1、發展歷程

2002年，國務院印發《電力體制改革方案》，我國開始對電力工業進行市場化改革。經過十余年的逐步推進，市場化改革取得了較大進展，電力市場主體日趨多元，但仍存在一定突出問題：（1）交易機制缺失、市場化定價機制尚未完全形成，造成了市場資源配置的決定性作用難以發揮，節能高效環保機組不能充分利用，棄水、棄風、棄光現象時有發生；（2）電價管理仍以政府定價為主，電價調整往往滯后于成本變化，難以及時并合理反映用電成本、市場供求狀況、資源稀缺程度和環境保護支出。2015年，中共中央、國務院下發《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》及相關配套文件，標志著我國電力市場以“逐步建立以中長期交易規避風險，以現貨市場發現價格，交易品種齊全、功能完善的電力市場，在全國范圍內逐步形成競爭充分、開放有序、健康發展的市場體系”為目標向成熟市場化邁進。

2016年12月29日，發改委、能源局印發《電力中長期交易基本規則（暫行）》通知，計劃即日起在全國范圍內開展電力中長期市場交易。2017年8月28日，發改委、能源局印發《關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方（以廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區作為第一批電力現貨市場建設試點。目前，全國8個電力現貨市場建設試點已全部啟動包括單日、多日、周、雙周、整月甚至多月的結算試運行工作（現貨電力交易試點進展詳見附件2）。

截至目前，我國電力市場交易主要包括電力中長期交易和電力現貨交易，并已適度開展調頻、調峰、備用等輔助服務交易以及發電權交易、可再生能源電力綠色證書交易等其他相關交易。

根據中電聯統計數據，2017－2019年，中國電力市場交易（含發電權交易電量、不含抽水蓄能低谷抽水交易電量等特殊交易電量）分別為16327.3億千瓦時、20654.0億千瓦時和28106.9億千瓦時，年均復合增長31.2%，占全社會用電量的比重由25.9%提升至38.9%。

2、 電力市場構成要素

（1）市場成員

市場成員包括各類發電企業、電網企業、配售電企業、電力交易機構、電力調度機構、電力用戶[1]、儲能企業等。

發電企業包括持有燃煤、燃氣、水力、風力、光伏等各類發電機組的企業。點對網專線輸電的發電機組（含網對網專線輸電但明確配套發電機組的情況）視同為受電地區發電機組，納入受電地區電力電量平衡，根據受電地區發電計劃放開情況參與受電地區電力市場化。

電力交易機構包括地區電力交易中心和區域電力交易中心兩類，我國已建成32個地區電力交易中心和2個區域電力交易中心（北京電力交易中心和廣州電力交易中心）。電力交易中心主要為電網公司與當地主要發電企業、用電單位聯合成立，目前電力交易中心均由電網公司控股，例如：山西電力交易中心有限公司是由國網山西省電力公司持有70%股權，華能國際電力股份有限公司、能源集團華北電力有限公司、太原鋼鐵（集團）有限公司、晉能電力集團有限公司、大唐山西發電有限公司和晉能控股山西電力股份有限公司各持有5%股權；廣東電力交易中心有限責任公司是廣東電網有限責任公司持有70%股權，廣東省能源集團有限公司、華潤電力（廣東）銷售有限公司、中國廣核集團有限公司、廣州發展集團股份有限公司和深圳能源集團股份有限公司各持有5%股權；首都電力交易中心有限公司為國網北京市電力公司獨資企業。根據《關于推進電力交易機構獨立規范運行的實施意見》（發改體改〔2020〕234號）的要求，2020年底前電網企業持股比例將降至50%以下，根據目前進展情況，電力交易機構獨立性改革完成或將晚于預期。另外，例如中國南方電網有限責任公司已構建了南方區域統一電力交易平臺，以進行跨區跨省電力交易，2020年9月貴州電力交易中心有限責任公司成為平臺試點單位。

電力調度機構主要為電網公司成立的分公司或內部非法人單位，例如廣東電網有限責任公司電力調度控制中心為廣東電網有限責任公司的分公司。

（2）交易品種及交易方式

電力中長期交易現階段主要開展電能量交易，靈活開展發電權交易、合同轉讓交易，根據市場發展需要開展輸電權、容量等交易。電力現貨市場交易現階段主要開展電能量交易、調頻服務和備用服務等。電力市場交易以電能量直接交易為主，2019年全國各電力交易中心組織開展的各類交易電量合計28344億千瓦時。其中，電力直接交易（含省內及省間交易）21771.2億千瓦時，占76.8%；發電權交易（含省內及省間交易）2749.8億千瓦時，占9.7%。

根據交易標的物執行周期不同，中長期電能量交易包括年度（多年）電量交易、月度電量交易、月內（多日）電量交易等針對不同交割周期的電量交易。現貨電力交易包括日前電量交易、日內電量交易和實時電量交易。

年度（多年）交易的標的物為次年（多年）的電量（或者年度分時電量）。年度（多年）交易可通過雙邊協商或者集中交易的方式開展。對于年度交易，應當在年度電力電量預測平衡的基礎上，結合檢修計劃，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的80%下達交易限額。

月度交易的標的物為次月電量（或者月度分時電量），條件具備的地區可組織開展針對年度內剩余月份的月度電量（或者月度分時電量）交易。月度交易可通過雙邊協商或者集中交易的方式開展。對于月度交易，應當在月度電力電量預測平衡的基礎上，結合檢修計劃和發電設備利用率，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的90%下達交易限額；發電設備利用率應當結合調峰調頻需求制定，并向市場主體公開設備利用率。

月內（多日）交易的標的物為月內剩余天數或者特定天數的電量（或者分時電量）。月內交易主要以集中交易方式開展。對于月度內的交易，參考月度交易的限額制定方法，按照不低于關鍵通道可用輸電容量的95%下達交易限額。

日前交易的標的物為次日電量，日內交易的標的物為當日未來數小時的電量，實時交易的標的物為當日未來15分鐘至2小時（時間可設置）的電量，均可通過雙邊協商或者集中交易的方式開展。電力現貨交易規模主要受到機組約束、系統平衡約束和網絡約束等限制。其中，機組約束包括機組（機組群）可調出力約束、機組爬坡速率約束、機組最小啟停時間約束、機組更大啟停次數約束、機組啟停出力曲線約束、固定計劃約束、電量約束、區域最小開機臺數約束、機組（機組群）備用約束，機組（機組群）正負旋轉備用和AGC備用設置約束、機組啟停磨約束、水電機組振動區約束和環保排放限值約束等；系統平衡約束包括功率平衡約束、系統備用約束、分區備用約束和區域必開容量約束等；網絡約束包括斷面限額約束、單元件熱穩極限約束和關鍵輸電元件N-1、預想故障集約束等；其他約束主要為燃料約束和環保約束等。

整體看，中長期電力交易偏重于電力系統的整體長期穩健性，電力現貨交易偏重于在整體電力系統穩健的基礎上發揮實時調節作用，并能更好的發現電力商品屬性，實現市場化定價。