电力交易市场化范文

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【中图分类号】G642 【文献标识码】A 【文章编号】1674-4810（2013）08-0083-01

《工厂供电》是电气专业的必修课之一。该课程主要将工厂供电系统的共性归纳为一般原则，将个性结合实例加以阐明，从而使学生了解和掌握供电系统运行规律。由于本课程各章节都结合供电系统生产实例来学习，教学的对象大多数来自包钢供电系统。他们白天在电力系统从事运行工作，休息日来学校学习。本文针对学生与所学专业结合紧密的特点，在教学实践中探索出一种新的教学方法，即理论实践一体化教学法。

一 理论实践一体化教学法的理论基础

从现代教学理论中的建构主义学习理论来看学生的学习过程：“学习是学习者主动地建构内部心理表征的过程，不是把知识从外部搬到记忆中，而是以已有的经验为基础，通过与外界的相互作用来建构新的理解。”在以上思想指导下，针对高等职业（成人业余班）教育，即高职学员边实践边学习专业知识的过程，本人探索出理论实践一体化教学法。理论实践一体化教学法以建构主义学习理论为基础，从根本上改变了传统教学中以教师讲课为主体、学生被动学习、授课内容以教材为中心的教学方式。这种教学法使教师、学生、教材三者之间形成新的、更合理、更科学的关系。

高等职业教育的对象，是已形成思维定势的成人。如果沿袭传统方法进行满堂灌式教育，收效甚微。高等职业教育也有其优势。成人有一定的实践经验和一定的自学能力。因此，由建构主义学习理论出发，以成人实践经验为基础，在教师指导下，通过自学，现身说法，集体讨论学习，以及教师辅导方式，就构成了高等职业教育的新的方式，即理论实践一体化教学法。

二 理论实践一体化教学法的应用

理论实践一体化教学法特别适用于工作岗位与所学专业结合紧密的专业教学。《工厂供电》是一门由实例讲解分析归纳工厂供电运行一般规律的专业课。学生分布在包钢供电系统的各个岗位，很适合理论实践一体化教学。下面就以《工厂供电》的教学为例，对其做一具体介绍。

首先，教师在新课前，根据教学大纲要求布置下次课的教学课题，并对教学课题提出具体要求。如以“工厂供电系统一次系统运行方式”为课题，具体要求：（1）将本厂的一次系统的接线方式画出接线图。（2）分析本厂采用该种接线方式的原因。（3）该种接线方式运行时应注意哪些问题。

其次，实践阶段。学生在供电系统从事运行工作，教师选几个典型工厂作实地调研，既丰富了自己的实践经验，补充了教材不足，也可对学生自学作理论指导，学生根据实践经验，结合对教材的自学，对课题进行学习、解答。

最后，返回课堂。先由几个典型运行实例的学生，分别讲述本厂实际运行方式及“为什么”、“怎么样”的问题，再经全班学生讨论，由其他学生作补充发言或由教师辅导，将几种典型运行方式分析清楚。最后，教师由以上实例归纳出供电系统运行的一般规律，并对全班学习情况进行评价、总结。

通过以上理论实践一体化教学过程，学生在自己已有的经验基础上，吸收全班集体智慧成果，在教师的指导下对当前所学内容有了较全面、正确的理解，最终完成对所学知识的意义建构。理论实践一体化教学法的学习过程：学生由实践到理论，实现了认识的飞跃；教师由理论到实践，也实现了认识的升华。这也符合人类认识世界的普遍规律：理论由实践中来，到实践中去。

理论实践一体化教学法在高等职业教育中主要解决了两个问题：一是理论联系实际的问题，传统教学与实际严重脱节，这是高等职业教育中学生厌学的主要原因。二是学生在自己组织讲课内容时，不仅调动主观能动性，提高自学能力，而且这一过程也能促进学生语言表达能力和逻辑思维能力等综合素质的提高，使素质教育目标真正得到落实。

三 理论实践一体化教学法使用中应注意的问题

为了实现上述两个目标，理论实践一体化教学法在教学过程中应注意以下两个环节：

第一，教师在理论实践一体化教学法中地位的转变：主要指导思想是弱化教师的知识传授作用，强化教师的总设计师、总导演的作用。教师素质要求不是低了，而是更高了。教师既要有理论知识，还要有实践经验，而且还要有组织能力。教师在与学生互助互学中，素质得到提高。

第二，学生在学习过程中成了主人，就要对自己负责，进行探索式学习。除了要克服理论水平差、学习方法不佳等弱点，还要克服传统教学养成的惰性。

四 结束语

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但此通知下发后近一个月，内蒙古电力多边交易市场仍在运行。

内蒙古电力严重过剩，由于缺乏外送通道，每年有700亿－900亿度电因无处可销而放弃生产，发电企业和电网公司均有降价促销之意，地方政府和用电企业也乐助其成，加上电监会的鼎力支持，故而在国家发改委态度不明的情况下于2009年7月模拟运行、2010年5月正式启动了多边电力交易市场。

以2002年国务院电力体制改革方案的思路观之，内蒙古的多边电力交易市场引入了市场化定价机制，突破了政府审批电价、发电企业和用电企业互不见面，电网公司独家购售电的传统电力交易模式，是符合国务院电力改革思路的、建立电力市场的重要一步。

按多边市场的交易规则，发电企业和大用户直接交易，交易价格由双方直接协商，通过交易电价与产品价格联动实现双方利益互动，电网公司收取的输配电价仍然按照自治区政府规定的价格执行。同时，自治区政府负责对进入市场交易的发电机组和大用户进行资质审批，并保留对市场进行临时干预的权力。

但是，国家发改委认为，内蒙古多边电力交易市场是地方政府为高耗能企业提供优惠电价的工具，不利于节能减排，也不符合审批程序，必须尽快停止运行。

2010年8月，在正式运行三个月后，内蒙古多边电力交易市场第一次被叫停。今年3月1日，在经历多次交涉后，该市场得以重启，但始终笼罩着再次被叫停的阴影，其间之迂回曲折，从一个侧面印证了近年来中国电力体制的改革步履维艰。

酝酿试点

自2002年中国电力体制改革大幕开启之后，以厂网分离、竞价上网、大用户直购电等为内容的改革试点在全国陆续展开。

2004年4月，国家电监会、国家发改委联合出台《电力用户向发电企业直接购电试点暂行办法》。以此为发端，东北、广东等地率先开展了大用户直购电试点。

也就是在2004年，内蒙古电力公司开始派人到广东考察，希望能借鉴当地搞大用户直购电试点的经验。然而，考察归来，内蒙古方面颇感失望。

原来，广东模式的特点是“点对点”，即一家电厂面对几家用电企业，按照国家发改委事先批定的价格进行供电。不仅参与的企业过少，而且本质上仍然是行政主导。

内蒙古的省情完全不同。此时，这个以煤电为核心产业的能源大省刚刚迈上发展快车道。2002年至2009年间，内蒙古电力装机容量从1034万千瓦猛增到5542万千瓦。

电力充裕，价格低廉，本是内蒙古吸引投资发展经济的独特优势。如果借鉴“台山模式”搞“点对点”的交易，这将意味着内蒙古的优势完全得不到发挥。一方面将造成电力资源闲置，另一方面众多用电大户仍将高价买电。

“从2005年开始，我们有了搞电力多边交易市场的想法。因为除了资源优势，我们还有体制优势。”内蒙古电力公司相关负责人对《财经》记者表示。

该负责人所说的体制优势，是指由于历史原因，在2002年的厂网分离改革中，内蒙古电力公司成为全国唯一一家独立于国家电网和南方电网公司的省级电网公司，受政府独立管辖，负责除蒙东四个盟市（赤峰市、通辽市、兴安盟、呼伦贝尔市）之外自治区其余八个盟市的电网运营。这使内蒙古有了更大的自主行动空间。

煤电充裕和独立电网，成为内蒙古电力市场建设先行一步的先决条件。

2006年3月全国“两会”期间，代表团正式提出了“在内蒙古开展大用户直接交易试点”的提案。随即，政府又向国家电监会上报了《关于商请开展直接购电试点工作的函》，并得到电监会的积极回应。

2007年4月，随着国务院《关于“十一五”深化电力体制改革的实施意见》的出台，内蒙古电力多边交易市场建设步入快车道。内蒙古电力公司委托华北电力大学研究制定了内蒙古电力市场建设方案，并在电监会华北电监局、经委等多部门的介入下形成了最终方案。该方案初步确立了发电、用户和电网三方企业参与，在发电侧和用户侧两端引入竞争的市场模式，这种三方模式将打破电价由政府制定、再由电网公司独家购售电的传统，构建购售电双向竞争的市场框架。

方案提出了计划电量与市场电量并行、市场电量逐步取代计划电量的发展目标。通过引入大用户直接交易、区外电能交易、发电权交易等多项交易品种，引入中间商、经纪商等中介机构，形成双向选择、多买多卖、价差联动、浮动电价的长期交易平台。

同时，大用户通过直购电获得相对优惠的电价，降低生产成本，发电企业也相应地可以通过薄利多销增加发电量和利用小时数。这种市场机制中的直购电电价将更好地反映电力供需关系，形成一种全新的电价机制。

这并不意味着多边市场只能在电力供大于求的情况下运转。“在正常的市场机制下，供不应求导致价格上涨是必然的，也符合市场规律。我们不会因为供应紧张就对市场运行的核心规则做出修改。而多边市场也有严格的市场准入和退出机制，已经进入市场的大用户不得随意退出。”内蒙古电力市场多边交易中心副主任王敏杰对《财经》记者说。

在他看来，虽然起步阶段进入多边市场交易的电量在整个电量盘子中的比例只占15％左右，但未来会逐渐升高。这样一来，一旦电力供不应求，大用户由于政府计划电量不能满足其用电需求量，仍然不得不从市场中买高价电。尽管在这种情况下电价上涨不利于电力下游用户，但对整个行业来说仍然是健康的。因为市场交易电价的上升会给电源和电网建设提供加速动力，从而改变市场环境，实现下一轮的供需平衡。

2008年8月，历经多次修改完善后的《内蒙古电力市场建设方案项目》，以政府的名义同时上报至国家电监会和国家发改委。同年10月，在国家发改委迟迟未有明确表态的情况下，电监会单方面下发了《关于推进内蒙古电力多边交易市场建设意见的复函》，不仅原则同意了内蒙古方面提交的方案设想，时任电监会主席的王旭东还亲自作出了“积极、探索、推进”的批示，国内首个电力多边交易市场终于在内蒙古获得准生证。

两度启动

2008年，席卷全球的金融危机突然来袭，使得刚获准生证不久的内蒙古电力多边交易市场被意外提速。

2008年10月，蒙西电网负荷低谷从1000万千瓦骤降到680万千瓦，冬季采暖来临在即，内蒙古已推广热电联产，如果这样的负荷水平持续下去，那么自治区将有一半的供热机组不能启动。

而拉动电力需求最有效的办法就是让用电大户恢复正常生产。2008年11月11日，副主席赵双连主持专题会议，决定立即启动电力多边交易市场，以争取恢复和启动用电负荷200万千瓦，保证自治区平稳过冬。

随即，政府下发了《关于部分行业实行电力多边交易电价的紧急通知》，决定自2008年11月17日起实施多边交易电价，在全区范围内对符合产业政策的铁合金、多晶硅、单晶硅、工业硅、电石、氯碱化工、氟化工企业，每度电下浮0.08元，对黑色金属冶炼、有色金属冶炼及深加工企业生产，每度电下浮0.04元，实施期限为三个月。

降价的效果可谓立竿见影。内蒙古电力公司总经理张福生接受《财经》记者采访时透露，多边市场启动仅40多天，蒙西电网用电负荷就增加了300多万千瓦，供热机组得以顺利启动。

而发电和用电企业则获得了双赢。以同包头铝业公司签订了大用户直购电协议的国华准格尔发电公司（下称“国华公司”）为例，2009年“国华公司”的计划发电小时数是3300小时，通过和包头铝业合作，获得了约10亿千瓦时的计划外电量，扣除税金、让利金额和燃煤成本，“国华公司”增加收益5000万元。

而包头铝业公司则更是依靠优惠电价渡过了危机。金融危机爆发后，国际铝价从每吨近1.9万元跌到了最低时的1.04万元，国内多数铝厂被迫停产，包头铝业公司也岌岌可危，降低占电解铝成本40％的电价成本，成为公司最后一根救命稻草。

最后，通过电力多边交易市场，包头铝业公司电价成本节省了2亿多元，没有停产一天，没有一个工人下岗，而且还投产了一条新的生产线。

2009年7月1日，在总结前期各项经验的基础上，电力多边交易市场开始模拟运行，包括神华、华电、大唐等18家电厂和14家用电企业被批准进入多边市场。2010年5月6日，在时任国家电监会主席王旭东和主席巴特尔的共同见证下，酝酿六年之久的内蒙古电力多边交易中心正式鸣锣运行。

因何叫停

好景不长，发端于2010年下半年的全国性节能减排风暴，改变了内蒙古电力多边交易市场的命运。

就在该市场鸣锣运行后的几天，国务院在北京召开了全国节能减排工作会议。2010年6月，国家发改委价格检查组赴内蒙古检查，2010年7月初，由国家发改委、电监会、监察部、工信部等六部委组成的更高规格的全国节能减排督察组再次赴内蒙古督察。

据一位参加向督察组汇报的内蒙古人士对《财经》记者回忆，在督察组起主导作用的是国家发改委。

在听取汇报后，督察组提出了两点意见。一是其他省的优惠电价都停了，内蒙古要是不停，其他省就会仿效，节能减排就没法搞。二是参与多边交易的用电企业多数都是高耗能企业，不能搞优惠用电。

而令上述内蒙古人士深感委屈的是：“发改委自己批准的大用户直购电试点一直在搞，如果说包头铝业公司是高耗能企业，可是发改委早前自己批准的大用户直购电准入企业名单中就有包头铝业公司。同时电监会作为国务院授权的电力市场主管部门，知晓内蒙古多边电力市场筹建和运行的全部过程，并下发了一系列的许可文件。”

根据内蒙古电力多边交易市场的设计方案，初期进入市场交易的电量占全自治区发电量的10％－15％，以后逐年扩大比例。而且将来只有30万千瓦以上高效节能的发电机组才能有资格进入大用户名单，这意味着市场交易电量越大，大机组的发电量占整个发电量的比重也越大。由于大机组煤耗低，所以大机组发电比重越大，对节能减排就越有利。

国家电监会华北电监局的预测数据显示，2010年，内蒙古电力公司统一调度的2473万千瓦机组，煤耗比启动多边市场前的2009年减少了21.99万吨，这相当于减少二氧化碳排放59.4万吨，减少二氧化硫排放4400吨（见附表）。

但这些解释并未奏效。2010年7月，国家发改委仍然以口头通知的形式正式要求内蒙古暂停电力多边交易市场。2010年7月26日，副主席赵双连亲自带领自治区经委、发改委和电力公司成员，到北京拜会电监会副主席王禹民和国家发改委副主任彭森。这次会面，王禹民再次肯定了内蒙古电力多边交易市场对深化中国电力市场化改革的示范意义，并重申电监会此前各项审批文件真实有效。

而彭森则重申，内蒙古电力多边交易市场虽然符合电力改革的方向，但在节能减排压力巨大的情况下，包括新疆、四川在内的全国22个省份出台的优惠电价政策已经全部停止，内蒙古不能搞例外。以后可视节能减排工作的进展情况，走规定审批程序再行启动。

赵双连一行返回内蒙古后，向自治区主要领导提出建议：如果自治区能确保完成国家节能减排目标，可顶住压力继续电力多边市场的运行，并可考虑向国务院进行专题汇报。否则，可考虑先行停止大用户直购电交易，保留现存的电力多边市场交易机制，根据节能减排目标完成进展情况逐步恢复，但必须明确自治区政府有权根据节能减排进展情况适时重启电力多边交易，而不再重新履行审批程序。

经过综合权衡，2010年8月19日，以自治区经济和信息化委员会的名义向内蒙古电力公司、各发电企业和电力用户下发了《关于内蒙古电力多边交易市场暂停安排大用户直接交易的通知》。

今年3月1日，在经历多次交涉后，内蒙古电力多边交易市场得以重启。然而很快电荒来袭，国家发改委于4月21日和6月20日分别下发《有序用电管理办法》和《整顿规范电价秩序》两份通知。

后一个明确规定，“未经国家发改委、国家电监会、国家能源局批准，擅自开展大用户直供电试点，或者以其他名义变相降低企业用电价格的，要立即停止执行。” 重启刚四个月的内蒙古电力多边交易市场再次命悬一线。

《财经》记者获悉，在此次关于整顿规范电价秩序的通知下发后，内蒙古方面紧急派出自治区常务副主席潘逸阳赴北京同国家发改委和电监会磋商。

篇3

尽管现在手机党们充电宝不离身，但涉及到国家电力的层面，电能几乎是不能被储蓄的。国家电网南瑞集团信息系统集成分公司CTO徐戟介绍了一种储能电站：在偏远的山区找到一个有落差的地方，电力过剩的时候把电输送到储能电站，这部分电把水从低的地方提升到高的地方存起来，缺电的时候再从高的地方把水放下来发电。虽然这种储能电站的效率只有20%到30%，但已经是进步了。

去年并没有街头巷议德国电力大崩盘的新闻，显然，日耳曼民族顶住了来自太阳的考验。徐戟做了个极简版的复盘：德国通过计算预测，有五个比较大的企业在日全食期间无法得到供电，于是把这五个企业从国家电网里分离出来，供应从国外购买的电能――日全食发生之后，德国发现购买的电力过剩了，于是又赶在富余的电能没有浪费之前卖了出去。整个德国电网因此减少了上千万欧元的损失。这里有两个关键：一是近乎实时的测算能力，二是国际电力交易网络，更准确地说，是欧洲各国电网公司之间的协调合作。

电能成为新股票

电力对人类的重要性几乎可以媲美空气和水，就连即将成为新基础设施的数据也离不开电――一个数据中心最大成本不是地皮，不是设备，而是耗电。比起时不时被讨论的雾霾、缺水、水污染等问题，电力成了必需品中的乖乖仔，稳定得让人忽视。事实上，无论是对新能源发电的探索，还是电力的输送和调度，还有现在逐步推行的电力交易市场，正如生存发展的一切几乎都离不开电一样，电力事业的发展也要求诸多领域的完善。

既然电力的存储还是一个久攻不下的难关，相对来说，一个良性高效的电力交易市场显然更靠谱，这也是国家推进清洁能源的重要一环。

电力交易市场化最直接的好处是降低工商业用电电价，根据国家电网能源研究院2010年测算数据，比起美国，我国工业电价高25.4%，商业电价高26.8%，居民电价低35.4%，同时，居民用电量占总用电量的80%。可见工商业电价降低后将节省的成本多么可观。

今年11月7日，国家发展改革委、国家能源局正式《电力发展“十三五”规划》，规划提出，2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广；2018年底前，启动现货交易试点；2020年全面启动现货交易市场，研究风险对冲机制。一句话就是要将电力交易市场化，其载体是电力交易中心。截止到今年9月份，全国已经成立了33家电力交易中心。也许很快徐戟的畅想就能实现――“在未来的三到五年内会出现像股票、证券市场的电力交易市场，每分钟整个的电力价格都在发生变化，都在进行交易。”

跨省的电量交易市场化则有助于清洁能源的普及和煤电等高排放发电方式的淘汰。例如西部地区的光电，云南、广西等地区的水电，可以源源不断供给到经济发展快速的地区，淘汰当地的火电。这个格局进一步放大，随着一带一路，则可以形成多国互通的能源互联网。

电力行业的技术小开

除了社会意义，售电侧改革的经济利益是实打实的金苹果。2014年全社会用电量达到5.5万亿千瓦时，按照平均销售电价0.492元/千瓦计算，售电市场容量就达2.72万亿元。即便剔除受电价保护的用户，市场容量仍有2.3万亿元左右。这样一个万亿级的大蛋糕，已经惹得近千家售电公司落地。

然而有这么一家公司，虽然不在售电公司之列，几乎在每个财经媒体分析电力改革时都会被提名为分蛋糕的绩优股。这家公司就是南瑞集成公司（以下简称“南瑞”），是国家电网公司的直属单位之一，算是出身名门的“小开”，不过这个小开是技术挂的，低调地蝉联了6届“国家规划布局内重点软件企业”，其自主研发的NBase数据库也入选了国有四大行的测试。在分析德国电力应对日全食时已经提到超级运算能力在现代电力行业的重要性。这样的技术后勤任务就落在南瑞的身上，尤其在去IOE的时代背景下，2014年国家电网停止了小型机的采购，这是一份有负担的机遇。

徐戟介绍：“以前我们在采集数据的时候，大约在15分钟采集一个数据点，目前国家电网在用电端的采集是按照每天96个点采集的；但是随着我们需要对负荷中心进行深度的分析，我们可能要做到每5秒钟、10秒钟采集一个数据点，我们传统的采集方案和现在来比较的话，可能会有100倍甚至几百倍的数据差异。这种情况下，我们传统架构如何适应新业务需求的发展，这是一个新挑战。”

刚开始，南瑞做的是传统 集成，把高端小型机、高端存储和企业级数据库直接拿到企业进行组合进行应用。但是，随着业务的发展，这种模式不可持久。毕竟，小型机和高端存储设备都存在成本攀升、扩展能力有限等问题。面对国家电网一个40～60万IOPS的ERP项目，传统的集成几乎是无法完成的。

徐戟还给了一组现实的数字：两台大概价值600万元的小型机，一个晚上7个小时只能算700万用户的费用情况，而一个中等省份有2000万以上的用电户。如果想用小型机实现未来要求的实时运算，其成本根本不堪设想，更何况还要考虑可扩展性。

于是理念迭代成了现在的“按需定制、深度集成”。

为了适应像国家电网这种高可靠性要求的计算，首先要有高可用备机，实现数据零丢失。自2014年，南瑞集成开始与英特尔着手打造并推出了“英特尔-南瑞集成自主创新瑞腾高性能数据平台”，其整个系统按照一种平台化的设计，可以从一个机柜扩展到一个机房；用x86开放架构代替了传统小型机的RISC架构，明显缩短了高性能系统部署所需的时间，避免性能瓶颈与单点故障的出现，解决高并发、大数据量、大用户的应用场景。

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俄罗斯电力双边交易中，市场参与者包括批发市场及地方发电公司、地方供电商、FTC和大终端用户，以及系统运行机构等。双边交易价格由非赢利交易系统管理机构(ATS)进行管理。在双边交易过程中，通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。俄罗斯双边交易及其市场运行机制如图3所示。图3俄罗斯电力双边交易市场模式(1)市场主体俄罗斯电力双边交易中，交易性主体包括发电商、售电商、经纪商、终端用户以及应诺供应商(GuaranteeSupplier)。其中，经纪商只是为买方和卖方牵线搭桥，并从中收取佣金。应诺供应商，主要职责是与任何有意愿的消费者签订合同(只要消费者在其工作区域内)，同时作为非批发市场主体但满足一定规则的发电商的唯一购电商。非交易性主体包括:1)联邦输电公司(FederalTransmissionCom-pany，简称FTC)，负责所有220kV以上输电线路和变电站的运行、维护和建设。2)系统调度机构(SystemOperator，简称SO)公司。SO合并莫斯科的中央调度局和7个区域调度中心。国家将拥有SO的75%以上的股份。SO负责UES的安全供电和无歧视的接入系统。3)非赢利的交易系统管理机构(Administra-torofTradingSystem，简称ATS)，组织电力批发市场的交易活动、进行市场平衡结算、对管制交易以及自由双边合同交易进行管理，并充当监管机构。负责批发市场的设计和运营，记录双边交易的电量，确定现货市场上不同母线的电价，并监视批发市场上按协议应支付的电费。(2)交易类型按照交易时间长短划分，俄罗斯电力双边交易可分为远期、期货双边交易，短期双边交易。远期、期货双边交易中，供求双方通过签订双边合同约定在未来某一时间进行交易，双边合同中涉及价格与供电量。市场中达成的双边交易大部分是远期双边交易，购售电双方可以签订提前几天、几月、一年甚至若干年的电力合同。远期双边交易直至实际交割时点的前1h(又称关闸时间，GateClosure)才会关闭。短期双边交易又称交易所内的双边交易(或场外交易)。交易双方在交易所内签订标准的时段合同(standardizedblocksofelectricity)，在未来一天的一段时间内交易一定数量的电量(MW•h)。短期双边市场为购售电双方提供了灵活购售电的机会，发电商、供电商以及电力用户可以根据接近运行时段的即时信息，如天气条件及发电机故障事件等调整交易，从而降低交易风险。(3)市场机制1)价格机制［4，5］。俄罗斯电力双边交易中，非赢利交易系统管理机构(ATS)作为双边交易的中间商，确保交易的顺利进行。电力双边交易合同必须在ATS处登记，ATS将根据区域价格确定双边交易合同价格。在俄罗斯电力市场交易中，发电企业与供电企业之间的双边合同可以一年一订，电价的制定可根据燃料成本和通货膨胀变化进行调整。随着市场化改革的不断推进，俄罗斯逐步放开价格管制，适当提高居民电价，减少交叉补贴，由电力买卖双方自由定价、签署长期合同。以区域间的双边交易为例，说明双边交易价格的形成机制如下。交易双方将选定一个交割区域作为参考区域，以该区域的价格作为合同的交割价格。若所选参考区域为交易一方所在区域，则对该交易方而言，其所面临的合同交割价格是锁定的，即面临的价格风险较小，节点价格的波动将传导至交易另一方。在双边交易中，将双边合同与Hub锁定以增加双边交易价格的透明度，此时价格对所有的市场参与者而言公开、透明。Hub是依据一定的节点价格相关度而结合的一系列节点的集合。这意味着，Hub所包含的节点在日前市场所形成的节点价格可以偏离Hub指数，但不能超过一个确定值(至多不超过20%)。而区域价格则是依据发电成本加上不高于10%的收益率核定，并可根据燃料成本变化和通货膨胀情况进行调整。2)平衡机制。俄罗斯电力双边交易市场中，通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。当实际需求量与实时用电需求计划出现偏差时，系统运营机构将促使发电商及用户通过平衡市场进行电量平衡交易，以调整偏差量。若实际电量需求量超过日前市场的计划需求电量，则需要通过平衡体系弥补偏差电量。此时，可通过增加发电出力或者减少消费需求以实现电量平衡。参与平衡调节的用户可称之为可调整负荷用户(以下简称“CCL”)。发电商与CCL通过平衡市场进行平衡电量竞价。其中，发电商的水电及抽水蓄能发电量电价为给定价格，其余电能均按照日前市场报价。CCL根据(X－1)交易日5p．m．之后至X交易日之间的价格报价。此时，系统运营机构根据双方报价确定所需的平衡电量。在交割前一个小时，系统运营机构将确定包括实时调度电量(如平衡下一个小时的消费量所需的电量)在内的节点电量，以使社会福利最大化。系统运营机构通过社会福利最大化的计算模型，确定每个节点的调度电量以及相关的价格指标。系统运营机构通过对节点调度电量的调整发出增加或减少出力(或消费量)的信号，以实现电量的实时平衡。

经验借鉴

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一、引言

（一）概念介绍

碳排放权，是具有价值的资产，可以作为商品在市场上进行交换――减排困难的企业可以向减排容易的企业购买碳排放权，后者替前者完成减排任务，同时也获得收益。对于发电行业而言，有学者认为碳排放权是发电企业之间、国家与发电企业之间、国家之间等碳排放主体为了实现温室气体的减排任务所形成的一种碳排放配额。

碳排放权交易市场，是指由相关经济主体根据法律规定依法买卖碳排放权指标的标准化市场。在碳排放权交易市场上，碳排放主体从其自身利益出发自主决定其减排程度以及买入和卖出排放权的决策。它包括排放权配额交易市场、苑⒖刹生额外排放权的项目交易市场及排放权相关的各种衍生碳产品交易市场。

（二）碳交易市场的分类

按市场交易主体的意愿，碳交易市场可分为配额交易市场和自愿交易市场两类。其中，配额交易市场是指为那些有温室气体排放上限的国家或企业提供碳交易平台以满足减排目标的市场；自愿交易市场则是从其他目标出发如企业社会责任、品牌建设、社会效益等自愿进行碳交易以实现其目标的市场。具体而言，配额碳交易又可分为基于配额的交易和基于项目交易两类；自愿市场分为炭灰标准与无碳标准交易两种。

（三）问题的提出

据统计，2014年我国单位GDP能耗和CO2排放分别下降29.9%和33.8%，如期完成“十二五”期间的节能减排指标，成为世界上发展新能源、可再生能源的大国。2015年，在中国的能源结构中，煤炭消费总量43.0吨，占消费总量的64.0%，其中发电消费增加0.5%，发电消费总量居上。建立发电碳排放权交易市场不仅有利于发电市场与环境保护的协调发展，而且有利于降低发电市场减排成本，促进转变发电市场的经济增长方式。但在全球市场上，中国面临一个很严峻的问题就是在CDM项目上中国没有自己的定价权，整体处于被动地位，极大地降低了中国在国际市场上参与碳交易的积极性，并且由于中国的碳交易市场目前仍处于初期阶段，未形成完善的碳交易排放市场体系，严重制约了中国碳交易市场的发展。因此，如何规划我国碳交易市场，建立符合国情和电力行业协调发展的碳排放交易体系，是推动我国碳交易市场发展的关键。

二、国内外碳交易碳交易体系

（一）国内体系

在2009年的第15次联合国气候变化大会上，中国承诺到2020年，单位GDP二氧化碳排放量将比2005年减少40%～50%。此后，在中国政府的大力推动下，我国碳交易市场的快速兴起。为推动实现减排目标，减缓气候变化带来的负效应，加快了碳交易市场机制和中介组织的建设，解决我国作为卖方由于信息不对称、缺乏中介服务严重制约碳交易业务的问题。通过发展碳金融业务的发展，落实绿色信贷政策，引进专业人才等具体举措的落实，不断强化我国市场对碳交易的认识，推动我国从“高碳”向“低碳”的能源消费结构转型。2012年之前，依据《京都议定书》，我国碳交易的主要类型是基于项目市场进行的交易，即发达国家向我国提供资金和技术，对我国实施具有温室气体减排效果的项目履行《京都议定书》的承诺，获取我国温室气体排放权的交易。但随着工业技术的发展，我国碳排放量的不断增加，人们的环保意识也明显的到了提高。2014年，中美签署《中美气候变化联合声明》，中国元首首次正式中国将在2030年左右达到CO2排放峰值，并且计划到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。2015年国家发改委、国家能源局了 《关于改善发电运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》，进一步推动可再生能源的发展，促进发电行业减排，让发电企业更积极地参与碳交易。

自2013年，我国已相继启动深圳、上海、北京、天津、重庆、广东、湖北等“两省五市”的碳排放交易试点，参与交易的企业主要集中在发电、钢铁、化工等高耗能产业。按照发改委的规划，我国碳市场建设分为前期准备阶段（2014―2016年），运行完善阶段（2017―2020年），全面实施阶段（2020年以后）。所以，目前是从前期准备到运行完善阶段重要的转型过渡期。

截至2014年底，北京、上海、天津、重庆、广东、深圳和湖北7个碳排放交易试点均了地方碳交易管理办法，共纳入控排企业和单位1900多家，分配碳排放配额约12亿吨。

2016年，国家发改委召开全国碳排放权交易市场建设工作部署电视电话会议，系统总结了碳排放权交易市场建设的工作基础，并结合下一步的工作重点提出了抓好落实的具体要求；中挪合作“国家碳排放权交易与自愿减排交易登记注册系统建立；国务院《国务院批转国家发展改革委关于2016年深化经济体制改革重点工作意见的通知》；国家能源局下发特急文件，督促各地方政府和企业放缓燃煤火电建设步伐，暂缓13 省份、缓建15 省份的一大批煤电项目。

（二）国外主要体系

1、欧盟碳排放交易体系

欧盟排放交易体系（European Union Emission Trading Scheme，EU ETS），是世界上第一个多国参与的排放交易体系，也是欧盟为了实现《京都议定书》确立的二氧化碳减排目标，而于2005年建立的气候政策体系。它是欧盟气候政策的核心部分，以限额交易为基础，提供了一种以最低经济成本实现减排的方式。这也是全球最大的碳排放总量控制与交易体系。欧盟排放交易体系是欧盟气候政策的中心组成部分，以限额交易为基础，提供了一种以最低经济成本实现减排的方式，是世界上首个多国参与的排放交易体系；覆盖了11000个主要能源消费和排放行业的企业。经过多年的内部磋商谈判和苦心经营，欧盟碳排放交易体系已成为全球最大的碳排放交易体系，碳排放配额交易总额也位居全球首位，并且适时的结算方式提出无需与美元挂钩，交易直接以欧元标价结算。目前，世界碳排放交易市场主要由欧洲主导。作为世界最大的碳排放交易市场，欧盟碳排放交易体系已进入了实施的第三阶段――全面实施阶段。

2、美国碳排放权交易体系

区域温室气体减排行动（RGGI）是一个以市场为基础、为减少温室气体而设立的区域强制性的减排计划，通过竞拍方式出售碳排放限额，以达到区域内碳总量减少10%的目标。美国的这种配额方式在市场主体间自由交易，截至目前，已取得显著成果。虽然目前RGGI仍处于发展期，但美国所提出的这种市场化的机制很适合中国学习和借鉴。

三、文献综述

目前国内外学者对碳排放问题的研究已有了一定的成果，在能源结构转型期，国内一部分学者的研究主要集中在碳排放的理论分析方面上。为了建立“共同而有别的责任”原则和公平正义准则，丁仲礼等人强调通过对历史数据的计算，以“人均累计排放指标”度量各国排放权，并针对应得配额、实际排放量、排放水平、排放增速四个客观指标具体对各国提出了公平合理的排放权方案。在全球碳排放权激烈的争夺战中，碳排放责任的认定和碳减排义务分配是发达国家和发展中国家两大博弈主体间争论的焦点。张为付在《调整》一书，研究分析了世界各国碳交易市场的博弈现状，分析中国竞争优势的理论基础，并提出低碳经济下我国国际分工在贸易战略、引资战略、区域协调发展战略方面的调整方案以及政府的职责。基于碳排放和政府初始分配的交易背景，宋瑶等人建立了优化制造商产品组合的三维模型，讨论政府分配、碳排放价格敏感因子和技术效率对最优产量的影响。另一部分的学者们将发电行业与碳排放权交易相结合进行研究。通过借鉴国外碳排放交易机制，结合我国发展现状，骆跃军等人对碳排放总量管理下发电排放所属问题和不同配额分配方案对发电生产企业的影响问题进行研究，提出使用“加权平均法”碳排放配额方式模拟并分析发电企业的碳排放交易，来实现各机组所得配额均相对公平合理，保证企业顺利履约，实现碳排放权交易体系的控制目标。何崇恺等人以发电行业为例研究影响碳成本传递率的主要因素，认为影响发电行业碳成本传递率的主要因素主要包括碳排放权交易的配额分配方式以及发电市场结构。陈逸等人从碳排放交易价格和成交量变化趋势的角度进行理论研究，分析碳排放交易的发展趋势，认为人力资源培养和发展对我国碳排放交易机制的建设具有重要作用，并且将企业的硬件实力和软性人才培养相结合，有助于提升企业价值。此外，也有学者提出发展中国碳排放权交易市场需要借鉴欧盟碳排放权交易机制，并且需要结合中国实际国情。

四、数据分析

从宏观角度而言，十二五期间，全国累计发电量、当期发电量呈稳步递增趋势。截止2015年12月，累计发电量大56183.7亿千瓦时，当期发电量最高时为2015年8月5155.3亿千瓦时。火力发电的同比增长幅度呈负增长的趋势较为明显，降幅最大时为-11.8%；而水力发电、核能发电、风力发电等低耗能的新能源发电同比增长整体呈现正增长的趋势。其中风力发电的当期发电量占比最多，当期同比增幅平均值为25.9%。如下图所示。

从微观角度而言，中国一共有5家大型发电企业：中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司。随着碳市场的建立，各家陆续建立自己的碳资产公司，搭建碳资产运营管理框架，管理制定碳资产交易。制度。以中国华能集团为例，如下图所示。2011年―2015年，华电的装机总容量、供电总量的平均增幅分别为8.90%、6.25%，碳排放总量平均增幅3.09%。在保证电力供应充足的情况下，实现了碳排放量的增长率大幅低于装机电量、供电量的增长率。“十二五”期间，华电积极响应国家节能减排政策，通过电源结构调整和节能降耗等措施累计减排二氧化碳2 亿吨。其中，结构调整的碳减排贡献度最为显著，共计减 排二氧化碳1.5 亿吨，贡献度为 73%；节能降耗减排二氧化碳 5482 万吨，贡献度为 27%。预计在“十三五”期间，华电继续发展清洁能源和调整电力结构，持续节能低耗，以降低CO2的排放。

五.结论及建议

（一）结论

受传统工业结构的影响，中国能源结构目前仍然主要依赖于火力发电，并且火力量在总发电量中占比最多。但由于近几年工业的转型升级、经济结构调整、国家对气候的逐步关注，总体而言，中国已积极投入到全球的节能减排行动中，参与碳交易并自愿在交易市场交易的企业数量也在不断增加。作为一种控制温室气体排放量的环境政策，碳排放权交易被证明在促进电力行业节能减排方面具有重要作用。通过新能源发电技术的提高，不但会大大减少CO2的排放量，减少温室气体的外部负效应，也会拉动经济的增长。

（二）政策建议

十三五期间，中国的新目标是进一步加强碳排放强度约束控制，实现大气资源的可持续、公平、有效的利用。但是，当前中国面临日益严峻的经济下行、能源结构改革和应对气候变化等多重压力，发展低碳经济对中国发电行业的未来提出了巨大的挑战。但是从短期而言，目前中国的低碳市场仍处于初级发展阶段，由于规划时间短，工作量大，无法制定出完善健全的法律法规达到保障低碳经济的发展有法可依的目的；许多发电企业正面临着高耗能、高污染、高碳排放的问题，如何有效的建设和管理好碳交易市场，无疑会大大增加生产成本和管理成本；大量缺乏专业人才、企业减排意识不足等个问题导致碳交易市场的发展很迟缓。从长期而言，随着企业技术水平和管理水平的不断提高，短期存在的问题得以解决，发电企业会更加注重对新能源发电的投资，减少火力发电，降低生产和管理成本，提升企业的整体竞争力。为了保障建设和维持更安全、经济、清洁、可持续的碳排放交易市场，发电企业应采取集约化的管理方式，提前做好发电规划，避免出现过度投资、重复建设的问题。同时，政府职能部门应该推进市场化建设，鼓励企业创新，不断完善相关的法律法规，使低碳市场相关的法律法规与其他经济政策相协调，建立完善的日常监管和奖惩激励机制，促进碳交易市场的发展。

参考文献：

[1] 郑爽 碳市场的经济分析[J]- 中国能源 2007（9）

[2] 李布.欧盟碳排放交易体系的特征、绩效与启示[J].重庆理工大学学报（社会科学版），2010，24（3）：1-5.

[3] 李布.借鉴欧盟碳排放交易经验构建中国碳排放交易体系[J].中国发展观察，2010，（1）：55-58.

[4] 丁仲礼，段晓男，葛全胜，张志强.2050年大气CO2浓度控制：各国排放权计算[J]中国科学，2009，39（8）

[5] 杨辰晨，何伦志.全球低碳经济发展趋势、影响与政策[J].2015，09（002）

[6] 刘志彪.低碳：我国融入全球价值链的新约束[J]南京社会科学.2016，03（022）

篇6

北欧电力库成立于1993年，最开始作为挪威电力交易的场所，1996年其覆盖范围扩展到瑞典，到2000年芬兰和丹麦陆续加入，随后立陶宛，拉脱维亚，爱沙尼亚等也陆续加入，目前北欧电力库涉及十二个国家的电力交易，是北欧地区进行大宗电力买卖的主要场所，也是最大的跨国界电力交易市场。北欧的电力交易制度为分散化模式，即现货交易，辅助服务，平衡服务等在分散的市场完成。

北欧电力交易所分成三个独立的机构实体：①NP负责金融交易。由电交所全资拥有。②北欧电力清算所（NECH：Nordic Electricity clearing House）。由于电力交易法案规定同一个公司不能既负责交易又负责清算，所以单独成立电力清算所负责北欧电力市场的清算工作。为电交所中的电力交易和所外的标准合同（如欧洲市场的二氧化碳排放指标）提供清算服务。③北欧现货市场。北欧电力现货交易所有限公司（Nord Pool Spot AS），负责组织现货交易，并受到银行保险及证券委员会的监督。电交所拥有20%股份（挪威国家电网公司、瑞典国家电网公司和芬兰国家电网公司各拥有20%，丹麦的2家电网公司Eltra和Elkraft各拥有10%的股份）。

除此之外，北欧电力交易所还成立了北欧电力市场咨询公司（Nord Pool Consulting AS）提供市场战略与管理服务，为政府公共当局、监管机构等提供咨询服务，由电交所全资拥有。北欧电力芬兰公司（Nord Pool Finland Oy）负责北欧电力平衡市场，为北欧电现所全资拥有。

截止2014年底，北欧电力库的成员已由2000年的278个上升到385个，北欧电力交易所的成员大部分来自北欧国家，但近几年由于交易范围的扩张，非北欧国家成员的数量有了大幅度增加。同时还增加了来自美国、英国、德国、瑞士等国家的金融市场参与者。电力交易所的核心责任是：①给电力市场提供价格参考：②运营现货市场和期货市场；③作为中立、可靠的电力合约机构参与市场；④利用现货市场的价格机制优化使用可用容量以缓解电网阻塞；⑤向输电运营者报告区域电力交易交货情况和输送计划。

北欧电力交易所涵盖了两大市场：第一种是现货市场，大都用于物理合同交易（Elspot：Electric spot market），现货市场还包括它的补充调节市场（Elbas：Electric balance market）也就是平衡市场，目前平衡市场仅对在芬兰和瑞典两个国家开放。第二种是期货市场（Eltermin：Financial market），大都用于期权期货合约交易。电力期货交易的发展为电力相关企业提供了规避价格风险的有效工具。

当合同电量高于可用的电网容量时，现货市场会形成多个投标区域以形成分离的价格区，根据实际划分的投标区域可得出多个现货区域电价，然后根据新的电价和电量就能够预测发电量。通常丹麦东部和西部丹麦被视为两个不同的招投标领域，芬兰、爱沙尼亚、立陶宛和拉脱维亚各构成一个招标区域，瑞典被分为四个招标区域。但招标区域的划分也是常常变化的。变化后的区域划分将至少持续3一4个月。

现货市场主要为第二天经物理传输的电力提供服务，现货市场的价格由每小时的双边拍卖交易决定。即分为24个时段。现货交易的具体流程是在上午11点以前北欧电力交易所从各国电网公司获取网络运行信息。上午12点以前，由电力公司通过发送电子邮件向电力交易所申报第二天24个时段的交易数据。14点以前，北欧电力交易所公布交易计划。14点30分之前各电力公司可对电力交易计划提出修改。14点30分由北欧电力交易所向电网公司传送交易计划。

平衡市场是现货市场的补充，是由欧洲电力交易所管理，用于电能交易的盘中实时市场。由于现货市场的电力交割时间跨度有36小时，平衡市场作为这一时段的补充市场能更好的实现电力平衡，在平衡市场，每小时的合同可以在交货前的1h以内进行持续的调节交易，它使实时交易在一年中的任何一个时刻都可以进行。平衡电力市场的实现主要借助计算机技术，其中包括电子交易系统和帮助服务平台，除此之外市场参与者也可以通过电话下单。目前平衡市场覆盖北欧和波罗的海地区以及德国，最近扩大到包括英国，用于确保北欧电力现货市场供应和需求之间的必要的平衡。

在现货交易运行的前一天，电力公司对自己能够承受的提高发电量或降低发电量的价格进行申报（用于平衡市场）。市场运行的当天，北欧各参与的电网公司对本地区电力需求负荷进行预测，并结合北欧电力交易所的交易计划确定平衡市场需要的调节电量。在实时市场中，若预测负荷有可能超过交易计划，则电网公司则按照申报的数据让增加发电量成本最低的电力公司增加发电，反之则让减少发电量成本最低的电力公司减少发电。

在北欧电力期货市场，产品主要包含期货合同（Futures）、远期合同（Forwards）、期权（Option）和差价合同（CfD）。期货市场的合同价格来源于整个北欧现货市场的系统价格。交易的最长期限是4年。电力合同的交易不需要物理交割，只需要在交易期限内进行现金结算。期货合同分为天，周，块（即大于一周小于一季度的交易期限）合同。远期合同分为季合同和年合同。差价合同是为了克服系统价格与实际区域价格的价差风险而产生的，当输电网发生阻塞，电力价格分区时，差价合同是更有效的套期保值手段。

期货市场的交易时间是工作日的上午8点到下午3点半，交易地点是北欧电力交易所，所有交易都通过电子系统进行。一天交易结束后向交易对象发送交易确认书。各种期货合同收盘价格的时限在交易日的最后10分钟，根据参与交易的发电商的数量，计算后确定，并在下午3点半后向市场和电力交易所。（作者单位：长沙理工大学经济与管理学院）

参考文献：

[1] 张志刚，王涛.北欧电力市场交易研究[J].天津电力技术，2005，S1：16-21.

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1欧盟电力市场化改革的总体进展情况

建立统一的欧盟大市场，是欧盟经济一体化发展的必然结果和内在需求。欧盟在1985年提出了著名的以实施单一市场为目标的“白皮书报告”，并于1993年1月1日正式启动了这个拥有10个国家、3.7亿人口的大市场建设计划，自2004年5月东欧等10国的加入，目前欧盟成员国已扩大到27国，人口达5亿。

作为基础服务性行业，电力行业在欧盟统一大市场建设的进程中启动晚、推进难。1996年欧盟“电力市场化改革指令”，主要内容是要求各国实施电力市场化改革，开放用户选择权，推进欧盟统一市场的建立。2003年，欧盟总结了推行改革7年来的经验和教训，电力市场化改革第二号指令，加大推进欧盟统一电力市场的建设力度。该指令对成员国的电力市场化改革提出了硬性规定，并要求各国将这些规定体现在本国的电力法或能源法律的修改中。该指令主要包括以下内容：一是对市场开放设立了明确的时间表，要求各成员国必须执行，从2007年7月开始电力市场对全部用户开放；二是对电网运行管理机构的独立性做出明确要求，要求在2004年7月和2007年7月输电运行机构和配电运行机构分别成为独立法人，自然垄断业务与其他竞争业务分离，但也要求各国建立保证电力供应安全和保证电力社会普遍服务的机制，以及建立市场化的跨国输电容量分配机制等。

欧盟定期对各国电力市场化改革进程和对欧盟电力市场化改革指令的执行情况进行评估。欧盟推进的统一电力市场化改革取得了成绩，但由于欧盟各国在文化、传统、法律以及电力工业结构等方面存在较大的差异，市场化改革也存在着一些问题。欧盟2005年11月的评估报告指出：

一是大部分国家已经在按照要求将欧盟指令规定的内容在本国的法律中明确，但是很多国家的实施时间都比规定的晚，而且至今还有希腊、西班牙、卢森堡和葡萄牙等4个国家未实施该指令。

二是欧盟电力市场化改革的重要标志是开放用户选择权。按照指令规定，2007年7月1日所有国家都必须对全部用户开放选择权，目前已经有11个国家实现了对全部用户开放供电选择权，其他国家的开放程度也达到了50%以上。但从反映市场实际竞争度的2个指标，即大用户更换供电商的比例和市场集中度来看，市场并未达到有效运作。截至2005年11月，累计更换供电商的大用户比例达到50%以上的仅有6个国家，大部分在30%以下。市场集中度用发电容量最大的3个电源公司所占市场份额总比例表示，仅有北欧5国和英国的市场集中度值低于50%，有一些国家的市场集中度在80%以上。

三是在业务拆分方面，大部分国家都按照要求从法律上将输电运营公司分离出来，且其中有6个国家真正实现了产权上的分离，另有2个国家未按照要求实现分离。而就独立的配电网运行机构而言，有50%的国家还需要按照欧盟指令要求进一步从法律上将其从竞争业务中分离出来。

四是在市场价格方面，尽管2002年后由于各种因素的影响，电价出现了不断上升的趋势，但总体来看，欧盟自推进统一市场以来所有用户的价格都有一定程度的下降，即当前的价格低于1997年的实际价格。2005年哥本哈根经济学院做了一项研究，通过电力价格和竞争开放度等统计数据，证明了欧盟电价的下降与市场竞争开放之间具有相关性。

2欧盟统一电力市场的推进情况

欧盟推进电力市场化改革的主要目标是要建立欧洲统一电力市场。欧盟2005年的电力市场评估报告指出，欧盟各国之间的跨国交易还不充分，2002年跨国交易量占欧盟用电量的8%，2005年这一数字为10.7%，仅增加了2个百分点。为了进一步扩大跨国电力交易，欧盟开展了3个方面的重点工作：一是加快泛欧洲输电网建设进程；二是推行统一的输电交易和阻塞管理机制；三是促进各国深化改革，推动各国电力市场之间的连接和融合，建设泛欧洲电力市场。

在泛欧洲输电网建设方面，欧盟认为建立统一的欧盟电力市场，需要有相对统一、有利于协调的电网运行规则和交易政策，还要有足够的基础设施来保证电力的跨国传输。欧盟曾提出，到2005年各成员国拥有的跨国输电容量应该达到该国总发电容量的10%，但由于受输电网通道征地困难、缺乏投资激励机制等因素影响，目前意大利、葡萄牙、西班牙、英国、爱尔兰和波罗的海沿岸国家的跨国输送能力还达不到要求。欧盟正在加紧推进泛欧洲跨国能源传输系统建设计划的实施，该计划1996年提出大纲，2003年6月欧盟从保证能源安全和促进统一电力市场的角度对计划进行了修改，提出了一些优先考虑的电力联网项目，2003年12月，又将新加入欧盟的10个国家的跨国联网项目考虑进来。根据欧盟建议的跨国输电和输气计划的建设项目，2007—2013年期间将投资280亿欧元。

在统一输电阻塞管理机制、跨国输电交易机制等方面，欧盟近两年做了许多工作。对于输电阻塞管理机制以及输电定价机制，欧盟要求各系统调度机构加强协作，逐步采用市场化的输电容量分配机制，包括采用明确的容量拍卖机制，或是在市场交易中采用隐含的容量拍卖机制，有关跨国输电线路成本分摊以及相应价格制定机制也正在重点研究中。

在推进各国电力市场融合方面，欧盟提出“逐步建立区域电力市场作为向统一市场过渡的步骤，最终建设泛欧洲电力市场”。一是增加和扩大提前一天电力市场交易范围和流动性，实现电力交易所的合并和市场连接，目前已经开始或计划在一些区域内实施。目前在欧盟地区已经建成的主要电力交易所有9个，近几年交易所之间已开始相互融合，包括：2002年，位于德国莱比锡的电力交易所(LPX)与位于德国法兰克福的欧洲能源交易所(EEX)合并成为欧洲能源交易所；2004年6月，荷兰电力交易所(APX)收购了英国电力交易所UKPX(更名为

APXUK)，两个交易所分别在阿姆斯特丹和伦敦开展电力交易；2005年7月，比利时电力交易所成立，于2006年初开展提前一天的电力交易，同时该交易所开始筹备与荷兰电力交易所和法国电力交易所中的提前一天市场交易连接；根据西班牙和葡萄牙建设伊比利亚区域电力市场的协议，葡萄牙将建立合约交易市场，并计划在2007年与1998年建立的西班牙现货交易市场合并，形成伊比利亚区域电力市场。二是已经开展了如何建立一天以内交易和平衡市场机制的连接，以更有效地促进跨国之间的交易。

3欧盟电力市场化改革面临的挑战

3.1统一电力市场的推进面临挑战

欧盟在2005年的年度电力市场评估中指出，各国市场之间还缺乏有效整合，表现在两个方面：一是欧盟境内各国之间的电价差异很大，如南部的意大利现货电力市场价格比北欧现货市场价格高出一倍。二是跨国交易水平较低。

欧盟认为阻碍统一电力市场发展有三个主要原因：一是许多国家的电力市场仍呈现很高的集中度，市场准入存在壁垒；二是没有建立起有效的市场化机制来合理安排跨国输电容量的使用，使现有的一些基础设施使用不足；三是各成员国之间电网互联规模较小，成为统一电力市场发展的最大的障碍。

3.2市场价格风险增加

欧洲电力改革的一个重要目标就是降低电力价格，推行改革几年后电价也确实有所下降。但是自2005年以来，欧洲批发电力市场的价格出现了大幅度上升，一年内上涨幅度高达60%以上。据专家分析，价格上涨主要有两个方面的原因：一是燃料价格的上升，主要是天然气价格随着国际石油市场价格的攀升而大幅度攀升，而欧洲大部分现货市场价格是由天然气发电的价格决定的；二是欧洲C02排放权交易机制的建立，使排放配额的价值体现在电价中。然而，通过对个别国家电力市场价格与其占主导地位的燃料价格上涨曲线进行详细分析，不难发现，燃料价格的上升并不能解释欧洲大部分现货市场电力价格的上升，如德国，理论上其发电成本主要受煤炭价格的影响，而煤炭价格2005年以来保持相对平稳。因此欧盟怀疑市场价格上升的另一个原因是市场没有正常运转。

欧盟于2005年6月展开了对能源行业的调查，主要调查影响电力批发市场价格的因素以及市场准入、联网和业务分拆等问题。2006年2月欧盟发表了调查的初步报告，列出了影响市场正常运转的5个关键方面：市场集中度问题、纵向一体化带来的问题、市场整合问题、透明度问题以及价格形成机制问题。2006年5月欧盟对几家一体化的大型能源公司，如德国的RWE和EON，展开了反垄断突袭调查，最严厉的制裁可以是处以高达公司销售收入10%的罚款。2007年欧盟委员会提出建议，要求对当前大型能源企业实施拆分。

3.3面临新一轮的电力发展和投资的需要

欧盟推行电力市场化改革的一个重要基础是有较为充足的备用容量。市场化改革后，随着一些机组的退役，备用容量逐渐降低。根据剑桥能源咨询公司的研究，如果仅考虑目前在建的发电项目，到2010年欧盟有15国的平均备用系数将从现在的22%降到10%左右，高峰期将缺电2600万kW。

3.4业务拆分和企业并购的矛盾

欧盟要求各成员国对输电业务和配电业务与其他竞争性业务实现法律上的拆分，但没有要求产权上的分离。但在规模效益和协同效益的驱动下，自欧盟推行电力改革以来，企业并购活动日益频繁。在英国，供电企业已经从原有的12家公司减少为6家公司，而一些仍保持一体化的能源公司不断向国外扩展，在多个国家拥有电力业务，法国电力公司就是一个典型的例证。法国政府认为，法国电力公司的一体化已经证明了其经济性，而从出现的并购现象来看，市场的选择也要求企业达到经济规模。

通过对电力市场的评估，欧盟认为业务拆分不彻底可能影响了市场的有效运作，正在研究是否需要进一步严格要求电力公司从产权上分离业务，然而这样的考虑无论是大型能源企业还是拥有大型能源企业的成员国政府都是不愿意接受的。

3.5欧盟和成员国政府的意见冲突

实际上，欧盟电力市场化改革进一步推进的最大障碍是与成员国政府意愿之间的冲突。吸取2003年英国运营核电的英能公司近乎破产以及欧洲几次停电事故的教训，目前欧盟各成员国政府都将本国的能源供应安全问题放到最重要的位置，强调改革必须以电力供应安全为前提，包括短期电力供应安全和长期有足够充足的电力供应。近两年来现货市场价格的上涨，以及未来电力发展新需求，使得一些成员国政府更倾向于建立本国龙头电力企业来保护本国用户的利益。这与欧盟要求降低市场集中度、提高市场运作效率的意愿是相违背的。

总体来看，欧盟电力市场改革的目标是进一步推行市场化，增加竞争度，提高效率；各国政府则更多关注能源供应安全，对市场作用缺乏足够的信心，倾向于对市场进行必要的干预。

4对我国电力市场化改革的几点启示

欧盟在推进统一电力市场建设中的经验和教训，值得我国在开展电力市场化改革过程中深入思考：

4.1建设统一开放的电力市场体系是我国电力市场化改革方向

欧盟在推进经济一体化的过程中启动了统一电力市场的建设，尽管遇到各种困难，但促进电力在各国之间的自由流动和交易，给欧盟各国经济发展带来了积极作用。我国“十一五”国民经济和社会发展规划指出，要建立统一开放、竞争有序的现代化市场体系，统一开放的电力市场体系将是我国现代市场体系建设的重要组成部分。如何建设统一开放的电力市场?从欧盟经验中可以看出，统一开放的电力市场其核心内涵是用户具有选择权，各电网经营区、各行政区域之间的电力市场相互开放。要达到这一目标，我国需要加强电网建设提高市场交易的物理支撑能力，需要建立公平开放的电网接人和价格机制，需要建立提供灵活交易手段的竞争平台；为保证竞争的公平性，需要将电网业务和其他可竞争业务分离，并对电网业务实施有效监管。然而统一市场不是一蹴而就的事情，需要一个“明确目标、合理选择路径和手段、逐步推进”的过程。

4.2面对电力快速发展，我国改革中必须考虑促

进对电力长期投资的激励机制

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论文摘要:随着我国电力市场改革的逐步推进，培养既懂电力市场理论，又能参与电力市场竞争的实践型人才，已成为“电力市场概秽课程教学的主要功能。本文就“电力市场概论”课程教学内容的深化改革进行探讨，为进一步提升课程功能提供借鉴。

一、电力市场改革概述

20世纪80年代末，英国对本国的电力工业实施市场化改革。主要内容是对电力工业中的发电、输电、供电业务进行分割，改革后的发电企业被重组为国家电力公司、国家发电公司和核电公司，除核电公司以外，其他电力公司都改组为私营股份制公司，实行独立核算，自负盈亏。成立国家电网公司，专门经营275kV和400kV的高压输电系统，并且负责与法国电网和苏格兰地区电网的互联工程。

为了展开市场交易，英国建立了电力联合运营中心(即电力库，Power Pool或P001)，由国家电网公司负责运行。另外，12个地区供电公司也实行私有化，在售电环节展开竞争。改革后，电力市场对大用户(IMW及以上)开放，大用户可以自由选择供电方，即可从地区电力公司、电力联合运营中心和发电厂中任意选择供电方。

英国的电力市场改革迅速波及到世界许多国家，从而引起了一场全球性的电力市场改革。我国政府于2002年正式下发了5号文件，开始了我国电力工业“厂网分开、竞价上网”的市场化改革。随后便在我国的东北地区开展了“竞价上网”的试行工作。

同世界各国一样，由于电力工业长期以来实行的是垂直一体化的垄断经营，因此，随着电力市场改革的展开，电力企业普遍面临改革所提出的许多挑战。例如，电力企业需要学习掌握电力市场的相关理论，要自觉、尽快适应电力市场的环境，从而实现在电力市场的条件下形成企业新的管理模式;此外，电力企业如何在市场上展开价格竞争，如何吸引用电大户，如何按市场规律进行投资、融资，如何规避市场风险，如何制定适合企业自身特点的竞争策略等等，这些问题成为市场环境下电力企业管理中急需解决的内容之一，并引起电力企业管理层的高度重视。

面对电力市场建设所带来的大量全新课题，为促使电力企业尽快摆脱计划经济的影响，学习掌握市场经营、市场竞争的技能，培养和引进掌握了相关知识的人才是电力企业必然的选择。华北电力大学(以下简称“我校”)为了顺应我国电力市场改革的需要，以满足电力企业的需要为目的，按照完善本科课程建设和实现按照社会需求办学的宗旨，于2000年开始设立“电力市场概论”课程。

二、不断深化课程教学内容

设立“电力市场概论”课程，其主要功能是为了适应电力市场改革和电力企业的实际需要，培养出基础知识扎实，具有熟练实际操作能力，并能面临难题勇于创新的人Zo然而，电--力市场改革是一项长期、艰巨的探索过程，无论是理论研究、实践摸索等，都将是一个长期的过程。为了适应电力市场改革的发展变化，强化受教者的实践能力，更好地达成“电力市场概论”课程的功能，我们从三个方面对课程的教学内容和方法进行了持续的深化改革。

1.跟踪电力市场改革的步伐，不断调整和充实课程内容

一方面，我国的电力市场改革是一项十分复杂、漫长的过程。其中的许多改革内容还需要较长时间的探索，完善，因此电力市场改革决不是一蹴而就、能够快速完成的过程。另一方面，由于我国地域辽阔，经济条件、资源分布、社会发展水平等都存在着明显的不平衡性，因此，各个地区在实施电力市场改革时所选取的改革方案也存在差别。为了让“电力市场概论”课程具有更强的实时性、针对性，使课程功能得到增强，主讲教师利用与电力部门的联系，先后收集了国内各个地区电力市场改革的方案，并且将这些第一手资料整理后融入课堂教学知识引入教学。主要有“东北区域电力市场试点工作理论与实践探索”，“华东电力市场运营规则”，“华东电力市场试点工作文件选编”，“南方电力市场建设文件选编”，“我国电力市场监管和立法”，“台湾电业自由化方案”等，从而使“电力市场概论”课程的内容更加贴近实际，使学生更准确地掌握电力市场改革的内容和动向。

2.参与电力市场研究，实行科研促教学

如前所述，我国电力市场的改革将十分复杂，如何构建起完善的电力市场还有许多问题需要解决。因此，课程主讲教师采取了积极参与“电力市场改革”的研究工作，做到实时收集信息，跟踪改革进程，并将有关研究成果和电力市场改革信息带到课程中，以启发学生研究电力市场改革问题的热情，加深对电力市场改革的理解，并且能够启发和提高学生的创新能力。

近年来，“电力市场概论”课程的多位主讲教师先后参加了由中电联组织的大型课题:“电力市场改革研究”，申请了国家、省部级研究课程，通过课题研究，先后参与撰写了《电力负荷预测技术及其应用》、《电力工业管制与电力市场监管》、《发电市场》、《多种经营管理》、《电力企业战略管理》、《电力目标市场》等著作和大量论文。这些著作和论文不仅保障了“电力市场概论”课程所需要的教材和辅助材料，同时也使“电力市场概论”课程的内容更加生动和贴近实际，同时也给学生带来了许多可以研究、思考的问题，极大地提升了课程的功能。

3.完善课程教学平台

电力工业属于技术密集型行业，由于受现代科学技术的限制，目前电能还不能大规模的存储，因此，电能具有生产、传输、消费同时性，加上电力供应与消费需要保持协调，从而使电力工业的生产、调度、输送和消费等方面，涉及到大量的技术问题。而电力市场改革不但不会降低这些技术的复杂性，而且还会引起某些技术的复杂化。因此，在“电力市场概论”的讲解中，必然要涉及这些电力技术。为了让学生能够理解掌握这些技术内容，我们加大了对“电力市场概论”课程的平台建设。一是为了让课程教学紧密结合实际，增强学生理论联系实际的能力，我们在河北邯郸马头发电总厂天津市杨柳青发电厂河北省邢台电厂建立了实习基地，在学生任职实习、毕业实习等阶段。采取学校教师组织，现场技术人员讲解，让学生直接感受、了解电力企业生产经营的基本技术情况。二是通过软件开发、实验建设，实现电力市场、电力生产的一些关键技术的直观化、模拟化，以便于学生掌握。目前已经重点围绕电力负荷预测软件开发和实验建设、电力市场竞价模拟和实验进行了开发，并取得了良好效果。由于这些软件和实验同时与相关电教手段相结合，从而使课程教学的内容更加直观，并具有可实操性，从而大大提高了学生的实操能力。

总之，“电力市场概论”作为一门发展中的课程，既是时代给予我们的要求，同时也面临许多新的问题和挑战。只要我们紧紧跟踪电力市场改革的步伐，不断深化教学内容，就能够使“电力市场概论”课程的功能不断得到强化。

参考文献:

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中图分类号：F713.5文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2012）03-0-01

日、美、欧各国改革尝试中的经验和教训，对我国的电力市场化改革有一定的借鉴意义。我国需要深入比较和思考他们的实践模式和效果，然后结合我国具体国情，制定切实可行的改革方案。

一、电力市场化改革的背景分析

从率先实施电力市场化改革的日、美、欧各国历史经验来看，促成电力市场化改革的主要因素有以下几点：

1.电力工业的自然垄断性质发生了改变。传统意义上，电力工业具有自然垄断性，然而随着日新月异的科技发展，尤其是电力科技创新，人们逐渐对电力工业的自然垄断性提出了质疑。事实上，在发电环节和售电环节都能引入竞争以提高效率，特别是新的发电技术如联合循环机组(CCGT)技术的推广，将发电厂的最有规模下降到150MW~300MW之间，自然垄断的性质已经不明显，因此在发电和售点环节竞争是可以引入的。

2.电力科技创新和通信技术，使得电力工业解绑和开放后的开放运营、信息交换成为可能。

3.社会各界对打破电力垄断的呼声和高质低价电力产品的呼唤。电力用户希望通过改革，引入竞争，提高电力市场运行效率，从而享受低电价、高质量的服务。

二、日、美、欧各国电力改革模式和经验

(一)日本——引入有限竞争的单一买家模式

日本《电气事业法》自1996年l月1日起施行，这个修改后的法律加大了竞争力度，开放了电力趸售市场，废除了趸售企业许可证制度，放开了局部电力零售市场，修改了电价管理办法，由以往简单的电力企业成本加利润确定电价改由通商产业省制定标准电价。新法律还建立了新的安全生产管理办法，减少了政府对电力企业的检查次数，而更多地让法律去约束企业行为。日本的电力改革被经济界和理论界称为“先立法，再依法改革”的良性改革模式。

日本的电力改革虽以自由化为目标，但坚持谨慎原则，在保证有稳定的投资，有可靠的电力供应前提下，进行自由化改革。这是适合日本资源依赖进口、九大区域电网之间不存在资源优化配置的特点的。

(二)美国——纵向整合模式

美国电力体制改革的四个步骤：一是限制垄断企业的市场力量，实行输电、发电和销售功能分离；二是建立独立的输电机构和电力交易市场；三是开放销售市场，取消批发价格的规制，允许消费者直接选择电力供应商；四是区域配电网公司基本上保持垄断经营。

美国电力体制改革的主要措施是从成本控制入手，趸售业务引入竞争，实行输电和发电功能分离，电网分散所有，企业重组靠市场机制，跨州管制从控制价格和限制进入转向促进竞争、限制垄断。

(三)英国：从POOL到NETA，再到BETTA

1.私有化和电力库(POOL)交易模式

1990年4月—2001年3月，英国电力市场化改革的措施是将原来的发、输、配电统一经营的中央电力局分解，并相继使各发电公司、配电公司不同程度地实现私有化。与此同时，建立了电力联合运营中心，即电力库(POOL)，通过竞争性电力批发市场来打破原来中央电力生产局对电力批发的垄断。

A模式

2001年3月27日英国开始实施“新电力交易制度(NETA)”的详细文件。与电力库模式相比，NETA模式更具有市场化的交易特点，其基础是发电商、供电商、中间商和用户之间的双边交易。通过分别申请、颁发配电和售电执照，英国电力市场目前已实现了配电、售电业务的彻底分开，出现了若干个地区配电系统运营商和售电商。所有用户，无论其规模大小，均可自由选择售电商，从而实现用户侧市场的完全竞争。

3.BETTA模式

为了实现更大范围内的市场有效配置电力资源，英国提出将NETA推广，在整个不列颠地区建立统一的不列颠电力交易与输电制度(BETTA)，让不列颠三大地区所有市场实体在同等条件下进入统一的市场，所有的市场参与者都被允许在整个英国进行自由电力贸易。

三、对我国电力市场化改革的启示

总结日、美、欧各国电力市场化改革的成功经验，可以归纳出以下可供我国借鉴的改革做法：

(一)立法保证，政府推动：日美欧各国的电力市场化改革均是有政府组织和主导的，这是由电力工业本身在国民经济中的特殊性决定的。而电力法规体系的建立，能够保证电力市场化改革中的秩序，避免改革引起的混乱。

(二)统筹设计，渐进实施：电力市场化改革是对发电、输电、配电、售电全过程的整体改革，因此在改革设计时要有统筹各方情况，然后从实际出发，循序渐进的推进。日、美、欧各国在实施改革之前都设计了详细的可操作性强的方案。

改革开放以来，我国也在不断尝试和鼓励电力工业体制改革。经过艰苦探索，中国的电力市场化改革取得了阶段性成果，建立起了电力监管制度，发电侧形成了寡头垄断市场结构。

电力工业市场化改革的道路，还需要我们进一步探索。在借鉴他国电力工业改革的经验教训基础上，我国需要用实事求是、科学认真的态度去解决电力工业改革中出现的问题。

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制定碳金融发展的法规制度。为推动温室气体减排，2000年，欧盟《温室气体绿皮书》，正式提出将二氧化碳排放权交易作为欧盟气候政策的主要部分。2001年10月，欧盟了关于建立温室气体排放权交易市场的草案，经过两年多的修改和完善，于2003年10月正式颁布《排放权交易指令》，奠定了欧盟排放交易体系的法律基础。

在成员国层面上，2008年，英国了世界上第一部限制温室气体排放的法案——《气候变化法案》，致力于建立具有法律约束性的长期框架。按照该法案的要求，英国政府必须削减二氧化碳以及其他温室气体的排放，实现2050年削减80%的温室气体排放额。依照在《京都议定书》中的承诺，英国愿意帮助其他欧盟成员国多承担部分温室气体减排责任，其中，根据欧盟内部的“减排量分担协议”承诺减排12.5%，比减排8%的年平均目标高出4.5个百分点。不仅如此，英国政府还进一步行动，致力于到2050年减排60%的二氧化碳。此外，英国政府又推出了诸多政策措施，推动低碳经济发展。

建立市场化的碳排放交易体系。2005年1月，欧盟正式启动实施欧盟排放交易体系（EU ETS），落实温室气体排放交易。EU ETS建立了总量管制和配额交易的制度，对各成员国的排放设置限额，成员国则将减排目标分解到国内的排放企业，明确减排上限，实行强制性的温室气体减排。EU ETS现已覆盖欧盟27个成员国的约12000多个排放主体，占到了欧盟一半以上的温室气体排放量，成为全球最大的基于配额的温室气体排放交易市场。

EU ETS确定了每个阶段的排放总量，并将排放权分配给各个成员国，实行强制性的二氧化碳减排。各国政府再将分配到的总排放量，分配到国内的排放大户，纳入强制管制范围的主体为涉及温室气体排放的工业企业，如炼油厂、炼焦厂、2000万瓦以上的电厂、钢铁厂、水泥厂、玻璃厂、陶瓷厂及纸浆造纸厂等。所有受排放管制的企业，在得到分配的排放配额——欧盟排放配额（EUAs）——后，可以通过使用先进节能技术、节约能源和限制产量等措施，以确保将当年的实际碳排放量控制在配额额度范围内。如果企业的实际排放量超出了所分配的排放权，则要通过碳交易市场购买尚余配额企业的剩余配额，或接受欧盟的巨额罚款。除接受处罚外，超额排放的部分还将从下一年的排放配额中予以扣除。当然，如果企业超额完成减排任务，剩余的排放指标可以在碳交易市场上进行交易并获得一定收益，成为企业的“碳资产”。

欧盟按照《京都议定书》规定的减排目标确定总体排放量，即“欧盟排碳配额（EUR）”，一个配额代表l吨的二氧化碳排放量。自2008年启动运行以来，纳入强制减排的企业每超额排放1吨二氧化碳，将被罚款100欧元。除罚款外，欧盟还通过其链接指令函，允许受管制的企业通过使用清洁发展机制（CDM）经核证的减排量（CERs）和联合履行机制减排配额单位（AAUs），达到减排目标。为扩大EU ETS的影响，进一步降低企业的履约成本，EU ETS还积极与其他自愿减排交易市场，通过双边认证进行连接，允许其相应的减排量进入EU ETS市场买卖流通。

EU ETS共分为三个交易阶段。第一阶段交易（2005～2007年）作为实验性的阶段，对各成员国及被法令包括在内的设施运营者来说，是“边干边学”的时期。第一阶段的排放配额为22.98亿吨，95%以上的配额为免费分配。为保证减排义务的履行，欧盟规定：实际排放量低于分配配额的企业可进入市场出售多余指标；而实际排放量高于配额的企业，则需要从市场上购买其他企业出售的排放权，如不购买排放权将被处以每吨40美元的罚款。第一阶段没有用完的配额企业不得存储——即把本年度的配额存放到下一年度延期使用，也不允许提前借支——即把下一年度的配额提前到本年使用。在第一阶段，企业的履约率很高，欧盟整体温室气体排放量有所下降。除丹麦、葡萄牙、爱尔兰、西班牙和奥地利外，其他国家都基本完成目标。第二阶段交易（2008～2012年）在配额分配方式基础上，以拍卖方式成交的配额比例提高到10%，行业则扩大到航空部门，对未完成减排目标的处罚，提高到每吨二氧化碳100美元。第二阶段的减排配额则可以顺利带到第三阶段，从而增强了投资者的市场信心。第三阶段交易（2013～2020年）扩大了减排的覆盖范围，除发电、玻璃、炼油、炼焦、钢铁、水泥、石灰、制砖、陶瓷、纸浆和造纸10个行业外，还将包括石油化工、航空与航运、制氨氮氧化物排放和制铝中的全氟化碳排放。农业与垃圾处理行业的温室气体减排，实现到2020年比2005年减少10%的目标。第三阶段的交易将在欧盟层面而非成员国层面上分配。企业原先可以免费获得的配额，从2013年起逐步由拍卖来获得，并于2020年实现完全通过拍卖分配减排配额的方式。此外，总配额的5%将被储备起来，分配给新加入者（电力部门除外，该部门配额全部实行拍卖），但在2020年仍没有分配给新加入者的配额储备将被拍卖。新规定建立了严格的监测、报告和核证程序，以确保EU ETS的完整性。但对于某些缺乏竞争力的高耗能部门，则给予一定的豁免。

经过多年的运行和改进，欧盟的碳排放交易制度逐步完善，市场化程度不断加深，市场体系不断健全。目前，已经形成了覆盖场内、场外、现货和衍生品等在内的多层次市场及产品体系。目前，欧盟已经形成了伦敦能源经纪协会、欧盟气候交易所、欧洲能源交易所、法国Bluenext交易所、荷兰Climex交易所、法国Powernext电力交易所、北欧电力交易所和奥地利能源交易所等8个交易中心。其中，法国Powernext电力交易所、奥地利能源交易所以现货交易为主，欧盟气候交易所、欧洲能源交易所、法国Bluenext交易所、荷兰Climex交易所则以EUA（配额交易的交易单位）和CER（清洁发展机制交易单位）的远期合约、期货期权合约交易为主。

创新碳融资服务。为此，欧盟设立了碳基金，以推动低碳经济发展。碳基金在鼓励低碳技术研发、支持能源高效利用和有效降低温室气体排放等方面具有特殊功效，有利于优化各方资源配置，促进在世界范围内共同培育低碳经济。

欧盟成员国由政府推动设立了多只国别碳基金，如英国碳基金、荷兰清洁发展机制基金、荷兰欧洲碳基金、意大利碳基金、丹麦碳基金和西班牙碳基金等。基金采取政府投资、市场化运作的模式，在形式上与独立企业的营运方式类似。政府不干预碳基金公司的经费开支、投资和工作人员的工资奖金等具体经营业务。通过设立碳基金，投资于低碳经济、节能减排领域，实现发展低碳经济的目标。

此外，欧盟商业银行不断进行碳金融创新，支持低碳经济发展。赤道原则（金融机构在项目投资时，要对该项目可能对环境和社会的影响进行综合评估，并利用金融杠杆促进该项目在环境保护及周围社会和谐发展方面发挥积极作用）是国际金融业自愿遵守的重要运行机制，在国际金融市场项目融资时，赤道原则依然被广泛应用，并得到多数跨国金融机构的承认，成为国际金融机构共同遵守的行业惯例和行为准则。瑞士银行、德意志银行、荷兰银行、巴莱克银行、汇丰银行和渣打银行等多家商业银行承认赤道原则，实行信贷业务环境风险评估，加大对低碳经济和低碳项目融资的支持力度，而对于高污染、高排放的企业则减少或拒绝提供贷款。

此外，欧洲的商业银行还不断进行低碳理财产品和发行低碳信用卡等业务创新。德意志银行推出挂钩“德银气候保护基金”和挂钩“德银DWS环境气候变化基金”的理财产品。荷兰合作银行发行与气候变化相关的信用卡，银行通过购买可再生能源项目的减排量，抵偿以该信用卡进行的各项消费为基础计算出的二氧化碳排放量。

对我国的启示

以欧盟国家为代表的发达国家在制定温室气体排放规则、建立碳交易市场和实行碳金融产品创新等方面，走在了其他国家的前列，主导了当前世界低碳经济和碳金融发展“游戏规则”的制定，在控制国家温室气体排放和转变增长方式等方面发挥了重要作用，对我国发展碳金融具有重要启示和借鉴意义。

建立金融支持低碳经济发展的法律保障体系。从国外各国发展低碳经济的经验来看，建立低碳经济发展的融资支持，要坚持立法先行的原则，建立金融支持低碳发展的全面政策法规体系。要制订《可再生能源法》配套法规，建立可再生能源配额制度。完善并落实绿色信贷、环境责任保险等相关政策，制订提高能源使用效率的相关政策措施。通过建立完善的政策法规，支持企业走发展低碳经济之路，为中国特色的经济新型工业化道路提供可靠保障。

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1.引言

当前，我国能源开发利用面临两个方面的矛盾：一是传统能源日渐枯竭与能源利用效率低下的矛盾;二是以煤为主的能源结构与环境压力持续增大的矛盾。分布式发电具有高效、节能、环保、灵活等特点[1-3]，促进分布式发电的大规模投资建设，是有效化解以上两个方面矛盾的重要途径。当前，积极发展分布式发电，促进我国能源供应方式的调整和转变，已引起社会各界的广泛关注。

较之发达国家，我国分布式发电发展相对滞后[4]。我国尚未能提出接网费、电网备用费以及电价附加征收的实施细则。在一定程度上制约我分布式发电的大规模发展建设。基于上述考虑，本文研究并提出内蒙分布式能源交易模式，旨在辅助分布式能源大规模并网，从而有效和合理的促进分布式能源的发规模发展。研究总体思路如下：首先，对分布式能源交易模式要素进行分析。其次，研究分布式能源交易的价格机制，重点研究分布式发电上网电价机制、发电电价附加征收机制以及并网收费机制。最后，总结本文的主要内容，提出未来的研究方向。

2.分布式能源交易模式要素分析

针对分布式能源交易，需要分析交易主体、交易品种以及交易方式。

（1）交易主体

1）内蒙古电力（集团）有限责任公司

内蒙古电力（集团）有限责任公司（以下简称内蒙古电力公司）是市场购电主体，也是分布式能源交易的运营机构和电力系统运行机构，在市场中的主要职责为：以内蒙古电网安全稳定为前提，公平、无歧视开放电网，为市场成员提供输配电服务，执行政府审批的上网电价、输配电价和销售电价，不断提高服务质量;组织购销区内交易主体的电力电量，满足区内用电需要;组织网内电能参加网外电能交易，开拓网外市场;经营管理所属调峰、调频电厂，负责管理代管电厂。

2）内蒙古电力交易中心

电力交易中心的主要参与制订分布式能源交易市场建设方案和分布式能源交易市场运营规则，负责组织建设分布式能源交易技术支持系统;依据分布式能源交易市场运营规则建立市场主体准入机制、组织电力多边交易市场运营、披露电力交易信息、出具电力交易结算凭据、实施市场干预;建立分布式能源交易统计制度并定期向电力监管机构报告;定期向市场主体电力市场供需形势、市场结构情况等市场信息;法律法规规定的其他职责。

3）竞争发电企业（机组）

竞争发电企业（机组）是市场售电主体，增发电能消纳多边交易市场第一阶段暂定为分布式能源发电企业（机组）。

4）直接购电大用户

经核准的直接购电大用户是市场购电主体，一般是较高电压等级、较大用电量的大工业电力用户;符合国家产业政策、用电负荷相对稳定、单位产值能耗低、污染排放符合环保要求;具有法人资格、财务独力核算、能够独立承担民事责任的经济实体。

（2）交易品种

1）电力服务

分布式发电是指为满足终端用户特殊需求，接在用户侧附近的小型发电系统。是充分开发，因地制宜利用可再生能源的理想方式。分布式发电通过燃料燃烧驱动原动机发电或通过生物化学反应获得电能。前者有燃气轮机、内燃机、风力发电，后者包括光伏发电，燃料电池发电，生物质发电等。

2）供冷、供热服务

分布式燃气冷热电联供系统采用的燃气轮机和内燃机发电技术、余热回收技术以及制冷技术多为成熟技术，以小规模（几kW至数MW）分散布置的方式建在用户附近，配置灵活，便于按冷、热、电负荷的实际需要进行调节，不仅满足了区域内用户的用能需求，还节省了大量的城市供热管网建设和运行的费用，有助于电网和燃气供应的削峰填谷，减少碳化物及有害气体的排放，产生良好的社会效益，符合可持续发展战略，是未来能源技术发展的重要方向之一。

3）储能服务

分布式储能是指将分布式发电过程中多余的电能以机械能、化学能、重力势能等形式储存起来，当用户侧需要的时候再将储存的能量释放。分布式储能系统一般有三种方式实现用户的用电可靠：

①在用电低谷期将多余电能储存，用电高峰期时释放，实现“消峰填谷”，保证电网电能动态稳定;

②在电网发生故障或遭受自然灾害时辅助供电或者传输电能;

③保证用户在强制停电或者供电中断的情况下用电需求。

（3）交易方式

从我国电力工业发展的历史、现状以及特点考虑，结合内蒙的实际情况，分布式能源交易采取集中提供的方式，即统一调配的方式。随着分布式能源交易市场的不断完善，市场规则、法律环境等因素进一步健全，可采取集中提供和市场化并存的模式。对现阶段的内蒙古电力市场来说，分布式能源基础服务应由负责市场调度运行的机构，也就是内蒙古电力公司集中提供。也就是说，在分布式能源交易市场起步阶段，各种市场机制还不完善的情况下，宜采用统一调配型交易方式;在电力市场初、中期阶段，在处于电力库的交易模式下，宜采用统一投标型交易方式;在电力市场中、高级阶段，则可采用双边合同或者几种模式混合的提供方式。

3.分布式能源投资模式的价格机制

（1）分布式发电上网电价机制

当前，分布式风电技术基本成熟，已经开始规模化发展，目前其成本基本不超过煤电的两倍，如果加上外部效益，其成本基本和煤电相当。其上网电价机制如下：根据标准成本法，依据风能资源情况，以采用固定价格政策为主，其他（如招标价格）为辅的方式，并配合强制上网政策，保障投资商的合理收益，规范市场，从而实现风电快速发展。也可以考虑电力产品的外部价值，参考内蒙古地区煤电的成本和价格，制定有差别的风电电价，以体现当地发电电量的经济价值和风电经济特性的地区差异。

（2）分布式发电用户售电电价机制

本部分将建立内蒙古地区分布式发电用户售电电价机制，一方面，针对接入电网并免除备用费缴纳责任的自发自用类分布式发电，建立大电网对其用户紧急供电电价机制，以反映电网备用成本;另一方面，制定内蒙古地区分布式发电向用户直接售电电价机制，以反映各类用户之间的交叉补贴责任，并与现行销售电价机制相衔接。

1）大电网紧急供电电价机制

内蒙古地区分布式发电主要为自发自用类，为避免电网企业对自发自用式分布式发电企业重复收费（多收）或者漏收，建议对于分布式发电企业内部的供电部分收取备用容量费，这部分不再收取基本电费;向电网企业的购电部分，按照大工业用电的标准收取基本电费，这部分不再收取备用容量费。分布式发电企业和电网企业没有协商约定备用容量的时候，建议以分布式发电厂的装机容量作为备用容量费的计收标准。这部分的容量不再计收基本电费，在变压器的容量中予以扣除。

2）分布式发电直接售电电价机制

销售电价一般分为：工业用户电价、商业用户电价和居民用户电价三类，同一大类中通过不同电压等级和用电负荷特性体现供电成本差异。内蒙古地区分布式发电的主要用户为工业用户，因此，应对其采取两部制销售电价，它包括基本电价和电度电价两部分。基本电价是以用户变压器容量或最大需用量作为依据计算的电价，电度电价是以用户消耗电度数作为依据计算的电价。基本电价按最大需量计费的用户应和电网企业签订合同，按合同确定值计收基本电费。

（3）分布式发电电价附加征收机制

我国销售电价附加主要包括5项政府性基金及附加，包括：1）农网还贷资金;2）国家重大水利工程建设基金;3）城市公用事业附加费（电力）;4）中央及地方库区移民后期扶持基金;5）可再生能源基金。附加费用大概占总电价的7.2%。根据不同类型的分布式发电用户特点，需制定差异化的分布式发电销售电价征收标准。

内蒙古地区分布式发电多服务于工业用户，具有容量较大、分布较为集中、调峰性能好等特点，因此，销售电价附加征收标准可设置如下：5MW以下：征收1）-5）项附加费，费率按照标准的50%征收;5MW-30MW：征收1）-5）项附加费，费率按照标准的70%征收;30MW以上：征收1）-5）项附加费，费率按照标准的100%征收。

上网电价附加免收标准为“符合环保要求，不产生二次污染”，分布式风能与光伏可以不征收上网附加费。

（4）分布式发电并网收费机制

未来随着我国电力体制改革的不断深入以及我国分布式发电相关技术、管理措施和政策的不断完善，内蒙古地区电力市场将处于良性竞争环境中，此时不需要电网公司和所有用户再为分布式发电支付相关成本，此时，可以可再生能源为主的分布式发电采用“混合型收费”方法，从而减小电网企业和用户的一部分压力。

当地区电力市场形成完全竞争性市场时，对所有的分布式发电可使用“深层次收费”方法，由分布式发电业主来承担接入电网的所有费用，包括与电网直接连接的线路，以及因接网而造成的电网设备改造费用，从而减少其他用户承担的相应成本，减少电网企业的压力。

4.结论

针对分布式能源未来良好的发展前景，本文提出了分布式能源交易模式，并结合相关分布式能源发展政策和运营实际提出了可行的交易模式。此外，随着分布式能源市场的扩张以及并网规模的逐步增长，未来分布式能源交易能否为交易主体――电力企业，分布式能源发电企业以及用户带来可观的收益，还需对不同交易模式下的分布式能源投资经济效益做进一步的分析与研究。

参考文献

[1]梁有伟，胡志坚，陈允平.分布式发电及其在电力系统中的应用研究综述[J].电网技术，2003（12）.

[2]钱科军，袁越.分布式发电技术及其对电力系统的影响[J].继电器，2007（13）.

篇12

随着宁夏跨越发展和幸福宁夏目标的深入实施，宁夏公共资源交易市场现行的管理模式，在运行过程中已经暴露出一些弊端。存在的问题主要有：

第一，监管职能相互混淆，管办职能没有分离。

一是监管部门重复设立，职责分工不明确。宁夏公共资源交易管理局尽管没有像“杭州模式、温州模式”在宁夏公共资源交易服务中心派驻纪检组，而宁夏招标管理服务局内设机关处室监督检查处和纪检监察室，工作职能相互重叠、交叉，就会产生监管职能混淆的状况。

第二，既当裁判员，又当运动员。宁夏公共资源交易服务中心的主要职能是管理服务公共资源交易市场，而内设的土地和矿业产权交易处、药品采购交易处，对外都以“中心”的名称出现，主要的业务工作是按各自的行业行政主管部门制定的相关政策，具体从事各行业的招标采购、拍卖、挂牌业务。管理服务和具体操作的职责没有完全分离。

第二，交易市场硬件设施不能满足发展需要。

一是交易市场不能满足大型项目需求。对于区内大型项目，如：药品采购，每一批招标采购会有成百上千的药品品规，投标企业几百家，招标评标时间长，目前，宁夏公共资源交易市场不能满足大型或过夜评标的要求，就要在场外进行开评标工作，不能保证对公共资源交易进行有效的监督。建设工程和交通、水利行业中的有些招标项目，评标工作时间长，复杂程度高也存在同样的问题。

二是电子信息化推进的力度不够，公共资源交易平台功能不完善，专业电子软件开发应用不能满易评标工作的需要为交易市场设置的计算机房的规模、面积较小，不能满足有关行业在交易市场设置公共资源交易监管的专用设备；电子评标软件开发工作没有跟上，在市政和房屋基础设施项目的招标中，开发了计算机辅助评标。设备材料采用电电子化工作没有任何进展；还没有研发出成熟稳定的药品评标（议价）电子化评定标软件程序。

第三，各相关当事人的信用评价体系不健全。目前，对交易各方主体信用评价体系，对招标人、招标机构、评标专家、投标人还未建立起良好的信用评价制度和信用档案。应制定健全和完善失信惩戒制度，营造诚实有益、失信必究的市场氛围。制定和落实切实可行的有效措施。

第四，遏制围标、串标违法违规行为的措施不完善。没有形成一套科学有效的遏制围标、串标的方法。工作比较被动，往往是在事后发现，事前预防和事中解决的措施较少。

第五，没有达到“应进尽进“的局面。截止目前，宁夏五个地级市都成立了公共资源交易服务中心，按照属地管理的原则，凡属政府投资的达到招标限额的项目都应进入有形交易市场进行交易。目前，自治区级国有企业的一些项目和司法机关的罚没品和文化艺术品的拍卖都没有进入自治区有形交易市场进行交易。各市的有些与建设工程有关的设备材料和公立医院的医疗器械的招标也没有进入当地的公共资源交易市场进行交易。

二、存在的问题原因分析

宁夏在公共资源交易管理实践中取得了显著的成绩，但与实现法制化、规范化运作的要求还有一定距离，还存在不少问题和困难。结合近几年公共资源交易管理工作的实践，对宁夏公共资源交易管理存在问题的原因分析如下。

第一，缺乏市场配置意识，市场化程度不均衡。

由于不少部门领导缺乏市场配置意识，对公共资源市场化改革的重要性认识还不到位，大多数领导还存在等待观望心态，看看能不能不进入招标或政府采购程序。再加上自治区级和五个地级市公共资源市场化改革的起点和工作复杂程度有别，导致公共资源市场化配置工作发展不平衡。目前，自治区级的公共资源市场化配置走在前面，取得了一些成功的经验。但五个地级市的公共资源交易中心有的刚刚设立，个别市只是设立了机构而已，还没有开展公共资源交易业务。公共资源交易活动在建设工程招投标、城市公用设施经营权、政府采购等传统领域开展的较为顺利，其他领域市场化配置公共资源的力度和广度还有待于进一步提升。

第二，缺乏高效运转平台，交易竞争难以充分。

自治区区级虽建成了统一的公共资源交易市场，但没有完全形成网上评标和远程招标系统，缺乏高效运转的服务平台，致使交易竞争难以充分。但在现有的与交易项目相关企业中受企业数量、资质等影响一些领域尚未形成有效的竞争。例如在电力、电信、教育、基础产业及环保公共工程领域依然基本由政府垄断投资对民间资本和民营企业有较强的准入限制或基本禁止。在市场化的定价过程中由于竞争不够充分导致了定价是依据个别企业的成本而不是社会平均成本来确定。例如当前某些领域还存在对特许经营者的选拔是通过一对一的谈判方式或者是由政府官员私下确定而并非通过公开招投标的竞争。因此价格水平的确定更多的时候是依赖政府与特许经营者讨价还价的能力而不是市场竞争。

第三，缺乏有关配套法规，执行起来比较困难。

在国家层面，尽管国家颁布了《中华人民共和国招标投标法》、《中华人民共和国政府采购法》，但没有出台与之相配套的实施条例，如没有《中华人民共和国政府采购法实施条例》。在自治区层面，尽管自治区政府颁发了《宁夏回族自治区招标投标管理办法》，转发了《宁夏回族自治区公共资源交易管理办法（暂行）》，但既没有出台与国家法律相配套的实施办法，又没有出台具有少数民族地区特色的条例，只是停留在目前的政府规章和政府部门规范性文件上，法规的层次比较低，也比较落后，致使宁夏公共资源交易管理方面的政策法规体系不健全，执行起来较为困难。结果是一些法规制度执行不严格，不照章办事，有利的就执行，没利的就不执行，失之于宽，失之于软。

第四，缺乏管办分离意识，管理机制难以完善。

在管理模式上，虽然自治区级设立了“一委一局一中心”、五个地级市设立了“一中心”的管理体制，但还缺乏管办分离的意识，造成了管理机制难以完善。按照国家相关法律规定政府采购、工程招投标的监管机构和执行机构要分开设立。但目前由于体制、机制等原因，大多数行政监管部门与其监管的交易市场间普遍存在行政隶属关系和经济关联，尚未实现真正意义上政事分开、管办分离，甚至是一个机构、一套人马、两块牌子，造成“同体监督”。这种集裁判员与运动员于一身的操作模式缺乏相互制约机制，难以体现公开、公平、公正的交易原则。