簡介
長期以來，我國的電價一直是由國家制定的。發電廠按照政府部門核定的“上網電價”向電網“出售電能” ，此價格取決於該發電廠由政府核定的發電成本和應償還的貸款本息，而與市場對電能的需求無關，與發電廠的產量和電能質量基本無關，即所謂的“一廠一價、一機一價”現象。另一方面，出售給用電戶的電價也是由國家制定的，該價格與向電網內各個發電廠購電的平均價格有關。
在電力市場中，電力的市場價格是供需雙方通過價格競爭決定的，電價是市場價格，而不再是政府的定價。電力市場的電價不僅每天不同，而且，在一天中的不同時段也不同，這就是所謂的“實時電價”。
我國正在進行的只是“發電側電力市場”改革試點。發電側電力市場是電網的電源端的電力市場，是多個發電公司和1個輸電公司之間進行電能交易的市場。山東發電側電力市場在模擬運行和試運行階段只進行現貨電能交易。在山東電力市場中，發電公司為其第2天要求發電上網的每個發電機組向電力市場申報分成48個時段(稱為交易間隔)的一組報價，價格競爭的結果產生每個時段的邊際電價。電力市場按照競爭產生的現貨邊際電價與發電廠結算現貨電量。發電廠通過競價上網發電，通過競價取得計畫出力 。
邊際電價概念
在現貨電能交易中，按照報價從低到高的順序逐一成交電力，使成交的電力滿足負荷需求的最後一個電能供應者的報價稱為系統的“邊際電價”。報價高於邊際電價的發電機組的電力不能成交，競價失敗；報價低於邊際電價的發電機組不按報價與電力市場結算現貨電量，而按系統的邊際電價結算。
發電側電力市場在開始階段拿出總電量的10%作為現貨競爭電量，其餘為期貨電量。期貨電量按契約電價結算，現貨電量按日加權平均邊際電價結算。在電力市場的模擬運行階段只是按照各個發電廠的報價產生邊際電價和出力計畫，發電廠並不執行此出力計畫，也不按照市場規則實際考核出力和結算電量。經過一段時間的試探和調整後，邊際電價開始逐漸下滑，甚至用電負荷需求增大也不能改變邊際電價的下滑趨勢。
在市場經濟條件下，某種商品的市場價格是由市場上該商品的供求關係決定的，是商品的市場需求和商品的市場供給這兩個方面相互作用的結果。因此，在電力市場上，通過競爭產生的電價應該反映電能的市場供求關係。
電力市場交易的商品是電力。與其它商品的供求關係不同的是，電力市場的供求關係不是用電力的產量(即發電量)與銷量(即售電量)的關係來表示的，這是因為電能無法儲存，電力生產具有“即發即用，產銷平衡”的特點。電力市場的供求關係應該用全網電力負荷需求與電網內可運行的發電機組的總容量之間的關係來表示。全網負荷反映了用電需求大小，運行的發電機組總容量就代表了電力生產能力。實際上，在1天當中，全網負荷需求低的谷段的邊際電價確實是1天中最低的，負荷需求高的峰段的邊際電價是1天中最高的。在1天中邊際電價的這種變化是與供求關係基本一致的。因為，在1天中承擔基荷和腰荷發電的機組總容量是不變的，只有不同時間的負荷需求是變化的。
在電力系統中，基荷發電機組是不允許頻繁啟停的，相鄰幾天的可運行的機組總容量(包括一定的備用容量)一般是相同的。因此，相鄰幾天的供求關係應該與這幾天的全網負荷需求變化基本一致，邊際電價的變化也應該與全網負荷需求相適應。如果全網負荷需求增大而總發電容量不變，則供求關係向需求增大的方向變化，邊際電價也應該隨之上升，而不應該降低 。
邊際電價的微觀經濟機理
與一般商品定價類似，日前交易的邊際電價首先應遵循經濟學的基本規律-供給與需求均衡規律。但由於電能生產、輸送、使用同時完成及輸電網路容量約束、電力系統安全約束、電力供給與需求彈性小等原因，邊際電價表現出不同於其他商品價格的固有特點 。
邊際電價特徵
影響邊際電價的因素除電力需求和供給以外，市場規則、生產成本、輸電阻塞、發電商策略投標行為、市場力、串謀、容量持留等都會對邊際電價產生影響。因此邊際電價時間序列具有與電力負荷序列不同的特點 。
邊際電價預測模型的選擇
隨著電力市場的建立和發展，監管機構和市場成員對邊際電價預測精度的要求越來越高，學者們都在努力尋找能精確預測邊際電價的算法。基於統計學的方法有著嚴謹的數學理論基礎，預測模型雖然簡單但預測精度並未因此而降低，非常適合對波動比較平緩的電價序列進行預測，但是差分、取對數、小波變換等預處理措施有時是必需的。人工神經網路等智慧型處理方法強大的時間演化能力，非常適合對波動比較劇烈的電價序列進行預測。為提高預測精度，基於市場模擬的方法需要對市場力、博弈、串謀、容量持留等各種投機行為建模，工程實現的難度較大 。
