电力现货市场中常见的报价方式包括单边报价和双边报价，具体有以下几种市场组织方式：
（1）单边报价。如澳大利亚电力市场，由发电侧进行报价、实时滚动出清的电力库模式市场。负荷侧不参与报价，市场运营机构预测用电负荷和辅助服务需求进行出清。
（3）单边报价和双边报价共存。如美国PJM市场。日前市场接受供需双侧报价；实时电力市场中只考虑发电企业报价，负荷需求采用PJM超短期负荷预测结果。
我国局部地区发电侧市场集中度较高，为避免发电侧市场操纵现象，准确反映供需双侧需求、提高市场效率，建议日前市场采用双边报价模式。对于实时市场，为确保系统安全运行，可采用发电侧单边报价模式，按照调度超短期负荷预测结果进行出清。
发电侧报价方式主要有报量不报价、报量报价两种形式。报量不报价是指市场成员申报出力曲线、不申报价格。报量报价是指市场成员申报量价曲线，根据市场规则要求，可以是单调递增的多段量价曲线、阶梯形式、斜率形式、全天一组量价对报价和分时段多组量价对报价。两种典型报价方式如图1所示。
全电量竞价的特点在于发电侧市场主体各机组所发电量全部参与电力现货市场竞价，中长期交易电量、优先发电（包括可再生能源、省外购电、“保安全”、供热机组“以热定电”等）和基数电量以差价合约的方式结算。
全电量竞价模式的具体运作流程为：
（1）发用电两侧市场主体自行商定、分解到日的发电曲线作为差价合约的结算依据；
（2）发电厂商参与全电量竞价，交易平台按照购电费用最小的优化模型完成市场出清，形成各时段现货出清电量、电价；
（3）结算发电厂商在某时段中标电量。
需要说明的是，全电量竞价并非不尊重市场成员已经签订的中长期合同，而是中长期合同与现货的差量部分按照现货价格结算。另外，全电量竞价为完全市场化的模式，能够实现最高的市场效率，但需要对传统的电网运行制度进行较大变革，盲目一步到位地采用，可能导致各类市场主体的利益调整较大，无法实现“帕累托改进”，不利于平稳有序推动电力市场改革。
部分电量竞价的特点在于发电侧市场主体部分电量在电力现货市场申报，其余电量（优先发电量、基数电量、中长期交易电量）不参与电力现货市场申报，作为现货市场的边界条件，在现货市场中优先出清并物理执行和结算。
通常的部分电量竞价模式中，一部分电量通过传统的计划方式确定，计划电量不能转让；另一部分电量则采用市场的方式通过竞争确定。
部分电量竞价又可以划分为两种方式：
（1）拿出一定比例的电量参与竞争
（2）部分市场成员参与竞争
前者优点在于简单易行，易于向多买方、双边交易为主的市场平稳过渡。但也存在竞争不充分、价格信号不准确、系统不能完全根据竞价结果来优化调度的问题，单纯的部分电量竞价模式虽然通过计划方式保障了部分市场成员的利益，有可能实现“帕累托改进”，但由于市场的竞争力度不足，导致市场效率较低，这也是通常所认为的部分电量竞价模式的最大缺陷。后者的主要优点在于市场主体参与范围明确，易于培养市场主体意识和逐步扩大市场主体的参与范围，但也存在着准入要求不明确、价格信号无法反映整体供需等问题。
实时平衡机制的主要功能是维持系统安全，其特点是在中长期交易物理执行基础上，市场成员申报增减出力报价信息，调度部门根据增减出力报价、系统不平衡功率和阻塞情况，以购电费用最小为目标函数，调整市场成员发用电计划。
二、出清价格形成机制
电力现货出清价格主要采用边际出清价格机制，主要包括系统边际价格（SMP）、分区边际电价（ZMP）和节点边际电价（LMP）。
（一）系统边际电价（SMP）
系统边际电价是指在现货电能交易中，按照报价从低到高的顺序逐一成交电力，使成交的电力满足负荷需求的最后一个电能供应者（边际机组）的报价，如图2所示。
图2系统边际电价的四种典型情况
（a）中发电侧量价曲线与用户侧量价曲线的交点即为出清点，对应价格为系统边际电价；（b）中发电侧量价曲线与用户侧量价曲线无交点，无法市场出清；（c）和（d）中两条曲线有不唯一交点，按照社会福利最大化和成交电量最大为原则可分别确定（c）和（d）中的出清点及对应系统边际电价。总体来看，系统边际电价是反映电力市场中电力商品短期供求关系的重要指标之一，系统边际电价模式适用于电网阻塞较少、阻塞程度较轻、阻塞成本低的地区。
（二）分区边际电价（ZMP）
（三）节点边际电价（LMP）
节点边际电价模式适用于电网阻塞程度较为严重、输电能力经常受限的地区。节点边际电价也称为节点电价，LMP计算特定的节点上新增单位负荷（一般为1MW）所产生的新增发电边际成本、输电阻塞成本和损耗。LMP提供了一个开放、透明、非歧视的机制来处理在电网开放条件下的电网阻塞问题，可以将因阻塞导致的成本信息反映给市场成员，LMP的计算是有安全约束的经济调度的优化结果。
电力现货市场出清价格机制选择系统边际电价、分区边际电价和节点边际电价，主要考虑电网阻塞情况，在分区内部不存在阻塞的情况下，分区内各节点边际电价等于分区边际电价；在分区间不存在阻塞的情况下，分区边际电价等于系统边际电价。如果将整个电网简化为一个节点，这个节点的节点边际电价就是系统边际电价，如果将整个电网按分区简化为几个节点，每个节点的节点电价就是分区边际电价，如图3所示。
图3出清价格机制
从国内外电力现货市场建设经验来看，系统边际电价、分区边际电价和节点边际电价机制均有成功的应用，不同市场价格机制的优缺点如表1所示。
表1电力市场出清价格机制比较
电力现货市场的SMP、ZMP和LMP形成机制和影响因素类似，LMP的形成机制最为复杂。以一个3节点输电网络简单说明LMP的形成及影响价格的因素。三节点输电网络图如图4所示。节点3为负荷节点，上午08:00负荷需求为7500MW，12:00负荷需求为10000MW。为便于计算，假设连接3个节点的3条输电线路容量限值均为8000MW。
图4三节点输电网络图
上午08:00负荷为7500MW，SCED出清按报价由低到高出清原则，发电机组2出力1500MW，发电机组1出力为6000MW，发电机组3无需开机，并且3个节点间不存在阻塞，因此系统电能量价格由发电机组1的报价决定，即160元/MWh。
中午12:00负荷上升至10000MW，此时发电机组1出力达到上限8000MW，发电机组2出力同样达到上限1500MW，发电机组3需出力500MW满足系统供需平衡约束。此时，系统电能量价格由发电机组3决定，即400元/MWh，由此可见，系统负荷需求的变化对最终的市场价格可产生显著影响。
图5改变报价的三节点输电网络图
图6存在输电容量约束的三节点输电网络图
上午08:00发电机组1发电出力为5500MW，发电机组2出力为1500MW，发电机组3为500MW，满足负荷需求。此时，系统电能价格由发电机决定，为400元/MWh，可见线路传输容量对市场出清价格有影响。此时，节点1、节点2因增加负荷而引起的成本价格为160元/MWh（可由发电机组1增加出力），节点1和节点2的节点电价为160元/MWh；而节点3的负荷增加时，引起的成本增加为400元/MWh，因此节点3的节点电价为400元/MWh。因此，发生输电阻塞的节点，节点电价不再一致，这也充分反映了节点边际电价本身的物理意义。
三、结算价格形成机制
通行的电力现货交易结算价格形成机制有两种：
（1）按各市场主体的报价结算（payasbid，PAB），其电价通常被称为差别电价；
其中边际出清电价结算应用更加广泛，无论是PAB还是MCP，电力现货市场交易都是按照机组或发电厂商的报价，在满足各类运行约束前提下，由低到高分配发电负荷，直至满足系统供需平衡。不同之处在于，对实际中标的机组，PAB是按照机组各自的实际报价进行结算，而MCP则是以边际机组的报价与所有中标机组进行结算。
假如市场竞争充分，在边际出清方式下，发电厂商的售电申报价格反映了其微增成本或边际成本，而电力用户的购电申报价格反映了电力对该用户的价值。一方面，统一边际出清方式使得发电机组倾向于按照其边际成本报价，一定程度上抑制了其试探市场的投机冲动，若按边际成本报价并中标，则其收益为边际机组报价与其边际成本之差，若选择报高价，则需在承担不中标风险的同时，抬高了系统边际电价；另一方面，统一边际出清方式实现了电力交易的效益最大化和资源高效调度，发电企业可赚取中标最高成本与自身成本之间的价差，引导电力投资者选择使用发电成本最小的发电技术，进行高效的发电投资决策。两种竞价机制的优缺点对比如表2所示。
表2电力市场结算价格机制比较
从我国电力现货市场建设现状来看，当前正处于从计划体制向市场机制过渡阶段，应采取相应的政策鼓励大多数发电厂商和用户参与电力现货市场，促使电力市场进入良性发展轨道。因此，采用按市场边际出清价格结算的竞价机制是有必要的，然而，竞争性电力市场外部环境下的不完备和配套机制的不完善，又容易产生严重违背经济规律的现象，需要根据市场实际情况综合考虑设计市场结算价格机制。
原文标题：电力现货市场价格机制
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