0 引言

电力改革是中国经济体制和能源政策改革的重要组成部分，其核心是电价[1]。随着国家发展改革委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》（发改价格〔2021〕1439号）[2]的发布，电价将产生较大幅度的波动，基于变动成本竞争的现货市场难以保证火电机组的市场收益，搁浅成本难以回收，电厂投资意愿降低。同时，“双碳”目标下新能源入市也是电力市场化改革的重要趋势，市场化程度不同的火电机组与新能源、燃气机组如何同台竞价、公平参与市场十分关键。

搁浅成本的回收问题在美国已有较为成熟的理论体系，文献[3]对于搁浅成本的形成原因、分类和规模等进行了详细的阐述，提出了通过压缩成本、拍卖、补贴等方式集中收回成本的方法。此外也有研究粗略的对发电企业的搁浅成本进行估算[4]，美国电力监管机构联邦能源监管委员会 （FERC） 于1998年颁布的888号法令对于电力搁浅成本的相关问题进行了严格的规范，但没有规定具体的回收方式[5]。中国的电力市场起步晚、无经验、具有鲜明的中国特色，所以在电改过程中搁浅成本问题依然存在，需要结合中国国情才能妥善解决[6]。有学者认为在电力体制改革过程中增大竞争性会不断产生搁浅成本，所以解决搁浅成本的回收问题十分迫切[7]，文献[8]利用古诺模型证明了发电企业回收搁浅成本有利于提高竞争效率。在解决方法方面，有研究通过法学[9]、证券化[10]、经济学手段[11]等提出解决方法，尚未有研究提出市场化思路。文献[12]认为解决搁浅成本只是一种过渡，需要建立更有利于竞争的市场规则。

多能源同台竞价问题一直是电力体制改革的重点。文献[13]考虑清洁能源的优先消纳以及省间差异通过调整参与区域市场机组的排序报价，实现多能源同台竞价。有研究将容量电费按照受益付费原则，向区域内各省级电网公司收取输电价格，以促进各市场主体同台竞价[14]。文献[15]在统一出清的结算方式下建立了水火电混合系统竞价模型，分析了包括3个发电商的模型纳什均衡解的存在。文献[16]在考虑水火电资源优化配置的基础上针对水火电竞价上网环节设计了可供参考的市场机制。鲜有关于搁浅成本对电力市场多能源同台竞价的研究。

综上，考虑电力搁浅成本回收以及多能源同台竞价问题的迫切性，本文结合燃煤发电上网电价改革后出现的问题，设计“搁浅成本+变动成本”的“两部制”成本定价机制，提出统一申报、联合出清的模式，并通过差价分摊与返还实现购售双方经济利益的平衡，实现新型电力系统下的多能源同台竞价。通过模拟火电与新能源机组、火电与燃气机组同台竞价联合出清的交易场景，验证多能源同台竞价“两部制”交易机制的可行性。

1 问题剖析

1.1 搁浅成本回收问题

过去在传统的政府管制环境下，电价的形成机制以成本+合理收益为基础，电价设定在总收益等于总成本的水平上，发电企业的生产成本就能够完全回收。这种电价形成机制消除了使发电企业形成搁浅成本的内在因素。在燃煤发电上网电价改革后，发电企业由于参与市场化竞价的收益得不到保障，可能无法覆盖其生产成本，则这部分无法通过市场回收的投资成本即为搁浅成本。

另一具有回收性质的成本是容量成本。主要通过市场竞争[17]、长短期容量补偿费用[18-19]等方式形成相应的容量价值来实现发电容量成本的回收。欧洲主要由输电系统运营商（TSO）以市场化方式采购平衡容量，考虑容量限制设计市场规则并采用日前出清优化调度等方式回收容量成本。在国际上，容量成本都是通过独立于电能量市场之外的容量市场回收，然而建立一个独立的市场并非易事，容量市场也无法捕捉决定发电资源类型的所有相关属性[20]，其引入、过度细分等也会导致电价上涨[21]、市场低效[22]、机组与报价不适配[23]等潜在经济后果，甚至需要电力用户承担高额容量补偿费用[24]。目前电力系统中产生容量成本的原因主要是为了保证长周期的电力系统容量充裕性，通过容量成本回收机制在电力市场中无法回收的成本。本文所涉及的搁浅成本是指在政策改变后无论是通过市场化交易还是容量补偿都无法回收的部分，考虑的是市场化改革前发电企业的收益与市场化改革后参与市场竞争获得的收益差。

1.2 多能源同台竞价问题

在1439号文提出后，火电发电量全部进入市场同时放开上网电价，意味着发电机组要按照实际成本和市场价值规律报价。此外，新能源入市之后，尽管电量方面相对来说仍然可以优先消纳，电价与收益方面却面临价格波动、发电曲线与用户负荷曲线不匹配、出力预测偏差大等风险，难以与出力稳定、初始投资成本低、出力预测偏差小的火电进行市场竞争。

燃机发电具有输出功率范围广，启动和运行可靠高、发电质量好、无污染等优点。但由于中国较为匮乏的天然气储备量，燃气发电机组造价成本高等约束，中国的燃气机组主要作为调峰电参与辅助服务市场。随着“双碳”目标的提出，燃气发电机组的增产不失为一种既能调峰维稳又能低碳减排的优选途径。但燃机投产成本与燃料耗用成本都比火电高出不少，与之同台竞价优势寥寥。

综上所述，水火电同台竞价有利于资源优势互补，丰水期主要消纳水电，枯水期水电主要承担调峰任务，火电平衡负荷需求[29]；燃机火电同台竞价能够合理化电源结构，助力实现“双碳”目标。多能源同台竞价是中国电力市场改革、优化资源配置、为电力市场注入竞争活力的有效途径。但不同机组的初始投资和市场化程度不同，其基准电价也不同，导致在现有的市场交易机制下无法实现多能源同台竞价，公平参与电力市场。

2 机制设计

2.1 搁浅成本的核定方法

中国发电企业搁浅成本的核定方法，包括收入损失法和市场价值法[25]，但操作起来都十分复杂。国家电力调度控制中心编著的《电力现货市场101问》中提出搁浅成本的核定包括现值法和收益损失法。其中现值法直接核算发电资产的账面价值与市场价值的现值之差，核算工作量巨大，且并不适用全部地区。因此，本文尝试采用收益损失法，对企业的搁浅成本进行计算。收益损失法是用原有标杆电价下获得的利润与根据预测或者现有电力市场的出清价格获得的利润作差来计算搁浅成本。在本文所述多能源同台竞价场景下，不同发电能源按照联合出清的统一出清价进行结算，那么其利润差即基准电价差，而基准电价是政府根据机组平均水平制定的，因此，不同能源发电机组的搁浅成本可根据不同能源上网基准价之差进行核定。本文以火电为基准，核定其他能源发电机组的搁浅成本。

2.2 “两部制”成本定价机制

面向负荷侧的“两部制”电价是将电价分成容量电价与电度电价两部分。容量电价是按照工业企业的变压器容量或最大需用量作为计算电价的依据，确定限额，每月固定收取，不以实际耗电数量为转移。电度电价是按用电部门实际耗电度数计算的电价。而本文所提出“两部制”成本定价机制是面向发电侧上网申报结算的机制，两部为搁浅成本与变动成本，搁浅成的表达式为

式中：Cs,f、Cs,n、Cs,g分别表示燃煤、新能源以及燃气发电的搁浅成本；Pf,base、Pn,base、Pg,base分别表示燃煤、新能源及燃气发电市场化改革前的上网电价。

设燃煤发电的变动成本为Cv,f，新能源发电的变动成本为Cv,n，燃气发电的变动成本为Cv,g，那么“两部制”成本定价机制下不同发电能源的定价表达式为

2.3 统一申报，联合出清模式

目前中国电力市场交易机制中大多采取的是集中竞价，边际出清法。按照“价格优先原则”对发电企业申报价格由低到高排序，电力用户申报价格由高到低排序，按市场边际成交价作为全部成交电量价统一出清。在边际出清价格机制下，成熟市场中的发电机组会按照边际成本进行报价，使得市场出清的结果能够满足电力系统安全约束条件，从而实现电力系统的经济、优化调度。

但是在多能源同台竞价的情况下，按照“价格优先原则”对不同类型电源的申报价格进行排序存在一个不可避免的弊端，即已经收回投资成本且变动成本较低的新能源等低价电源一直处于优先出清的地位，而初始投资与变动成本较高的燃气机组会面临无法出清的窘境。因此，本文提出多能源统一申报，联合出清模式，所有发电机组按照“两部制”成本定价机制的思路统一报价，多能源联合出清，以最后一台发电机组的边际出清价作为所有发电能源的统一价格进行交易。

在这种模式下，市场正式出清前先组织两次模拟出清，分别按照①发电机组申报价格；②发电机组报价相对涨幅确定出清顺序。前者即遵循“价格优先原则”排序，按市场边际成交价格作为全部成交电量价格统一出清。后者即计算机组申报价格相比于基准价变化的百分比，涨价为正，降价为负，按照报价涨幅百分比对发电企业从低到高排序，电力用户按申报价格由高到低排序（当百分比或价格相同时按照申报量由大到小排序），发用电两侧按照排序进行供需匹配，成交的最后一台机组的报价即边际出清价。

2.4 差价分摊与返还

按照统一申报，联合出清模式得到的边际成交价与机组上网电价之间会形成价差，若价差为正，则发电侧额外得到收益，要将这部分返还给参与市场的用户；若价差为负，说明发电侧无法获得正常的利润，这部分空缺由市场中的所有用户共同承担。该价差表达式为

式中：ΔPn、ΔPg分别表示新能源发电、燃气发电相对于燃煤发电的价差；Pn,m、ΔPg,m分别表示新能源发电、燃气发电的边际出清价格。返还总金额表达式为

式中：R表示电力企业向用户返还的总金额；Q表示电厂的总成交电量；ΔP表示价差。

2.5 市场交易出清结算

在考虑电网安全约束的前提下，多能源同台竞价市场中发电机组按照“搁浅成本+变动成本”的两部制成本定价机制申报电价，由价格主管部门总体监测电价水平，由交易中心采用“多能源统一申报，联合出清”模式出清。在正式出清前先组织两次模拟出清，分别按照①发电机组申报价格；②发电机组报价相对涨幅2种方式确定出清顺序，比较2次模拟出清的结果，按照市场化交易分摊费用最低或返还费用最高的原则选择出清顺序确定方式，以月度为周期，统一边际出清火电、新能源以及燃气机组的申报电量与申报电价。交易中心先与发用电两侧按照出清价和申报量结算，电价电量结算后3日内出具差价分摊与返还的费用单并分发给发用电两侧进费用结转。本文“两部制”交易流程如图1所示。

图1 “两部制”交易流程图
Fig.1 “Two part system” transaction flow chart

3 算例分析

为了验证“两部制”成本定价机制的合理性与优势，本文分别模拟燃煤与新能源机组同台竞价的低价测算和燃煤与燃气机组同台竞价的高价测算，由于本文所述机制尚未开展试点，所述申报数据均为设定范围内的随机数，以排除偶然性。各省份不同能源发电机组的上网电价水平不同，本文统一场景中新能源、燃气机组在市场化改革前的上网电价参考燃煤机组的标杆电价水平。

3.1 低价测算

3.1.1 成本核定与电价计算

选取新能源富足且主要发电能源为新能源发电机组与燃煤机组的青海地区，调研发现该地区2020年总发电量为948.4亿kWh，其中，燃煤机组发电量为101.4亿kWh，新能源发电量为249亿kWh （包括160.9亿kWh光伏发电以及88.1亿kWh风力发电）。假设有10台燃煤机组、5台风电机组和5台光伏机组，随机生成每台机组的年发电量和申报价格进行模拟交易，如表2所示。

根据国家发展改革委在2020年确定的风电上网电价为0.6元/kWh，光伏发电上网电价为0.35元/kWh，燃煤发电基准价为0.324 7元/kWh。按照搁浅成本计算公式，代入数据计算得风电的度电搁浅成本为0.275 3元/kWh，光伏发电的度电搁浅成本为0.025 3元/kWh。

风电、光伏的变动成本（即燃料耗用成本）可视为0，所以风电、光伏的上网电价Pw,current、Pp,current分别为：0.275 3元/kWh、0.025 3元/kWh，火电的上网电价为0.324 7元/kWh。

分别以风光火的上网电价为基准价，按照上下浮动20%生成随机报价，同时随机生成电力用户的申报电量与申报电价如表3—表4所示。

由此得到火电与新能源发电同台竞价的模拟市场，对该市场中的发用电双方进行模拟出清。

3.1.2 联合出清与差价分摊返还

如前文所述，首先按照发电机组申报价格确定出清顺序，出清结果如图2所示。

图2 按照发电机组申报价格模拟出清结果
Fig.2 Simulate the clearing result according to the declared price of the generator set

按照发电机组申报价格模拟出清得到的边际出清价为0.325 7元/kWh，出清机组如表5所示。

未完成交易的发电企业与电力用户开展第2轮交易，直至完全出清。在本轮交易中，边际出清价0.325 7元/kWh低于风电和光伏的上网电价，但高于火电机组的标杆电价，差额需要市场用户分摊，额外收益也向市场用户返还。代入数据计算得到：Rwind = -134 741.646万元，Rthermal = 750.344万元，RPV = -39 098.7万元。此结果表明，需要市场用户分摊新能源机组的亏损，火电的额外收益向所有市场用户分享，但对于用户而言，依然是经济效益亏损的状态。

其次按照发电机组报价相对涨幅确定发电企业的出清顺序，如图3所示。

图3 按照发电机组报价相对涨幅模拟出清结果
Fig.3 Simulate the clearing result according to the relative increase of generator unit quotation

此时供过于求，在完全满足电力需求的情况下，出清电价为0.300 7元/kWh，出清机组如表6所示。

此时边际出清价0.300 7元/kWh，低于所有发电机组的上网电价，且低于第一种出清方式的边际出清价格，市场用户需要分摊所有机组的亏损，显然分摊金额较第一种出清顺序而言更多。因此按照出清结算规则，在本次模拟交易中应选择按照发电机组申报价格确定出清顺序，本次模拟交易的出清价为0.325 7元/kWh，需要市场用户分摊新能源机组的亏损，火电的额外收益向所有市场用户返还。

3.2 高价测算

3.2.1 成本核定与电价计算

选取主要发电能源为燃气机组与燃煤机组的天津地区，交易规模为300亿kWh，其燃气与燃煤发电量配比为1∶3.6，即燃气机组发电量为65.22亿kWh，燃煤机组发电量为234.78亿kWh。假设有10台燃煤发电机组和5台燃气发电机组，随机生成每台机组的年发电量，如表7所示。

燃煤发电标杆电价Pf,past= 0.365 5元/kWh，燃气机组标杆电价Pg,past= 0.7元/kWh。代入数据，得燃气机组的搁浅成本为0.334 5元/kWh。

根据数据监测，参考2022年1月13日国内液化天然气的均价4 643.33元/t，根据能量转换效率计算可知1 t天然气可发电9730 kWh，平均度电的天然气成本约为0.477 2元。根据“两部制”成本定价机制，则燃气发电上网电价为0.334 5 + 0.477 2 = 0.811 7元/kWh。

根据数据监测，参考2022年1月底该地区的煤价755元/t，根据能量转换效率计算可知1 t标准煤可发电3333 kWh，平均度电产生的煤炭成本约为0.226 5元。以此为基准价，按照上下浮动20%生成随机报价，同时随机生成电力用户的申报电量与申报电价，如表8—表9所示。

由此得到火电与燃机同台竞价的模拟市场，对该市场中的发用电双方进行模拟出清。

3.2.2 联合出清与差价分摊返还

如前文所述，首先按照发电机组申报价格确定出清顺序，出清结果如图4所示。

图4 按照发电机组申报价格模拟出清结果
Fig.4 Simulate the clearing result according to the declared price of the generator set

按照发电机组申报价格模拟出清得到的边际出清价为0.320 1元/kWh。出清机组为全部的火电机组，成交结果如表10所示。

表1 容量成本与搁浅成本对比表
Table 1 Comparison of capacity cost and grounding cost

名称产生原因本质核定方法核算对象容量成本维持电力系统平衡装机容量×备用比例×年利用小时数×电价年限折旧法提供备用辅助服务的机组搁浅成本政府承诺的收益与实际收益不匹配初始投资-其他运维成本-人工-税收收益损失法所有尚未完全收回固定成本的机组

表2 发电机组年发电量
Table 2 Annual generating capacity 亿kWh

燃煤机组机组1机组2机组3机组4机组5 7.710 016.602 71.292 71.817 54.210 8机组6机组7机组8机组9机组10 13.333 214.902 713.307 29.567 618.655 7风电机组机组1机组2机组3机组4机组5 23.536 022.022 614.203 815.939 412.398 2光伏机组机组1机组2机组3机组4机组5 25.114 536.098 916.470 536.567 746.648 4

表3 发电机组申报价格
Table 3 Declared price of generator set 元/kWh

燃煤机组机组1机组2机组3机组4机组5 0.352 10.288 60.275 00.298 30.301 2机组6机组7机组8机组9机组10 0.314 90.325 70.270 90.293 90.363 8风电机组机组1机组2机组3机组4机组5 0.223 40.322 60.300 70.274 00.284 0光伏机组机组1机组2机组3机组4机组5 0.022 60.024 90.030 00.025 80.025 5

表4 电力用户申报价格
Table 4 Declared price of power users

电力用户用户1用户2用户3用户4用户5申报电量/亿kWh6.533 617.448 736.713 731.896 138.420 2报价/(元·(kWh)-1)0.614 70.612 50.609 50.609 40.591 9电力用户用户6用户7用户8用户9用户10申报电量/亿kWh26.573 92.392 834.116 037.425 727.470 7报价/(元·(kWh)-1)0.588 80.552 40.546 60.479 40.445 3

续表

电力用户用户11用户12用户13用户14用户15申报电量/亿kWh30.551 929.982 216.296 926.563 67.676 3报价/(元·(kWh)-1)0.420 70.337 90.289 50.277 30.265 5

表5 按照发电机组申报价格模拟出清机组成交结果
Table 5 Simulate the transaction results of clearing units according to the declared price of generator units

（光）机组2机组（光）机组1（光）机组5（光）机组4（光）机组3（风）机组1（火）机组8（风）机组4（火）机组3年发电量/亿kWh25.114 536.098 946.648 436.567 716.470 523.536 013.307 215.939 41.292 7报价/(元·(kWh)-1)0.022 60.024 90.025 50.025 80.030 00.223 40.270 90.274 00.275 0机组（风）机组5（火）机组7年发电量/亿kWh12.398 216.602 7 9.567 6 1.817 5 14.203 8 4.210 8 13.333 2 22.022 6 14.902 7报价/(元·(kWh)-1)0.284 00.288 6 0.293 9 0.298 3 0.300 7 0.301 2 0.314 9 0.322 6 0.325 7（火）机组2（火）机组9（火）机组4（风）机组3（火）机组5（火）机组6（风）机组2

表6 按照发电机组报价相对涨幅模拟出清机组成交结果
Table 6 Simulate the transaction result of clearing the unit according to the relative increase of generator unit quotation

机组（光）机组4（火）机组9（光）机组1（光）机组2（光）机组5（火）机组3（火）机组2（火）机组4（风）机组5（风）机组3年发电量/亿kWh36.567 7 9.567 6 25.114 5 36.098 9 46.648 4 1.292 7 16.602 7 1.817 5 12.398 2 14.203 8报价/(元·(kWh)-1)0.025 8 0.293 9 0.022 6 0.024 9 0.025 5 0.275 0 0.288 6 0.298 3 0.284 0 0.300 7

表7 发电机组年发电量
Table 7 Annual generating capacity 亿kWh

燃煤机组机组1机组2机组3机组4机组5 23.492 18.134 010.357 335.574 02.118 3机组6机组7机组8机组9机组10 20.106 27.549 239.168 528.795 159.485 3燃气机组机组1机组2机组3机组4机组5 0.223 40.322 60.300 70.274 00.284 0

表8 发电机组申报价格
Table 8 Declared price of all generating units 元/kWh

机组1机组2机组3机组4机组5 0.255 30.246 70.194 80.241 00.228 2机组6机组7机组8机组9机组10 0.269 40.240 00.253 70.222 30.220 4燃气机组燃煤机组机组1机组2机组3机组4机组5 0.917 30.676 50.692 60.705 70.776 3

表9 电力用户申报价格
Table 9 Declared price of power users

电力用户用户1用户2用户3用户4用户5申报电量/亿kWh25.025 719.458 314.714 733.402 323.825 3报价/(元·(kWh)-1)0.793 50.723 60.716 10.627 50.610 9电力用户用户6用户7用户8用户9用户10申报电量/亿kWh22.439 236.770 612.147 730.530 830.395 4报价/(元·(kWh)-1)0.591 90.590 80.561 20.495 10.482 1

表10 按照发电机组申报价格模拟出清机组成交结果
Table 10 Simulate the transaction result of clearing the unit according to the relative increase of generator unit quotation

机组机组5机组2机组1机组7机组6机组8机组9机组10机组3机组4年发电量/亿kWh2.118 3 8.134 0 23.492 1 7.549 2 20.106 2 39.168 5 28.795 1 59.485 3 10.357 3 35.574 0报价/(元·(kWh)-1)0.250 4 0.272 7 0.279 2 0.280 0 0.285 1 0.303 0 0.310 2 0.315 4 0.316 7 0.320 1

此时只有火电机组能够出清，边际出清价0.320 1元/kWh低于燃煤机组的上网电价，需要市场用户分摊，带入数据计算得到：Rthermal = -106 590.12万元。火电机组出清但仍需市场用户承担亏损，对差价进行分摊。

其次按照发电机组报价相对涨幅确定发电企业的出清顺序，如图5所示。

图5 按照发电机组报价相对涨幅模拟出清结果
Fig.5 Simulate the clearing result according to the relative increase of generator unit quotation

此时在完全满足电力需求的情况下，出清电价为0.723 3元/kWh。出清机组成交结果如表11所示。

表11 按照发电机组报价相对涨幅模拟出清机组成交结果
Table 11 Simulate the transaction result of clearing the unit according to the relative increase of generator unit quotation

机组机组5机组2机组1机组7机组6机组8机组9机组10机组3机组4（气）机组5年发电量/亿kWh2.118 38.134 0 23.492 1 7.549 2 20.106 2 39.168 5 28.795 1 59.485 3 10.357 3 35.574 0 37.235 9报价/(元·(kWh)-1)0.250 4 0.272 7 0.279 2 0.280 0 0.285 1 0.303 0 0.310 2 0.315 4 0.316 7 0.320 1 0.723 3

此时燃气机组在供过于求的情况下可以实现出清，且边际出清价0.723 3元/kWh均高于燃气与燃煤机组的上网电价，额外收益要向用户分享，带入数据计算得到：Rthermal = 840 042.84万元，Rgas =8 675.964 7万元。此时按照报价涨幅确定出清顺序，能够打破只有火电出清的局面，优化电源结构，但同时也提高了边际出清价，电力用户得不到经济效益，因此发电企业获得的高于上网电价的额外收益要分享给市场用户。根据出清结算规则，在本场景下应选择按照发电机组报价相对涨幅确定出清顺序，本次模拟交易的出清价为0.723 3元/kWh，火电和燃气机组均需将额外收益返还给用户。

3.3 算例结论

通过高价测算与低价测算两种情景的仿真，发现通过选择出清顺序能够实现边际出清价均高于“两部制”成本定价机制的上网电价，表明本文所述发电搁浅成本与变动成本能够通过“两部制”交易机制收回，且合理报价能够实现盈余。算例仿真结果表明，在不同的场景设定与不同的供求关系下，通过搁浅成本的回收解决多能源同台竞价问题有实现路径，结合不同的出清方式能够在市场内完成交易资金差额的分摊与返还，无须采用补贴机制即可在一定程度上实现盈亏平衡。在实际的场景参数下生成的随机量价数据消除了测算结果的特殊性，一定程度上保证了本文所提机制的普适性。

4 总结与展望

1） 本文提出了一种考虑搁浅成本的多能源同台竞价“两部制”成本定价机制，在不同的供求关系下选择合适的出清顺序确定方式能够回收搁浅成本和变动成本并优化电源结构，在一定程度上实现多能源同台竞价，为电力市场化改革和推进新型电力系统建设提供参考。但本文在算法方面有所欠缺，在不同的交易场景中如何智能化确定出清排序确定方式，差价分摊与返还的时间周期等仍需进一步讨论研究。

2）自中发9号文以来，中国的电力市场化改革已势不可挡。本文所提的通过回收搁浅成本实现多能源同台竞价是一种过渡政策，在此时有政府干预的、由计划向市场转变的过渡期，可能会在条件成熟时有所应用。展望未来要推进新型电力系统的建设，势必需要从融合多市场、考虑多时间尺度、挖掘电力商品的多重价值等方面促进市场化交易技术的进步，在竞价方式与交易体制方面再度革新，不断完善中国的电力交易体系。