截至目前，全国有33家电力交易中心均已举行了揭牌仪式或者进行了工商注册登记，唯有海南省还未成立其省级电力交易中心。
成立电力交易中心意义在哪？全国电力交易中心“遍地开花”意味着电改加速？
国外电力交易中心如何运作？
本期电力急先锋带你盘点年度关键词之电力交易中心。
【全国已有33家电力交易中心揭牌或登记】
2014年全国“两会”期间，国家能源局副局长史玉波接受媒体采访时表示，当下电力体制改革将“放开售电侧，让用户选择售电商进行交易。”据了解，此次新电改将电力交易机构定位为“相对独立，依规运行”，要求将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构管理运营与各类市场主体相对独立。交易机构不以营利为目的，主要负责市场交易平台的建设、运营和管理；负责市场交易组织，提供结算依据和相关服务，汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同；负责市场主体注册和相应管理，披露和发布市场信息等。
据了解，目前全国有33家电力交易中心均已举行了揭牌仪式或者进行了工商注册登记，唯有海南省还未成立其省级电力交易中心。广东省有2个交易机构，一个是国家级的广州电力交易中心，一个是省级的广东电力交易中心。北京更是成立了3个电力交易机构，分别是国家级的北京电力交易中心，省级的首都电力交易中心和冀北电力交易中心。除此之外，其他省份均只有一个电力交易中心。值得一提的是，北京电力交易中心组建后已经开展了市场化跨区跨省交易，山东30家电力用户和陕西、甘肃、青海、宁夏824家企业通过交易平台达成交易电量90亿千瓦时，降低购电成本5.4亿元。
【举例：广州电力交易中心如何运营？】
广州电力交易中心的组建运行，对南方区域电力市场建设和南方五省区经济社会发展有着重要意义。广州电力交易中心成立后，与南方区域各省(区)电力交易中心合理分工、协调运作，形成区域电力市场和电力交易机构体系。统筹考虑南方区域各省(区)间差异，协调推进市场建设、价格机制、交易规则制定等各项工作。
组建股份制交易中心
今年2月26日，国家发展改革委、国家能源局下发《关于北京、广州电力交易中心组建方案的复函》。3月1日，广州电力交易中心正式揭牌。广州电力交易中心依托南方电网公司按照股份制公司模式组建，南方电网公司控股，持股比例66.7%，其他5名股东为广东省粤电集团有限公司、广西投资集团有限公司、云南省能源投资集团有限公司、贵州产业投资集团有限公司、海南省发展控股有限公司。
5月11日，广州电力交易中心有限责任公司完成工商注册。5月17日，召开第一次股东会、董事会、监事会。广州电力交易中心有限责任公司严格按照公司法组建，建立董事会、监事会。公司董事会7人，监事会5人。按照组建方案设置相关职能部门，编制50人。现已设置市场运营部、交易组织部、结算统计部、综合管理部、党建及企业管理部5个职能部门，初期20人已基本到位，按照岗位职责有序开展各项工作。
图：广州电力交易中心组织架构
设立市场管理委员会
在国家发改委、国家能源局指导和帮助下，8月25日广州电力交易中心市场管理委员会正式成立，成员由送电省、受电省、发电企业、电网企业、交易机构、第三方机构等类别代表组成，初期规模28人，保障市场主体合法权益、充分体现各方意愿的体制机制进一步完善。
实现交易业务独立
广州电力交易中心职责主要包括负责落实国家西电东送战略，落实国家指令性计划、地方政府间框架协议，为跨区跨省市场化交易提供服务，促进省间余缺调剂和清洁能源消纳，以及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。
广州电力交易中心承担南方电网公司原来的交易业务，公平公正组织市场交易，独立核算，自负盈亏，在为市场主体提供交易服务的同时，按规定合理收费。同时，受政府监管，接受市场管委会等第三方监督，确保交易机构规范运营。
广州电力交易中心不以营利为目的，按照政府批准的章程和市场规则，在政府监管下为市场主体提供规范、公开、透明的电力交易服务。按市场规则与其他省级电力交易机构进行业务协同，确保跨省区交易业务与各省（区）省内市场化交易业务的有效衔接和顺利开展。
搭建交易系统平台
根据广州电力交易中心的职能定位，交易中心提前着手建设先进的交易系统平台。系统平台于2015年8月正式立项，12月份完成招标工作，今年3月开始项目调研并进行开发，目前系统已上线运行，支持市场主体的注册、省间挂牌交易组织以及交易结算等核心功能,已有35个发电企业在系统上进行了注册，并组织8-9月电力交易。
图：广州电力交易中心6大系统功能
广州电力交易中心交易系统主要实现南方区域跨省、跨区电力交易所需功能，包括市场成员注册、交易管理、合同管理、结算管理、统计分析以及信息发布6大功能，并通过系统接口与各省交易系统以及电网相关系统衔接。
图：广州电力交易中心交易系统平台
科学制定交易规则
广州电力交易中心成立了交易规则编写工作小组，重点围绕月度增量交易、发电权交易、年度、月度协商交易等交易品种及市场成员注册要求，编写了《南方区域跨区跨省月度电力交易规则》《2016年汛期云南富余水电跨区跨省月度市场化交易规则》《广州电力交易中心注册管理办法》初稿，已初步征求各方意见并报送国家发改委、国家能源局。
据悉，根据跨省跨区交易需求及东西部市场主体交易意愿，按照平稳起步的原则初步设计年度、月度及月内6个交易品种。交易模式涉及双边协商、发电权交易、挂牌交易等多种模式。当前阶段着力落实年度协议交易，推进月度富余电能交易，以平抑东部省区电价成本，促进西部省区资源优势转化，拓宽发电企业销售渠道，增强电网公司供电保障能力、满足用户差异化需求。后期将开展日前现货交易，开展电力期货、衍生品研究，逐步构建市场的多元交易体系。
图：广州电力交易中心组织的主要交易品种
提供透明交易服务
组织西电东送交易是广州电力交易中心的重要职能。2016年1-8月，累计组织西电东送交易电量1281.41亿千瓦时，同比增长6.1%，较年度计划增送104.4亿千瓦时。在完成西电东送年度计划的基础上，充分挖掘通道富余能力，通过竞争方式组织云南增送广东省间市场化交易电量33.5亿千瓦时，促进西部富余水电消纳。3、5、6、7、8月份云南增送市场化交易落地价格较广东燃煤标杆电价低7-10分/千瓦时，电费降幅累计3.2亿元。降幅电费将按照广东省政府有关部门制定的规则进行分配，全部用于补偿广东省内受影响发电企业。
积极促进南方区域电力市场化
南方区域省间资源互补优势明显，非化石能源比例高，特别是近年来电力供需形势发生较大转变，供大于求的矛盾逐步凸显。成立广州电力交易中心，在南方区域加快电力市场建设工作，加强宏观规划指导与市场机制调节的有效衔接，有助于促进资源在区域范围内进一步优化配置，推动国家能源战略的落地和南方电力市场建设。
据广州电力交易中心相关负责人向记者表示，交易中心将继续全面贯彻落实国家电力体制改革中发9号文及其配套文件精神要求，坚持市场化改革方向，以有利于落实国家西电东送和节能减排能源发展战略、有利于推进电力供给侧结构性改革、有利于让市场在资源优化配置中发挥更大作用、有利于还原电能商品属性为原则，以编制和完善市场交易规则、建设交易技术支持系统、丰富交易品种、促进省间市场与省内市场衔接和融合为主线，为市场交易主体提供规范、公开、透明的交易平台，全面推进南方区域电力市场建设。
【相关链接】
1、交易平台运行实例——交易组织
2、交易平台运行实例——信息发布
8月25日，广州电力交易中心市场管理委员会成立大会在广州召开。该委员会的成立，标志着南方区域电力市场化改革工作进一步深化，维护市场公平、公正、公开，保障市场主体合法权益的体制机制进一步完善。会后，记者就相关问题专访了中国南方电网有限责任公司副总经理、广州电力交易中心市场管理委员会首任主任贺锡强。
记者：成立广州电力交易中心市场管理委员会的目的是什么？
贺锡强：广州电力交易中心管理委员会正式成立，是深化南方区域电力市场建设的重要一步，对构建有效竞争的市场体系具有重要意义。成立广州电力交易中心市场管理委员会的主要目的，是为了保障各方的诉求和意愿能够充分表达和体现，维护市场的公平公正公开，保障市场主体的合法利益。
记者：广州电力交易中心市场管理委员会会成立之初的重点工作是什么？
贺锡强：当前各市场主体利益矛盾还比较大。要严格按照管委会的组建方案和议事规则的要求，切实发挥好管委会职能，为南方区域电力市场化改革做出应有的贡献。
一是积极做好与各成员单位的沟通，及时做好各成员单位的意见收集，确保各方诉求表达渠道畅通。二是综合各方意见和交易中心运营需要，适时召集市场管理委员会议，切实做好交易中心交易和运营规则研究讨论，以及南方区域电力市场相关事项协调等工作。三是结合电力市场化建设进展，持续推动管委会自身建设，努力推动管委会从有利于南方区域电力市场发展的大局出发，客观公正地协调有关问题。
记者：新一轮电改以来，南方区域电力市场化建设取得了哪些成效？
贺锡强：南方电网公司一直勇当改革的促进者，真心拥护改革、支持改革、投身改革，扎实推进输配电价、混合所有制、电力市场建设等各方面改革工作，特别是在电力市场建设方面，积极开展了大量有益探索，成效还是比较显著的。
一是电力交易机构组建工作进展顺利。在2014年内设机构电力交易中心的基础上，今年广州电力交易中心已经正式注册，各项工作正按计划开展；广东、广西、云南和贵州等省级电力交易中心也按照多家参股的公司制模式组建，已相继挂牌或注册，有效承担起了各项电力市场化改革任务。
二是市场化交易成效初步显现。1-7月西电东送累计交易电量1050.7亿千瓦时，较计划增送101.2亿。在此基础上，通过市场化机制充分挖掘送电能力，云南累计增送广东市场化电量21.5亿千瓦时，进一步促进了富余水电消纳。各省区的市场化交易电量778.2亿千瓦时，占网内售电量17.4%。
从今年以来各个交易中心运作情况来看，市场在资源优化配置中的作用更加显著，我们要看到改革成效，进一步增强改革信心，坚定方向、持续发力，推动电力市场化建设工作不断深入开展。
记者：作为广州电力交易中心市场管理委员会首任主任，您认为广州电力交易中心的定位和发展重心是什么？
贺锡强：南方地区东部经济规模大、发展快，能源需求量大，但可开发能源严重匮乏；西部经济规模较小，发展相对缓慢，能源资源却十分丰富。东西部省份在用电负荷特性、电源结构等方面有很强的互补特性。因此，在南方区域推动西电东送、建设省间电力市场是一个优化资源配置、东西部互补双赢的举措，具有很大的社会效益和经济效益。
近年来，伴随我国经济发展转型升级，南方区域的用电增长明显放缓，南方电力市场中原本就存在的水火电矛盾、东西部矛盾等问题进一步凸显。广州电力交易中心作为国家级电力交易机构，要根据南方区域电力市场特点，按照国家批复的组建方案要求，找准自身定位，在落实好国家指令性计划、地方政府间框架协议的前提下，主动承担起市场交易管理职能。按照国家批复的方案，广州电力交易中心的主要职责就是促进国家西电东送和节能减排能源战略的落地。落实好国家指令性计划、地方政府间框架协议；最大限度吸纳清洁能源。实际上，促进好西电东送战略的落地，也是市场化交易的一项重要职责。因此，我想下一步重点要做到“四个促进”。
一是要促进落实国家西电东送和节能减排能源战略。落实好国家指令性计划、地方政府间框架协议；最大限度吸纳清洁能源。二是要促进供给侧结构性改革。推动电力市场化改革，将资源优势转化为经济优势，拓宽、夯实能源经济增长点。三是要促进市场在资源优化配置中发挥更大作用。通过市场化交易机制和手段，促进产业结构调整和清洁能源消纳。四是要促进电力工业可持续发展，确保改革遵循电力工业客观规律。
记者：南方区域电力市场化建设涉及数省区和不同市场主体，如何形成合力？
贺锡强：电力市场化建设涉及发输配售用各个环节，同时也与各省区经济社会发展息息相关，需要各省区政府、各市场主体统一共识、同向发力，共同推进。希望各省区政府有关部门、各成员单位以管委会成立为契机，积极参与到电力市场化建设中来。一方面，希望大家积极献言献策，提出关于交易机构运营、交易业务开展等意见建议，促进广州电力交易中心更加规范、高效运行。另一方面，希望及时反映当地经济发展状况和电力市场动向，促进信息协同共享，为电力市场化建设提供重要参考。管委会秘书处要负责好管委会日常工作，做好意见收集和沟通协调工作，确保管委会的正常运转。
我们相信，在国家发改委、国家能源局等有关部委悉心指导下，在五省（区）政府和各成员单位的大力支持下，广州电力交易中心市场管理委员会将成为落实电力市场化改革精神、促进电力市场化建设的坚强平台，在推动资源优化配置、助力五省区经济社会发展方面发挥更大作用！（来源：中国电力报）
【观点：电力交易中心“遍地开花”意味着电改加速？】
有人将电力交易中心的“遍地开花”视为“电改加速的标志”。由于电力交易必须与系统平衡相融合，市场的组织机构确实重要。但根据先期改革国家的实践，电力交易机构设在哪里，首先与市场布局有关。我国很多地区电力资源跨省配置，因而中央历次发布的电力体制改革文件（无论是“5号文”还是“9号文”），都提出建立跨省区域电力市场。而既然要建跨省区域电力市场，为何每个省都建电力交易中心？这些省电力交易中心与区域电力市场是什么关系？如果这都没想清楚，是不是在浪费公共资源？
电力交易机构与系统运行的关系，则与交易模式密切相关。如果选择强制性电力库模式，市场构架为单一现货市场，电力交易与系统平衡计划同时完成，交易机构与系统运行机构合一设置较为适宜。如果选择“双边交易”模式，市场构架为“场外双边合同+双向交易的日前市场+平衡市场”，则交易机构与系统运行机构分、合皆可。如美国的日前市场和实时平衡市场均由系统运行机构组织；在西欧各国及北欧，平衡市场由系统运行机构组织，而日前市场则由盈利性的电力交易所组织。可见，电力的交易模式不同，交易机构的职能定位及其与系统运行机构的关系也不一样。
所以，我国的“电力交易中心”，不应纠缠于“控股”问题，而应把重点放在合理布局与功能定位上。在已布局跨省区域电力市场的地区，不应再建“省级电力交易中心”。在合理布局基础上，还应基于交易模式确定其功能及其与系统运行机构的关系。我国现阶段法治不健全、市场诚信度低，盈利性的电力交易所模式暂不可取，“电力交易中心”定位为公共机构较为适宜。据此，所有的场内交易（无论是电力库模式的单一现货市场，还是“双边交易”模式中的日前市场和平衡市场），只应由一个机构组织，因而“电力交易中心”应与系统运行机构“合二为一”。（来源：中国能源报）
【经验篇：电力交易中心如何运作？看向美国、英国、澳大利亚】
美国电力交易中心：从分离到“内嵌”
1998年3月，投资数亿美元的电力交易中心(PX)和独立系统运营机构(ISO)在加州同时开放，这让加州成为美国第一个允许电力用户选择发电商的州。
2016年7月25日下午1点，美国纽约市批发电价在正常的5美分/度左右徘徊，下午2点30分，因为天气炎热，用电量提高，批发电价随之升至9.4美分/度，这已几近系统稳定的警戒值。但随后不到1小时，电价飙高到1.042美元/度，在高点徘徊将近半个时之后，电价才回落到安全区间。
事后证明，电价之所以在短期内涨幅达到10倍，是因为雷雨警报误报，加上原本可启动的燃油发电设施已全部上线，导致供需缺口无法弥平。
所幸，批发电价一时突然提高，对纽约市用户零售电费的影响不大。然而，如此大的起伏，无疑是电力系统稳定性不佳的证明，于是，诸多分析师把质疑丢给电力调度机构和电力交易机构——美国纽约州ISO。
不完全改革的产物
纽约州ISO，即掌管纽约州的独立系统运营商。从其批准机构——美国联邦能源管制委员会（FERC）可以看出，它其实是一个标准的美国电力改革的产物。
在美国电力体制改革之前，全美电力都由垂直一体化的公共事业服务公司提供。1995年，加州立法机构通过了关于改革电力行业、引进电力零售竞争的1890号法案，1996年，FERC进一步规定，各州须设立电力批发市场和独立的系统操作中心。
1998年3月，投资数亿美元的电力交易中心(PX)和独立系统运营机构(ISO)在加州同时开放，这让加州成为美国第一个允许电力用户选择发电商的州。其运作模式是完全市场化的——电力用户可以直接与发电商签定购电合同，电网向发电商开放并为用户提供输电服务，而PX和ISO则扮演电力交易中心。
建成后的加州PX和ISO是相互独立、各司其职，其中，ISO管理着三个关键市场：竞争性的辅助服务采购市场、实时能源市场和用户管理市场；PX也经营着三个能源市场：对次日每小时进行的每日拍卖、当天市场和批量期货市场。
每天，加州PX会制定并向ISO提交交易计划，而这项交易计划成为ISO协调电网运行的基础。
从理论上看，这种模式把电能交易与系统调度的职能分开，可以有效形成公平竞争。但在实际操作中，PX与ISO分离很难实现有效的协调运作——无法使电力资源得到最优配置，用户也无法获得反应电力现货市场的价格。特别是加州电力市场中没有长期合同、短期合同，只有现货市场，是后来电价异常升高，最终导致2001年加州电力危机的重要原因之一。
同样，这场突如其来的危机让美国电改忽然放缓，据称，这场遍布全美各地的改革只完成了原计划的一部分，于是，美国电力市场就呈现出多种形式混杂的场面——在一些完成电力市场改革的州，电力交易已经实现灵活运营；一些州中断了电力改革，运营模式则采取传统的方式；而在西部的一些地区，仍然延续着地方电力公司一家独大的局面。
也是因为危机，PX和ISO分离的模式不再认为是电力市场运营的模板，更多交易市场化程度较高的地区开始采取另一种方式——ISO内嵌PX模式。本文开头的纽约州、新英格兰和PJM（Pennsylvania—NewJersey—Maryland）等地就是这种模式的践行者。
“内嵌”模式平抑价格波动
2012年10月底，飓风“桑迪”横扫纽约州、新泽西州和宾夕法尼亚州，百万人受到影响。而负责维护新泽西州、宾夕法尼亚州、特拉华州高压输电网络的PJM也因为这次罕见的自然灾害而备受关注。
PJM覆盖了美国中西部与东北部的13个州，约占美国电网总规模的五分之一，今天，PJM市场交易体系包括：电能市场、容量市场、辅助服务市场以及金融输电权市场等。
其中，电能市场是对批发电力进行持续的购买、销售和交付，涵盖长期双边交易、日前市场和实时市场，并以长期双边合同和日前交易为主，实时竞价的比例电量仅占15%～20%，每天上午，市场成员可以通过向联络办公室（PJM-0l）提交次日的投标计划，办公室对其评估后选出最有效的运营方式。
在结算方面，PJM采用的是双结算体系(Two-SettlementSystem)——在实时市场只结算实时和日前市场出清结果的偏差量，这样做，就是为了让日前市场对冲实时市场风险。
容量市场是PJM的创新之一。PJM市场通过市场发送价格信号，让发电商知道必须持有足够机组容量。容量或是发电商自己拥有，或从每年五月会举办的容量竞拍上购买，以获得3年后的容量。
为了给市场参与者足够的时间来做规划，PJM开发了一个基于互联网的工具——电子容量市场，市场成员可以在每天上午7点到9点，根据自己第二天容量义务的大小进行容量信用的买卖。在市场成员分别投出买标和卖标后，市场根据投标价格，从价格最低的卖标开始进行交易匹配。最后匹配成功的卖标价格确定为市场清算价，所有交易成功的容量信用都按这个价格支付费用。
此外，PJM采用固定输电权利（FTR-fixedtransmissionright）的管理方法平抑价格的波动，FTR允许网络输电用户和固定的点对点输电服务用户事先向PJM联络办公室申请，经批准后获得FTR，它可保护该输电用户不会因发生输电阻塞而使自己支付的费用上升。
英国电力交易中心：平衡不是奢侈品
在经历两次改革后，英国的电力市场自由化程度之高几乎全球公认——超过400家配电商、3家输电商、7家配电商和约超过20家的零售商。
2002年冬天，英国老牌发电公司Power-gen宣布，因为无法承受“糟透了”的低电价，决定关闭旗下三座火电站。
在当时的媒体报道中，受到类似困扰的公司至少有15家，其中较为严重的是美国德州最大的电力公司的英国分支机构TXUenergy。此前，这家公司以高价与电厂签订了长期合同，然而，低电价却直接导致公司财务入不敷出。
几乎所有的公司都把问题归咎于“不连贯的政策”，也就是英国电力市场在一年前刚刚进行的第二次大改。
在改革前，英国已经实行了10年的电力库交易模式。这种模式以“集中交易、集合竞价”为特征——英国国家电网公司（NGC）作为交易中心，承担了系统运营商和市场运营商的双重角色。其每半小时会发布未来24小时的电力需求情况，同时，持有发电许可证的发电商会开始竞价，NGC会将报价中最高的一个，作为后半个小时的分销电价。随后，竞价成功的发电商把电送到电力库，再由12个区域组织将电力传输到英国各地。
2001年3月，电力库被新电力交易系统（NewElectricityTradingArrangements，下文简称NETA）模式所取代，这种模式以中长期的双边交易为主，以平衡机制和事后不平衡结算为辅，于是，在超过9成电力自由交易和竞争前提下，本文开头的一幕出现——英国电价在很短时间内迅速降幅超过20%。
隐性力量倒逼平衡
在NETA模式中，有一个不可忽视的概念“关闸”。所谓关闸，一般是交易前1个小时，它既是电力交易所的交易活动完成的时刻，也是双边交易和调度调控的分界。
具体来说，关闸前，98%的电能交易都可以通过双边合同完成。其中的第一类，是提前几年签订的远期合同交易和期货交易，这类交易的数量、地点、时间、方式往往非常灵活；而第二类，则是通过交易中心签订的短期现货交易。这类非双边交易，一般会在纳斯达克旗下的电力交易所N2EX等专业交易机构进行。但是，无论远期合同还是现货交易，发电企业和供电商可以自由选择，市场操作不会受到集中形式的监管。
关闸后，此前交易的合同情况会交给一个不平衡结算部门，而发电商也可以将自己多余的电竞价进入平衡市场。英国国家电网电力传输公司（NationalGridElectricityTransmission,下文简称NGET），会从由便宜到贵的原则，接受发电商增减出力的报价，以此平衡整体电力市场。但需要注意的是，关闸后NGET的操作，不能被称为真正意义上的市场，而是一种调控行为。
NETA的交易模式中，还有一个频繁出现的关键词——平衡。
而这也是新模式希望得到的市场效果。在交易中，各个电厂需要自行调度出力。发电商和供电商会按照合约的内容，将电量分解至每半小时一个单位，由电厂自主调度，自行决定机组运行状态。如果出力与合同不相等，就会按照机组的实际发电曲线，支付不平衡运行费，其主要目的是为了激励市场成员尽量按照签订的合约进行发电，将不平衡量减至最小。
但从另一个角度上看，这实际上是在用市场化的手段，倒逼发电厂主动参与电力交易，并自行维护市场平衡。
为了应对电力价格过低，英国还设立了一个监管部门“天然气和电力办公室”(OfficeofGasandElectricityMarkets，下文简称Ofgem)，这个办公室不仅可以发放牌照，更重要的是，其监控市场主体是否有恶意降价竞争等行为。这样做，是保证在市场化的前提下，各个成员可以获得适当的利润，各个环节能够正常运转。
拍卖背后的平行市场
在经历两次改革后，英国的电力市场自由化程度之高几乎全球公认——超过400家发电商、3家输电商、7家配电商和约超过20家零售商。特别是发电商，最大的前6家发电商占有市场份额总和超过70%，前十家超过85%。
但是，发电商却在2011年后面临新的问题。
一直以来，英国只有电量市场、没有容量市场。在2011年前，英国一直拥有足够的容量富余来保障安全供应。但这时，游戏规则悄然发生改变。首先，风电容量迅速增加，市场因为负荷和不稳定的天气而影响较大；其次，为了在2020年前实现15%的可再生能源目标，英国需要确保30%的电力来自于可再生能源，于是政策对火电采取限制的态度。
于是，英国开始了第三次电力市场改革，即EMR。按照2013年年底颁布的《英国电力市场改革执行方案》描述，此次改革的重点，是成立一个容量市场，即通过给予可靠容量以经济支付，确保在电力供应紧张的时候市场拥有充足的容量，保证现有机组的盈利能力和电力供应安全。
根据方案，英国容量市场是在电能量市场外单独设置的，范围包括英格兰、威尔士和苏格兰，不包括北爱尔兰，发电商可以同时参与电量市场和容量市场的交易。
2014年11月，容量市场进行了首次交易。这次交易以拍卖形式进行，标的物为容量交付年系统所需的发电容量。英国国家电网公司在政府授权下，作为实施容量市场的监管者，对电力需求做出评估后组织容量拍卖。
这次竞标完成后，成功的容量提供者将在2018/19年冬季交付容量，得到相应的报酬，以确保电力供应安全，否则就要被采取罚款措施。而与电量市场一样，容量合同的费用将根据市场份额由供应商提供，经ELEXON支付给容量提供者。如果容量提供者面临罚款，罚款也会经ELEXON交给供应商。
容量市场与电量市场的一个区别是，在容量市场中，分为一级市场和二级市场，两个市场均有各自的适用范围，但拍卖的原则一般是满足一级市场之后再分配二级市场。比如，在2014年11月交易的容量提供者有需求，可以在2017年进行二次交易。同时，只要符合资格，之前未参与一级市场拍卖的容量提供者也可以参与到二级市场中。
澳大利亚电力交易中心：“单一”模式不简单
澳大利亚电力交易的最大特点就是“单一”——澳大利亚只有一个现货市场，而没有日前市场和实时市场;在竞价模式上，基本上实行发电侧单边竞标的模式。
澳大利亚的电力市场化改革始于1991年。1998年，澳大利亚国家电力市场(National Electricity Market，NEM)正式开始运行，这个市场由五个互连的区域电网，即新南威尔士州、昆士兰州、南澳大利亚州、维多利亚州和塔斯马尼亚州组成。
澳大利亚电力交易的最大特点就是“单一”——在现货市场的具体构成上，澳大利亚只有一个现货市场，而没有日前市场和实时市场;在竞价模式上，双边竞标模式已经成为多个国家采取的方式，澳大利亚则基本上实行发电侧单边竞标的模式。
然而，这种看似“简单”的模式，基本实现了完全竞争的电力市场，国家电力市场的交易电量约占全国总电量的约85%，是澳大利亚电力市场体系的主体。
运营高度市场化
可以说，澳大利亚各州电力工业基本上已实现了发、输、配、售分开，发电端竞价上网，售电端竞争供电，输配网络实行政府定价，实现了公司化运营。2008年，澳大利亚政府已决定放开全部用户参与电力交易。其中，小用户(主要是家庭用户)电价由政府设定最高限价。政府重点关注系统安全、普遍服务，垄断业务监管(管制输配电价格)和防范市场风险(制定最高限价)，其余由市场竞争决定。
澳大利亚国家电力市场的市场主体包括交易性主体和非交易性主体两类。其中，交易性主体包括发电商、售电商、经纪商、电网公司、终端用户等。其中，发电商、零售商与部分大用户可直接参与电力市场的批发交易。经纪商自身没有发电资产和负荷，只是为买方和卖方牵线搭桥，并从中收取佣金。
在电力交易过程中，经纪商的作用是撮合交易，并对电子交易平台进行操作，为交易双方提供交易数据及其他专业服务，在这个过程中，电子交易平台就是电力交易信息披露的平台，供需信息在这里发布。
非交易性主体包括澳大利亚能源市场运营中心(Australian Energy Market Operator，AEMO)、澳大利亚能源市场管理委员会(Australian Energy Market Comission, AEMC)和澳大利亚能源监管局(Australian Energy Regulator，AER)。其中，能源市场运营中心是国家电力市场运营的会员制机构，由联邦政府、州政府和电力企业各派代表组成，是管理电力市场的核心机构。能源市场运营中心的主要职责包括管理市场主体的注册与退出、对电力市场的供需进行预测并公开发布、管理现货和辅助服务等市场的运行、确保电力系统的安全性与可靠性等。
现货交易是特色
在交易机制上，按照交易标的划分，可将澳大利亚电力交易划分为物理交易与金融交易;而按照交易时间跨度划分，可将澳大利亚电力交易划分为现货市场交易与远期市场交易。
现货市场交易(spot market trading)是澳大利亚电力市场交易的核心,国家电力市场范围内的所有电量事实上都需要经过现货市场进行交易。
在现货市场中，所有的发电厂和部分负荷需要提交未来24小时的报价方案，以5分钟为一个时段，明确24小时中每个时段要申报的电价、出力和其它相关参数(如机组的爬坡速率等)。现货市场采取24小时滚动出清的方式实现市场内的供需平衡，能源市场运营中心根据发电厂和负荷的竞价，在一套复杂的市场运行软件系统的支撑下，确定系统的调度方案及市场价格。
发电厂在现货市场中有3种竞价方式：日竞价(daily bids)、重竞价(re-bids)和默认竞价(default bids)。日竞价是在每日的中午12:30前，给出次日全天的竞价方案。日竞价方案提交之后，在实时系统调度之前，竞价方案中的价格不可以再修改。但随着系统的运行状态和供需情况的不断变化，发电厂在提交日竞价方案后，还可以随时修改竞价方案中的出力，前提条件是能够对修改进行合理的说明，这称为重竞价。最后，默认竞价是指在发电厂没有提交日竞价的情形下，运营中心基于发电厂之前提交的默认的竞价策略进行市场出清。
对电力负荷的预测是运行电力现货市场的前提。能源市场运营中心负责对全国的电力需求进行预测，以合理调控国家电力市场的运行。不同的电网区域由于人口、气温以及工业和商业需求不同而对电力的需求不同。一天之内，不同时间段内对电力的需求也不同。国家电力市场的高峰负荷通常出现在一天的7:00～9:00和16:00～19:00两个时段。在正常情况下，全国的用电总负荷通常在30000MW以内。
基于最新的电力负荷预测及电力系统的运行状态，能源市场运营中心将不断的重复一个滚动更新的预调度(pre-dispatch)过程，调整系统的运行方案，并将结果及时发布。预调度的结果将帮助市场参与者及时了解系统的最新运行状态和供需平衡情况，从而帮助市场参与者及时调整其竞价。需要注意预调度产生的价格信息并不作为实际结算的依据。
此外，在澳大利亚电力市场体系中，金融市场是一个完全独立的市场，用于管理现货市场交易带来的风险。金融合约不是一般意义上的电力供应合同，金融合约的签订不受能源市场运营中心的管理，而主要由证券市场监管机构监管。金融合约的签订也不影响现货市场的实际运作。大多数市场参与者会同时购入“对冲合同”和“交易合同”。对冲合同的目的纯粹是为了抵消风险，交易合同在为风险管理保留一定的空间之余，交易者可以试图通过该合同交易活动获得一定的收益。通常，交易合同比对冲合同受到更严格的监管，且交易合同所占的比例较小，主要取决于市场参与者对风险的偏好情况。（来源：能源评论）
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