的类型、规模、用电特性、调节性能、对电力调度的接受度等。在此基础上，开展用户电力辅助服务提供能力的规模和能力分析。
二是将具有调峰性能的电力用户进行市场主体化改造。将储能、电动汽车、电锅炉等具有调峰能力的设备建立用户代理機制，并进行可调度化改造，包括安装必要的遥控、遥调、计量装置，建立用户代理必要的管理系统适应市场运营的需要。用户代理机制可以借助于现有的售电企业，通过规则设计，赋予售电企业代理用户的电力辅助服务的职能。
三是将具有储能、电动汽车、电锅炉等电力调峰性能的电力用户相应的用户代理纳入电力调峰辅助服务市场范畴。用户代理代表用户参与电力调峰辅助服务市场。
四是将具有电力调峰能力的其他电力大用户纳入电力调峰辅助服务市场范畴。为此，选择具有参与电力调峰辅助服务市场意愿的电力大用户，根据调度调峰需要进行可调度化改造后参与电力调峰辅助服务市场。
五是前期可以开展虚拟电厂试点，用户代理以虚拟电厂的角色进入电力调峰辅助服务市场。目前，虚拟电厂已经在全国开始试点，建议其余未进行试点的地区也尽快择机启动试点工作。
2.2 交易方式的衔接
电力调峰辅助服务市场和电力现货市场都主要采取集中交易方式进行交易，买卖双方均可报量报价。
现行电力调峰辅助服务市场是针对存在电力调峰困难的几个时段进行交易，而电力现货市场是针对全时段24 h进行交易的。两者之间存在差别，但这种差别不是原则性的，相对容易解决。
为做好交易方式的衔接，建议一是不对现行电力调峰辅助服务市场的交易时段进行限制，而是根据电力调峰需求确定可调整的交易时段进行交易;二是买卖双方向市场交易平台分段上报量价信息，形成报价曲线。
2.3 交易价格的衔接
电力调峰辅助服务市场和电力现货市场的价格之间既存在密切的联系，又存在很大区别。
2.3.1 交易价格的联系
两者之间的联系表现为以下几个方面。
一是两者体现的是同一商品的两个属性。电力调峰辅助服务体现的是电力属性，电力现货市场体现的是电量属性。电力属性又依赖电量属性而存在，两者密不可分。
二是两个市场都具有调峰特征。在国外没有单独的电力调峰辅助服务市场，电力调峰问题通过电力现货市场实现，通过带曲线的市场交易，在开展现货交易的过程中就把电力辅助服务市场的功能实现了。国内主要是还没有电力现货市场，但电力调峰辅助服务问题比较紧迫，因此才出现先有电力调峰辅助服务市场，再向电力现货市场过渡的问题[3]。
三是市场交易模式相通。由于电力现货市场和电力调峰辅助服务市场的特征接近，因此采取的市场交易模式可以相通。有了电力调峰辅助服务市场的基础，电力现货市场就相对容易实现。 2.3.2 二者价格的区别
区别主要体现在以下几个方面。
一是价格反映的商品不同。电力辅助服务主要体现的是电力的价值;而电力现货市场主要体现电量+电力的价值。两者就不是同一件商品，价格水平差异较大，没有可比性。
二是决定价格的因素不同。电力调峰辅助服务市场是对电力调峰补偿部分进行报价，类似于发电权转让的价格。成交价格是由发电企业之间竞争决定，所以影响电力调峰辅助服务价格的是电力调峰能力的供需关系。电力现货市场是对分时段电量的价格进行报价，目的是实现与电力供需密切相关的电能价格发现功能，影响其价格的是电力供需关系。
三是价格产生的影响不同。电力调峰辅助服务的价格是在上网电价的基础上实现发电企业之间的利益调整，目的是调动发电企业提供电力辅助服务的积极性。因此，电力调峰辅助服务市场的价格高低只是反映发电企业内部对电力价格的认识，不对社会产生影响，不会受到多少业界外的关注。而电力现货市场是电力用户与发电企业之间的利益调整，市场价格最终涉及到电力用户的切身利益，影响到民生，将受到社会各方的高度关注。
2.3.3 两步走，实现平稳过度
由于两者之间价格构成不同、决定因素不同，利益调整的对象和力度都有较大差别，衔接也有较大难度。为实现平稳过渡，建议分两步走。
第一步，让电力用户侧的调峰辅助服务资源逐步纳入电力辅助服务市场。用户可以同时参与售电侧市场和电力辅助服务市场。
这样做有以下几个好处。
一是将电力用户（含用户代理商）逐步纳入市场主体范畴，和售电侧市场一起，逐步完成用电侧市场主体的培育。电力用户可以通过售电侧市场开展电量交易，通过电力调峰辅助服务市场开展电力交易。市场主体的培育分两部分完成。
二是逐步增强电力用户参与市场的意识和能力。虽然电力用户同时参与的是两个市场，但是电力用户可以在两个市场中进行调剂，从中寻找最优的市场报价方案，不断优化市场交易策略，提升市场交易的能力。
三是逐步将电力用户对市场交易价格的影响体现出来。从电力用户侧的角度来看，电力用户最终获得的利益体现在电量和电力两个方面，反过来反映了电能的综合价。
四是不断增强各方对电力价值的认同，让各方更加深入了解电力现货市场，更加容易接受电力现货市场。
在此过程中，从价格方面重点解决以下问题。
一是由于电力用户的进入，电力调峰辅助服务市场中买方市场主体规模和构成都发生了重大变化，带来的价格变化也讲是明显的，需要做好分析和宣传工作。
二是需要价格机制的设计，允许电力用户利用自身的用电特性出卖电力商品。
第二步，由电力辅助服务交易转变为电力现货市场交易。将交易价格由电能量价格+电力辅助服务价格归并为电力现货市场价格。考虑到过渡的平稳性，建议注意转变时机选择问题，考虑以下几个方面。
一是要充分分析好两个市场价格信号的特征。电量价格与电力供需有关，电力价格与电力调峰能力的供需有关，因此电量价格应该较电力价格相对平稳。而电力现货市场是将电量和电力的两个特征叠加，电量和电力的价格特性都将集中在电力现货市场的交易价格中。
二是做好电力供需和电力调峰辅助服务供需的分析工作。和電力调峰辅助服务市场最大的不同，在于电力现货市场必须要对成交价格进行有效管控。电力供需情况和电力调峰辅助服务供需情况都将对电力现货市场的价格产生影响。因此，需要在启动电力现货市场之前，分析好当时的电力供需情况和电力调峰辅助服务的供需情况，确保电力现货市场启动价格的市场价格略有下降、相对平稳。
三是研究好电力现货市场的价格管控工作。从电力风险防范、电力市场监管、电力市场宏观调控的角度进行研究，做好电力现货市场的价格管控工作，有效实现市场的平稳起步。
2.4 市场技术的衔接
从理论上来讲，电力调峰辅助服务市场和电力现货市场在安全校核模式上市一致的，相应的技术要求也是一致的。
在实际操作中，由于方方面面条件的限制，现行电力调峰辅助服务市场是在现行电网运行方式基础上进行安全校核后出清，不改变现行电网运行方式的管理模式;而电力现货市场是利用技术支持系统在市场出清的同时进行安全校核，完全改变现行的电网运行方式管理模式，两者之间存在较大差异。
考虑到电力现货市场技术支持系统建设相对周期较长、费用较高、难度较大，建议在过渡期间市场出清暂时采取基于现行电网运行方式基础上进行安全校核的过渡方案。
过渡方案的好处具体如下。
一是可以在原有的技术支持系统作些相对简单的改造，大大降低电力市场技术支持系统建设的难度。
二是对电力市场运营的数据要求降低，可以暂时省却一些数据精确性方面的基础性工作。
三是对市场运行人员的要求大大降低。他们的部分工作可以延续原有的程序和方式。
四是大大缩短建设周期，容易完成市场化改革的任务，可以起到立竿见影的成效。
过渡方案的缺点具体如下。
一是通过对电网阻塞、报价时序方面的简单处理，一定程度上牺牲了市场交易的公平公正性，市场交易结果难以达到最优化。
二是容易被市场主体质疑市场交易过程中的人为因素，增加了市场运营人员的工作压力。
三是市场交易过程中的沟通协调工作量和难度可能加大，可能存在反复出清、安全校核的情形。
这种方式牺牲了市场交易的公平公正性，换来了市场交易工作的难度降低，有利有弊，只能作为过渡，待条件成熟后再转为真正的现货市场安全校核后出清的方式。如果条件允许，还是一步到位，由电力辅助服务市场直接过渡到真正的电力现货市场。
2.5 交易结算的衔接 现行管理制度下，电网公司与电力用户按照用户用电量和目录电价进行结算，与发电企业分别按照标杆电价（或直接交易价格）结算电量价格，按月计量结算[4]。在电力调峰辅助市场环境下，电网企业按照辅助服务市场出清价格分别买卖辅助服务市场的双方结算辅助服务费用，日清月结。电力现货市场是电网企业分别与电力用户和发电企业按照市场出清电价一次性结算电能价格，日清月结。两者之间区别较大。
由于结算是具体操作层面的事情，主要是结算流程和发票格式上需要改变，不会成为推进障碍，建议根据推进过程中的实际需要进行调整安排，包括结算单设计、结算流程重组等。
为便于衔接，在具体结算操作中把握以下几点。
一是由能源监管机构出台购售电（电量、电力）合同示范文本。示范文本尽可能考虑在买卖电力、电量上的差别。
二是由电网企业负责计量抄表。
三是由交易中心根据交易结果出具交易结算单。
四是由电网公司按照购售电（电量、电力）合同示范文本、按照交易中心提供的阶段单，负责与相关各方进行结算相关事宜。
2.6 市场风险防范的衔接
电力辅助服务市场的交易价格是在同为发电企业的买卖双方你情我愿的基础上确定的，几乎不存在市场力风险问题，也不存在市场信用问题。最主要的风险问题就是市场公平公正的问题。相对来讲，问题的严重性和风险防范的难度都较小。
电力现货市场交易价格是在发电和用电之间进行交易，由于电力用户的用电需求存在相当程度的刚性，因此容易产生因市场力等原因造成的市场价格风险，而且电力的特性决定了这样的风险影响还很大，防范还很难[5-8]。
建议在开展由电力辅助服务市场向电力现货市场发展相关问题研究的同时，加强对电力现货市场风险防范问题的系统研究，采取切实有效措施防范市场风险。建议采取以下步骤。
第一步，建立市场风险形式库，全面排查市场风险可能存在的形式、主要的特征、可能造成的影响。特别是针对“中国特色”的电力市场主体，要着力研究其市场交易行为特征，有针对性地分析市场风险形式的特殊性，提高风险的识别能力。
第二步，建立电力市场风险监管技术支持系统，实时进行市场风险监测，系统性识别是否存在市场风险，发现市场风险线索。实时市场风险监测系统由电力调度机构和电力交易机构分别从各自的职责、视角来建设和运行。
第三步，利用大数据分析技术进行市场风险分析，分析市场主体形成市场风险的可能性。
第四步，进行市场风险机理分析，逻辑分析形成市场风险的合理性，为电力市场监管创造条件。
2.7 市场监管的衔接
电力辅助服务市场几乎没有市场风险，因此市场监管难度不大。监管的重点在于公平公正性和信息的透明度，监管的依据也相对容易确定。
电力现货市场风险主要是价格风险，而价格风险防范的难点在于市场力风险防范。这是一个世界性的难题，在我国由于市场主体的“中国特色”，相对来讲电力现货市场监管更加难。
由于我国电力市场监管的能力还远远不能满足电力现货市场建设和运营的需要，坚决不能照搬照抄国外的方法，必须探索出一条建立适合中国国情的电力市场监管之路。为此，建议对电力现货市场监管开展专题研究，主要研究以下两个方面。
2.7.1 研究确定电力现货市场监管体系
考虑到电力监管机构的监管能力不足问题，需要建立由政府部门、监管机构、电力调度机构、电力交易机构、电力用户与社会相关各界构成的电力市场监管体系，并且明确将电力市场监管的各项任务和责任如何分解到各个方面，全方位开展电力市场监管工作，切实提高市场监管能力和监管的科学性。
具体建议如下。
第一，地方政府部门负责市场宏观调控，利用市场宏观调控手段，把好电力现货市场的平稳运行关。
第二，能源监管机构主要负责总体协调管理市场监管工作，具体负责市场问题处置工作，及时妥善处理存在问题，降低问题负面影响。
第三，电力调度机构和电力交易机构负责电力市场运营在线监测，及时准确发现问题，尽量做到防患于未然，为市场监管提供线索，并配合协助能源监管机构处置问题。
第四，发电企業、售电企业、电力用户负责提供问题线索，共同发现市场问题，共同参与处置问题。
第五，新闻媒体负责舆论监督，形成防范问题的强大氛围，引导市场沿着正确的方向发展。
2.7.2 研究从法律角度如何认定市场力风险问题
由于电力现货市场中市场力风险的形式多样且变化多端，而且电力市场监管需要从法律层面掌握问题监管的依据，因此，电力现货市场监管需要结合市场主体结构、社会法律环境、电力市场运营规则作系统性分析和考虑。在此基础上研究出台电力现货市场监管指引，解决市场力风险认定的法律问题。
2.8 市场管理的衔接
从最终目标来讲，电力辅助服务市场和电力现货对市场管理的要求是一致的，但是由于实施路径的不同，从电力调峰辅助服务市场过渡到电力现货市场需要做好管理方面的过渡工作。
2.8.1 数据管理
数据管理要求与市场安全校核方式的选择有关。如果选择过渡性的安全校核方式，原有的数据管理要求就可以满足，但是如果要完全过渡到电力现货市场的安全校核方式，数据管理的精细化工作就必须要提到议事日程上来。建议提前做好数据精细化管理的准备工作。
数据管理包括精细化和大数据两方面。
（1）精细化的数据管理的准备工作包括电网模型和参数的准确率、电力负荷预测的准确率、状态估计的准确率、潮流计算的准确率。必要的工作包括机组的注册参数校核、电网设备参数的校核、负荷预测准确率的提高、电网状态估计准确率的提高、电网潮流计算模型及算法等。 （2）大数据管理是随着电力现货市场建设带来的数据剧增的要求。由于现货电力市场要求的数据频度、数据范围大大增加，大数据管理成为必要。电力现货市场大数据管理要求大数据分析技术的应用。对此建议做好相应的技术储备。
2.8.2 系统管理
技术支持系统要求也与市场安全校核方式的选择有关，真正意义上，电力现货市场对技术支持系统有较高的要求。建议提前对电力现货市场技术支持系统进行调研，了解各地技术支持系统的应用情况。
2.8.3 人员管理
这里提到的人员管理包括人员的编制管理、职责管理、能力培训、考核管理。这些管理与市场模式密切相关，既不能超前又不能滞后，建议提前做好相关研究准备工作。人员管理范围包括电网企业、发电企业、交易中心的市场运行相关人员。
编制管理，涉及到市场运营的相关人员岗位编制，包括计划、交易、财务几个方面的相关人员。职责管理，需要明确市场运行相关人员的工作职责。能力培训，结合电力市场技术支持系统建设和运维的需要，对电力市场运行人员开展必要的技术培训，包括市场基础只是培训，发电企业市场运行人员的报价培训，电力市场调度交易人员的市场交易、安全校核、出清结算，电力用户或售电企业的市场报价等培训。考核管理，针对电力市场运行的特点调整对电网运行人员的考核内容和要求，适应电力市场建设的需要。
2.8.4 流程管理
根据企业自身的管理架构以及电力现货市场的建设需要梳理电网公司、发电企业、交易机构的工作界面和要求，根据工作界面重构电力市场运行的业务流程。
2.8.5 信息管理
电力调峰辅助服务市场信息披露和报送的对象、范围、内容、影响力都和电力现货市场都有很大不同。电力调峰辅助服务市场信息披露的对象是发电企业，内容主要是与电力调峰辅助服务相关的信息。而电力现货市场信息披露的对象包括发电企业、售电企业、电力用户、社会媒体等，内容涉及到电力现货市场各个方面。需要对此提前进行研究，在电力现货市场规则中明确。
3 辅助服务市场向现货市场过渡的路径
电力辅助服务市场与未来电力现货市场的衔接问题，通过以上交易主体的衔接、交易方式的衔接、交易价格的衔接、市场技术的衔接、交易结算的衔接、市场风险防范的衔接、市场监管的衔接、市场管理的衔接这8个方面的思考与分析，为目前电力调峰辅助服务市场如何平稳过渡到现货市场提供了一定的参考。此外，对于电力调峰辅助服务市场如何过渡到现货市场可参照以下路径来进行。
3.1 原调峰辅助服务作为备用市场
在调峰需求能够由省内满足的条件下，原调峰辅助服务可以作为现货市场中备用市场部分参与到市场竞争中。在日前日内时间尺度上的调峰辅助服务，主要是为了解决系统实时运行过程中负荷波动等情况引起的供需不平衡问题，在市场环境下必须通过合理措施激发省内机组参与调峰的积极性。因此，当采取中长期市场交易而现货市场尚未建立时，必须通过深度调峰、机组启停调峰等“半计划”性质的市场机制设计来确保调峰辅助服务的获取。然而，当现货市场采取日内实时平衡机制的设计，根据超短期负荷预测、日前滚动出清结果和系统物理约束，出清本质上是一个考虑了电能、调频、备用资源相互耦合关系的安全约束经济调度问题，系统供需波动已经体现在出清价格中，一般情况下不存在额外的调峰问题。若系统遇到故障，现货市场无法满足物理约束等条件而不能正常进行交易，就可以启用备用市场，此时调峰辅助服务可以参与市场竞争中。
3.2 进行投标与竞标
在调峰需求较大或较小时，可以在调峰辅助服务与现货市场运营的重合时段日前市场中进行投标与竞标。当电网在日前预测调峰资源不足时，可在日前市场中向周围区域调峰辅助服务市场购买调峰资源。同时，如果电网调峰资源富足，其区域内火电机组可以在周围区域调峰市场中自行申报调峰曲线，参与区域调峰市场。
4 结语
对国内现货市场开展了演进分析，立足于当前国内市场化建设的现状及已完成的辅助服务市场的建设，对中国未来现货市场的演进情况进行规划与设计。首先，分析了当前国内各省份的辅助服务市场与现货市场的建设上的差异。其次，从市场主题、交易方式、交易价格、市场技术、交易结算、市场风险防范、市场监管、市场管理等几个方面对当前辅助服务市场与未来现货市场间的衔接问题展开了分析。
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