重构南方区域电力中长期市场：(二)国外金融输电权市场实践经验综述及其启示

肖谦，杨再敏，曾鹏骁，季天瑶，陈晖

(1.南方电网能源发展研究院有限责任公司，广东 广州 510663；2.华南理工大学 电力学院，广东 广州 510641)

输电阻塞(transmission congestion)一般指电网受制于物理约束，使得期望的输电计划被迫裁减而不得不进行非优序调度的状态[1]，其本身并非启动电力市场改革后出现的新问题。但在竞争性的电力市场正式建立之后，不论采用集中式还是分散式的现货市场模式，输电阻塞所引致的非优序调度均会通过现货电价予以体现：①电力外送受阻节点(价区)机组出力被裁减，现货电价下跌；②为保证电力紧缺节点(价区)的电能量供应，边际成本高于无约束出清价格的机组出力被调度，现货电价上涨；③最终使得全系统各节点(价区)间出现价差。受上述因素影响，一方面，部分市场参与者因中长期合约结算点与现货结算点不一致，将承受两结算点间价差引致的阻塞风险(congestion risk)，或曰位置基差风险(locational basis risk)；另一方面，独立系统运营商(independent system operator，ISO)从用户侧收取的费用将大于其向发电侧支付的费用，由此而剩余的金额也常被称作阻塞盈余(congestion revenue)。为有效解决这2个问题，市场设计者既需要给市场参与者提供可用于规避阻塞风险的电力衍生品，且使之与差价合约、电力期货等协同配合，以尽可能实现完美对冲；又需要寻求公平合理的机制，对阻塞盈余进行分配。

顺应于上述2项客观需求，在20世纪90年代初，以Hogan为代表的一批学者提出了金融输电权(financial transmission rights，FTR)的概念，并为其应用于对冲阻塞风险、分配阻塞盈余而奠定理论基石[2]。不久后，美国电力市场中的七大ISO即开展了相关实践，PJM(1998年)、NYISO(1999年)、CAISO(2000年)、ERCOT(2002年)、ISO-NE(2003年)、MISO(2005年)以及SPP(2014年)均先后投运了FTR市场，且呈现了较稳定的运行态势[3]。其他国家或地区的电力市场建设也因此而受到了深刻影响，截至目前为止，意大利电力市场(2004年)[4]、加拿大安大略电力市场(2011年)[5]、西班牙-葡萄牙电力市场(2013年)[6]、新西兰电力市场(2013年)[7]均已借鉴了该项机制设计。与此同时，欧盟为推动构建欧洲统一电力市场，于2016年9月发布了《远期输电容量分配规则》(Network Code on Forward Capacity Allocation)，其中亦明确要求各输电系统运营商(transmission system operator，TSO)有义务向参与跨价区交易的市场参与者提供物理输电权或金融输电权[8]。综合国外业界近20年的实践将不难发现，通过设计FTR市场以实现对冲阻塞风险或分配阻塞盈余之目的，乃是现代电力市场的一大发展方向。

另一方面，从我国南方区域当前推进电力市场建设所面临的内、外部形势来看[9-10]，国外FTR市场的实践经验也具备极强的研究价值：①该区域作为首批8个电力现货市场试点地区之一，因采纳了基于节点边际电价(locational marginal price，LMP)机制的“集中式”市场设计[11-13]，阻塞风险与阻塞盈余均客观存在，但目前暂未引入有效解决以上2个问题的电力衍生品或市场化机制；②该区域将长期保持水力、煤炭资源富集区与主要能源消费区呈逆向分布的态势，远期来看需要有价格信号来引导跨省跨区输电容量的中长期投资；③发改能办〔2019〕828号文中已明确提出“电力现货试点地区可视实际需要探索开展输电权交易”，为该区域率先试点FTR市场创造了较好的政策条件[14]。然而，国内虽已有文献就FTR作了概念性的介绍及理论层面的分析[15-20]，但缺乏相关文献开展以下3个方面的工作：①结合具体实践做法，就FTR市场设计及实践效果进行总结提炼；②讨论国外FTR市场在实际运营中所浮现的客观问题；③根据对国外相关实践经验的总结，为应用FTR以重构我国当前某一现货试点地区的电力中长期市场提供政策建议。

本文的主要内容即依次对应以上3点，并将基于国外各市场具体运营规则、历史数据和相关学术性文献，通过综述的方法提炼实践经验，最终为应用FTR以重构南方区域电力中长期市场而提出相关建议。考虑到美国PJM运营FTR市场的时间最久，机制也相对最为成熟，后文中将以该市场的具体实践作为主线进行论述；同时，还将适当穿插介绍其他市场的实践情况，以此呈现更为全面的视角。

1 FTR市场设计及实践效果

本节主要从以下3个方面对FTR市场设计进行小结：①合约设计；②初始分配机制设计；③二级市场交易机制设计，并结合部分国家和地区的实践效果进行评述。

1.1 合约设计及实践效果

1.1.1 结算参考价格的设计

为清晰地定义产权和避免在结算时产生争议，所有实际应用的FTR不仅需要给出固定的合约容量Q，也应定义“注入”(source)节点和“汲取”(sink)节点，以明确合约路径。对于义务型(obligation)和期权型(option)两大类FTR，则分别依据以上原则，按以下两式计算结算参考价格：

πob=Q(psi-pso);

πop=Q·max{psi-pso,0}.

式中：pso、psi分别为合约路径始末节点的LMP；πob、πop分别为义务型、期权型FTR的结算参考价格。

需要指出的是，美国各大ISO在实践中并未把LMP中的边际网损分量纳入以上两式进行结算[3]。虽然该做法将导致市场参与者无法完美对冲全部阻塞风险，但一般情况下，边际网损分量不仅在LMP中的占比较小、其波动率也远小于阻塞分量，因此并不会造成显著的影响。然而，一些特殊情形也是存在的，譬如在新西兰电力市场中，其南、北两岛间的高压直流联络线常出现潮流方向、幅值的剧烈变化，边际网损分量受之影响而较易出现不容忽视的波动率[21]；因此，其市场设计者仍将边际网损分量纳入了FTR结算参考价格。

1.1.2 合约时间维度的设计

在电力衍生品合约时间维度的设计中，为兼顾合约流动性和现货市场日负荷水平涨落规律性，一般会针对性地划分出基荷、峰荷与非峰荷时段，并分别发行交割期与之对应、且交割速率恒定的标准化合约。与此同时，为保证FTR能与电力期货(或场外交易、但由场内清算的标准化差价合约)形成有效配合，二者的合约设计均应与上述原则保持一致。

当前，不论是由PJM设计的FTR，还是由洲际交易所、纳斯达克大宗商品交易所上市的电力期货，均普遍遵照了北美电力可靠性委员会(North American Electric Reliability Council，NERC)对基荷、峰荷与非峰荷时段的具体定义，且由此形成了相互配合。

1.1.3 合约空间维度的设计

在一个由n个定价节点构成的电力市场中，若如图1(a)示意，在任意2个节点间均设计2份方向相反的义务型FTR，可推论需定义的合约路径可多至n(n-1)条；但在实际电网中，往往会有几百至数千个定价节点，若仍采取上述做法，将使得FTR市场因合约路径繁多而极其缺乏流动性。解决该问题的简单、有效的思路，即是如图1(b)所示，额外引入1个虚拟节点hub，并将其设定为所有FTR的“注入”或“汲取”节点。此时，市场参与者仅需组合合约路径分别为节点i→hub、hub→节点j的2份义务型FTR，即等价于持有1份合约路径为i→j的义务型FTR；设计2n份不同路径、带方向的义务型FTR即可满足所有潜在的市场需求，市场流动性也因此可得到明显提高[22]。

图1 简化FTR合约路径的设计Fig.1 Design of simplifying FTR contract paths

在国外的相关实践中，普遍应用了上述思想以力求提升FTR市场的流动性：

a)美国电力市场的各大ISO普遍会选取若干节点集，按加权平均的计算方法构造名为交易枢纽(trading hub)的虚拟节点，用以结算中长期合约。大量的FTR均会将交易枢纽设置为“注入”或“汲取”节点，并分别与用户侧或发电侧的定价节点连接，形成相应的合约路径。

b)新西兰电力市场同样也采纳了LMP机制，且设置了逾250个定价节点，但其在启动FTR市场的初期，仅在南、北两岛的交易枢纽间定义了1条合约路径，后续才随市场的稳步发展而适应性地增加了合约路径的数目[7]。

c)意大利电力市场采用了价区定价机制，并将全国划分为6个价区，其发电侧按所在价区的现货电价进行结算，用户侧及中长期合约按加权平均结算节点进行结算，FTR则适应性地定义在上述两结算点间[4]。

1.2 初始分配机制设计及实践效果

1.2.1 初始分配机制的设计

从一般性的角度来看，在设计FTR市场初始分配机制时，应依次解决下述3个核心议题：①确定阻塞盈余的最终归属者；②为阻塞盈余设计合理的分配机制；③设计FTR拍卖机制。

1.2.1.1 确认阻塞盈余的最终归属者

不论采取节点或价区定价，阻塞盈余的分配问题均客观存在，市场设计者应首先确认的是哪一类市场主体有权享受该笔收益。从经济学意义来看，阻塞盈余直接反映了输电容量所具备的稀缺性。如若部分市场参与者显性或隐性地为一定的输电容量预支了相关费用，其自然也有权利分享阻塞盈余。在实际操作中，该类市场参与者的认定，是权利、责任、利益问题而非技术问题，且很大程度上取决于某市场的发展历史和具体政策，一般可归纳为2类情形：①部分市场参与者已购入了确认其固定输电容量使用权的服务合同，其持有者理应被补偿因出现输电阻塞而支付的额外费用；②商业输电线(merchant transmission)的投资者有权受益于该对应输电容量所直接带来的阻塞盈余。

1.2.1.2 阻塞盈余的分配机制

目前，美国各大ISO一方面普遍将阻塞盈余直接支付给FTR持有者，另一方面则通过FTR拍卖市场间接回笼该笔资金，并将其分配给阻塞盈余的最终归属者。具体做法主要有2种形式：

a)先通过FTR拍卖市场筹集拍卖收益，再按照受认可的指标，将该笔资金分配给阻塞盈余的最终归属者(譬如按负荷率来削减用户的输配电费用)。早期的CAISO，以及目前的ERCOT、NYISO均采取了该种做法[3]。

b)先为阻塞盈余的最终归属者免费分派预定义了路径、容量的拍卖收益权(auction revenue rights，ARR)或FTR，再代理其在FTR拍卖市场中卖出对应路径的部分或全部容量，并使之兑现而得到拍卖收益。PJM、MISO、CAISO、SPP以及ISO-NE在当前均采取了该种做法[3]。

接下来以PJM为背景，对情况b)予以进一步说明。PJM的FTR市场交易机制如图2所示，其阻塞盈余的最终归属者主要为购买了固定或网络输电服务的用户，其次则是商业输电线的投资者。

假设某一符合该身份的市场参与者向PJM提交申请，并经审批后免费得到某一路径为i→j、容量为Q、合约期为年度8 760 h基荷段的ARR。该ARR所有者可进一步作以下2项处理：①允许ISO拍卖路径、合约期与ARR一致的、容量为λQ的FTR(λ为容量Q被拍卖为FTR的比例，0<λ<1)，某金融机构以出清价格pauc的报价中标得到该FTR后，ARR所有者即收获金额为πauc的拍卖收益；②对剩余容量为(1-λ)Q的ARR申报自计划(self-shcedule)，使之转为FTR，从而得到其在未来合约期内带来的阻塞收益πFTR。最终，该ARR所有者能得到的总收益

则足以推论：该情形得到的收益将无异于对全部ARR申报自计划并转为FTR(即λ=1时)；ARR机制在保障回收阻塞盈余的同时，还能实现对冲阻塞风险之目的。

1.2.1.3 FTR的拍卖机制

ISO为分配自身所收入的阻塞盈余，普遍按日前市场出清的节点价差与FTR持有者进行结算，并使之得到了价值为πFTR的阻塞收益。但应当注意的是，ISO所真正收入的总阻塞盈余应由2个部分组成：①日前市场中，中标电量所产生的日前阻塞盈余CDA；②实时市场中，偏差电量所额外产生的阻塞盈余CRT，该部分也常被命名为实时阻塞盈余(real-time congestion)。在理想情况下：①ISO在FTR市场中满足了收入充裕性(revenue adequacy)，即ISO在现货市场中所收入的总阻塞盈余，恰好等同于ISO应向FTR持有者支付的阻塞收益πFTR；②日前模型与实时模型匹配较好，实时偏差电量尽可能小、且不产生实时阻塞盈余CRT。下式对此处所涉3个概念间的理想关系作了公式化的表达：

图2 PJM的FTR市场交易机制Fig.2 Transaction mechanism of PJM FTR market

CDA+CRT=πFTR；CRT=0.

由于阻塞收益πFTR直接与ISO拍卖的FTR容量挂钩，不难推论：若ISO拍卖的FTR容量过多，ISO收入的阻塞盈余就可能不足以支付FTR持有者应得的阻塞收益，即CDA+CRT<πFTR；若其拍卖的FTR容量过少，则不能保证ARR所有者获得充分的拍卖收益。为保障收入充裕性，在每次启动FTR拍卖前，ISO必须预估电网在合约期内的拓扑结构及物理约束，并通过最优化程序确定所能拍卖的最大容量——该过程也常被称之为同时可行性测试(simutaneously feasible test，SFT)。但事实上，ISO在拍卖中所应用的SFT模型难以完全匹配日前或实时市场的实际模型，因此也很难保证在各时点上完全实现收支平衡。解决该问题最为简单、直接的办法是设立相应的平衡账户，以实现余缺互济。同时，为避免该平衡账户出现持续亏空(或盈余)的状况，还需定期疏导资金缺口(或分发盈余资金)；但各ISO在具体做法上还是会有一定的差别，相关总结见表1[23-32]。

由以上叙述不难发现，设计FTR拍卖机制的核心困难，在于SFT模型是否反映了电网未来的真实容量。正因为如此，拍卖市场的设计者和组织者必须掌握充分的相关物理信息。在美国电力市场中，上述工作均由ISO来履行；在欧洲电力市场中，则由联合分配办公室(Joint Allocation Office，JAO)代理22家输电系统运营商来负责。

1.2.2 初始分配机制的实践效果

从市场的宏观统计来看，FTR拍卖市场吸引了越来越多的金融机构参与交易，投标量显著大于出清量，呈现出较好的竞争性。随着ARR所有者选择通过自计划提前兑现阻塞收益的比例逐年降低(参见图3)，拍卖市场的实际容量与影响面也逐步扩大[23-32]。

横坐标刻度数09/10表示2009/2010年度，其他以此类推。

图3 各类型市场参与者在PJM的FTR年度拍卖出清
总容量中占据的份额(2009/2010年度至2018/2019年度)
Fig.3 Cleared capacity shares of different market
participants in annual PJM FTR market
(from 2009/2010 to 2018/2019)

另一方面，从拍卖市场的微观结构来看，参与者类型也呈现出了多样化的局面。在直接参与交易过程的市场主体中，不仅有摩根斯坦利这样的大型投行，也有仅雇佣若干员工的小微企业；以ABB、Cambridge Energy Solution为代表的部分软件开发商则面向FTR拍卖市场推出了估值工具，间接提升了FTR拍卖市场的定价能力。

1.3 二级市场交易机制设计及实践效果

1.3.1 二级市场交易机制设计

表1 部分ISO为保障FTR市场收入充裕度而设计的配套平衡机制Tab.1 Balancing mechanism designed by some ISO aiming at ensuring the revenue adequacy of FTR market

正因为如此，包括PJM在内的多数ISO(或TSO)均会针对性地为FTR二级市场搭建透明、公开的电子交易系统，以尽可能地降低市场参与者的交易成本，并方便其按双边交易的形式来自由转让FTR。

1.3.2 二级市场交易机制的实践效果

尽管多数FTR市场为提升流动性作了多方面的针对性设计，但相对繁多的合约路径仍使得二级市场的流动性非常有限。其中，仅有美国的少数ISO能维持相对活跃的交易量，这显然与其能够吸引较多的金融机构有着较密切的关系。

2 FTR市场前沿问题评述

FTR市场在近年的实践中的确也暴露出了部分问题，且直接关乎到其配置资源的公平性与有效性。以下围绕当前较受学界、业界关注的两大问题开展讨论。

2.1 实时阻塞盈余为负

2.1.1 问题的表现及其影响

如第1.2.1节中所述，ISO在现货市场中真正收入的总阻塞盈余由日前阻塞盈余和实时阻塞盈余2个部分组成。尽管直觉上容易认为，实时阻塞盈余因仅取决于偏差电量(一般仅占全电量的5%以内)在实时市场中的结算结果，不至于对其实际分摊对象的损益造成较大影响，但这却是与实际运行情况所大相径庭的。

就以PJM为例，其因实时阻塞盈余在2010年7月至2014年5月间长期为负，导致FTR阻塞收益平衡账户出现了高达12.7亿美元左右的资金缺口。当该笔资金缺口按规则(见表1)分摊至FTR持有者后，直接使得FTR的套期保值率大大降低且极不稳定，并严重削弱其对冲阻塞风险的基本功能[33]。以上所述绝非个例，CAISO、MISO近年来也出现了实时阻塞盈余长期为负的情况，且分别对其实际摊付对象造成了较明显的经济影响[34]。

2.1.2 对相应成因的讨论

从已有的相关研究分析来看，实时阻塞盈余为负的直接原因，普遍可归结为实时市场输电容量小于日前市场输电容量[34-35]。此处结合简单两节点算例予以说明：①假设图4中节点A、B上均存在负荷与发电，联络线输电容量在日前市场模型中被设定为50 MW；②在进入实时市场后，联络线输电容量因某些因素下跌至40 MW，A、B两点LMP分别因阻塞加重而下跌和上涨；③表2列出了出清结果，其表明实时阻塞盈余确因输电容量的相对减少而呈负值。表2中：pDA、pRT分别为日前、实时电价；QG,DA、QL,DA为发电、负荷分别在日前市场中结算的中标电量；ΔQG,RT、ΔQL,RT为发电、负荷分别在实时市场中结算的偏差中标电量；πG,DA、πL,DA为发电、负荷分别在日前市场的支出(负号表示盈利)；πG,RT、πL,RT为发电、负荷分别在实时市场的支出(负号表示盈利)；CDA、CRT分别为日前阻塞盈余、实时阻塞盈余。

图4 实时阻塞盈余为负的两节点算例模型Fig.4 Two node example model of negative real-time congestion

表2 实时阻塞盈余为负的两节点算例结果Tab.2 Results of two node example of negative real-time congestion

进一步来看，造成实时市场输电容量小于日前市场输电容量的诱发因素主要有：①随着新能源渗透率的增加，其间歇性出力的特点易使实时市场中出现日前市场模型所未能预见的环流，并因此使得净输电容量收窄；②日前市场模型低估了输变电设备受临时停运或老化减容的实际影响；③各ISO之间未就跨区交易建立足够有效的协调机制，边界断面(interface)成为了实时阻塞为负的“重灾区”之一[35]；④部分市场参与者利用虚拟投标(virtual bidding)机制，在易发生环流的节点间进行投机，对实时阻塞盈余为负起了推波助澜的作用[36]。

2.2 拍卖出清价格被系统性低估

2.2.1 问题的表现及其影响

然而，近年来的相关研究分析普遍表明，理论与实践结果间出现了较明显的偏离。如图5所示，在PJM中，一方面其FTR拍卖市场的出清价格呈现了系统性的低估，FTR持有者较易获得盈利而非亏损[23-32]；另一方面，不同类型的FTR持有者在盈利能力方面出现了分化，金融机构的盈利能力明显强于真正参与现货交易的实体企业(发电商、负荷服务商及大用户)。与此同时，在由其他ISO所组织的FTR市场中，也或多或少地出现了与PJM相类似的问题，表3中即对此做了针对性的总结。

总之，不论成因如何，ARR所有者的权益都直接受到了影响，其不仅未能通过拍卖机制回收全部的阻塞收益，还与FTR持有者间形成了新的交叉补贴。

图5 各类型市场参与者在PJM的FTR市场中的收益Fig.5 Earnings of different market participants in PJM FTR market

表3 若干FTR市场拍卖收益与阻塞收益的对比分析Tab.3 Comparative analysis of several FTR markets between auction revenues and congestion revenues

2.2.2 对相应成因的讨论

该问题是学界近年的研究热点，相关文献的解释主要可总结为以下2条思路：

a)SFT的估计能力不足。SFT本质上就是尽可能地模拟未来现货市场的实际情况，其在模型中考虑的约束数量必然少于日前市场模型中所实际考虑的约束数量，转移因子的设置也可能与实际不同，这都可能使得拍卖市场与现货市场呈现较大的偏离[39]。

b)复杂的机制设计推高了交易成本。较之于一般意义上的拍卖市场，FTR拍卖市场的具体机制设计十分庞杂，市场参与者为找到可能被拍卖环节低估的FTR合约，须雇佣具高度专业化的业务技能的员工，以建立更为准确的物理模型。该类市场参与者为回收自身的交易成本，可能会以低于自身真实估值的价格进行投标[42-43]。

3 对应用FTR以重构我国南方区域电力中长期市场的启示

3.1 引入FTR的必要性

在我国南方区域(以广东起步)电力市场的机制设计中，发电侧在现货市场中按所在节点进行结算，但其在中长期市场交易的差价合约却按全省加权统一节点进行结算。该设计直接导致发电侧成为了阻塞风险的事实承担者，相应可能的负面影响主要有以下2个方面：

a)对市场短期运行的分析。在未引入FTR的前提下，发电商不仅无法通过差价合约以完美对冲阻塞风险，其持有的差价合约在发电节点LMP与全省加权统一节点LMP的走势相背离时，还可能产生适得相反的效果。该现象不仅会影响发电侧在电能量市场中的损益，还可能诱使其将差价合约视为投机工具而非风险管理工具。

b)对市场长期运行的分析。在现有的结算机制下，存量机组容量不同的发电侧市场主体所承担的阻塞风险存在差异，对于发电节点较多、位置分布更为离散的市场主体，其资产组合能在一定程度上对阻塞风险形成自然对冲；但对于发电节点较少、且其送出线路易出现阻塞的市场主体，其唯有依靠FTR方可完美对冲阻塞风险。另一方面，在缺乏FTR的情况下，部分风险厌恶型的市场主体可能会避免在阻塞风险较大的节点新建增量机组。

综合考虑上述2点影响，当前极有必要考虑引入FTR的相关事宜。

3.2 市场设计的政策建议

3.2.1 合约设计

a)FTR合约时间维度的设计。一方面，应保证新发行FTR合约的交割曲线与当前标准化差价合约的交割曲线形成衔接配合；另一方面，为避免给起步期间的信息披露机制和SFT模型设计带来过多困难，应先考虑发行月合约和季合约，再考虑发行年合约。

b)FTR合约空间维度的设计。为便于市场起步和激活合约流动性，建议先将LMP特征相近的发电节点加权构造为若干虚拟节点，再进一步将FTR的合约路径定义在全省加权统一结算点至该虚拟节点间；为满足市场参与者的个性化需求，后续随合约流动性的逐步增强，适应性地增加该类虚拟节点的数目，或直接定义发电节点至全省加权统一结算点的FTR。

3.2.2 初始分配机制设计

基于前文所述，对初始分配机制设计的政策建议主要有以下3点：

a)建立配套的信息披露机制。如前文所述，不论是计划检修、电网扩建还是非计划停运，所有改变电网络拓扑的因素均可能影响各份FTR最终的实际价值，且直接关乎到拍卖市场的估值能力；因此，在每一轮FTR的初始分配前，市场设计者应就该类信息作透明、详实的预告和披露，以解决信息不对称问题和确保市场公平、高效。

b)尽快设计、开发适用于南方区域电力市场的SFT模型。该模型直接关乎到了FTR市场的收入充裕性和不平衡资金问题，是进一步推进市场建设的核心技术问题之一；同时，市场设计者还应前瞻性地关注实时阻塞盈余为负的问题，与电网公司协作建立迭代更新SFT模型的机制，提高对非计划停运和环流的预估能力。

c)设计稳妥的、分阶段的过渡路线。为解决当前迫切的有无问题，初期仅按较被认可的指标，为阻塞盈余的最终归属者免费分派FTR，并开放其二级市场；待市场信息披露机制、FTR合约设计逐步完善，且积累了相当的LMP数据后，再逐步引入拍卖市场，并辅之以较保守的SFT模型，以尽可能避免出现系统性低估FTR拍卖出清价格的现象。

4 结束语

设计和运营FTR市场的确是一项比较有挑战性的任务，但国外约20年的实践经验仍然为市场设计者提供了诸多经验与启示，使得业界充分利用“后发优势”以较好地重构南方区域电力中长期市场。在后续的研究中，亟需采取定量的方法，对适用于该区域市场的FTR合约设计和SFT测试模型进行更深入的研究。