4.北欧。北欧电力市场是一个跨国的分散式电力市场，电力系统的实时平衡由各国电力调度机构负责。在统一日前市场和日内市场良好运行的基础上，北欧于2002年建立了共同调节市场。这个调节市场是为系统实时平衡服务的，实质上也是一个实时平衡市场，在一个北欧共同的电子平台——北欧运营信息系统（Nordic Operational Information System，简称NOIS）上运行。北欧调节市场中，市场参与者在实时交割45分钟之前向市场提交上调和下调电力报价，调节市场的报价大部分是自愿的，备用容量要保证在调节市场上可用；各国的电力调度机构在调节市场中购买上调或下调电力来实现各自频率控制区域的实时电力平衡。比如，在芬兰的上调节报价可用于丹麦的电力平衡中。北欧调节市场的价格是按系统边际价格结算。北欧不平衡电量的定义与英国类似，根据对系统平衡的影响采用不同的结算价格。
英国的电力平衡机制和北欧的调节市场都是为保障系统实时平衡的市场机制，交易标的物为一小时或45分钟后（实时调度前）时段上调电力和下调出力，实质上是一种实时电能量交易市场；但由于仅仅是为保障系统实时平衡服务的，交易价格也仅作为市场主体的偏差电量结算价格，不作为电力中长期交易和电力金融衍生品市场的参考价。为区别于北美的电能量实时市场，下文中将英国的电力平衡机制和北欧的调节市场都统称为实时（平衡）市场。
（四）电力金融衍生品市场结算机制
在国外电力市场，无论采用分散式市场模式还是集中式市场模式，市场主体通常都或多或少地通过电力金融衍生品市场来对冲电力现货市场的价格风险，并提高电力交易的流动性。常用的电力金融衍生品包括电力差价合约、电力期货和电力期权以及金融输电权（仅在采用节点边际电价定价的市场中应用）。其中，电力期货和电力期权属于标准化的产品，需要在能源期货交易所中进行集中交易；电力差价合约有交易所内的标准交易产品，也有场外的非标准化合约，后者由交易双方自行签订。
电力金融衍生品交易是以电力现货市场价格作为结算的参考价格，而且只进行现金结算，不进行实物交割。电力差价合约由交易双方根据合约（分时）电量、合约价格与参考价格（现货市场价格）自行结算。电力期货和期权均由期货交易所与市场主体进行结算，期货的结算分为两段：第一段，在最后交易日前实行每日无负债结算（逐日盯市制度）；第二段，在最后结算日按照基准价（基于电力现货价格形成）进行最终结算。电力期权的结算方式有两种：一是按照当时的市场价格对冲平仓；二是行使期权权利，按照执行价格获得相应的期货合约。
三、电力市场结算原理
（一）电力市场的特殊性与电力现货市场偏差电量结算的不可或缺性
与一般商品交易相同，各种电力交易产品在交易方式，交易量、价形成机制，交割方式，结算方式等方面都有各自的规则。除了电力金融衍生品交易之外，电力市场与一般商品交易市场不同的是：必须建立集中交易的电力现货市场，并在电力现货市场建立偏差电量结算机制，其原因在于四个方面：
一是电能量产品具有发输配用电同时完成的特殊性，电力系统运行和电力市场交易也必须保持发用电功率实时平衡和满足电网安全运行条件，才能保障电网安全可靠优质运行和电力交易合同的执行，这就需要建立代替原有计划调度的市场机制——电力现货市场及电力辅助服务市场。
二是如果每一笔电能量交易都能够按照约定实现电力交割，在电网正常运行状态下，通过电力市场机制（包括输电阻塞管理再调度调增、调减的发用电量）就能够完全保障电力系统实时电力平衡。但由于可再生能源发电出力的不确定性、发输电设备的临时检修等，可能致使供给方不能按交易约定提供电能量；需求侧也会由于负荷预测误差致使实际用电曲线偏离交易约定曲线，这些都会造成实际发用电功率不平衡，危及电网运行安全。因此，需要根据市场主体的履约意识、履约能力和潜力，建立不同约束强度的偏差电量结算机制，以促进市场主体根据其电力交易约定承担电力平衡责任——按照交易约定发、用电，或为违约付出成本（即承担经济责任），后者用于弥补电力调度机构为维持系统实时电力平衡所支出的费用。
三是就某一时段而言，发电企业每笔电能量交易在该时段应该交割的电能量，同时由电网送给电力用户、完成电力交割，每一个市场主体在某一时段交割的电能量是无法按照其每一笔交易单独计量的，每一时段只有一个实际发、用电量计量数据可供结算使用，因而只能对总的电能量交易偏差电量——各市场主体在各时段实际交割的电能量（即实际发用电量）与其在该时段所有成交电能量的总量之偏差量，制定统一的计算和结算规则。这样，所有电能量交易合同都可以被视为按约定进行了电力交割，就可以相互解耦、分别单独结算，不存在结算次序的问题。
四是从时序上考虑，电力现货市场是保障实时电力平衡的最后一种市场机制，所有电力交易交割违约造成的电力不平衡以及电力调度机构为保障实时电力平衡付出的短期成本，都能够在电力现货市场价格上体现。因此，所有电力市场都要在电力现货市场中建立偏差电量结算机制。
（二）电力市场偏差电量的结算原理
对于集中式电力市场，采用电力金融衍生品交易对冲现货市场价格风险，这些交易合同实行现金交割，不需要进行实物交割。偏差电量计算和结算规则只与电能量现货市场中的交易产品及其交易规则相关。如上文国际经验部分所述，可以看到：（1）在澳大利亚电力现货市场，电能量交易只有实时市场交易，市场主体的实际发用电量按实时市场价格结算，没有偏差电量结算。如果某发电机组（站）发电出力与调度指令不符合的时间和幅度超过合理的期限，如果被监管机构认定为发电厂违规，会面临罚款。（2）美国PJM日前市场和实时市场均为全电量竞价市场，并采用双结算体系，即：市场主体在日前市场各时段的中标电量按照日前市场相应时段的节点边际电价结算；实时电力市场的电力需求是系统实际负荷，与日前市场电力需求的差值就是负荷预测的偏差。因此，将市场主体各时段实际发用电量与日前市场相应时段中标电量的差值视为偏差电量，按照实时市场的节点边际电价进行结算。相应地，发电机组的实际时段发电量与其日前市场该时段中标电量之差值被计为偏差电量。
对于分散式电力市场，电能量中长期交易合同要进行实物交割，电力现货在日前市场、日内市场和实时平衡市场上进行交易。从时序上考虑，实时平衡市场是保障系统实时电力平衡的最后一种市场机制。实时平衡市场的电力需求是系统实际负荷与电力中长期市场、日前市场和日内市场成交需求之和的差值。也就是说，在实时平衡市场之前需求侧负荷预测误差、所有电力交易的交割违约所造成的电力不平衡和电力调度机构为保障实时电力平衡上调或下调机组出力及其所付出的短期成本，都能够在实时平衡市场的价格上体现。因此，在分散式电力市场中，如上文国际经验部分所述的英国电力市场和北欧市场偏差电量结算，都是以市场主体某一时段发用电量与其相应时段的电力中长期合同电量、日前市场和日内市场成交电量、实时（平衡）市场中标电量之和的差值作为偏差电量（或称不平衡电量），并以实时平衡市场价格为基础制定偏差电量结算机制。
综上所述，可以归纳出对于各种模式电力市场具有普适性的t时段偏差电量ΔEt及其结算费用ΔSt的计算公式为：
（
）
