（一）电力发展情况
从电源发展情况来看，加拿大的装机容量达到近146 GW，各电源类型装机容量及占比见下表。总体来看，水电仍然是电力的主要来源，占总发电量的55.1%。天然气、核能与煤炭装机容量占比较大，风能，太阳能、生物质等非水电可再生能源装机占比较小。
表1 2018年加拿大装机容量
从电网建设情况来看，加拿大在超高压输电方面发展较早。1965年，魁北克水电公司的735kV输电线路启用投运，成为世界上第一个在700kV以上设计和运行的超高压交流线路。加拿大整体输电网络绵延南北，总长度超过16万公里，电压等级包括 735、500、345、230、138、120 kV等。目前，加拿大各地的公用事业公司正在持续对老化的基础设施进行维护，并建造新的电力线路和变电站，以便新一代电源的顺利接入。2018―2019年加拿大主要的输电工程项目见表。
表2 2019年加拿大主要输电工程项目
（二）电力监管机构设置
国家层面来看，加拿大国家电力监管机构设置主要包括国家能源委员会(National Energy Board, NEB)和加拿大核电管理委员会(Canadian Nuclear Safety Commission，CNSC)。NEB是依据《国家能源局设置法》于1959年成立，它是有关能源资源开发、利用的联邦政府咨询机构，同时开展各种与能源资源有关的业务。NEB对电力部门的管辖范围只限于批准国家间联络线和指定省间的送电线路，以及向美国的电力输出。CNSC是负责核电开发和利用，以及规定核电其它活动的联邦机构。
省级层面来看，加拿大省级电力监管机构主要有安大略省能源委员会(Ontario Energy Board, OEB)和阿尔伯塔省公用事业委员会(Alberta Utilities Commission, AUC)。OEB为安大略省能源监管机构，主要监管所有电力市场参与者，包括Hydro One、安大略省发电OPG和独立电力系统运营商IESO，以及大量的发电商、配电商、批发商和零售商。AUC比安大略省OEB规模要小得多，阿尔伯塔省公用事业委员会除了对电力进行监管外，还对零售天然气的分配和销售进行监管。
二、加拿大电力市场建设经验
（一）市场模式划分
加拿大共有10个省份，从各省电力工业结构特点来看，加拿大各省电力市场模式可归结为三种类型。
第一类是以水电为主的省份,包括不列颠哥伦比亚、曼尼托巴、魁北克、纽芬兰-拉布拉多省。水电为主的省份属于未改革省份，系统规模较大，电源类型以水力发电为主，电力市场模式均为双边合同集中管理模式，即市场主体通过电力交易机构集中交易，确定最终的成交对象、成交电量与成交价格等。
第二类是改革重组后的竞争性市场省份，包括阿尔伯塔、安大略、新布伦瑞克省。市场改革重组省份水电资源缺乏，更多依赖化石燃料和核电，因此电价较高，使得市场化存在改革原动力，改革目的主要是希望减少管制、控制成本。其中，阿尔伯塔省的市场运营商为AESO，市场模式为强制性电力库模式;安大略省市场运营商为IESO，市场模式为拥有双边合同、购电协议PPA、管制性电价和实时电能市场的电力库模式;新布伦瑞克省运营机构为新布伦瑞克电力公司，市场模式为有再调度市场的物理双边市场模式。
第三类是传统电力工业省份，包括萨斯喀彻温、新斯科舍、爱德华王子岛省。传统电力工业省份与水电为主省份一样，也属于未改革省份，以热电生产为主，系统规模较小，由垂直一体化的公共事业公司主导电力工业，集发、输、配、售一体。对于传统电力工业省份，市场模式为采用双边合同集中管理模式。
（二）水电参与市场模式
加拿大是一个水力超级大国，拥有丰富的水电自然资源，举世闻名。加拿大60%的水力来自航运水路，仅次于中国。以下分别介绍加拿大电力现货市场、非现货市场省份中水电参与市场机制。
1.非现货省份
加拿大非电力现货省份主要包括水电为主的省份，如英属哥伦比利亚、曼尼托巴、魁北克等。其中，水电主要通过政府管制电价、或中长期双边合同集中管理模式开展交易，市场主体通过交易机构集中交易，确定最终的成交对象、成交电量和价格等。例如，英属哥伦比亚省BC Hydro电力交易机构Powerex以市场形成价格为基础，根据标准买卖合同向电力购买者提供数天、数周、数月或更长时间的水电能源，以满足客户不断变化的日常和季节性能源需求。BC Hydro通过高压输电网络将英属哥伦比亚省与阿尔伯塔省和美国西部其他省份连接起来，参与美国西部平衡市场(EIM)。由于BC Hydro以水力发电为主，发电灵活性好，有利于Powerex在价格较低时段从市场上购买电力，并在价格较高时向市场出售电力;由于BC Hydro水电较美国西部省份电力具有价格优势，有利于提高BC Hydro售电量，提高运营收入。
2.现货省份
加拿大具有电力现货市场省份主要是阿尔伯塔、安大略省。该省份大、小不同类别水电参与市场机制如下。
基荷供电型大型水电 ——该类型水电出力稳定，受天气、季节等因素影响变化小，通常按照政府管制定价、作为基荷发电。
可调度大型水电 ——该类型水电可根据水文预测情况，确定次日水电发电计划，具有较好的水电调节能力，该类型需在市场运行机构注册为市场主体，参与市场报价，竞争发电。
不可调度小水电 ——对于径流式小水电站，其对来水的调节性能差，导致水电站对发电出力的调整和对负荷的适应能力低，该类水电不属于可调度类型资源，采用价格接受者的形式参与市场。
梯级水电参与市场 ——安大略存在若干梯级水电情况，梯级水电调度面临上下游水资源之间的时滞依赖关系问题，并且很难通过供给曲线进行管理。安大略运营机构IESO解决梯级水电调度的办法是在日前机组组合程序(Day-Ahead Commitment Programming, DACP)执行结束后，针对梯级水电情况，允许梯级水电市场主体重新修改并提交报价，以纠正DACP初始计算结果中不可行的梯级水电安排，确保次日梯级水电安排的可执行性。
三、加拿大电力市场实践情况
加拿大安大略省和阿尔伯塔省为两个典型竞争电力市场省份，其市场运营机构分别为IESO和AESO，市场运营概况如下。
（一）IESO运营情况（2019年）
2019年安大略省总用电量为135.1TWh，为近25年用电量第二低，比2018年的需求水平减少2.3TWh，降幅为1.6%。2019年7月29日由于季节性高温达到用电需求高峰，为21791MW。
2019年，安大略省超过93%的电力来自清洁能源，包括核能、水电、风能和太阳能。核电仍然是安省最重要的发电方式，发电量90.4TWh，占总发电量的61%;水电发电量36.4TWh，占比24.9%;天然气/石油发电量9.5TWh，占比5.9%;风力发电量11TWh，占比7%;生物燃料发电量0.4TWh，占比0.3%;太阳能发电量0.7TWh，占比0.5%。
安大略省作为北美大型互联输电系统的一部分，进出口电力持续维持输电系统可靠性和运营经济效率。出口电力有助于提供额外收入，降低安大略省消费者用电成本;进口电力有利于满足省内用电需求。2019年，安大略省进口电量6.61TWh，出口电量19.78TWh，为净出口省份。
（二）AESO运营概况（2019年）
2019年，阿尔伯塔省批发电力市场共有194个市场主体参与电能交易，交易额约70亿加元。批发电力市场年平均上网电价同比2018年增长9%，达到54.88加元/(MWh)。天然气平均价格上涨17%，为1.69加元/GJ。
2019年，阿尔伯塔省内平均负荷为9695MW，同比2018年减少了0.5%，其中冬季高峰负荷为11698MW，夏季高峰负荷为10822MW。
2019年，阿尔伯塔省总装机容量16532MW，较2018年增长3%，装机容量增长主要来自新增的336MW风力发电，2019年阿尔伯塔风电装机1781MW，较2018年增长23.3%。总体来看，燃煤发电仍承担阿尔伯塔省大部分负荷供电服务。天然气发电在阿尔伯塔省内供电占比为43%，相比2018年增长1%。
阿尔伯塔省电价相对于邻近的英属哥伦比亚、萨斯喀彻温等省较低，因此倾向于从邻省进口电力，以降低用电成本。2019年，阿尔伯塔省全年进口电量大于出口电量，进口电量较2018年下降37%。出口电量下降16%。
（三）电力价格
由于多种因素，加拿大各地的电价存在差异，其中最重要的是市场结构和可用发电类型。从市场结构来看，阿尔伯塔省为竞争性电力市场，其电力价格是以市场为基础的;安大略省已对其电力市场进行了部分重组;而在其他省份和地区，电价大多由电力监管机构制定。从可用发电类型来看，可用发电的类型及发电成本因省份或地区而异，水电目前是加拿大主要电力供给中成本最低的。除了市场结构和发电成本外，电力价格因素还包括输电成本和当地配电成本。这些成本在加拿大各地不同，取决于地理位置和人口密度等因素。
1.批发电价
阿尔伯塔省2019年的批发平均电价为5.488加分/(kWh)，较2018年增长了9%。阿尔伯塔省电价时段每天分为高峰时段和非高峰时段：高峰时段从早上7点开始，晚上11点结束;其他剩余时间构成了非高峰时段。2019年，高峰期间的平均电价上涨8.2%，达到6.412加分/(kWh)，非高峰期间的平均电价上涨12.1%，达到3.640加分/(kWh)。
安大略省电价费用包括两部分，一是安大略省每小时电能价格(Hour Ontario Electricity Price, HOEP)，即批发市场价格;二是全网调节费用(Global Adjustment, GA)。GA费用包括在该省新建的电力基础设施成本，以及为确保长期足够的电力供应，安大略省提供的节能计划费用。为应对HOEP的变化，GA费用每月核定一次，且每月都不同。一般来说，当HOEP较低时，GA会比较高，以弥补受管制发电和合同发电影响所产生的成本。2019年安大略省加权平均批发电价，即安大略省每小时电能价格(HOEP)为1.83加分/(kWh)。2019年B类用户(峰值需求为50kW至5MW的客户通常会在其当地配电公司的定期计费周期内支付GA费用，这些客户被称为B类客户) GA电价为10.8加分/(kWh)。B类用户的总电价为HOEP和GA之和，即12.63加分/(kWh)。
2.零售电价
2019年，加拿大大工业电价最低的曼尼托巴省的温尼伯格，价格为5.2加分/(kWh);大工业电价最高的阿尔伯塔省的埃德蒙顿，价格为12.80加分/(kWh)。对于居民电价，价格最低的为魁北克省的蒙特利尔，价格为7.3加分/(kWh);价格最高的为爱德华王子岛省的夏洛特镇，为16.83加分/(kWh)。
四、对我国的启示
一是电力体制改革要以引入竞争、提高效率为目标。 安大略省水电公司拆分的目的是打破垄断，但它的拆分并没有从根本上消除反竞争的可能性，拆分后的安大略省发电公司OPG发电量占全省的69%，具备很大的市场力，其后果则是影响了新的投资者进入市场，导致市场运行效率低下，电价上涨。
二是政府要保持对电价的宏观调控。 安大略省过去的电力成本很低，政府为了保护居民用户受价格波动影响，设置价格上限，在一定程度上损害了发电投资商的积极性，降低了投资新一代发电设施的可能性，最终导致新机组不能建设投运、老机组退运，从而产生电力缺口。后来政府采取措施对电价进行宏观合理调控，其电价由两部分构成，一部分为每小时电能量费用(HOEP)，另一部分为包含新建电力基础设施和保障能源长期供应的全网调节费用(GA)。
