美国电力交易中心：从分离到“内嵌”
1998年3月，投资数亿美元的电力交易中心(PX)和独立系统运营机构(ISO)在加州同时开放，这让加州成为美国第一个允许电力用户选择发电商的州。
2016年7月25日下午1点，美国纽约市批发电价在正常的5美分/度左右徘徊，下午2点30分，因为天气炎热，用电量提高，批发电价随之升至9.4美分/度，这已几近系统稳定的警戒值。但随后不到1小时，电价飙高到1.042美元/度，在高点徘徊将近半个时之后，电价才回落到安全区间。
事后证明，电价之所以在短期内涨幅达到10倍，是因为雷雨警报误报，加上原本可启动的燃油发电设施已全部上线，导致供需缺口无法弥平。
所幸，批发电价一时突然提高，对纽约市用户零售电费的影响不大。然而，如此大的起伏，无疑是电力系统稳定性不佳的证明，于是，诸多分析师把质疑丢给电力调度机构和电力交易机构——美国纽约州ISO。
不完全改革的产物
纽约州ISO，即掌管纽约州的独立系统运营商。从其批准机构——美国联邦能源管制委员会(FERC)可以看出，它其实是一个标准的美国电力改革的产物。
在美国电力体制改革之前，全美电力都由垂直一体化的公共事业服务公司提供。1995年，加州立法机构通过了关于改革电力行业、引进电力零售竞争的1890号法案，1996年，FERC进一步规定，各州须设立电力批发市场和独立的系统操作中心。
1998年3月，投资数亿美元的电力交易中心(PX)和独立系统运营机构(ISO)在加州同时开放，这让加州成为美国第一个允许电力用户选择发电商的州。其运作模式是完全市场化的——电力用户可以直接与发电商签定购电合同，电网向发电商开放并为用户提供输电服务，而PX和ISO则扮演电力交易中心。
建成后的加州PX和ISO是相互独立、各司其职，其中，ISO管理着三个关键市场：竞争性的辅助服务采购市场、实时能源市场和用户管理市场;PX也经营着三个能源市场：对次日每小时进行的每日拍卖、当天市场和批量期货市场。
每天，加州PX会制定并向ISO提交交易计划，而这项交易计划成为ISO协调电网运行的基础。
从理论上看，这种模式把电能交易与系统调度的职能分开，可以有效形成公平竞争。但在实际操作中，PX与ISO分离很难实现有效的协调运作——无法使电力资源得到最优配置，用户也无法获得反应电力现货市场的价格。特别是加州电力市场中没有长期合同、短期合同，只有现货市场，是后来电价异常升高，最终导致2001年加州电力危机的重要原因之一。
同样，这场突如其来的危机让美国电改忽然放缓，据称，这场遍布全美各地的改革只完成了原计划的一部分，于是，美国电力市场就呈现出多种形式混杂的场面——在一些完成电力市场改革的州，电力交易已经实现灵活运营;一些州中断了电力改革，运营模式则采取传统的方式;而在西部的一些地区，仍然延续着地方电力公司一家独大的局面。
也是因为危机，PX和ISO分离的模式不再认为是电力市场运营的模板，更多交易市场化程度较高的地区开始采取另一种方式——ISO内嵌PX模式。本文开头的纽约州、新英格兰和PJM(Pennsylvania—NewJersey—Maryland)等地就是这种模式的践行者。
“内嵌”模式平抑价格波动
2012年10月底，飓风“桑迪”横扫纽约州、新泽西州和宾夕法尼亚州，百万人受到影响。而负责维护新泽西州、宾夕法尼亚州、特拉华州高压输电网络的PJM也因为这次罕见的自然灾害而备受关注。
PJM覆盖了美国中西部与东北部的13个州，约占美国电网总规模的五分之一，今天，PJM市场交易体系包括：电能市场、容量市场、辅助服务市场以及金融输电权市场等。
其中，电能市场是对批发电力进行持续的购买、销售和交付，涵盖长期双边交易、日前市场和实时市场，并以长期双边合同和日前交易为主，实时竞价的比例电量仅占15%～20%，每天上午，市场成员可以通过向联络办公室(PJM-0l)提交次日的投标计划，办公室对其评估后选出最有效的运营方式。
在结算方面，PJM采用的是双结算体系(Two-SettlementSystem)——在实时市场只结算实时和日前市场出清结果的偏差量，这样做，就是为了让日前市场对冲实时市场风险。
容量市场是PJM的创新之一。PJM市场通过市场发送价格信号，让发电商知道必须持有足够机组容量。容量或是发电商自己拥有，或从每年五月会举办的容量竞拍上购买，以获得3年后的容量。
为了给市场参与者足够的时间来做规划，PJM开发了一个基于互联网的工具——电子容量市场，市场成员可以在每天上午7点到9点，根据自己第二天容量义务的大小进行容量信用的买卖。在市场成员分别投出买标和卖标后，市场根据投标价格，从价格最低的卖标开始进行交易匹配。最后匹配成功的卖标价格确定为市场清算价，所有交易成功的容量信用都按这个价格支付费用。
此外，PJM采用固定输电权利(FTR-fixedtransmissionright)的管理方法平抑价格的波动，FTR允许网络输电用户和固定的点对点输电服务用户事先向PJM联络办公室申请，经批准后获得FTR，它可保护该输电用户不会因发生输电阻塞而使自己支付的费用上升。
英国电力交易中心：平衡不是奢侈品
在经历两次改革后，英国的电力市场自由化程度之高几乎全球公认——超过400家配电商、3家输电商、7家配电商和约超过20家的零售商。
2002年冬天，英国老牌发电公司Power-gen宣布，因为无法承受“糟透了”的低电价，决定关闭旗下三座火电站。
在当时的媒体报道中，受到类似困扰的公司至少有15家，其中较为严重的是美国德州最大的电力公司的英国分支机构TXUenergy。此前，这家公司以高价与电厂签订了长期合同，然而，低电价却直接导致公司财务入不敷出。
几乎所有的公司都把问题归咎于“不连贯的政策”，也就是英国电力市场在一年前刚刚进行的第二次大改。
在改革前，英国已经实行了10年的电力库交易模式。这种模式以“集中交易、集合竞价”为特征——英国国家电网公司(NGC)作为交易中心，承担了系统运营商和市场运营商的双重角色。其每半小时会发布未来24小时的电力需求情况，同时，持有发电许可证的发电商会开始竞价，NGC会将报价中最高的一个，作为后半个小时的分销电价。随后，竞价成功的发电商把电送到电力库，再由12个区域组织将电力传输到英国各地。
2001年3月，电力库被新电力交易系统(NewElectricityTradingArrangements，下文简称NETA)模式所取代，这种模式以中长期的双边交易为主，以平衡机制和事后不平衡结算为辅，于是，在超过9成电力自由交易和竞争前提下，本文开头的一幕出现——英国电价在很短时间内迅速降幅超过20%。
隐性力量倒逼平衡
在NETA模式中，有一个不可忽视的概念“关闸”。所谓关闸，一般是交易前1个小时，它既是电力交易所的交易活动完成的时刻，也是双边交易和调度调控的分界。
具体来说，关闸前，98%的电能交易都可以通过双边合同完成。其中的第一类，是提前几年签订的远期合同交易和期货交易，这类交易的数量、地点、时间、方式往往非常灵活;而第二类，则是通过交易中心签订的短期现货交易。这类非双边交易，一般会在纳斯达克旗下的电力交易所N2EX等专业交易机构进行。但是，无论远期合同还是现货交易，发电企业和供电商可以自由选择，市场操作不会受到集中形式的监管。
关闸后，此前交易的合同情况会交给一个不平衡结算部门，而发电商也可以将自己多余的电竞价进入平衡市场。英国国家电网电力传输公司(NationalGridElectricityTransmission,下文简称NGET)，会从由便宜到贵的原则，接受发电商增减出力的报价，以此平衡整体电力市场。但需要注意的是，关闸后NGET的操作，不能被称为真正意义上的市场，而是一种调控行为。
NETA的交易模式中，还有一个频繁出现的关键词——平衡。
而这也是新模式希望得到的市场效果。在交易中，各个电厂需要自行调度出力。发电商和供电商会按照合约的内容，将电量分解至每半小时一个单位，由电厂自主调度，自行决定机组运行状态。如果出力与合同不相等，就会按照机组的实际发电曲线，支付不平衡运行费，其主要目的是为了激励市场成员尽量按照签订的合约进行发电，将不平衡量减至最小。
但从另一个角度上看，这实际上是在用市场化的手段，倒逼发电厂主动参与电力交易，并自行维护市场平衡。
为了应对电力价格过低，英国还设立了一个监管部门“天然气和电力办公室”(OfficeofGasandElectricityMarkets，下文简称Ofgem)，这个办公室不仅可以发放牌照，更重要的是，其监控市场主体是否有恶意降价竞争等行为。这样做，是保证在市场化的前提下，各个成员可以获得适当的利润，各个环节能够正常运转。
拍卖背后的平行市场
在经历两次改革后，英国的电力市场自由化程度之高几乎全球公认——超过400家发电商、3家输电商、7家配电商和约超过20家零售商。特别是发电商，最大的前6家发电商占有市场份额总和超过70%，前十家超过85%。
但是，发电商却在2011年后面临新的问题。
一直以来，英国只有电量市场、没有容量市场。在2011年前，英国一直拥有足够的容量富余来保障安全供应。但这时，游戏规则悄然发生改变。首先，风电容量迅速增加，市场因为负荷和不稳定的天气而影响较大;其次，为了在2020年前实现15%的可再生能源目标，英国需要确保30%的电力来自于可再生能源，于是政策对火电采取限制的态度。
于是，英国开始了第三次电力市场改革，即EMR。按照2013年年底颁布的《英国电力市场改革执行方案》描述，此次改革的重点，是成立一个容量市场，即通过给予可靠容量以经济支付，确保在电力供应紧张的时候市场拥有充足的容量，保证现有机组的盈利能力和电力供应安全。
根据方案，英国容量市场是在电能量市场外单独设置的，范围包括英格兰、威尔士和苏格兰，不包括北爱尔兰，发电商可以同时参与电量市场和容量市场的交易。
2014年11月，容量市场进行了首次交易。这次交易以拍卖形式进行，标的物为容量交付年系统所需的发电容量。英国国家电网公司在政府授权下，作为实施容量市场的监管者，对电力需求做出评估后组织容量拍卖。
这次竞标完成后，成功的容量提供者将在2018/19年冬季交付容量，得到相应的报酬，以确保电力供应安全，否则就要被采取罚款措施。而与电量市场一样，容量合同的费用将根据市场份额由供应商提供，经ELEXON支付给容量提供者。如果容量提供者面临罚款，罚款也会经ELEXON交给供应商。
容量市场与电量市场的一个区别是，在容量市场中，分为一级市场和二级市场，两个市场均有各自的适用范围，但拍卖的原则一般是满足一级市场之后再分配二级市场。比如，在2014年11月交易的容量提供者有需求，可以在2017年进行二次交易。同时，只要符合资格，之前未参与一级市场拍卖的容量提供者也可以参与到二级市场中。
澳大利亚电力交易中心：“单一”模式不简单
澳大利亚电力交易的最大特点就是“单一”——澳大利亚只有一个现货市场，而没有日前市场和实时市场;在竞价模式上，基本上实行发电侧单边竞标的模式。
澳大利亚的电力市场化改革始于1991年。1998年，澳大利亚国家电力市场(National Electricity Market，NEM)正式开始运行，这个市场由五个互连的区域电网，即新南威尔士州、昆士兰州、南澳大利亚州、维多利亚州和塔斯马尼亚州组成。
澳大利亚电力交易的最大特点就是“单一”——在现货市场的具体构成上，澳大利亚只有一个现货市场，而没有日前市场和实时市场;在竞价模式上，双边竞标模式已经成为多个国家采取的方式，澳大利亚则基本上实行发电侧单边竞标的模式。
然而，这种看似“简单”的模式，基本实现了完全竞争的电力市场，国家电力市场的交易电量约占全国总电量的约85%，是澳大利亚电力市场体系的主体。
运营高度市场化
可以说，澳大利亚各州电力工业基本上已实现了发、输、配、售分开，发电端竞价上网，售电端竞争供电，输配网络实行政府定价，实现了公司化运营。2008年，澳大利亚政府已决定放开全部用户参与电力交易。其中，小用户(主要是家庭用户)电价由政府设定最高限价。政府重点关注系统安全、普遍服务，垄断业务监管(管制输配电价格)和防范市场风险(制定最高限价)，其余由市场竞争决定。
澳大利亚国家电力市场的市场主体包括交易性主体和非交易性主体两类。其中，交易性主体包括发电商、售电商、经纪商、电网公司、终端用户等。其中，发电商、零售商与部分大用户可直接参与电力市场的批发交易。经纪商自身没有发电资产和负荷，只是为买方和卖方牵线搭桥，并从中收取佣金。
在电力交易过程中，经纪商的作用是撮合交易，并对电子交易平台进行操作，为交易双方提供交易数据及其他专业服务，在这个过程中，电子交易平台就是电力交易信息披露的平台，供需信息在这里发布。
非交易性主体包括澳大利亚能源市场运营中心(Australian Energy Market Operator，AEMO)、澳大利亚能源市场管理委员会(Australian Energy Market Comission, AEMC)和澳大利亚能源监管局(Australian Energy Regulator，AER)。其中，能源市场运营中心是国家电力市场运营的会员制机构，由联邦政府、州政府和电力企业各派代表组成，是管理电力市场的核心机构。能源市场运营中心的主要职责包括管理市场主体的注册与退出、对电力市场的供需进行预测并公开发布、管理现货和辅助服务等市场的运行、确保电力系统的安全性与可靠性等。
现货交易是特色
在交易机制上，按照交易标的划分，可将澳大利亚电力交易划分为物理交易与金融交易;而按照交易时间跨度划分，可将澳大利亚电力交易划分为现货市场交易与远期市场交易。
现货市场交易(spot market trading)是澳大利亚电力市场交易的核心,国家电力市场范围内的所有电量事实上都需要经过现货市场进行交易。
在现货市场中，所有的发电厂和部分负荷需要提交未来24小时的报价方案，以5分钟为一个时段，明确24小时中每个时段要申报的电价、出力和其它相关参数(如机组的爬坡速率等)。现货市场采取24小时滚动出清的方式实现市场内的供需平衡，能源市场运营中心根据发电厂和负荷的竞价，在一套复杂的市场运行软件系统的支撑下，确定系统的调度方案及市场价格。
发电厂在现货市场中有3种竞价方式：日竞价(daily bids)、重竞价(re-bids)和默认竞价(default bids)。日竞价是在每日的中午12:30前，给出次日全天的竞价方案。日竞价方案提交之后，在实时系统调度之前，竞价方案中的价格不可以再修改。但随着系统的运行状态和供需情况的不断变化，发电厂在提交日竞价方案后，还可以随时修改竞价方案中的出力，前提条件是能够对修改进行合理的说明，这称为重竞价。最后，默认竞价是指在发电厂没有提交日竞价的情形下，运营中心基于发电厂之前提交的默认的竞价策略进行市场出清。
对电力负荷的预测是运行电力现货市场的前提。能源市场运营中心负责对全国的电力需求进行预测，以合理调控国家电力市场的运行。不同的电网区域由于人口、气温以及工业和商业需求不同而对电力的需求不同。一天之内，不同时间段内对电力的需求也不同。国家电力市场的高峰负荷通常出现在一天的7:00～9:00和16:00～19:00两个时段。在正常情况下，全国的用电总负荷通常在30000MW以内。
基于最新的电力负荷预测及电力系统的运行状态，能源市场运营中心将不断的重复一个滚动更新的预调度(pre-dispatch)过程，调整系统的运行方案，并将结果及时发布。预调度的结果将帮助市场参与者及时了解系统的最新运行状态和供需平衡情况，从而帮助市场参与者及时调整其竞价。需要注意预调度产生的价格信息并不作为实际结算的依据。
此外，在澳大利亚电力市场体系中，金融市场是一个完全独立的市场，用于管理现货市场交易带来的风险。金融合约不是一般意义上的电力供应合同，金融合约的签订不受能源市场运营中心的管理，而主要由证券市场监管机构监管。金融合约的签订也不影响现货市场的实际运作。大多数市场参与者会同时购入“对冲合同”和“交易合同”。对冲合同的目的纯粹是为了抵消风险，交易合同在为风险管理保留一定的空间之余，交易者可以试图通过该合同交易活动获得一定的收益。通常，交易合同比对冲合同受到更严格的监管，且交易合同所占的比例较小，主要取决于市场参与者对风险的偏好情况。
德国电力交易中心：为绿电定制的严谨市场
十几年来一直推行能源转型的德国在电力市场上最大的设计特征就是：为更高比例的接纳可再生能源而度身订造。
不同国家之间，电力市场的体制设计都是各不相同并呈现强烈的民族特点——其甚至已经超越技术上的依存和能源结构的差异，而更多的反映了这个国家政治经济结构甚至是文化特色。
十几年来一直推行能源转型的德国在电力市场上最大的设计特征就是：为更高比例的接纳可再生能源而度身订造。几乎没有人怀疑，德国人基于这一出发点所释放出的发展新能源的极大诚意，但实际的效果与路途的艰难也是观察者们必须考虑在内的。
市场自由活跃
德国电力市场自由化是从1998年4月对电力及天然气产业采用“能源产业法修订案”(简称能源法案，EnWG)开始的。能源法案的一个基本要求是将过去的区域性垂直垄断模式从组织形式、财务形式及所有权方面进行分拆，并使电网运营商从电力产业价值链的其他行业中独立出来。
通过这种分拆，大的能源公司改变了其公司形式，并进行整合。从过去的9个联合公司，到如今只有4个输电系统运营商(简称TSO)：Amprion，TenneT，TransnetBW和50Hertz公司，每个运营商都有它自己的调度区域。
电网运营商主要分为在两个最高电压等级下运行电网的输电系统运营商(TSO)和在110千伏及其以下电压等级下运行电网的配电系统运营商(DSO)。即使是在配电网中，电力系统也是通过不同电压等级的层叠构造的。例如，在一些较大的配电网中，反过来又有更小的子网(如城市供电公司)与其连接。
基于目前的德国电价机制，无论对于发电企业还是电力经销商来说，政府都不再进行直接干预。在这方面，人们希望通过市场机制的调节来实现电力大宗和零售交易的有效竞争。相比之下，输电和配电网保持自然垄断，而垄断的利润通过联邦网络管理局的政府监管来限制。过网费必须由政府正式批准并公布。此外，政府要求过网费在同一个电压等级内和输电距离无关。随着自由化的发展，电力交易变得越来越活跃。
在这种情况下，从交易市场上购买电力是非常重要的电力采购来源。位于德国东部城市莱比锡的欧洲能源交易所(EEX)是欧洲最大的电力交易市场之一，德国以及欧洲各国的电力都在这里进行自由交易。EEX的实质是一个合资公司，最主要的股东是欧洲期货交易所和EON德铁等与电网相关的德国、瑞士、奥地利公司。
在德国参与发电市场的主体有发电商和电力供应商，交易形式有双边交易市场(OTC)和电力交易所交易，其中以双边交易市场(OTC)为主,时至今日依然有大约70%的电力交易是通过OTC交易完成的。
交易模式明确
德国的电力交易并不复杂。
首先发电商和大型能源供应商进行电力交易，交易分为期货和现货交易。期货一般提前一个月到6年进行，而现货交易在电力输送的前一天和当天进行，即日前交易和日内交易。日前交易是对第二天的用电量进行买卖交易，每天中午12点关闭交易;2小时之后，也就是下午14：00到实际交付电量的前30分钟，可以进行日内交易。当发电商因故障无法满足原发电计划，或者新能源发电因预测错误导致供需不平衡时，可以在日内交易进行调节。
在每小时交付电量之前，发电商、电力供应商将自己的发电计划或者电力需求预测传递给平衡结算单元，这是一个非常独特的电力市场设计。这个平衡结算单元可以由几个发电商和电力供应商共同组成，或者由一个大型能源集团单独成立，在一个平衡结算单元中，各电力企业需满足电力的供需平衡，当内部无法平衡时，可以和其他平衡结算单元的电力企业进行电力交易。
最后，所有结算单元管理人将全部供需信息传递给电网，电网公司根据这些供需信息安排最终的电厂发电计划，给予因电网平衡而减少发电计划的发电商一定补偿;而对没能达到发电计划而导致电网供需不平衡的发电商征收罚金。
清洁能源优先
在德国，最重要也是最特别的一点，是针对新能源的电力市场设计，它体现在对辅助服务市场中调频市场的设计。
因为新能源发电的大量上网，使得对发电侧发电量的预测不能达到100%的准确，而用户侧用电量错估和电厂可能发生的故障等都将影响电网的稳定运行，输电网为保持用电频率在50Hz,需要一定的电力储备功率，以保证发电量与耗电量一致。在电力功率储备市场主要有以下3种交易商品：一次调频储备/二次调控储备/三次调频储备即分钟储备，主要通过招标的形式完成交易，其中输电网作为买家，发电公司包括新能源电站作为卖家参与交易。
在这样的设计之下，无论是电量还是电力，都需要在电力市场的框架下为更好的接纳新能源而付出努力。德国电力市场通过平衡结算单元这一特有模式配合处于输电网公司管控之下的调频市场，使得电网与电力交易市场可以相对独立运作，并且促使新能源运营商和售电公司关注电网平衡与稳定，如果越来越多的电力交易通过电力交易所完成，此时交易所相当于一个大的平衡结算单元，当未来100%的电力交易都通过交易所完成时，就达到了电力的供需平衡，减少了不必要的损失，使得整个电力系统能够最优运行，
从这一点来说，也许德国的电力市场设计不够完美，但绝对目标明确，2015年，德国政府宣布不采用容量备用市场也证明了同样的决心：矢志不渝的推动能源转型，大力发展新能源，最高程度的接纳新能源。
