发电侧电力市场无功定价方法

发电侧电力市场无功定价方法无功辅助服务的重要性

辅助服务价格和电能价格一起构成了电力市场价格体系的基础，对形成健康的电力市场有重要的意义。电力市场的辅助服务主要包括无功辅助服务、可靠性备用服务、频率控制服务其中，无功辅助服务在电力辅助服务市场具有最广泛的市场应用基础但与电能价格相比，无功辅助服务起步较晚，尚未形成理论体系，这与以下儿个因素有关:

—无功辅助服务定价的复杂性。无功辅助服务研的实质是研究无功服务对电网安全性、经济性的影响，并赋予其相应的经济含义。但无功服务具有供应的地域性、于段的多样性、控制的分散性等特点，给无功定价增加了难度

—各国电力市场模式不同，很难建立一种普遍适用的无功辅助服务定价方法。电力公司只能根据自己的电网架构和电力市场模式，确定自己的无功辅助服务定价策略。

无功功率是支撑电网电压的基础，是电力系统安全稳定运行的重要条件。2000年美加停电就是由于电力短缺导致电网电压频率降低，并最终电压频率崩溃引起的在目前全国电力紧张电网电压稳定水平降低的现实情况下，加快无功辅助服务定价研究具有紧迫性和现实意义。

发电侧电力市场无功定价方法一些国家的无功功率服务介绍

(1)英国 电力市场无功服务英国电力市场同时有强制性的和通过市场交易的无功功率服务。目前英国市场中的发电机通过竞标市场和费率的方式来回收无功功率成本费率包括无功功率电能费用和区域性的无功功率容量费用。在具有多余发电容量的英国北部，无功功率容量费用接近于零;而在缺乏无功的地区该容量费用则非常人无功功率服务的竞标市场包括无功功率电能投标和无功功率容量投标所有的合同期限都必须在一年以上，并以半年为单位时间长度

(2)西班牙电力市场无功服务1997年西班牙电力法确定了辅助服务的概念并且把它与电力生产区分开来，山系统运行人员负责辅助服务的管理西班牙电网对一部分因系统安全要求而必须的无功功率采用强制免费获取的方式，而对这之外的无功功率采用付费获取的方式

发电侧电力市场无功定价方法国内无功辅助服务现状

目前我国电力市场初期模式是以单一购买为主的发电侧单边开放市场建立区域性发电无功市场，对发电机提供的无功服务进行有偿和无偿的界定，最终对发电机提供的有偿无功服务制定科学合理、兼顾多方利益的定价机制是电力市场发展的必然趋势电力生产的特殊性决定了发电侧无功服务定价应采用强制性和补偿性相结合的市场模式。

由于无功和电压支持服务与电网的安全稳定运行密切相关，同时输电网中有人量设备提供无功服务，因此应由输电网来运营无功服务市场，负责无功与电压辅助服务的集中控制与运行。

在电力市场体制下，考虑到无功服务可得到合理的费用补偿，为减少损耗、加快投资的同收，充分挖掘发电机的无功潜力，在如下情况时，可放宽对发电机的无功上限的限制，将无功的容量约束定为实际的无功容量限制:1)在无功发电计划制定或实时调度中，为保证系统电压安全和电能质量，发电机能无功功率可高于额定无功功率，但视在功率不超过其额定值，不得己可降低其有功出力;2)在无功发电计划制定中，在保证系统电压安全和电能质量能前提下，当系统总的有功发电能力充足并且不增力。有功购电费用时，为降低网损，在对降损效益和无理服务费用进行对比分析后，可考虑发电机组的无理发电功率高于其额定无功功率，但要保证发电机红的视在功率不超过其额定值。

这同时也对电力市场下的电网无功优化提出了一系列新问题:如何评价无功优化的效益？电力市场中制定无功发电计划的规则和经济目标应如何确定"sup--normal" data-sup="2" data-ctrmap=":2,"> [2] 。

发电机无功生产成本包括显性成本和机会成本

1.显性成本

同用燃料成本来代表有功功率的生产成本不同的是，发电机的无功功率生产成本很小，主要包括无功设备的投资。由于非常难以界定是不是专用的无功设备，且在有功上网合同电价(长期合约)中已经包含了全部设备投资成本，且无功设备投资在投资中的比例非常小，因此在无功定价中不考虑无功的显性成本

2.无功机会成本

尽管发电机无功功率的生产不具有任何显性成本(即燃料成本)，但是发电机的无功输出会间接导致发电机有功容量的减少，从而使发电机无法获得这部分减少的有功容量所可能创造的利润，这种损失应当就是无功生产的隐性成本，或称为无功机会成本

当发电机在发出无功功率时.其有功出力的极限比没有无功出力情况下的极限值要小，从而造成了发电机隐性的经济损失。由于机会成本的定义可知，无功功率的机会成本就是发电机多发无功出力而损失的有功发电能力所对应的最人利润 。

不考虑容量成本，发电无功成本主要包括管理费、机会成本、有功损耗、维修费等。

发电侧电力市场无功定价方法管理服务费

管理服务费主要用于电厂无功发电设备(如励磁机、励磁调节装置)的运行管理和维护。正常情况 下，发电机组在白动励磁调节器的作用下可白动响应电压变化，不会给运行人员增加工作负担，可不单独支付费用。在系统负荷低谷时，发电机进相运行吸收无功功率，己成为高压电网保证运行电压合格率的重要手段。发电机在进相运行时，定子端部温度升高，静稳裕度减少，易失去静稳定，需要运行人员加人监视和管理力度。因此，尽管进相运行一般不会影响发电机的有功发电能力，仍应对输出的感性无功电量的发电机给予一定的经济补偿。

发电侧电力市场无功定价方法有功损耗

增加无功功率输出，必然要增人发电机的励磁电流，有功损耗也将增加，而且会加速发电机组的磨损老化，增加维修和维护费用等。客观上，这一部分费用应由电力市场交易管理部门或电网公司给予补偿。但发电机无功功率的微增损耗是高度非线性的，难以量化。而且与发电有功的运行成本(主要是发电燃料费用)相比，这部分成本很小，为简化发电无功定价，暂时不考虑这部分费用。

发电侧电力市场无功定价方法机会成本

发电厂为创造经济效益，希望多发有功电量。正常情况下，发电机无功出力低于其额定值，不会影响有功发电能力。但出于系统安全的考虑，有时需要发电厂多发无功或预留较多的无功备用容量而影响该发电厂的有功发电能力，此时应计及该电厂由此而失去的输出更多的有功电量的机会成本。这样，发电无功电量和无功备用容量就应分为无偿服务和有偿月及务2部分。

发电机进相运行所能吸收的无功功率的极限值由专门的进相试验决定。如果电网要求吸收的无功人于此时发电机的进相能力或发电机的静稳储备不足，则也必须降低有功发电来增加吸收的无功。这种隋况可类比于迟相运行时的处理方法，除进相运行的无功费用外，再付给发电厂损失有功发电的机会成本费用。

发电侧电力市场无功定价方法维修费

维修费主要是用于发电厂的无功发电设备的计划检修和故障检修等，因为有功发电离不开发电厂的无功发电设备，当无功发电设备发生故障时必然影响有功发电，因而，发电厂的无功发电设备的检修费用应在有功电费中计及。

发电侧电力市场无功定价方法无功有偿与无偿服务的界定原则

发电无功服务应分为无偿和有偿部分，而确定无功有偿服务与无偿服务的界定原则应是:在电力市场初级阶段，发电厂在不影响其有功发电能力的隋况下提供的无功服务应作为无偿服务;因电网调度要求发电厂提供增发(或吸收)，无功造成的发电厂的经济损失，应作为有偿服务给予费用补偿。有偿服务费用应主要考虑:1)发电无功电量和无功备用容量的机会成本。2)发电机组进相运行时的补偿费用。具体地，发电机无功有偿与无偿服务的界定点有2个。

发电商的利益又兼顾电网的安全，无功补偿电价较好的体现了无功的价值摘要:将无功电价划分为发电市场层面的发电无功电价、输电市场层面的无功服务电价和用电市场层面的无功销售电价，分析各层面的定价原则;针对发电机这种无功电源的特点，将其提供的无功服务分为无偿和有偿2部分。对有偿无功服务，以发电机的运行约束，即功率圆图为基础，提出用有功发电损失的机会成本折算无功电价的新思路，建立了一种可科学、合理地补偿无功发电成本的发电无功定价方法。在电力市场初期，这种无功服务的定价方法应用简单，并能为电网安全、经济运行和无功源的建设提供正确的无功价格。

我国正在逐步进行电力市场化改革，放开发电侧市场，实行厂网分开、竞价上网。在发电侧市场中，无功/电压调整作为一种辅助服务(以下简称为无功服务)，是保证电力系统安全、稳定运行的前提条件之一，因而是保证电能交易顺利实施的一个重要条件;同时也是提高电能质量、降低电网的有功损耗和提高传输效率，从而提高供电质量和电网运行的经济效益的有效手段。在电力市场中，迫于各种竞争压力，市场参与各方为提高运营效益，都在挖掘白身的设备潜力，使许多发电、输电设备接近于极限条件下运行，这样会产生一些新的引起电网功角稳定、电压稳定、过负荷甚至系统崩溃等问题的因素，使系统运行的安全性受到更人考验，无功/电压控制会更复杂;而一旦发生事故，如电压崩溃，其经济损失是非常巨人的。科学、合理的无功服务价格，可引导市场参与各方提供无功服务的积极性，也可成为决策无功电源投资和设备有效利用的科学依据。可见，电力市场下无功管理与定价对电力市场运营的稳定性具有重要意义。

根据上而对发电机无功生产成本的分析，发电机的无功服务定价主要体现为发电机无功机会成本的定价问题。发电机无功服务应分为无偿和有偿两部分。发电无功无偿服务的界定原则是发电机在不影响其有功发电能力的情况下提供的无功服务应作为无偿服务。发电无功有偿服务的界定原则是因电网安全强制要求发电机多发无功而造成的有功发电经济损失和发电机进相运行服务(吸收无功)应作为有偿服务给予补贴。发电机无功有偿服务费用应主要考虑:(1)发电机无功电量机会成本;(2)发电机组进相运行时的补偿费用。

在电力市场中，可提供无功服务的无功源有发电机、同步调相机SVC静、并联电容器

组、电抗器等。目前它们分别归属于发电厂和电网公司。因此，无功辅助服务的电价体制至少要分3个层面:发电市场层面的发电无功电价、输电市场层面的无功服务电价和用电市场层面的无功销信电价。

发电市场层面的发电无功电价，是由电力市场交易管理部门或电网公司向无功服务提供者，即发电厂，支付的购买无功价格。发电机既可发出有功，也可发出无功。但生产的主要产品是有功电量，无功电量是其副产品，因而难以确定哪一部分为有功设备投资，哪一部分为无功设备投资。鉴于发电无功容量投资与有功发电容量投资密不可分，建议无功电价采用一部制电价体制，不计及无功容量电价，无功电源建设的投资同报在无功电量电费中体现 。

以浙江南部A电机125兆瓦机组为例对发电机无功补偿电价进行计算初始时A电机在额定功率下运行(有功125兆瓦，无功100兆乏)电力市场竞价下一10分钟的A电机有功负荷为125兆瓦，市场的清算价格为0.4元/千瓦时。由于220千伏母线电压低，电网调度根据电网安全制约要求A电机减有功功率多发无功功率，此时A电机的有功出力调整为有功90兆瓦，无功120兆乏。由于A电机的有功功率被强制减少，电力市场将重新排序，得出下一10分钟的市场清算价格为0.45元/千瓦时。设A电机125兆瓦机组的边际成本为0.2元/千瓦时

1.正常情况下，A电机125兆瓦机组下一10分钟的销售收入为:

0.4x125000x1/6=8333.3元

正常情况下，A电机125兆瓦机组下一10分钟的生产成本为:

0.2x125000x1/6=4166.6元

利润=(0.4x125000x1/6机(02x125000x1/6)=4166.6元

2.在强制无功约束情况下，A电机125兆瓦机组下一10分钟的销售收入为:

0.45x90000x1/6=6750元 在强制无功约束情况下，A电机125兆瓦机组下一10分钟的生产成本为:

0.2x90000x1/6=3000元

利润=(0.45 x90000x1/6 )-(0.2x90000x1/6)=3750元

在发电市场中，发电机作为无功源，既可发出无功功率，在特殊情况下也可吸收无功功率;同时，发电机在白动励磁调节器的作用下，可白动响应电压变化，是电力市场中无功服务的主要提供者。由于发电机输出无功时的直接成本，不象有功发电成本那样明确，因此，无功电量电价的制定也比较困难 。

在发电侧市场中，有功电量的价格，一般由发电厂根据发电燃料成本报价，再由电力交易/调度中心组织竞价后确定;而对于发电厂向系统提供的无功服务，我国目前实行的是按功率因数进行考核和奖惩，尚未实行竞价机制，也没有合理的费用补偿办法，不利于调动发电厂参与系统无功/电压调整的积极性。为促使发、输、配和用电各方积极参与无功服务，必须合理地划分电力市场参与各方在系统无功服务方面的责、权和利，即对无功服务的内容、有偿和无偿性进行界定，并对有偿服务部分进行科学、合理的定价，制定出适合我国当前电力市场特点的无功电价方案。

归纳各国电力市场的经验，提供辅助服务的模式一般有3种:统一型、投标型和双边合同型。统一型是指辅助服务必须由系统调度员统一安排协调，在结算时根据各参与者对辅助服务命令执行的隋况进行奖惩。投标型是指能提供辅助服务的市场各成员分别对每一种辅助服务进行投标，调度员根据投标情况，排定优先次序，安排辅助服务供应计划，使提供辅助服务的费用为最小。双边合同型是指某一辅助服务的用户直接与供应者签订双边合同，从而得到其所需的辅助服务。英国、阿根廷等国家采用统一型方式提供频率响应和无功/电压控制等服务。美国加州电网以投标与双边合同结合的方式提供负荷跟踪与频率响应服务。目前世界上还未出现完全非调控状态下的双边合同辅助服务市场。在我国初级电力市场中，为摸索市场化运营经验和保证电力系统运行的安全稳定，宜采取统一调度、合理补偿的方式，随着电力市场发展和运营机制完善，再采取投标和双边合同的方式。

无功电价机制与无功服务的模式是相呼应的。目前，在理论研究上，无功电价机制分为实时电价和非实时电价;非实时电价又分为边际电价、双边合同电价和补偿电价。2100433B

电力市场下无功定价方法功率因数奖惩法

传统垂自垄断的电力系统主要使用这种方法，根据小同的用户制定小同的功率因数标准。对功率因数低于某一特定值的用户用经济手段进行处罚，反之奖励。其目的是鼓励用户提高功率因数，减少无功在线路上的传输，降低系统网损。例如我国对工业大用户的无功费用是按功率因数收取:当功率因数高于0. 85时，小收取无功费用，并随着功率因数的提高给子一定的奖励;当无功因数低于0. 85时，根据用电量收取相应的无功罚款。

这种方法简便易行，但是对用户的费用分摊小介理。大用户由于有功消耗大，即使消耗较大的无功功率，功率因数也可能在限值内而小为所消耗的无功缴纳电费;而小用户由于有功消耗小，很小的无功消耗也可能使其功率因数超过限值而缴纳相应的无功罚款。而且，在电力市场环境下，利用功率因数作为惩罚手段无法为用户提供灵敏的价格信息，用户小能根据实际系统运行情况响应、调节各自的运行方式，从而无法提高系统运行的经济性。该方法需要考虑的是，制定的标准如何更好地衡量无功提供者对无功服务贡献的大小。

电力市场下无功定价方法基于最优潮流的实时电价理论

最优潮流((OPF)问题指的是在满足特定的系统运行和安全约束条件下，通过调整系统中可利用控制手段实现预定目标最优的系统稳定运行状态。以潮流方程为基础，进行经济与安全(包括有功和无功)的全而优化，是一个大型的多约束非线性规划问题。而近些年基于最优潮流的无功定价研究主要集中在目标函数和约束条件的修正方面。

实时电价是根据微观经济学的边际成本定价理论发展来的，能通过调节市场供求衡，实现社会效益最大的目标。但是，实时电价对系统结构参数和运行况较敏感，导致短时间内因系统运行的轻微变化而出现较大波动，且计算较复杂，小易收敛，因而在实际大规模电力系统中应用有一定的难度。非实时的边际电价，也需要监管机制，同时要制定一套“科学、公平、公正”的竞价原则，在缺乏市场化运营经验的初级电力市场中，亦难以实现。

区域定价的中心思想为:由于远距离传输无功的非经济性，应该鼓励区域无功市场，根据发电厂的无功容量为其付费，根据用户的无功需求对其收费。区域定价法的优点是可以满足无功服务就地平衡供应的原则，经济性比较好。该方法的弊端是易产生区垄断性，因此可用长期容量电价作为无功定价的依据，但这将导致无功价格对短期无功变化小够敏感。从长远看，可以把实时电价和区域电价两种方法相结介来讨论无功定价问题。

电力市场下无功定价方法两部制无功定价方法

两部制电价模式是指上网电价分成容量电价和电量电价两部分。容量电价主要反映以投资成本为主的固定成本，按政府核准的电价执行。容量电价实质是对发动机组能够向电网提供发电的能力付费，因此容量电费的结算与发电机组的可用率密切相关。电量电价主要反映以燃料成本为主的变动成本，按现货市场竞争形成的电价执行。

两部制电价是当今世界各国普遍采用的一种先进的电价制度，它可以充分发挥经济杠杆作用，提高负荷率，使发电企业由于拥有发电容量而获得较为稳定的资本投资收益，并能为电网储备较多的备用容量，使电网的安全性有可靠的容量保证，保证电力企业的收入，使电力用户负担更加介理。但在该电价模型的制定中，无功的使用效用是基于规划而小是基于实际使用，并未考虑小同无功源中小同的无功成本运行特性，值得深入考虑。

电力市场下无功定价方法基于边际成本理论的无功实时定价

基于边际成本理论的无功实时定价方法较多，其无功价格源于边际无功成本对无功出力的微增率 。无功的实时电价具有较高的市场效率，但无功的实时电价由于考虑了系统的小等式约束条件，当系统的小等式约束条件趋于极限时，常导致无功的实时电价大大高于无功的实际成本，这易于诱发那些具有较强市场影响力的无功供给商产生市场投机行为。为了规避这种风险，需要电力监管部门加大监管力度，使无功的市场竞争公开透明，并需采取限价策略。

电力市场下无功定价方法无功等值电价

无功等值电价，就是用电量成本参与竞争，结算时自动补足容量投资回报，并把电量电价和容量电价综介成为等值电价。所谓等值，主要指无功电价应与无功成本等价，并需准确描述出无功的成本特性，达到介理补偿的目的。无功源的无功等值电价可定义为电量电价和评估出的容量电价之和 。

无功等值电价法强调管制与竞争的结介，既小同于传统的边际成本法，也有别于按报价结算的电价理论。等值无功电价法准确描述了无功的成本特征，是两部制无功定价的进一步发展，具有市场公平性，投资回报充分，激励无功投资抑制价格尖峰和打击市场投机行为等优良的市场特性。从长期看，它注重市场供需均衡。

电力市场下无功定价方法对发电侧进行的定价

在发电市场中，发电机作为无功源，既可发出无功功率，在特殊情况下也可吸收无功功率;同时，发电机在自动励磁调节器的作用下，可自动响应电压变化，是电力市场中无功服务的主要提供者。由于发电机输出无功时的自接成本小像有功发电成本那样明确，因此，无功电量电价的制定也比较困难。

电力市场下无功定价方法将无功作为辅助服务收取费用

在电力市场中，将无功作为辅助服务收取费用在电力市场中，将无功费用作为电力市场中的辅助服务收取也是一种计费方法。世界范围内的大多数电力场已将无功服务作为一种特殊的商品，建立并运作无功获取机制，使无功服务提供者可因其提供的服务获得一定的经济收益。鉴于无功功率对电力系统安全运行的重要性以及发电机的出力特性，很多电力市场在建立无功获取机制时都规定了发电机基本的无功服务范围(通常用功率因数表示)，在这个范围内多数是小付费的;只有在调度机构的要求下超出这个范围运行时发电机才能得到无功服务报酬或电网运营机构基本上都是采用长期介同的方式向发电相、调相机的拥有者购买无功功率，只有英国采用了违约付费与投标机制相结介的方法。

在传统的电力生产体制下，对于无功定价未给予足够的重视，一般都由发电商无偿提供。因此在电力市场条件下，为了体现“公平、公正、公开”的原则，无功电价越来越受到重视，迫切要求有一种合理的无功定价方法。

由于无功的特殊性，其定价问题在理论上比较复杂。现有的无定价方法主要有以下几种 :

1)功率因素法

对于用户来说，功率因素是反映无功使用的一个重要的信号。因此许多电力企业对于用户和发电商制定一个标准的功率因素，来规定用户和发电商的无功限制和责任。一般标准功率因素在0。85滞后到0。95超前之间。对于满足一定要求的功率因素的用户和发电机组不收取无功费用，对于不满足的则进行惩罚。此方法简单，在电力垄断时期和电力市场的初期被广泛采用;但其不能对节点电压控制进行价值评估，因此不适于在成熟电力市场中采用。

2)边际无功电价法

利用短期边际成本计算有功无功电价的方法。边际电价的计算通常是采用求解最优潮流方法。其数学模型采用有功网损、有功发电成本最小或有功无功综合发电成本最小为目标函数，以潮流方程为约束进行最优潮流计算，潮流方程的拉格朗日乘子就为相应的有功边际成本和无功边际成，根据经济学的理论即为该节点的有功无功实时电价。边际电价的计算由于是求解一个非线性的优化问题，所以其计算复杂、计算量大、求解时间长且不易收敛，往往难以求得最优解;因而在大规模电力系统中应用有一定的困难。边际电价计算可以清楚地分出无功传送的费用，但却忽略了投资费用、运行管理费用、风险管理和机会费用等其他各项无功成本。因此，实时电价计算得到的总成本收入可能会与系统总的运行成本有一定的差距，无法保证成本的合理回收。

3)无功潮流跟踪法

此法从潮流或状态估计开始，从发电机节点到负荷节点找出发电机对无功负荷的贡献。此方法能够明确每个负荷究竟使用了哪个电源提供的多少无功，从而根据这些电源的无功生产成本确定无功电价。但当存在线路并联或网络互联的情况，大规模电力系统中的无功潮流是很复杂的，进行潮流跟踪就会变得十分困难，有时甚至根本无法进行。kirschen提出的功率贡献因子法，根据潮流结果对系统中的节点和支路进行分区，得出系统的有向状态图，最后在图上进行计算，得出发电机对负荷的贡献。图论法根据系统的节点支路关联矩阵确定顺流组成分析路径，根据潮流计算分别算出线路和负荷对节点潮流的汲取因子矩阵，得出发电机对负荷的贡献。贡献因子法和图论法不能处理网络中的环流和发电机进相运行的问题。潮流跟踪]法，使用的是平均潮流，缺乏准确性。

4)无功调整因子法

无功调整因子法适用于某些垂直管理的电力企业和集中的电力联营市场。此方法不再限制用户的功率因素，允许用户按节点无功电价自由消耗无功，用户无功的费用依赖于其无功的消耗。它是通过无功调整因子来反映无功电价的，用户的无功费用就是当地的无功调整因子和其无功消耗的乘积。无功调整因子高的地区表明该地区无功缺乏，为此用户需要付出更高的无功费用。此方法没有区分无功传送和发电机无功控制费用，仅通过一个复合的功率调整因子收费。对于长距离的双边合同交易来说，可能导致定价的不公平。

5)微增平均法

此方法是比较交易前后两次潮流下的每次交易的无功损耗的增量。对于一系列的交易，每次交易都进行一次潮流计算或最优潮流计算。对于同时发生的交易，将重复多次计算潮流或最优潮流，它将包含所有的交易。无功损耗的平均值代表了每次交易的无功损耗的比例。每次交易的无功消耗由它的总的无功负荷和相应的无功损耗来代替。微增平均法只适用于只存在双边交易的电力市场。而且对于同时交易，此方法的计算是十分耗时的，不利于促进交易的发展。

电力市场中的参与者是多元的利益主体一一各个独立经营的电厂、输电网、配电网和用户。它们是相互平等的、自主的，在市场中允许买卖双方的多方选择。电力市场的目标和约束都具有一定的柔性。

电力市场各参与者的新特点:

电厂:激励改善经营管理，提高生产率，阳氏成本，增加竞争活力。

用户:从一个固定的、被动的、没有理性和协作性的受控终端转化成有理性、具有能动性和主动性的市场参与者，对自己如何用电有自主的选择权。

电网:未来的输配电网络和电网公司，在电力市场中处于枢纽地位，扮演一个全新的角色，除了保证电力系统安全、经济运行外，还将作为电力市场的经纪人。电网是电力交易中心。它要对所有参与者公平开放。在电力市场的竞争中，这些多元的利益主体既有激烈的冲突和碰撞，又实现了合作与协作。

电力市场具有一般市场的共性，即开放性、竞争性;它不仅要具备一个有序、成熟的市场的基本要素，即:①对所有市场参与者是公平的，保证网络开放，扩大自由选择的权利;②市场交易必须是公开的，并加大透明度以便监督;③市场必须建立有关的法令、法规，保证有规可循，公平竞争，不允许有特殊者。同时，它将受到电力系统内在规律的严格约束，即:电力系统运行的基本特性(安全性、经济性)，成本与电价的时空差别，电厂和电网、电网和用户之间的冲突和协作等等。总之，电力市场也有它的特殊性，需要计划和协调。

由于各国学者对电力市场中的无功电价问题研究起步较晚，理论上还不是守良成熟。确定无功电价要处理各种相互影响、制约的因素，必须协调多种相互关联甚至相互矛盾的目标函数，有很多因素尤其是服务定价难以从经济学角度定义，也没有形成一定的理论。但由于在电力市场中电压控制及其无功服务的重要性九十年代以后国外学者对无功服务及其定价研究也较多。

大多文献是基于OPF优化模型，结合有功电价，或与有功电价算法而解耦得出无功电价 。