1.省級電力市場通用競價模式
電力工業從綜合壟斷模式向競爭市場模式的轉變是壹項艱巨而復雜的任務，需要認真完成。國際電力市場化改革的經驗告訴我們，電力行業打破壟斷的改革必須根據國內電力發展的特點選擇合適的模式，通過研究論證制定明確的方案，並在法律法規的支持下分步有序實施。
中國的電力市場改革也應該借鑒這樣的原則。電力工業市場化改革的最終目標是最大限度地利用市場手段提高電力工業的生產效率，降低電力生產和供應的成本，實現資源的優化配置。
就目前電力工業的發展水平和相關的社會經濟聯系而言，這壹目標必須逐步實現。通過在電力生產的不同環節逐步引入競爭，充分考慮已形成的電源特性和電網結構，結合未來電網發展格局，分層次構建市場結構，選擇和制定合適的市場運行機制，建立和完善市場監管體系，電力市場化改革將穩步發展。
在省級電力市場改革中，近期在現有體制基礎上實施有限競爭的電力市場是安全的，長期則是完善的電力市場。
有限競爭的電力市場是計劃與市場相結合的模式，只開放發電市場。總的來說，開放發電市場不僅有利於在發電市場引入競爭，而且更容易管理，是壹種相對穩定的做法，不會對電力公司的現有體制做出大的改變。
壹個完善的電力市場是壹個純市場模式，發電市場和用戶市場同時開放，實現供需雙向選擇，特別是擴大了用戶的選擇權。在這種模式下，電價起著調節支點的作用，市場中的發電商和用戶都能自覺遵守運行規則。
1)發電側競爭的電力市場-模式ⅰ
這種模式可以算是利用市場機制進行商業運作的最初級階段。當技術裝備、人員素質和運行管理尚未達到壹定的先進水平時，可以采用這種模式，盡快提高電力工業的綜合水平，保證社會用電和國民經濟的發展。
這種模式可以分為以下兩個階段:
A.發電側有限競爭的電力市場階段
現階段，在省級行政區域內，發電終端已成為獨立的發電公司，省級電力公司擁有220千伏及以下電壓等級的輸配電網和全省所有變電設備及調度中心的資產管理權。？
這壹階段的基本特征是:電網與電廠分離，現有發電企業和大容量地方發電企業逐步轉變為獨立發電公司，省網與區域網有條件公開競爭，用電逐日結算，市場法規和技術支持體系初步建立。這壹階段實現了保證基數功率下的有限競價，保證並網機組完成基數功率。基礎電量內的電量按核定電價結算，剩余電量有競爭力。
這壹階段考慮的是歷史原因而非機組本身固有特性造成的電廠間成本差異，如新老電廠的差異、投資來源和渠道的差異、還款條件的差異、投資回報方式的差異等。
現階段，省電力公司將負責省電網(輸配電)的規劃、建設、發展和運營，在政府行業監管部門的監管下開展售電和輸電業務。公司上遊與並網的獨立發電公司和經營跨省電力、電力交換的網級公司相連，下遊直接面對用戶。省電力公司的銷售對象是電力消費者。公司要進行各種市場調查和長、中、短、實時負荷預測，並向上遊環節繳納購電費用進行購電。由於省電力公司處於壟斷地位，其售電價格將受到政府行業監管部門的管制，但售電價格應合理包含輸配電相關費用，以保證公司資產的合理回報和自身發展需要。
B.發電側完全競爭的電力市場階段
現階段，省管轄範圍內的電廠全部成為獨立發電公司。獨立發電公司公開完全競爭上網，半小時報價；形成比較完整的市場法規、規則和技術支撐體系。在發電側有限競爭的電力市場階段經過壹段時間後，過渡到這個階段是必然的。現階段需要解決壹個省級電力公司的購電市場問題。電網與電廠分開後，無論發電企業在性質、規模、股權構成上有什麽差異，為了保證省公司的商業運營秩序，省內任何電廠都必須參與省公司的發電側電力市場，取消基地電力，發電公司實行完全競爭發電。市場經濟活動的所有參與者都是平等的。
2)開放傳輸網絡，多買方模式——模式ⅱ。
模式二的目標是形成壹個完全開放和競爭的電力市場。在模式壹的基礎上，進壹步完善發電市場的競爭，同時根據國家電力體制改革進程適時開展配電市場的競爭，使電價水平明顯降低。其特征在於:
& gt在模式ⅰ的基礎上，發電側實行完全競價，有序開放配電市場，成立獨立的城市供電公司。
如果國家政策允許，壹些大用戶可以直接從某個區域的獨立發電公司購電，通過輸電網和配電網輸送。用戶和獨立發電公司向輸電網和配電網支付相關費用。條件成熟的，可以允許大用戶跨區域選擇供電公司，包括直接向獨立發電公司購電或與其他供電公司交易。
這是在完善的市場機制條件下采用的模式。在這種模式下，省電力公司徹底轉變為電網公司，壟斷了輸電環節。供電企業和大用戶直接向電力生產企業購電，電網公司負責互聯網電力交換、電網安全運行和電力市場運營，承擔電力的運輸職能並收取網費。上網費的收取接受國家有關公用事業管理機構的監督。
電網企業在轉型為完整的輸電公司並收取網費之前，可以進行壹定時間的過渡，使壹部分電量由電網經營企業從發電企業購買後轉售給供電企業和大用戶，另壹部分由供電企業和大用戶直接從發電企業購買，電網經營企業收取網費。
3)零售競爭模式——模式ⅲ
零售商向用戶發出通知，用戶根據電價和服務質量選擇零售商，並與零售商簽訂供用電合同；現階段，不僅在發電環節，在零售環節，都有比較完全的競爭；
2.水火電招標方式:
1)所有火電廠都參與期貨市場。
2)可由省調度中心直接調度的火電廠參與近期電力市場交易。
3)自動化水平高的火電廠(AGC機組，負荷跟蹤能力強的機組)參與實時市場和輔助服務市場之間的交易。
4)期貨市場采用邊際電價結算規則，通過多次競價競爭形成交易電量和交易電價。按照年發電量對壹年以上的期貨市場進行報價；對於月度期貨市場，根據月度發電量增量(相對於前壹年期貨市場交易的電量)報價。
5)在日前市場中，將期貨市場中的交易量分解為天，根據系統負荷曲線的歸壹化單位值，將期貨的日量分解到各個調度周期，從而形成各個周期的期貨量。負荷曲線與各期期貨電量之差就是最近幾天電力市場的競價空間。在近期市場中，根據市場供求情況，采取相應的購電價格形成機制，防止過高的邊際電價使電廠獲得超額利潤。
6)在實時市場中，只有具有較強負荷跟蹤能力和專用數據通道的機組參與實時市場競爭。實時市場的競價空間是超短期負荷預測值與預購電量的計劃發電量之差。根據市場供需情況，采取相應的購電價格形成機制組織競價。
7)在輔助服務市場，具備輔助服務能力的單位可以參與投標。在調頻輔助服務市場，交易中心公布所需調頻容量，機組按容量和電價分別報價。交易中心將根據容量電價和電價之和以及受控邊際電價結算規則組織競價，但調頻服務的結算價格不得低於活躍市場中機組的邊際結算價格，以鼓勵機組參與調頻服務。在熱備輔助服務市場中，機組按容量和電量分別報價，但競價的排序指標是:電量報價和系統故障概率的乘積，加上機組容量報價。根據市場供需情況，采取相應的購電價格形成機制組織競價。
8)小火電廠區域競價模式:由於小火電廠數量眾多，沒有專門的溝通渠道，這些電廠只參與當年和當月的期貨競價市場。日產量曲線將根據分解到壹天的用電量和負荷曲線的單位值來確定。值得強調的是:對於具備條件的省級市場，小火電競價應在省級期貨市場進行，而不是分區域組織競價，實現更大範圍的資源優化配置；對於不具備壹定條件的省級市場，在小火電總量壹定的情況下，小火電會按地區競價上網。
9)供熱機組競價模式:在供暖季，該類機組按照“以熱定電”的原則不參與競價，按照固定出力曲線上網發電，電價按照物價局核定的價格結算。其他季節會和其他單位壹樣參與競標。
10)水電競價模式:對於水電廠較少的省市，建議水電不參與競價上網，由電網公司租賃運營。水電調度的經濟原理是利用有限的水力發電降低日前市場、實時市場和輔助服務市場中火電系統的邊際發電價格。
3.機組分組(類)競價上網模式
在電力市場初期，考慮到我國電力行業的現狀，特別是歷史原因而非機組本身固有特性造成的電廠間成本差異，如新老電廠的差異、投資來源和渠道、貸款償還條件、投資回報方式等。，省電網內所有機組可根據成本差異分為若幹類型，並按照壹定的市場運行規律，采取機組分組(類別)競價上網的模式。
4.發電集團間的競價模式
在電力市場初期，考慮到我國電力行業的現狀，特別是歷史原因而非機組本身固有特性造成的電廠間成本差異，如新老電廠的差異、投資來源和渠道、貸款償還條件、投資回報方式等。，省電網內的所有機組可以根據成本差異進行均攤，組成若幹個(最好是10左右)發電組(每個發電組都要包含在內)
5.省級電網交易中心在區域電力市場中的作用。
根據我國經濟以省為主體的現狀，發展省際電力市場應采用基於價格的代理機制作為競價模式。在這種模式下，各省的電網交易中心不僅是單壹的買方，也是本省發電商大面積售電的代理商。省電網交易中心將組織全省電廠富余電量進行大面積競價。因此，省電網交易中心會向大區申報買賣電報價曲線。因此，必須制定省級電網交易中心作為代理商的交易規則。
二，區域電力市場競價模式
區域電力市場有三種基本運行模式:雙邊交易模式和單壹買方模式；權力經紀人模式。
1)雙邊交易模式
初期市場成員為省級電網公司。市場各方單獨談判簽約；或者，由區域市場運營機構提供信息交流的場所(包括BBS)。
交易雙方是各市場成員，與區域市場運營機構無關。通常，合同中會有違約條款。如果不履行合同，違約方將賠償對方的損失。該模型適用於遠期合同和期貨電力市場。
為了促進雙邊合同市場，區域系統運營商應建立公告板系統(BBS)，各省可以根據公告買賣電力和容量。這個公告板有助於各省之間有效的信息交流。
在這種模式下，地區調度中心不參與雙邊交易，但必須保證交易過程中系統的安全性和可靠性。壹般情況下，系統運營人員不用關心合同價格，只關心系統需要提供的交易和交易時間。應該有壹系列的規則，明確規定雙邊市場各個機構的責任。有時，由於輸電阻塞或發電和輸電設施突然故障，合同交易量不得不減少或中斷。在這些情況下，地區調度中心必須對各種交易進行排序，確定其相對重要性，並通知所有市場參與者減少或取消交易。通常是先減少不確定交易，再減少短期交易，最後減少長期交易。
2)單壹買家模式
該模型要求各省將壹部分負荷電量劃入區域電力交易中心，形成區域供電廠的競價電量。所有市場成員參與報價，區域內單壹買方按照優先購買低價電的原則安排交易計劃。
這種模式的特點是:購售電必須在區域聯營中心進行，聯營中心負責區域內的交易量平衡。市場交易不是完全“自由”的，而是受管制的。該模型的核心是壹個招標、投標和評標過程和壹個優化決策模塊。缺電省份的發電公司向區域交易中心上報其可接受的最低銷售價格，電力富余省份的發電公司向區域交易中心上報其可接受的最高采購價格，區域交易中心進行價格匹配給出交易的統壹價格作為結算依據。
實施該模式的基礎是省級電力公司提前與區域交易中心簽訂多邊合同，由獨立機構對區域交易中心進行監管。
3)權力經紀人模式
根據我國經濟以省為主體的現狀，發展省際電力市場應采用基於價格的代理機制作為競價模式。
在這種模式下，各省的交易中心不僅是單壹的買方，也是本省發電商大面積售電的代理商。區域交易中心是經紀人，每小時通知各方潛在買賣雙方的價格。該模型主要應用於分時電力市場。
各市場成員申報其買賣電報價，經紀人系統根據高低匹配法匹配潛在交易，確定交易價格，以及系統的安全檢查。具體步驟如下:
第壹步:收集報價信息。收集市場成員的報價。售電報價代表壹個省提供額外電力的價格，買電報價代表壹個省降低生產可避免的成本。所有報價必須在交易前壹小時提交給區域經紀人。
第二步:價格排序。區域券商收到所有報價後進行排名，售電報價由低到高排序，購電價格由高到低排序。
第三步:報價匹配。壹旦收集到買賣雙方的報價，區域券商就會進行排序，將賣價最低的省份與買價最高的省份進行對比。然後，將第二低的賣價與第二高的買價進行比較，這個過程壹直持續到沒有報價可以比較或者最低賣價高於最高買價。這個過程叫高低比較法。由此確定交易雙方。並不是所有高低配對後的經濟交易從技術角度都是可行的。缺少輸電線路、輸電阻塞或系統運營商設定的穩定性限制將使現貨交易無法進行。當交易無法達成時，區域經紀人會將剩余的最高買價與最低賣價進行比較。
第四步:確定交易價格。對於交易雙方來說，交易價格是雙方賣出價格和買入價格的平均值。為了用收益收回輸電投資，可以修改這種平均分配利潤的方法，買賣雙方各支付壹部分收益給輸電公司。
第五步:通知交易各方。中介機構在發現交易並確定交易價格後，會在交易前壹定時間內將相關信息告知各方。
步驟6:實現事務。各省確認參與交易並進行交易。至少要在交易前十分鐘確認。
我們認為，未來區域電力市場可能會采用第三種模式。這種方式有利於電網的安全運行，適合不同省份不同的競價模式和市場規則(這是因為不同省份的情況不同)
有壹種觀點認為，電力交易應該在大範圍內進行，不需要省級交易中心，而由區域電力交易中心代替；在單壹買方的情況下，這意味著所有省份的電價在很大範圍內趨同。對於發電成本高的經濟發達省份，電價下降，而對於發電成本低的經濟欠發達省份，電價上升，這可能與我國的省域經濟相矛盾。
電力市場中“期貨交易市場、現貨交易市場、實時交易市場和輔助服務交易市場”的協調。
通常根據提前期的長短，在電力市場中設置期貨交易市場、日前交易市場和實時交易市場，熱備用和調頻作為服務商品劃分為輔助服務市場。然而，不同市場之間協調的重要性並沒有被人們所認識。事實上，將全年期貨電量分攤到每個月，將所有期貨電量分攤到每壹天，是否合理？和未來電價是否穩定有關系嗎？電力生產穩定嗎？日交易計劃能否為實時行情提供更多的安全充足性和競價空間？基於以上原因，提出了多層次市場的協調方法，包括:
1)年度和月度市場之間的協調；
2)月度市場與近期市場的協調；
3)日前市場與實時交易市場的協調；
4)輔助服務市場、日前市場和實時交易市場的協調。
1.年度和月度市場之間的協調
為了保證年度期貨合約與月度交易計劃的良好銜接，月度交易計劃中應考慮年度期貨合約在月度市場中的分布情況。在交易管理系統中，年度和月度合同協調的內涵是:根據全年的負荷曲線和機組檢修的安排，使年度期貨電量與當月總負荷電量之比盡可能相等，以保證不同月份的電價盡可能穩定和供需平衡。
月度和年度計劃協調的關鍵是某月運行後，應根據當前市場的運行結果調整剩余月份的年度合同電量分配。詳細算法描述如下:
1)預測未來剩余月份的月度負荷需求；
2)計算每個月的年度期貨電量與月度總電量的比值；
3)選擇年期貨電量占月總電量比例最小的月份，按壹定的步長增加該月的年期貨電量；
4)查看年度期貨電量是否全分布？如果是，則計算結束；否則，請轉到[2]。
2.月度期貨市場和近期電力市場的協調。
由於在2000年和2000年的期貨交易決策中已經確定了各交易主體的合同電量和合同電價，就日合同電量的分配決策而言，不是如何進壹步降低購電成本，而是追求期貨電量在空間和時間上的統壹性和現貨市場價格的穩定性。期貨電量在時間上的均勻分配有利於機組的連續啟動，避免機組頻繁啟動；空間上的均勻分布將使潮流分布均勻，保證為現貨市場預留足夠的輸電容量裕度，不僅有利於電網安全運行，也為現貨市場準備了更多的競價空間。現貨市場價格的穩定體現在負荷大的交易日，期貨電量的分配量也要大。只有這樣，才能避免現貨市場上每壹天的競價空間不平衡導致現貨價格大幅波動。基於以上原因，我們建議在電力市場技術支持系統中增加日合同電量分配決策模塊。
3.日前市場和實時市場的協調
為了保證系統的安全可靠運行，必須協調日前市場和實時市場之間的關系。在這兩個市場之間，既要考慮同級市場的經濟性和安全性，又要為下級市場預留足夠的調度控制空間。這樣，在考慮主要不確定因素的基礎上，可以使日前交易計劃和實時調度過程自然銜接、平穩過渡、有序進行，從而全面提高經濟效益和社會效益。
為了協調日前市場和實時市場，引入了交易計劃的調度流暢性和調度流暢性指標。
調度流暢性是交易計劃適應不確定因素時，調度和控制空間大小的表現。調度流暢性是衡量交易計劃調度流暢性的指標。
為簡單起見，調度流暢性指數采用以下評價標準:
調度流暢性的特征是在各節點負荷增長方式固定、考慮發電和輸電約束的情況下，交易計劃所能承受的系統總負荷的最大增加量。在給定交易計劃的基礎上，如果總負載增加，則負載增量按固定比例分配給各個節點；如果得到系統所能承受的最大負載增長，流暢度指標用與系統總負載的比值來表示，如下式所示。
=/*100%
該標準下的流暢度指標在形式上類似於傳統的負荷備用率，但在特定意義上額外考慮了總備用量的分布特征，優於傳統的負荷備用率概念。流暢指數越大，多層次市場之間的過渡越平滑。
在評估系統能夠承受的負載增長範圍時，指定了每個節點的負載增長模式。這個假設是有代表性的，因為對於壹個特定的系統，負荷增長模式有壹個相對固定的規律。為簡單起見，可以使負載增長模式與每個節點上的負載成比例。
4.輔助服務與實時交易市場和現貨市場的關系
輔助服務市場將為現貨市場和實時市場提供機組的部署範圍和備用範圍。實時和現貨市場會根據這個範圍內指定的約束條件做出預調度計劃和實時計劃的優化決策。也就是說，在制定預調度和實時購電計劃時，應優先保證輔助服務市場計劃的實施。