全文节选自：中欧能源合作平台（ECECP）.《中欧电力市场和电力系统 更好地整合清洁能源资源》.2020 年 6 月
1、概况
21 世纪以来，中国电力系统经历了快速的发展，已经成为世界上用电量最大的国家，拥有世界上最复杂的电力系统。第一个十年的发电量年增长率为 12.2%，第二个十年的发电量年增长率为 7.1%，远高于世界年发电量增速 2.5% 的水平。2019 年，中国年发电量约为 7140 TWh，超过全球总发电量的四分之一，稳居全球第一。
与高速发展的电力行业相对比，中国的电力市场化机制还处于起步阶段。早在 2002 年，中国启动了第一轮 电力体制改革 ，旨在通过厂网分开、主辅分离、打破垄断、竞价上网、电价改革建设电力市场。然而，第一轮电力体制改革并不彻底，在中国经济发展过程中逐渐暴露出一些严重的问题。例如中国电力工业发展仍存在工商业用电价格高、清洁能源消纳受限、发电能耗过高、省间交易壁垒严重、价格信号缺失、电力投资缺乏政策指导等问题。
为了应对以上问题，更好地支撑中国经济社会发展，中国在 2015 年启动了新一轮电力体制改革，意图构建科学、完善的电力市场体系。
（9 号文）的市场建设方向和实施路径。9 号文包括的 7 个关键点如下：
结合国外电力市场建设与发展的成熟经验来看，随着中国电力体制改革的不断深化，对资源优化配置的需求不断增加，市场交易规模不断扩大。此外，电力价格将从政府直接定价转为市场竞价，交易规模将从统一规划转为市场决策；交易颗粒度将从中长期向现货发展，市场主体将从被管制状态到自由参与交易，市场规则和市场运营机制日渐成熟，市场体系逐步完善。
目前，中国电力市场建设已在多个环节取得阶段性成果。中国大陆 32 个省区均成立了电力交易中心，用于主导电力市场交易，并完成了中长期电力市场的建设。其中，包括广东、山东在内的 8 个省区电力市场建设进展迅速，已经着手进行电力现货市场的建设，许多现货试点地区已经完成现货交易的试运行与试结算。
2、市场建设的挑战
在当前的能源转型中，中国面临着许多挑战。近年来，中国的可再生能源呈现出飞速发展的态势，装机容量不断攀升，发电量比例持续增长，然而弃风、 弃光 现象制约了可再生能源发展。在计划体制方面，考虑到目前中国的发电计划尚未完全放开，调峰和备用辅助服务市场机制尚未健全，电源承担调峰、备用任务的积极性不高，难以充分激励火电灵活性改造和调峰 / 储能电源的建设；在市场机制方面，现货市场尚未完全建立，可再生能源发电边际成本低的优势得不到充分发挥，消纳空间因被其他发电企业挤占而受到影响。
中国电力市场改革的主要挑战是市场机制的目标、需求和设计的政治共识。地方省级利益相关者可能有不同的经济和政治利益，这可能会干扰国家能源局和国家发改委在改革方面的战略。现有的治理状况表明，中央和地方省级机构的治理和权力是共享的，包括在一定程度上缺乏利益相关者之间的协调和协作。因此，确保国家能源局具有足够的独立性和权威性的过程可能被视为一项挑战，特别是打开CPEM了解更多作为市场监管机构，一个强大和独立的监管机构往往被视为市场改革成功的关键因素。
电力交易机构（这将提供一个汇集了买家和卖家的交易平台，并提供透明的价格）应尽可能独立于电网、发电公司和零售公司。这是由于相关利益者具有无法公平参与市场的风险，并可能对地方省份造成价格干扰。要实现电力交易机构的独立运行将具有一定的挑战性（至少在短期内），这是因为电网公司在各自运营区域的价格形成和调度计划的控制方面有很大的主动权，有从中受益的可能。因此，重要的是要分阶段实现电力交易机构的独立性，确保电力交易机构不会在市场交易过程中产生任何不必要的影响。
中国能源储量丰富、种类多样，然而分布极不均衡，经济发展的差异性使得能源供需呈现逆向分布的态势，能源资源富裕的地区无法在本地完全消纳。在市场建设初期，远距离送受电、跨区电力灵活交易等机制不够健全，造成了大量的能源资源送出受限。因此，市场化机制的建立应充分考虑加强能源资源的流动性，进一步提升资源配置效果，在电能的输出的同时提升地区收益，协调地区经济发展水平，促进社会经济共同繁荣。
中国的电力结构严重依赖煤炭，其中很大一部分是国有和省级政府所有的企业，这些企业在当地拥有广泛的 市场力 。因此，只有建立适应和发展政策和监管框架，以满足、管理和促进当下的能源转型，才能够确保市场建设满足正向发展需求。随着竞争性电力市场的引入，以市场为基础的定价也可能会增加市场参与者的价格风险。此外，随着可再生能源数量的增加，市场价格的波动性会更加显著，并预计将随着时间的推移而有所下降，这可能会导致资产搁浅，企业的长期投资不再具有竞争力而导致负债发生。
在中国传统电力体制下，发用电以计划方式核定电力电量，中国的电力规划也多以计划方式实现，从电源到电量再到电价均受到政府的严格管制，以此保障市场的供需平衡和电网的安全稳定运行。计划内的发电量由电网企业按照国家规定以上网电价购买，超计划的发电部分，电网企业则可能采取降价收购。在实际的发电调用中，也是以保障所有的机组都能获得定额发电量和发电利润为前提，使得投资者无法获得更合理的收益。由于价格受到严格管控，各发电机组的收益具有明确的预期，然而市场机制的缺乏制约了电力资源的利用效率，限制了高效机组发电空间，也无法实现机组的优胜劣汰，不利于节能减排；同时，当前的计划体制也导致了供给与需求不协调、清洁能源消纳受限、发电机组成本回收困难等问题；此外，电力规划的无序还体现在未能综合考虑经济发展、环保要求和改革政策，部门间缺乏协同、行业间无法统一，导致了电力工业发展在某种程度上阻碍了经济社会前进。
3、市场建设目标
中国电力市场建设已经步入深水区和攻坚阶段，全面深化电力市场改革将以建设全国统一电力市场为抓手，发挥市场在资源配置中的决定性作用，着力破解能源生产和消费中的不平衡不充分问题。全国统一市场的建设目标如下：
一是通过市场机制实现资源的优化配置。中国能源资源具有种类多样但分布不均，供给与需求逆向分布的特点，存在东北、西北地区的可再生能源弃风弃光，而东南沿海地区在负荷高峰时拉闸限电的现象。通过顶层设计形成统一市场规划和科学布局，破除省间壁垒，解决能源消纳问题，持续优化资源配置范围。
二是推动市场建设以适应扩大开放新形势的要求。随着市场交易规模的不断扩大、市场主体范围不断增多、交易品种日趋丰富、交易的颗粒度更加精细，需要通过构建统一的市场模式和规范管理方式，实现省间与省内市场的交互、中长期和现货的协同、系统运行与市场交易的融合，进而支撑中国电力市场有序运作。
三是在确保系统安全稳定运行的基础上，不断完善市场体系建设。统一市场的建设需能兼容系统运行的传统方式并响应市场化需求，从总体上向包含分布式电源、储能、电动汽车等各类新型市场主体的能源互联网转型，推动实现高效的资源配置、促进多方协调运作、确保电力市场平稳运行。
综上所述，构建适应中国的统一电力市场的目标，是要在全国范围内形成市场范围全覆盖、交易时序全兼容、交易品种灵活、市场机制完善、市场体系健全的电力市场。
4、电力交易中心
根据电力体制改革文件要求，电力交易需要通过电力交易中心进行，省内市场的交易通过省级交易中心进行，跨省跨区的交易通过国家级电力交易中心进行。电力交易中心已全部完成组建。
省级电力交易中心已覆盖中国的全部省份。省级电力交易中心根据组织形式可分为两类：一类是股份制电力交易中心，由电网公司控股，以广东、山西、云南等省份的交易中心为代表；另一类电力交易中心是电网公司的全资子公司，以浙江、山东、河北等省份的电力交易中心为代表。
依托于国家电网公司和南方电网公司，中国共建立了两个国家级电力交易中心，分别位于北京与广州。不同于省级电力交易中心，国家级电力交易中心主要负责跨省区交易业务及国家指令的实施，在运行时需要与各省内交易进行有效衔接，促进省间余缺调剂和清洁能源消纳，逐步推进全国范围的市场融合，在更大范围内优化配置资源。
5、中长期交易
根据改革配套文件的要求，本轮电力体制改革将建立起以中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场。其中，一般将日及日以内的交易时序归为现货交易，日以上的交易时序归为中长期交易。然而，在电力市场改革之初，中国大部分地区不具备开展电力现货交易的运行能力，普遍选择以建设中长期交易市场为起步。
在中长期交易过程中，优先安排年度发电计划，之后在每月分配剩余发电计划，剩余需求的预测通过市场化进行交易。每月的电力交易与每年的电力交易遵循相同的流程。年度和月度电力合同在交付前一般会交易一到两次。
需要指出的是，由于中国电力市场体系尚未完全实现通过现货交易进行实时电力优化，中长期交易中签订的合约通常以实物交割（物理合约）的形式为主，需要电力调度机构在实际执行过程中调用。这些物理合约具有交易意向后，均需要经电力调度机构的安全校核和交易方确认，才能形成交易结果。当现货市场建立后，市场主体将被允许从物理合约或金融合约中选择一种方式签订并执行中长期交易。
根据 2019 年的数据显示，中国电力市场中长期交易电量超过 2834 TWh，占全社会用电量比重约30%。省内电力直接交易电量合计为 2028.62 TWh，占全国电力市场中长期电力直接交易电量的93.2%。
6、现货交易
目前，中国 8 个现货市场试点已全部进入试运行阶段。2017 年，国家能源局发布了建立现货试点的通知，包括南网（以广东起步）、蒙西、山西、甘肃、山东、浙江、福建和四川，其中南网（以广东为起步）、甘肃、山西在内的 8 个地区作为第一批电力现货试点。目前，各个地区基本完成了电力现货市场的规则设计，部分省区开始了模拟运行与试运行，可以根据不同的关键特征进行分解，用于考虑创建一个统一的国家现货市场。
以广东为例，其电力现货市场是中国发展速度最快的电力现货市场之一，目前已经进入具有结算意义的试运行阶段。根据广东电力交易中心发布的交易规则，可以了解到广东省电力现货市场主要采用了以美国 Interconnection LLC (PJM) ， 区域电力传输商（RTO）为代表的电力库模式，特征包括：市场主体提交自身报价、由独立的 ISO 对市场进行集中优化、市场价格采用节点电价机制、采用日前与实时的两阶段市场、中长期合约及现货市场均采用差价结算的方式等。
除此之外，与 PJM 相比，广东电力市场具有几个主要区别：
（1）市场参与范围有限：目前只允许煤电与燃气参与市场，核电、风电、 光伏 发电以及省外电力不参与市场，仍以传统模式参与调度，其出力仅作为市场出清的边界条件，需要被保障性执行；
（2）用户参与程度有限：目前，用户在市场中只申报需求，不参与报价；
（3）结算风险控制：发电侧按照机组所在节点电价进行结算，但是用户侧采用全系统节点的加权平均电价作为结算价格，并设置价格上下限；
（4）仅实体被允许参与市场：广东电力市场中没有电力库模式电力市场常见的虚拟投标者，所有参与市场的都是存在发电或用电设备的实体；
（5）辅助服务解耦运行：目前，广东电力市场先出清现货市场，再出清辅助服务市场，二者解耦、序贯运行。
2018 年 8 月 31 日，广东电力市场以出清不结算的模式，正式启动初期电力现货市场模拟运行。2019 年 5 月 15 日，广东电力交易中心开展按日结算试运行，意味着广东的现货已经正式进入实操阶段。
7、售电市场
消费者参与市场的方式主要有两种：直接交易或通过售电公司 (ReCos)。后者一直是市场份额较小的消费者的主要方式：首先，消费者与 ReCo 签订合同，确定其购电价格和电量；然后 ReCo 代表消费者在批发市场上进行谈判。关于售电公司相关的管理要求相当松散，主要集中在对于售电公司费用的财务安全和风险管理。
在电力体制改革初期，电力用户中仅有工商业用户被允许参与电力市场交易，其他包括居民、政府、科研院所在内的用户仍由电网公司代理交易。在大部分省区，一般工商业用户参与电力批发市场交易需满足一定的电压等级要求。例如，在广东和山东要求电压等级达到 10kV，还有的地区对于用户年用电量也有要求，如河南要求年用电量达到 10GWh 的大用户才可以参与电力交易。随着市场建设稳步推进，对电力用户的准入要求也不断放宽。
目前，电力用户参与市场交易的意识不断增强，注册数量连年攀升。2019 年，在北京电力交易中心注册的售电公司总量达到 3641 家；在广州电力交易中心注册的售电公司总量为 760 家。部分地区售电公司发展领先，以广东电力市场为例，参与交易的电力用户有 6907 家通过售电公司代理，占比高达 99.97%；售电公司代理电量 1551.9 KWh，占市场交易量比例超过 90%。
8、跨省跨区交易
跨省跨区交易遵循合约路径原则，即省与省之间的交易必须涵盖从发电机到用户的传输、分配和转运费用。如果发电机连接到省电网系统（通常为 220 千伏），该费用包括源地区的省输配电费。对于 500 千伏及以上的区域电网，须按合约线路所穿过的区域电网收取区域输配电费。当使用国家输电网（HVDC 线路）在地区电网之间传输时，需要缴纳跨地区输配电费。
跨省跨区中长期交易包括电网间购电、跨省跨区电力直接交易、跨省跨区合同转让交易等。其中，电网间购电主要指包括西电东送在内的政策性、指令性的电量交易。
2019 年，跨省跨区交易电量合计为 532.75 TWh，包括中长期交易和现货交易。其中，省间中长期电力直接交易为 148.52 TWh、省间外送交易（网对点、网对网）358.58 TWh、发电权交易 25.65 TWh。北京电力交易中心组织完成省间交易电量合计为 493.14 TWh；广州电力交易中心组织完成省间交易电量合计为 32.64 亿千瓦时；内蒙古电力交易中心完成电力交易规模合计为 163.42 TWh，其中省间交易电量合计为 2.12 TWh。
9、辅助服务市场
电力辅助服务是维持电力系统安全稳定运行的重要一环，其主要包括一次调频、自动发电控制 (AGC)、有偿调峰、无功调节、备用、黑启动等。辅助服务交易机制是对提供有偿辅助服务的并网发电厂、电力用户、独立辅助服务提供者进行支付的交易机制。
实际上，在本轮电力体制改革之前，中国就建立了辅助服务交易体系，不过并不是市场化的机制，而是通过调度手段从辅助服务商处获取辅助服务，并为市场主体因提供辅助服务而造成自身的运行损失而进行补偿。
目前，国家能源局仅发布了 2019 年上半年的电力辅助服务有关情况。中国参与电力辅助服务补偿的发电企业共 4566 家，装机容量共 1.370 TWh，补偿费用共 18.6 亿美元，占上网电费总额的 1.47%。
从电力辅助服务补偿费用的结构上看，调峰补偿费用总额 7.1亿美元，占总补偿费用的 38.44%；调频（西北区域调频为 AGC（自动发电控制）加一次调频，其他区域调频为 AGC）补偿费用总额 3.9 亿美元，占总补偿费用的 20.73%；备用补偿费用总额 6.8 亿美元，占比 36.38%；调压补偿费用 7871 万美元，占比 4.23%；其他补偿费用 414 万美元，占比 0.22%。
事实上，中国目前辅助服务市场与成熟电力市场中的辅助服务市场有很大的不同，区别在于中国特有的调峰辅助服务占比高达 35.5%。调峰辅助服务是指被安排了发电计划的传统机组，降低自身出力，为了其他成本更低的机组例如可再生能源，空出发电空间的服务，并由系统为其损失提供补偿。
10、可再生能源
中国的清洁能源消纳水平不断提高。在 2018 年发布的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》中进一步明确了弃电量、弃电率的概念和界定标准——原则上，对风电、光伏发电利用率超过 95%的区域，其限发电量不再计入全国限电量统计。对水能利用率超过 95% 的区域和主要流域（河流、河段），其限发电量不再计入全国限电量统计。
在能源装机方面，2019 年，我国可再生能源发电装机达到 0.794 TW，同比增长 9%。其中，水电装机0.356 TW、风电装机 0.210 TW、光伏发电装机 0.204 TW、生物质发电装机 22.54 MW，分别同比增长1.1%，14.0%，17.3% 和 26.6%。可再生能源发电装机约占全部电力装机的 39.5%，同比上升 1.1 个百分点。
在能源利用方面，2019 年，可再生能源发电量达 2040 TWh，同比增加约 176.1 TWh；可再生能源发电量占全部发电量比重为 27.9%，同比上升 1.2 个百分点。其中，水电 1300 TWh，同比增长 5.7%；风电 405.7 TWh，同比增长 10.9%；光伏发电 224.3 TWh，同比增长26.3%；生物质发电 111.1 TWh，同比增长 20.4%。弃风电量 16.9 TWh，全国平均弃风率 4%（同 2018 年相比下降 3%），同比下降 3个百分点；弃光电量 4.6 TWh，全国平均弃光率 2%，同比下降 1 个百分点。
在能源政策方面，中国目前普遍实施的可再生能源全额保障性收购制度，已经为能源并网起到积极作用。随着新一轮电力体制改革的推进，市场化的方式也将进一步促进可再生能源发展。具体将包括建立可再生能源优先发电制度；将可再生能源纳入跨省跨区市场化交易范围；不断完善中长期交易品种；探索分布式发电市场化交易模式等。
11、电价分类
中国的电价广义上可以分为：上网电价、输配电价、销售电价 :
（1）上网电价就是市场成员向发电企业购买电的价格。在发电计划内的上网电量，火电、水电、核电企业按相应的标杆上网电价计算；光伏发电、风力发电企业的上网电价由当地燃煤机组标杆上网电价 ( 含脱硫、脱硝、除尘电价 ) 和可再生能源补贴两部分组成，电网企业按照燃煤机组标杆电价向其支付电费，并受财政等相关部门委托，代发可再生能源补贴。
（2）输配电价覆盖了回收输配线路的建设成本。在 2002 年第一轮改革后，输配电价为电网平均销售电价与平均购电价格的差值；在新一轮电力体制改革中，已经逐步建立了由成本 + 收益的价格构成模式。根据不同的电压等级，输配电价的定价也不一样。用电电压等级越高，输配电价越低。
（3）销售电价是电网企业对终端电力用户销售电能的价格。一般由购电成本、输配电损耗、输配电价和政府性基金及附加，四部分构成。其中，购电成本为电网企业从发电企业或其他电网购入电能所支付的费用及依法缴纳的税金；输配电损耗为在输配电过程中，发电侧向配电系统输送（高压）电力和配电系统向终端用户输送（中、低压）电力的正常损耗；输配电价则按照输送电量来收费，相当于高速公路中的收费，由各省按照准许成本 + 合理收益的办法核定输配电价；至于政府性基金及附加，则是为了解决与用电有关的一些问题或者遗留问题，包括征收的基金以及可再生能源附加、城市公用事业附加等在内的附加费用。
中国销售电价按用电的性质分为四大类：居民、农业、大工业、一般工商业。其中，居民、农业和一般工商业只需支付固定的能源价格，而大工业用电则执行两部制电价，即容量电价和电量电价。
12、监管体系与监管机制
市场监管是指电力监管机构根据有关法律、法规和规章，遵循市场规律对市场主体、电网企业和市场运营机构及其行为进行的监督和管理。电力具有实时平衡和需求弹性小的特点，这决定了电力市场容易受到市场力和操纵行为的影响，因此市场规则必须有效执行以保障电力系统可靠性。电力市场监管机制能够有效防止市场主体操纵市场交易价格、损害其他主体利益，对保障电力市场有效、公平运行有着重要意义。
12.1 监管体系建设
新一轮电力体制改革以来，中国强调更多地通过规划、政策、规则、监管实施电力项目管理。国家能源局探索出适应四位一体管理机制相配套的闭环监管工作机制，从管理内容和监管方向上，梳理规划和计划、项目准入、市场秩序规则、监管责任制的同步落实，梳理中央和地方管理部门、管理和监管部门、政府和企业的关系。
中国电力监管的方式主要是依法监管、专项监管、问题监管，以及监管报告的运用。具体如下：
（1）依法监管，主要内容有：严格依法依规开展监管业务，不断强化电力监管法规执行力，依法查处违法违规案件。一般来说，依法监管可以分为 4 个阶段：
（2）专项监管，是指监管机构主要采用现场检查的方法，对电力领域的某一特定事项，向有电力企业、地方政府、部门、单位和个人进行的专门监管活动。在人力有限的情况下，专项监管可以达到集中治理、增加深度、形成示范的目的。专项监管的目标，一是解决实际问题，针对现场监管发现的问题和难题，提出解决问题的意见和建议，形成监管报告；二是总结工作经验，提出在全国范围内进行常态深度监管的思路。同时，按照闭环监管的要求，专项监管注重系统上下、内外的协调配合，专项监管工作方案的制定将充分征求相关专业管理部门、监管派出机构的意见建议。监管成果要反馈到专业管理部门，形成政策制定、检查、反馈、处理、完善的闭环。
（3）问题监管，主要由国家能源局监管派出机构组织实施，是一种集检查、调研、办案、维权等于一体的监管方式，针对的是监管对象的突出问题。问题监管要求强化问题意识，以问题为中心开展监管，主动发现问题，善于分析问题，积极解决问题。
（4）监管报告，是电力监管的一个重要抓手，是履行电力监管职能的重要方式。监管报告体现的是监管的透明度和社会监督的压力。监管报告主要有专项监管报告和问题监管报告两种，监管机构也可结合当地实际情况灵活运用监管通报等方式披露监管信息。一般来说，专项监管报告发布主体是国家能源局，问题监管报告的发布主体是监管派出机构。对于不宜公开的监管事项，采取系统内通报、约谈约访等形式，向监管对象通报监管意见。
12.2 监管机制设计
中国正在努力建设机制健全、科学完善的市场监管体系。监管机制设计仍在探索阶段，目前主要开展的机制探索有市场力管理机制、信用管理机制、信息披露机制、市场干预机制和应急处理机制。
（1）市场力管理机制
在电力市场中，市场成员可利用自身具备的市场力，对电量的价格或产量产生持续影响，导致电价偏离正常竞争性水平而获利。市场力因素会对电力市场的稳定性、交易积极性、电力安全性产生影响。市场力管理机制中，将首先考虑如何采取市场力的缓解措施，主要包括：市场力事前筛选、发电侧报价限制、市场价格上限约束、市场力事后调查和惩罚机制等。
在电力现货市场建设初期，考虑到监管机构的工作难度和相关工作人员经验的不足，计划采用市场力事前中短期筛选的方法，即每季度、每月或每周进行预测和筛选，找出系统中可能出现的关键节点（位于该节点的发电商由于其所处的位置而具有市场力）。由监管机构定期对该类发电商和大用户进行市场力筛选。若此类成员数目过多，将可能采取对市场交易报价采取统一价格上限的措施，从而预防其使用市场力扰乱市场秩序。市场建设初期还将采取市场限价的措施，以进一步缓解市场力，且便于监管机构实施。
当电力现货市场建设逐步完善时，计划采用准实时筛选的方式缓解市场力。在日前市场中按照小时筛选，从而判断出不同时段、不同负荷水平下的关键节点。由监管机构对相应的市场成员进行监控。监管机构可通过对不同容量水平的机组采取不同的价格上限，使得在缓解了市场力的同时达到了优化系统整体效率的目的。
（2）市场主体信用管理机制
由于现有市场主体可能对于电力市场化交易规则的理解不成熟，因此电力市场的信用管理的机制将考虑分两阶段进行。
在现货市场建设的第一阶段，将维持较高的电力市场准入门槛，确保在初期进行市场化交易的成员均具有良好的企业经营情况和社会信用指标，能够应对电力市场化交易的潜在不确定性和风险。电力交易中心和第三方信用评价机构将对市场成员的财务状况和社会信用指标进行评估，根据相应的评价确定市场成员进入电力市场初期所具有的初始信用评价。第一阶段中，对市场成员的评价将着重于规则遵守、服从管理、维护电力市场的秩序等方面，而对其运营情况适度放宽标准，从而达到培育市场主体的目的。
在第二阶段，当成员通过基本的场外评价后获得了相应的初始信用额度后即可参与市场化交易。评价体系会根据成员参与市场化交易的记录对其初始信用额度进行增减。信用指标可按照市场主体在电力市场中的行为分为两类：运营能力评价指标和违规行为评价指标。其中，运营能力评价指标评估市场成员参与市场化交易的能力，主要包括：经营能力、交易管理、合同管理、运行管理、结算管理、信息公开程度等。违规行为评价指标评价市场成员的比较严重的违法违规及扰乱电力市场运行秩序的行为，包含交易管理中的不正当竞争、合同管理中的不履行交易结果以及信息公开中的散布虚假信息等恶性行为。与运营能力评价指标不同的是，违规行为评价指标将直接对用户的信用评级产生影响。在电力市场建设的第二阶段，电力交易中心应重点考核市场成员的交易能力，从而使得市场的安全性、稳定性、交易效率得到提高。
（3）信息披露机制
信息披露是指根据电力市场运营规则的要求，市场主体和市场运营机构互相为对方提供相关的数据和信息，同时向社会公众和电力监管机构发布和提供必要的数据和信息。完备的信息披露机制能够有效促进资源的优化配置，显著提升市场交易的透明度与公平性，抑制日前市场上的盲目报价与恶性竞争，提高市场流动性和市场监管效果。
机制计划时，考虑将披露市场信息分为公众信息（向全社会公开）、公开信息（向市场主体公开）和私有信息。
在职能分工方面，电力市场的信息披露，计划主要由调度、交易机构负责，披露内容将包括电力市场运行情况、价格数据、市场结构信息等。信息披露将遵循充分、易得、准确、及时、对称的原则。对于发电企业，一方面具有从市场中获取市场供求状况及必要的价格信息的权利，同时也需要向市场发布自身的售电信息；对于电力用户，同样具备获取供求状况及必要的价格信息，并向市场发布自身的购电信息的职责和权利；由电网经营企业通过调度、交易机构发布输电费用及网损等信息；由电力监管机构及时、准确地向市场发布市场监管和评估指标信息。
（4）市场干预机制
市场干预是指在特定的情况下和确定的短时间内，将不断完善由电力交易中心对部分或全部市场交易的临时管制的职能。
当市场主体滥用市场力、多个市场主体联合串谋、合同未能履行等导致市场秩序受到严重扰乱的行为，或因外部因素（国家政策变化等）导致的市场交易严重不平衡的情况发生时，电力交易中心将及时介入市场进行干预，以维持市场的稳定运营。
电力交易中心在进行市场干预时，将可根据事故的严重程度选择相关的干预手段，包括改变市场交易时间、暂缓市场交易，更改市场主体报价上下限，调整市场交易电量等手段。
（5）应急处理机制
应急处理指的是在重大事故发生的情况下，由电力交易中心在监管机构的监督和协助下，对事故造成的一段时间内的影响进行紧急处理的机制。
当市场处于严重供不应求等影响现货市场交易正常进行的情况时，电力交易中心将可按照相关程序终止电力现货市场交易，依照用电的优先原则重新组织市场主体进行有序交易、有序用电。
当由于特殊原因导致的输电通道容量紧张情况出现时，电力交易中心将在相关监管机构的监督下对交易进行有序削减。交易削减的顺序为：按照交易达成顺序的逆序，优先削减现货市场中达成的交易，再削减中长期合约达成的交易，直至满足输电通道容量要求。
当市场运营规则不适应电力市场交易需要、电力市场运营所必须的软硬件设施发生重大故障导致交易长时间内无法正常进行等情况发生时，电力交易中心将及时上报监管机构，并按照安全第一的原则处理事故和安排电力系统的运行。
在紧急情况结束后，电力交易中心将彻查事故发生原因，并确定责任方。此外，电力交易中心还将协助相关市场机制进行改进，以更好地应对各种可能发生的情况。
