电力批发市场的国际经验比较

编者按：国网能源院财审所主要聚焦于电力市场价格理论、政策、国际经验、价格机制、结算机制、价格跟踪分析等领域，重点围绕现货市场价格机制、结算、辅助服务价格机制、零售市场竞争的售电策略以及用户可选择销售电价套餐体系、电力市场电费结算系统建设、电力金融衍生品、容量市场机制等开展了课题研究。本专栏将围绕电力市场价格的国际经验、体系设计、热点问题等，结合相关成果和研究思考与读者进行交流分享。

（来源：微信公众号“中国电力”ID：ELECTRIC-POWER 作者：国网能源院）

文章导读：本文分析归纳了美国各区域的电力市场的共同特征、欧洲电力市场的典型特征和澳大利亚电力市场的典型特征，并从电力交易机制和输电安排的角度进行分析，从而明确了目前主流的两种电力市场类型划分方法的本质内涵。对美国、欧洲和澳大利亚批发市场设计进行了综合比较，并比较了美国和欧洲的发电企业投标和发电调度情况。总结提出了电力市场设计的普遍性规律。

电力批发市场的国际经验比较

执笔人：刘思佳、尤培培

国网能源院

财会与审计研究所

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引言

从20世纪90年代开始，世界部分国家或地区的电力行业开始放开管制，开始市场化建设。截止目前，世界部分国家或地区基于其自身的国情，在电力批发市场组建、电力交易和结算模式方面形成了大量的方法，有了较为丰富的实践经验。然而，我国社会经济发展环境和基础、政府管理模式、电力行业产权特点和电力系统结构与国外差异巨大，电力市场建设不能简单照搬国际经验，必须立足国情网情，借鉴有益经验，扬长避短，建设具有新时代中国特色的电力市场。本文旨在从梳理分析美国、欧洲和澳大利亚的国际经验，并对电力批发市场的种类和本质进行概述，以期从中获得启示，从而有助于我国的电力批发市场建设。需要注意的是本文只是针对当前的电力批发市场，对零售市场和批发市场重组历史的研究并不在本文讨论的范围内。

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美国主要电力批发市场的流行设计

1.1 概述

美国存在众多私营一体化公司（每个州一般有几家），众多联邦、州、地方所有的发输一体化或配售电公司。改革立法权在各州，因此各州电力市场化改革进度不一，约一半的州进行了市场化改革，但因私有产权未进行拆分，是导致美国电力市场设计较为复杂的重要原因。

北美电力市场是当前世界上最成熟的电力市场之一，包括纽约州（NYISO）、新英格兰（ISONE）、加州（CAISO）以及德州（ERCOT）的电力市场，还有两个重要的多州的电力市场，一个是PJM，另一个是MISO。需要注意的是美国的西部大部分地区（不包括加利福尼亚州）和东南部没有ISO或RTO，属于传统的受监管市场。事实上，在这两个地区，能源通过批量分散成交的双边交易来进行，辅以集中化的实时平衡交易。西南亚电力库（SPP）是从单纯的双边交易到某种WPMP变型的过渡。

自本世纪初的加州电力危机后，2003年美国联邦能源监管委员会（FERC）颁布了被称为批发电力市场平台（WPMP）标准的市场模式。该模式在美国主要的几个电力批发市场均被普遍采用，采纳的方式大致相同，有一些细微的不同。

从本质上说，WPMP将可靠的电网运行和运作良好的现货市场看做一个硬币的两面，而不是互相独立的功能，即电力交易需要考虑电能的特性和电网约束，从而采用了交易和调度合一的电力交易调度中心（ISO或RTO）。由集中式能源市场，提供平衡和备用的辅助服务市场，以及ISO或RTO运行的金融输电权（FTR）市场组成。WPMP包括一些机制，诸如市场容量通过确保新发电投资来确保在未来资源充足。此外，ISO/RTO通过发电和需求响应来维持电力可靠性。资源充足措施或者容量市场在不同地区区别很大，不在本文讨论范围。

能源市场由两个部分组成：实时的市场（RTM）和日前市场（DAM）。提供平衡和备用的辅助市场下，RTM和DAM通常被分别叫做实时调频和日前备用。但对于平衡和备用市场，不同区域市场的准确名称有所不同。值得指出的是，金融输电权市场通过提供阻塞风险的对冲协助了市场主体参与双边交易。表1总结了美国各个电力市场的概况。

表1 美国电力市场概况

1.2 电力交易机制

在美国各ISO或TSO电力市场，日前市场采用双边报价形式：供求双方分别报其边际生产成本曲线和需求曲线，这两条曲线的交叉点就是市场出清点。实时市场采用单边报价，只接受供给方报价不接受需求方报价。在一定的总需求量内成交。

现货市场为集中竞价，统一出清。市场集中撮合的过程，就是为满足电力调度的可行性和经济性目标，对电能量、辅助服务等产品和服务同时优化选择的过程。如CAISO利用市场出清软件，通过调度运行和定价运行这两个步骤计算最优方案。调度运行是一个全面的优化运行，关注调度的可行性；定价运行是一个简单的经济调度，它是在调度运行的基础上对方案进行经济性优化，使得解决方案不会离调度运行的原始解决方案太远。如PJM在日前市场中，根据市场中买家输入的需求投标和卖家输入的发电计划信息及首先进行机组组合（Resource Scheduling and Commitment，RSC），在完成机组组合之后通过计划/定价经济调度（Scheduling，Pricing and Dispatch，SPD），进行市场出清，最后进行可行性检测（Simultaneous Feasibility Test，SFT），当检测通过后得到出清的最后结果。

此外，电厂可以通过与ISO或TSO进行协调，自行调度其发电容量。首先，分开递交自调度报价给ISO或TSO。之后，ISO或TSO运行上述清算算法，该算法会自动接受符合输电限制的自调度申请，最后发布最终的调度计划，包括可行的自调度计划。另外，自调度主体必须支付阻塞费用，该费用等于节点边际定价（LMP）中的阻塞部分在两地节点的价差。但是，如果这些市场主体持有合适的FTR，那么他们就可以收回这些阻塞费用。

有趣的是，在美国LMP电力池中，市场内金融（financial）双边交易（本质上是差价合约）和市场内物理（physical）双边交易（Grandfathered Carve Outs）都会使用自调度。在日前市场出清的自调度或者自供给的投标（bids）不会记录为双边交易，虽然其本质上是双边交易。

1.3 输电安排

金融输电权（FTR）是一种并不赋予持有者电能输送的物理权利而是赋予相应的阻塞支付的金融工具。FTR的支付等于FTR标的的MW数于LMP阻塞部分的价差。所有市场现在都有遵照WPMP的FTR或者等同的工具。在CAISO和ERCOT，等同于FTR的金融工具叫做阻塞收入权（Congestion Revenue Right），而在NYISO，这类金融工具叫做输电阻塞合同（Transmission Congestion Contract）。

另外，竞价收入权（Auction Revenue Right）是允许持有者分享年度FTR竞价收入的金融工具。在PJM、MISO和ISONE，都在FTR的基础上使用ARR。事实上，ARR是根据历史输电网使用情况分配给市场主体的，而不像FTR是竞价获得的。另外，增量ARR是分配给那些投资了电网升级或者扩建，更新的市场主体。这样，ARR成为了输电网络扩张和升级的一个关键性的工具。不然，ISO可以在进行适当的电网扩张或者升级后将成本分配给市场主体。FERC在2001年发布了Order 1000，作为输电所有及运营公共事业单位做输电计划和成本分配的最终规则。这个法令要求区域输电计划在考虑和评估多种可行方案后，公平的分配成本给相关输电受益方。

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发展中的欧洲电力市场

2.1 概况

欧洲电力和天然气监管机构（ERGEG）于2006年启动了“区域电力市场倡议”（ERI），并在欧洲建立了七个区域性倡议计划。2015年欧盟委员会宣布成立欧洲能源联盟，并于通过了能源联盟的战略框架，进一步强调加快建立完全一体化、具有竞争力的内部能源市场。2016年，欧盟委员会提出了新的电力市场规则设计建议，推动基于可再生能源消纳重新设计能源市场规则，为欧盟统一能源市场建设明确了新的战略方向。ERI的设计是以泛欧电力市场为终极目标的。有学者将这个设想中的欧洲市场称为电力市场目标模型（EMTM）。该模型中嵌入了市场耦合（MC）的思想。有关市场耦合方面的内容将不在本文中阐述。

与美国更多电能的特性和电网约束的设计思想不同，欧洲电力市场的目标模型更倾向于将电力当作普通商品来买卖，更强调电力商品的流动性，充分发挥市场的作用。EMTM由四个基本组成部分组成，即远期市场（涉及输电能力的显式拍卖）、日前市场（DAM）、日内市场（IDM）和平衡市场。值得注意的是，交易所与调度是分开的，远期市场和平衡市场由系统运营商（TSO）运营，而DAM和IDM由交易所管理。此外，交易所还管理着期货市场。

英国是唯一拥有多达三个交易所，且其中一个交易所同时运营物理和金融市场的国家。而欧洲其他国家最多只有两个交易所，且要么是物理交易所，要么就是金融交易所，没有同时兼顾物理和金融的交易所。ERI的不断发展导致的同一地区国家之间的合并，合资企业和合作，使得出现了金融市场在一个国家而物理市场则在邻国的现象，如西班牙 -葡萄牙和法国-德国。

2.2 电力交易机制

欧洲中长期市场主要是场外交易，供求双方结合自己的需要，充分协商和交易。长期市场不需要考虑电网本身的约束条件，不用考虑电网本身的输送能力和安全性。这些OTC的双边协议可以通过直接寻找合适的合作伙伴，通过电子公告板或通过一个金融经纪人的协助来达成。此外，期货市场也是某种意义上的远期市场，允许标准远期合约的交易，可做全时段交易或分为平时和高峰时段的交易，且没有任何实物交割。期货市场的参与者还可以包括投机者，他们并不真正消费或生产电力，而是希望通过交易赚取利润，从而增加市场流动性。远期市场的交易基于长期负荷预测，可能不符合实际负荷要求，不可预测的故障可能导致发电机组关闭或缩减其输出。此外，参与者可能无法获得双边合同中需求的交易量。

因此，单靠远期和期货市场都不足以维持电力系统的可靠性，有必要进一步引进受管理的市场。DAM通过在设定的时间内收集市场参与者的投标，然后运行市场清算算法，对剩余的能源需求进行双盲拍卖。尽管DAM使用的是对第二天的短期负荷预测（比远期市场的长期负荷预测更准确），但实际负荷情况仍可能差别很大。这时IDM便可以发挥其作用。通过持续不间断交易，IDM可弥补已交易的电量（远期市场或DAM）和实际能源需求之间的差距。

IDM中的连续交易与DAM中的拍卖有所不同，因为它要求立即执行出价或在适当的价格出现后立即执行出价。有时连续交易分为两种类型，即现货和即时交易。持续现货交易涵盖半小时，每小时，每两小时和每四小时交易及其组合，而连续即时交易包括高峰时段，基本负荷，周末和过夜等交易。最后的平衡市场则保证了实时运行的每一个时刻，发电量都能匹配传输损耗和实际用电量。

在总体电力市场耦合的情景中，NP在其由多个价格区组成的区域实施市场分割（MS）。这个MS与LMP相似的一点在于其在计算安全约束最优潮流（SCOPF）时把传输线路的所有限制纳入考虑范围。然而，MS和LMP存在着一点差异，MS将两个额外的约束条件添加到SCOPF公式中来使区域内的价格相等。

2.3 跨国输电安排

为更好地支撑跨国电力交易的开展，促进跨国输电通道的充分、高效利用，欧盟建立了跨国输电通道的阻塞管理与容量分配机制。

欧洲电力市场中的阻塞管理一般分为两种情况：一是各成员国（TSO调度区域）内的输电阻塞；二是跨国输电通道的输电阻塞。前者一般由各国TSO进行调整或组织相应的交易，主要采取的方式包括：再调度（re-dispatch）、通过平衡机制利用市场成员的调整报价进行发电出力的调整。再调度即同时削减阻塞区域内发电机组的出力、增加阻塞区域外另一发电机组的出力，以缓解输电通道阻塞，保障电力系统平衡。通常，当电网中出现阻塞时，由调度中心计算出最优的再调度方式，由调度台向相关机组下达再调度指令。事后，由TSO根据事前约定的补偿价格与参与再调度的企业进行结算。

跨国输电通道的输电阻塞一般由两种方式进行处理：一是输电容量显式拍卖法（explicit auction），类似于美国的物理输电权（physical transmission rights）；二是输电容量隐式拍卖法（implicit auction），类似于美国的金融输电权（financial transmission rights）。

隐式拍卖即不单独开设输电容量拍卖市场，而是将输电通道容量作为约束条件，纳入电量优化出清中统一考虑，不需要由统一的拍卖机构进行容量拍卖。在日前市场开始以前，各国TSO需要向电力交易机构提交跨境通道可用容量信息。参与交易的市场成员仅需向电力交易机构提交电能报价订单，而不用额外向TSO购买传输容量。日前市场耦合系统将根据所有市场成员的订单，进行考虑跨境通道容量限制的优化出清，形成成交结果（包括跨境交易电量）。与显式拍卖相比，隐式拍卖的优点在于能够使通道容量分配更加优化，实现了输电容量与电能量的统一出清，效率更高。主要的缺点在于算法较显式拍卖更为复杂，实现起来难度较大，因此适用于电力市场成熟阶段。

隐式拍卖的优化出清是根据各市场成员对电能量的报价进行的，未考虑跨国输电价格。当跨国输电通道产生阻塞时，由于送出价区与受入价区的价格差所产生的阻塞盈余费用将作为电网企业（输电通道所有者）收入的一部分。输电通道的另一部分收入来源于输电容量的显式拍卖。监管机构在每个监管周期均会对电网企业的收入进行上限。

目前，欧洲采用显式与隐式拍卖结合的方式处理跨境输电通道阻塞。一般来说，显式拍卖适用于跨境双边电力交易；隐式拍卖主要适用于日前市场耦合。近年来，随着欧洲统一电力市场建设进程的加快，跨境双边电力交易的比例逐年下降，显式拍卖的比例也随之降低。

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澳大利亚国家电力市场

3.1 概述

澳大利亚发电侧电力市场始建于上世纪九十年代中期，是电力交易、发电调度及有偿调频辅助服务、财务结算三位一体的电力市场与电力系统运行体系，是单一的全电网、全电量电力交易调度平台，以24小时为周期，以5分钟为时间节点滚动地实现电力供需平衡。澳大利亚国家电力市场经过二十年运行与不断地完善，已经成为竞争有效、公开透明、发展成熟的实时电力市场。

澳大利亚电力系统分为东南部、西部和北部三个电网，它们之间相距上千公里，没有输电线路联接。澳大利亚国家电力市场约定俗成地是指东南部电网的电力市场，它按行政州划分为五个电价区，首都特区包含在新南威尔士州价区内，该市场用电量约占全国85%，是澳大利亚最主要的市场。另外，澳洲西部的西澳州电网设有一个分立的电力市场，本文对它没有介绍。

澳大利亚电力市场主要由实时市场、辅助服务市场及金融市场组成。由实时市场决定价格，辅助服务市场维持系统稳定，金融市场通过签订中长期合同规避风险。《国家电力法》规定发电侧电力市场由澳大利亚能源市场运营中心（Australian Energy MarketOperator，缩写为AEMO）负责运营。澳大利亚市场运营中心在两个不同城市设置互为备用的电力交易调度中心，负责东南部跨州全电网运行，还设有分支机构负责西澳州电力市场运行。澳大利亚电力金融市场最主要的交易品种是电力差价合约，可以在证券交易所交易，也可以是场外交易，由金融证券业监管机构依照金融证券业法规进行监管。

3.2 电力交易机制

澳大利亚的电力市场采用强制性电力库（Mandatory Power Pool）模式进行交易，参与市场的发电商所生产的所有电力，必须通过电力市场以投标竞价的方式去售卖，而零售商也必须通过市场购买所要的所有电力。根据市场规则，凡发电机组大于30兆瓦都需注册和参与市场。

发电商以半小时为一个时段向市场报价。报价方案分电价和发电两部分，电价部分是递增排序的十个电力价格，发电部分是每个价位上按30分钟时段依次上报的非负发电出力以及与发电生产相关的参数，例如最大发电能力、试运行时的指定出力、出力增加或减少（爬坡）的速率与幅度、日发电量限制等。报价方案提交有全日报价与即时变更两种方式。

澳大利亚国家电力市场设计了两种不同市场功能的出清过程，市场预出清与实时市场出清，它们使用同一技术支持系统与优化调度程序。电力市场出清是市场运行中心根据发电企业报价或更改的报价，用电负荷预测以及电网运行状态，在满足输电载流约束条件下，按照经济调度原则进行优化安排决定发电机组（站）出力的过程。建立预出清机制是为了鼓励市场主体在电力系统运行可能出现问题情况时做出积极反应，以尽可能地避免运行中心采用强制性的干预措施。市场预出清与实时市场出清有几点不同。首先，市场预出清产生的发电出力不用于传送自动发电控制（AGC）执行指令。其次，预出清电价并不用于交易结算。除了与各州电力负荷预报对应市场出清电力价格外，市场预出清还计算每个州电力价格对电力负荷变化的敏感程度。预出清机制的另外一个市场功能是在实时市场出清发生故障时，用最临近一次的预出清做为备案替代实时出清。表2对市场预出清和实时出清进行了比较。

表2 澳大利亚市场预出清与实时出清对照比较

实时调度指令是以5分钟为一个单位发给发电商，电厂操作员根据5分钟目标调度机组。绝大多数机组都具有AGC功能，因此整个调度过程都是计算机控制的，几乎没有人为的干预。前半小时的调度结果及市场价格会向所有参与者公布，以保证市场的透明性。根据市场价格，AEMO会向零售商发出账单并向发电商付费。

澳大利亚国家电力市场实行区域电价，每个行政州划为一个价区，出清价定义在价区参照点上。价区与价区，即州与州之间有输电线路连通，出清过程动态地计入跨州送电网损。虽然实行的是全市场、全电网统一交易调度，但在市场出清时，每个价区的用电需求（预测值）与调频辅助要求都是分别得到满足的。

在强制性电力库模式下的现货价格，因各种客观因素或供求关系而造成价格波动，其起落可以很大。因此，发电商和零售商各自为了减少本身的财务风险，保障本身的经济利益，在市场以外可以通过签订金融合同降低此项风险。一般对零售商要求95%的电力电量签订金融合同，也同时提高负荷需求的相对准确性，而发电商则未做限定。

3.3 跨州输电安排

在跨州输电线路阻塞时，受电州与送电州出现实时电力价格高低不同的情况，电能从低价州输往高价州。即便如此，市场运营中心仍然对输送电量在受电州以高电价与用电方结算而同时在送电州以低电价与发电方结算，这样产生的差额即是跨州结余。

《国家电力规则》设有专门条款要求市场运营中心将跨州结余返还市场主体，其返还机制是由市场运营中心组织的跨州结余竞价拍卖。在拍卖中，市场主体竟价购买未来三年内每个季度跨州结余分配额度。市场运营中心将拍卖所得付给经营跨州输电线路的公司。

跨州结余分跨州截面及潮流方向进行拍卖，计价单位是点数。市场运营中心为每个跨截面的双向潮流分别设定各自的总点数。它们的数值是截面的标定输电兆瓦数，即一个点数对应标定输电能力中的一兆瓦。在输电线路扩容或增建新线路后，跨州结余总点数会随之增加。在实际电力系统运行时，截面的实际输电能力受热额定输电能力，电压调控及电力系统稳定性限制，要低于标定输电能力，而且变化无常。一个点数即不代表实际输电一兆瓦，也不是固定不变的兆瓦数。市场主体通过竞价成功购得某跨州截面某潮流方向的点数与其总点数之比是将来跨州结余分配份额。市场主体购买跨州结余分配份额后，在财务上相当于在送电州购电，而同时在受电州售电。即送电州的发电企业只有通过买跨州结余分配份额，才能在财务上实现在受电州售电。

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美国、欧洲和澳大利亚的电力市场比较

4.1 电力市场类型的分类

电力市场类型可以从两个角度进行的划分。一种划分方法是从电力市场的交易关系的性质出发，其基本的类型或交易模式有两类：一类是“单边（向）交易”模式，通称“强制性电力库（Mandatory Power Pool）”；另一类是“双边（向）交易（Bilateral Electricity Trade）”模式，也称“双边（向）交易+平衡机制”。其中，强制性电力库是市场运营机构代负荷方招标采购的批发市场模式，亦即前述“单边（向）交易”关系的制度安排。强制性电力库模式的核心是：“强制进场，单边（向）交易”。而“双边（向）交易”模式是一种“交易自由，责任自负”的电力交易制度。所以用此称谓，是为体现其95%以上的电量由供、需双方自由交易完成并共同决定价格，以明确区别于全部电量都单边（向）交易的强制性电力库模式。因市场成员须承担合同执行偏差导致的系统不平衡责任，也有人称之为“ 双边（ 向） 交易+ 平衡机制（Balancing Mechanism）”。值得注意的是，目前所有的实时市场（平衡市场）都是单边（向）的。

另一种划分方法是从安全约束（交易和调度是否一体化）的角度，即实时市场（或平衡市场）之外的交易是否需要调度做安全校核，其基本类型有两类，一类是需要调度做安全校核才能达成电力交易的，称为集中式；另一类是电力交易直接生效而不需要调度做安全校核的，称为分散式。

可见，按照第一中划分方法，单边（向）交易和双边（向）交易是对应的，即要么是强制性电力库模式，要么是基于平衡机制的双边交易模式，目前不存在第三种模式。按照第二种划分方法，做不做安全校核是对应的，即要么是集中式，要么是分散式，同样不存在第三种模式。

两种方法对世界主要电力市场的划分如下表所示。

表3 电力市场类型分类

4.2 电力市场设计比较

表4 对美国、欧洲和澳大利亚主要电力批发市场设计模型进行了综合比较。尽管各大洲市场之间存在较大的差异，但是WPMP被认为是北美地区的主流设计，EMTM在本文中也被认为是欧洲的主流设计。有趣的是，北欧电力市场具有一些特殊的特征，但也兼具这两种设计的一些特征，因此作为特例被列入比较。美国主要市场和大多数欧洲市场都有大量的双边远期交易（bilateral forward trades），以及部分少量的作为补充的日前交易（dayahead）。最初北欧电力市场也是如此，但是现在北欧的现货市场交易量占市场总量85%以上。

美国电力市场主要是由电力系统专家设计的，而欧洲电力市场是由经济学家设计的，因此在设计的时候所考虑的侧重点不同。欧洲电力市场是将电力当作普通商品来买卖，更强调电力商品的流动性，充分发挥市场的作用;而美国电力市场更侧重电力系统的安全稳定，设计的更为复杂精密。

表4 美国、欧洲和澳大利亚批发市场设计的综合比较

表5比较了美国和欧洲的发电企业投标和发电调度情况。在这方面，Nord Pool与欧洲其他市场相同，但都与美国市场有着明显不同。在美国市场，缺少能量块（absence of blocks）意味着发电企业表示其空载和启动成本，因此发电企业是激励相容的。在欧洲市场，发电商不能直接表达其固定成本，但是能量块（blocks）允许表达多个时段的成本结构。因此，这两种系统都有助于以某种方式表示发电启动和空载成本。澳大利亚虽然没有日前市场，但发电机组在每天中午12:30之前提交下一个交易日（次日凌晨4:00到后天凌晨4:00）的报价方案，报价方案中包含非负发电出力以及与发电生产相关的参数。

表5 发电企业投标和发电调度情况比较

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总结

美国、欧洲和澳大利亚电力市场都是世界公认的发展较为成熟的电力市场，但通过综合比较可以看到它们在电力交易机制和输电安排等方面存在明显的不同，交易电量的结构也不尽相同。在电力市场模式，有两种划分方法，一种划分方法是单边（向）交易和双边（向）交易是对应的，即要么是强制性电力库模式，要么是基于平衡机制的双边交易模式，目前不存在第三种模式。一种划分方法是以做不做安全校核为对应的，即要么是集中式，要么是分散式，同样不存在第三种模式。

各国的电力市场模式选择都是从自身国情出发，建立电力市场的功能和目标均是在保证供电安全可靠的前提下，利用市场平台发现价格信号，引导电力投资和运行，优化资源配置，以提高电力系统运行效率，降低系统整体成本。欧洲的电力市场模式是建立在电网阻塞程度相对较轻、市场交易的经济性与电网运行的安全性可相对解耦、市场主体有较成熟的市场参与经验的基础上。美国由于存在众多私营一体化公司、电网所有权分散、线路阻塞较严重，被迫组织ISO或RTO统一调度，并构建为交易和调度一体化的交易调度中心。澳大利亚的强制电力库模式至今运行良好。可见，各国电力市场化改革的初心，是通过市场实现更有效资源优化配置，而不是追求设计特定的模式。