点评：
加州电力工业改革历程。
1996年9月以前，加州地区有三大电力公司，以及洛杉矶市水电部等市政公用事业部门。三个电力公司在各自独立的区域内垄断，实行发电输电配电一条龙服务。
1996年9月，加州立法机构通过电力工业重组法案，目的是建立电力市场，打破垄断，提高系统可靠性，促进社会效益最大化。三大电力公司出售大多数发电厂，交出电网调度权，每家发电公司的装机容量不超过加州总装机容量的10%。
1998年3月，加州电力交易中心CALPX（在加州能源危机后关闭，PX零售市场放开导致市场力被滥用，这是加州能源危机的导火索）和CAISO投运，前者负责前期能量交易，后者负责系统实时调度，独立于市场参与者，且为非盈利组织。
1998年4月——2009年3月是加州电力市场的前期阶段，没有日前能量市场，只有堵塞管理市场、辅助服务市场、实时市场。这三种市场对中国来说相对比较简单，可以先建立起来，成熟之后再建立日前能量市场。
2009.4至今是加州电力市场的现期阶段，加入了日前能量市场。
2009年以后的加州电力市场，尤其是在日前和实时能量市场均存在的情况下，加州电网调度更加可靠，市场更加完善，价格也能够尾随一个运作良好的竞争模式，反映出生产成本和价格变化的普遍趋势。
电力市场发展的路径选择。
中国电力市场建设的核心问题是交易模式的问题，即是选择跟电力交易中心交易（“强电力库模式”，由交易机构代负荷方，例如用户和售电公司，向发电商招标采购电力的批发交易方式），还是选择由发电和用户/售电代理商进行双边合同交易（“双边交易”）。
“强制性电力库”中没有双边合同，有的只是价差合同，也没有中长期交易。电力交易中心作为买方招标采购电力后，形成发电出清价，按满足需求的最后一台机组价格，再加系统加价后成为系统卖价，以此价格将电力卖给售电商或高压用户，因此强电力库中没有批发价竞争（这是澳洲模式）。
“双边交易”模式是一种“交易自由，责任自负”的电力批发交易方式，价格双向竞争，由买、卖双方共同决定，而合同执行偏差导致系统不平衡的责任由交易者自行承担。
美国电力市场采用“双边交易”模式。该模式下，美国对电力中长期交易有严格限制，必须确保将交易计划转变为实际调度。以加州为例，每份交易合同必须落实到24小时或者48小时的负荷曲线上，而非国内的月度或者年度考核，这一点国内还有所欠缺。
在电力中长期交易方面加州走了不少弯路，在PX设计之初禁止电力中长期交易，所有企业只能在日前交易，而在关闭PX之后又禁止日前交易，而转为100%电力中长期交易，这一情况直到2009年4月加州重新进行市场设计之后得到改变，目前加州既有中长期交易（占比80%），又有日前市场（占比20%）。
从本质上来说，日前市场和双边合同的功能是一样的，都是为了系统的平衡、稳定做准备。因此，中国的电力市场建设，正确的出发点和方法论是如何通过电力交易实现系统平衡。
加州电价改革的成功经验。
加州电力市场（前期）是区域电价体制。电力市场分为三个区：NP15、ZP26和SP15，区域之间有输电线路相连。85%的情况下区域之间的输电线路没有堵塞，三个区是同一个市场清理电价。当区域之间发生堵塞时，每个区域有不同的市场清理价，价格优先的交易机制导致一些机组以低价多报容量来牟利。例如墨西哥有两台机组加入了CAISO，通过加州和墨西哥之间的一条输电线路参与市场交易，由于这是一条孤立的线路因此经常会发生阻塞，此时需要进行减负荷。墨西哥的两台机组利用这一特点在日前市场报一个高价和大容量，由于线路容量有限，因此会在实时市场发生线路阻塞，CAISO会对其进行减负荷并给予相应补偿，此时机组再报一个负价来获得补贴（CAISO规定不允许报负价后改为报一个极低的价格，依靠日前市场和实时市场的价差获利），通过这种方式两台机组每年能获利4000——5000万美元，这一现象直到2009年后才得到遏制。
加州新的电力市场设计始于2002年，被称为长期市场重新设计和技术更新计划（MRTU），该计划由三部分组成：集成前期市场（IFM）、完全网络模型（FNM）和局部边际电价（LMP）（节点电价）。LMP反映电网特定的节点上增加单位负荷所需要的供电成本。
LMP的作用为度量买卖电的价格及衡量阻塞费用。LMP受能量、堵塞和网损三部分影响，尽管理论上结算采用节点电价，但是实际过程中有三种形式：对发电机组的能量部分用节点电价进行结算；负荷按某特定区域来进行结算，其价格是该区域内负荷节点电价的加权平均；辅助服务价格按区域进行结算。
在节点电价体制下，加州电力市场（现期）能为市场各方提供正确的价格信号，导致批发电价有所下降，而辅助服务备用容量价格也从2008年的$0.74/MWh下降到2009年的$0.39/MWh，购买辅助服务备用容量的总成本只占批发能量总成本的1%。
可再生能源的整合拉动辅助服务市场发展。
2002年加州发布可再生能源比例标准，要求到2010年加州的能源供应20%来自于可再生能源。2008又提出到2020年加州的能源供应33%来自可再生能源（以发电量为基础）。2015年，州议会进一步调整计划：到2030年，加州的能源供应50%来自可再生能源。2015年，加州总发电装机中，有25.05%为新能源装机，而这其中32.7%来自风电装机。
加州新能源发展计划比较激进和新能源的不稳定性，对加州电力市场提出了新的挑战：
更大的机组爬坡能力（至少±80兆瓦/分），对辅助服务例如增加调节备用服务（将增加200——500兆瓦）、运行储备和附加能量（需要额外的800多兆瓦的增量报价和1000多兆瓦的减量报价）等提出了更多的要求。
大量可再生能源的接入还增加了超额发电的机会。加州对风电有很多照顾政策，由于对风电的负荷预测无法非常准确，对于风电负荷的担忧使得保障的备用容量偏多，而一旦当日风电发电负荷足额并网，则发电端的负荷会由于备用容量多出导致能量市场不平衡，此时需要弃风或者切机，而CAISO对此进行补贴，这部分的成本由社会承担。而解决超额发电问题的最好方法是使用储能装置，从而解决可再生能源整合引起的“弃风弃光”问题。能量存储装置还能参加辅助服务市场。
作为电网规划者，要扩展输电基础设施，简化可再生能源发电审批流程。作为独立系统运行者CASIO，安装和利用更多的能量储存装置，引入需求反应计划，引入灵活的爬坡能力和容量作为新的辅助服务市场产品。
启示：1、中国电力市场建设的核心问题是交易模式的问题，正确的出发点和方法论是如何通过电力交易实现系统平衡。
2、充分利用储能技术，引入灵活的爬坡能力和容量作为新的辅助服务市场产品，确保资源的高效利用。
风险提示：电力体制改革进展不及预期；政策支持不到位等系统性风险；分布式光伏等新领域的发展低于预期。
