電力市場

电力市场指的是，整体电力在供应、需求、售卖和购买的影响下，对电力价格产生改变的一个机制。  
从经济学的角度来看，电（包括功率与能量）是可供购买、销售并进行交易的商品。电力市场是一个能够出价购买、开价销售的系统，通常以财务或凭证交换的方式进行采购与短期交易，依循供需法则决定价格。长期交易合约则类似购电合约，普遍被认为是私人间的双边交易。电力批发通常由市场运营机构或特定的独立机构专门负责结算，市场运营机构不进行结算也要具备交易相关知识，以维持发电与负载的平衡。
电力市场通常有两类商品：功率与能量。功率是瞬间的传输率，单位为百万瓦（MW）。能量是一段时间的传输量，单位为百万瓦·时（MWh）。
能量市场交易的是各种时间长度的净发电量，经常以5，15与60分钟为单位递增。功率市场被视为辅助服务，涵盖热机备转、非热机备转、操作备转、响应备转、频率控制与装置容量等名词，为确保供电可靠，市场运营机构需要并管理功率市场。
此外，大部分主要的市场运营机构还有线路壅塞以及电力衍生工具等市场，如交投热络的电力期货与选择权。这些市场的发展是世界各地电力系统重组的结果，过程中经常伴随着天然气市场的重组同时进行。

历史

由于发电设施的建造成本高昂，牵涉社会的范围广泛，初期提供电力的责任，往往落上政府身上。电力市场的私有化最早在1970年代的智利开展，由25名在芝加哥大学受训的年轻智利经济学者推动。及至1990年代。在撒切尔夫人领导下的英国政府，把英国电力市场私有化，以商业形式供电。这个举动，成为日后很多英联邦国家，例如澳洲、新西兰和地区性市场，如阿尔伯特省等的放宽电力市场模式。但有趣的是，这些英联邦国家在市场放宽后，却没有像英国般彻底的将电力市场私有化。

市场的性质

电难以储存，供给必须及时满足需求。因此，与其他产品不同的是，在一般情况下不可能建立库存、实施配给或是请用户等待。此外，需求与供给还持续不断地变动。
因此管控机构与输电系统运营机构要协调发电机组的调度，以符合整个输电网预期的需求。如果供给与需求不匹配，发电机组加速或减速以提高或降低系统频率（50或60赫兹）。如果频率超出设定的范围，系统运营机构就会采取行动，增加或减少发电或负载。
此外，物理定律决定电在电网上如何流动。传输会损失一部分的电，网络节点壅塞的程度会影响发电机组的经济调度 (Economic Dispatch)。
电力市场的范围由连往批发商、零售商以及各地终端用户的电网所组成，其范畴可能超越国界。

电力批发市场

彼此竞争的发电商提供电力给零售商，即为电力批发市场，零售商重新定价并销售。虽然批发市场曾经是大型零售供应商的专门领域，愈来愈多的市场，如新英格兰，开始开放给终端用户。寻求节省能源成本开销的大型终端用户开始认识这种采购方式所具有的优势。消费者直接向发电商买电是相对较新的现象。
购买批发电力并非全然没有缺点（市场的不确定性、会员费用、设置费用、担保投资与组织成本，因为基本上需逐日购买）。然而终端用户电力负载愈大，受益愈大，诱因也就愈大。
电力批发市场要能够蓬勃发展，必须符合一些准则。哈佛大学的William Hogan教授指出这些准则，其核心是"竞价为基础、安全性限制、以节点价格进行经济调度"，互相配合的现货市场。其他学者如柏克莱加州大学的Shmuel Oren以及Pablo Spiller教授亦提出其他准则。美国、澳洲与新西兰广泛采用Hogan教授模式的变化型。

竞价为基础、安全性限制、以节点价格进行经济调度

原则上，前一日市场的价格是借由撮合各节点发电机组标售价格与消费者标购价格，发展出典型的供需均衡价格来决定，通常以小时为间隔，系统运营机构的电力潮流模型中，输电受限制的各区域分别计算。
理论上，电网每个节点的价格是计算出来的"影子价格"，这是假设节点增加一度电的需求，经由机组重新优化虚拟出这一度电的生产成本，所产生虚拟的系统递增成本。即为所谓的区域边际订价（LMP）或节点订价，用于某些解除管制的市场，最著名的有美国的PJM、ERCOT、纽约与新英格兰市场，以及新西兰。
实务上，供给以发电机组于前一日市场标售的为基础，需求以负载服务商标购的为基础，结合安全性限制、最低成本调度计算（见下文），执行上述LMP算法。
虽然LMP概念理论上可行，且人为操控不明显，实务上，系统运营机构可以分类机组，进行"非最低成本调度"以排除LMP计算，对LMP的结果有很大的裁量权。提供无功功率以维持电网的机组在大部分的系统中为"非最低成本"（即使通常是区域范围内相同的机组）
系统运营机构也会要机组上线作为"热机备转"以避免突然停电或非预期的需求变化，并宣告他们为"非最低成本"。结果往往是负载增加，价格应该攀升时，结算价格大幅降低。
研究人员已经注意到多种产生"货币失踪"问题的因素，包括设定的价格上限远低于公认的短缺价值、"非最低成本"调度的影响、使用短缺时期降低电压一类的技术而无相应的短缺价值信号等等。后果就是市场上支付给供应商的价格远低于刺激新竞争者进入需要的水准，这样的市场可以带来短期系统操作与调度的效率，但是无法达到主要的效益：适时、适地、适当地刺激新投资。
在LMP市场中，存在输电限制的地方，下游需调度价格更高的电源。从而在输电限制的两端分别产生壅塞订价与输电限制租金。
输电限制可能在电网的某分支已达到热限制或因为电网其他部分的偶发事件（如发电机故障或线路跳脱）而有发生超载的潜在可能时产生。后者称为安全性限制。即使发生线路跳脱等偶发事故，输电系统仍然能持续供电，此为所谓有安全性限制的系统。
大部分系统使用的是"直流"算法，而非"交流"算法，因此可以发现或预测因为热限制产生的输电限制与再调度，然而因为无功功率不足产生的限制就没有办法。有些系统会考虑边际损失。即时市场价格由上述的区域边际订价算法决定，由可用的机组平衡供给。输电网各个节点每隔五分钟、半小时或一小时（依市场而定）进行一次这个程序。决定区域边际价格的虚拟再调度计算必须遵守安全性限制，并保留足够的余裕，以维持系统任何地方出现非预期事故时的稳定度。结果就是竞价为基础、安全性限制、以节点价格进行经济调度。
自从市场成立以来，新西兰历经2001与2003年的电力短缺，直到2005年电价都维持在高档，2006年（四月）电价甚至更高，缺电危机更炽。这是因为新西兰水力发电占比高，有干旱问题的风险。
详见：新西兰电力市场
许多成熟市场并不采行节点电价，例如英国、欧洲电力交易所与北欧电力池（北欧与波罗的海国家）。

风险管理

由于市场风险很高，财务风险管理经常是市场参与者优先关心的事项。因为电力批发市场的复杂性，用电尖峰与缺电时价格的波动性可能会非常大。此价格风险的特点是它跟市场的实体面高度相关，如发电组合以及用电需求与气候模式之间的关系。燃料或电厂的变化较为长期，但"天价"难以预测，突显价格风险。
"数量风险"常用来表示电力市场消费量或生产量的不确定性。例如，零售商无法准确预测某个小时或未来几天的消费需求，生产者无法准确预测电厂故障或燃料短缺的时间点。极端价格与数量问题间常有复合的相关性。例如电价飙涨经常出现于电厂在用电尖峰时发生故障。大量间歇性电源如风能等有可能影响市场价格。

零售电力市场

消费者可以从彼此竞争的电力零售商中选择自己的电力供应商，即成为零售电力市场；这种消费者选择权在美国有个名词叫"用电选择权"。电力市场的另一个议题是，消费者是否应该直接面对即时电价（随批发价格变动），或是用其他的订价方式，如年平均成本。在许多市场中，消费者并不依即时价格付费，因此在（批发）价格高昂的时候没有降低用电需求量或移转用电时段的诱因。需量反应可以用价格机制或技术性方案降低尖峰用电需求量。
批购电力的零售商与批售电力的发电商暴露在价格与数量风险下，为保护自己，避免市场波动性的过度影响，彼此会签订"避险合约"。各地的惯例与市场结构不同，合约结构也不一样。两个最简单，也最普遍的形式是价格固定的实物交割远期合约以及差价合约，由双方订定时段的履约价。在差价合约下，任一时段的批发价格指数（合约参考的价格）如果高于履约价，发电商要退还该时段履约价与实际价格之间的价差，同样地，如果实际价格低于履约价，零售商要还价差给发电商。实际价格指数有时也称为现货价格或电力池价格，依市场而定。
高度发展的电力市场有很多避险协议，例如调整合约、虚拟竞标、金融输电权、买权、卖权。一般用于移转财务风险。