电力平衡条件即规划期内每年新建机组的总容量应大于该规划年最大预测负荷与容量备用之和扣除系统内原有发电厂容量，而电量平衡条件即规划期内系统每年需要新建发电厂所补充的发电量应等于系统在该规划年的总需求电量扣除系统内原有发电厂在该年的发电量。

在电力系统短期运行中，保持电力(功率)实时平衡是电力系统稳定运行的基本条件，为应对负荷和电源的不确定性，还应保留一定的旋转和非旋转备用。在分时调度模型中，如调度期间所有时段电力平衡，则电量必定平衡。目前现有的电力市场理论对电力平衡与电量平衡问题没有作明确区分，带来许多问题。

在实际电力系统调度中，电力电量平衡是按照以下方式来实现的：每年初由政府电力管理部门制定年度发用电(量)计划和年分月发用电(量)计划;然后逐月由电力调度中心滚动修改月度发电(量)计划，并初步形成月分日发电(量)计划;

到生产运行日的前一天，电力调度中心需要根据次日负荷预测曲线、电源和电网运行和检修状况、电网和电源的运行约束等，制定次日各发电机组的开停机计划(也称为机组组合)和出力曲线、调频和备用以及无功电压调整等辅助服务安排，即日发电计划和辅助服务计划，电力供应紧张时，还要对用户侧制定有序供电计划;

最后在生产运行日内，调度中心的调度员还要根据电网实时平衡和安全稳定运行的需要，对发电机组进行再调度，调整一些机组在部分时段的出力，甚至启停机。发电机组的自动发电控制系统(AGC)也会根据系统频率的偏差自动调整调频机组的出力，以保障系统的动态实时电力平衡。

电力市场化改革并不改变上述电力电量平衡的基本问题，只是改变发用电计划和调度计划的形成方式，由传统的政府、电网制订改为市场主体自主报价，并通过市场交易出清规则形成。

长期以来，我国在电力系统调度方面积累了丰富的经验，确保了电力系统的安全稳定运行，支撑了国民经济发展和人民生活水平的提高。在市场化改革初期，并不适合对业已成熟的基本调度框架进行剧烈调整，需要改革的是电力调度的决策权而非执行权，即将传统的集中统一调度决策权还给市场，但调度计划最后仍由电网调度中心依据调度规程执行。
如图1所示，市场机制下的电力电量平衡问题即用不同的(横向的或纵向的)“能量块”填充负荷曲线下的面积，因此也将形成内涵不同的价格。电力现货市场主要对应于绿色的纵向“能量块”和少部分蓝色的横向“能量块”的交易，进而形成分时的调峰价格，为燃气轮机、抽水蓄能等调峰电源和需求侧响应提供合理的经济激励，亦即除辅助服务外的电力电量平衡漫长链条的“最后一公里”。

但这种价格并不适合于对所有的“能量块”(特别是基荷“能量块”)进行定价。以英国电力市场的NETA、BETTA模式为例，以中长期双边交易为主，形成物理交割的发用电计划曲线，并提交给电网调度的平衡机制。平衡机制中的交易电量约占全网总用电量的2%，而包含日前交易的现货市场交易电量比例不到30%。也就是说，在现货交易前负荷曲线的形状即已大致确定，现货交易主要是对负荷曲线的形状进行修正，并没有采用现货价格对所有电量进行定价。

我国电力市场机制设计的中心问题是：以符合国情的市场化交易手段解决电力电量平衡的问题，并还原电能商品的真实价值。降价并非评价电力市场好坏的依据，过度降价反而招致国有资产流失的嫌疑。

4要实现物理(安全)与经济(商业)的解耦

电力实时平衡属于电力系统运行的硬性物理约束，并非仅由市场供需平衡所决定的软性约束，需要通过自动控制(一、二、三次调频控制软硬件)装置来实现，难以单纯通过调度员的操作来保证。在电力市场环境下，维持电力实时平衡的机制，既包括物理反馈控制，也包括基于市场价格的市场主体经济行为反馈控制，因此如图2所示，本文基于控制理论的统一框架以发电机组功率调节过程为例，对两类反馈进行说明。
图2中，物理反馈控制回路为纯物理装置的控制(可能包括必要的人工干预)，通过比较发电机组实际发电功率与分配得的基准功率之间的偏差，产生控制信号作用于控制器，并控制发电机组功率，响应时间为秒级到分钟级，响应精确、灵敏、迅速。