电力交易市场化汇总十篇

序论：好文章的创作是一个不断探索和完善的过程，我们为您推荐十篇电力交易市场化范例，希望它们能助您一臂之力，提升您的阅读品质，带来更深刻的阅读感受。

篇（1）

1.试课时的单一问答，把对话带入“尴尬”

试课时的“话题引入”环节，笔者这样设计：老师心中也有许多委屈、伤心、遗憾的事情，大家想听听吗？同学们能给老师一些安慰和鼓励吗？由于这是成人世界里的事，离学生生活较远，学生参与交流时，就像是在“回答问题”，场面比较尴尬。

2.展示中的场景对话，把交际引向“热聊”

展示课中，笔者将此环节改为：同学们，每个人心中都有很多委屈、伤心的事情，如果能敞开心扉，向别人诉说，并能得到别人的鼓励，我们的心情就不会那么沮丧了。今天，老师想请四位嘉宾，来到台前与大家聊一聊成长中遇到的伤心事（台上备好五把椅子），台下同学可以给嘉宾一些鼓励。舞台场景经过了布置，课堂便有了现场感。台上嘉宾在老师的调控之下，表达出了真情实感。有个孩子提到父母离异的事，伤心地哭了。小嘉宾与“观众”见此情景，积极地为她送上了温情的安慰和鼓励。

多维互动的现实场景，取代了一对一的师生对话，让交流有了现场感，形成了一定的对话场域，把点式交流的尴尬转变成了场域交际的热聊，话题引入环节得以华丽转身。

二、情景鼓励：从单组展示到多维交织

1.试课中的单组表演，把情景变成了“复现”

本节课，教材提供了三个话题情境。试课的时候，笔者组织学生在小组内“表演”这三个情境，然后请三组分别进行展示。教后反思，这样的组织策略，只能让参与“展示”的三组同学得到锻炼，其他的学生只是“看客”，交际的密度、广度不够。同时，情景的表演，只是单纯地“复现”书中提供的三个话题，没能联系学生的生活实际，显得单薄而拘敛。

2.展示中的多维交织，把情景延展为“创演”

展示课中，笔者在这个环节融入了比赛、评价、话题延伸等教学元素，台上的表演与台下的互动参与弥补了试课中的不足。“情景汇报”中，同样请三组同学分别表演三个情景，但引入了竞赛模式，看看哪组同学演得最好。在每组“展示”完毕后，同学之间要互相进行评价。再选出“冠军”组，让冠军组的同学现场鼓励亚军、季军组的同学。在每组展示、评价完毕后，还要适当地拓展话题范围。如，刚才这组表演的是学习上遇到困难，需要别人鼓励的时候的情景，你在学习上曾遇到过哪些困难？如此一来，就把一个问题引申为一类问题，学生参与度大幅提升，形成了多维、网状的交际场面。

表演竞赛、多维评价与话题拓展的介入，使试课中的单组表演提升为多维交织的现场“创演”，学生的交际能力得到了真正的提升。

三、表达提升：从同伴应对到团队合作

1.试课中的小组交流，小范围的同伴应对

试课中，笔者在表达提升环节仅仅安排了小组内的交际活动。由组长安排组员轮流说出自己遇到过的不开心的事，其他组员认真听，表面上学生都能参与到课堂讨论中，但小组的范围过小，学生之间比较熟悉，很难有新鲜的话题，学生现场的应对能力、综合的交际素养都得不到提升。

2.展示中的团队合作，大范围的现场互动

篇（2）

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）

继920项目转让后，647项目的收官是否意味着电力改革和国电的战略定位和布局至此进入了而今迈步从头越的境界？显然，厂网分离的收官只是一个休止符，国电真正的清晰的战略布局和内涵式改革将取决于输配分离和配售分离改革的有效推进。

厂网分离收官

2007年5月31日，国家电网通过协议向国电集团等转让了920万千瓦发电资产,转让价格为187亿元。该发电资产涉及到包括7家上市公司在内的38家企业,相对于119.7亿元的账面净资产,此次交易的溢价为56％。

2002年启动电力体制改革，当时允许国电保留920项目，主要是希望能用这部分资产支付国电公司主辅分离的改革成本，为下一步从电网中剥离电力修造、送变电施工和勘探设计等辅业单位做准备。据悉，国电解决主辅分离的员工问题耗费约187亿元，而920项目的出售正好填平了主辅分离的改革成本。

2007年12月14日，国电647项目资产的出售也达成了初步协议。根据电监会公告，国电647万千瓦发电资产的主要受让方为华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中电投集团、神华集团和湘投控股等七家电力公司。此次双方签署的协议是安全生产责任、管理权和领导班子三项权限的移交，正式转让协议签署、资产交割、工商变更等实质性工作将在今年1月后进行。

据报道，647项目以资产评估价格为基础，同时参照可比市场交易价格，以溢价20％出售（资产溢价17％，另加因控股所产生的3％的溢价），也就是说溢价水平不到920项目的一半。相对于920项目的资产质量，647项目资产主要为老厂，人员负担较重，成本优势较差。根据2002年的改革，647万千瓦发电资产保留在国电公司的用途是补充国电的资本金。

显然，国电647项目资产的最终协议转让，意味着尾大不掉的厂网分离改革基本破题。这虽然比2002年提出的要求两年内变卖转让迟到了三年左右，但其意义则相当深远。

从某种程度上讲，647项目资产的最终转让表明，发电侧的市场化改革框架基本构造完毕，中国电力体制改革即将进入第二个环节――输配分离、配售分离阶段。下一步在发电侧的改革重点主要是清理国电公司旗下各省级和区域电网公司近年来新建的以各种形式存在的“三产”发电项目。

貌似左右为难

如果说厂网分离是发生在发电企业与国家电网、南方电网间的外部改革，那么以输配分离和配售分离为主的售电侧改革则是电网公司的一场脱胎换骨的革命。显然，在电网公司高度垄断的情况下，在售电侧推进改革的阻力将会大得多。

2006年9月1日，国家电网电力交易中心正式投入运行，并初步形成了国家、区域和省级三个层次的电力交易中心，满足省内、省间和跨区域、跨流域电量交易的需求。三级电力交易中心的搭建为国电公司总部、区域电网公司和省电力公司实施市场交易与电网调度职能的分离创造了条件。

接着，2007年10月26日国电宣布国家电网电力市场交易运营系统正式投入运营。国家电网电力市场交易平台具备电力市场运营完整业务流程所需的各项技术功能，不断为市场交易提供更好的服务。平台的搭建客观上为售电市场改革打下了基础。

目前输配分离改革争议的焦点是在国电内部实行配电业务的独立，并维系输配调度的全国性统一，还是从国电中完全独立出配电业务，使得国电成为一个相对单一的电网资源建设和提供商。

如果把配电业务独立出来，那么国电的售电业务也将受到影响。这一方案意味着国电公司将变为电网资源供应商，主要从事输电业务，而这一方案的不利之处是影响电网和电力调度的有机统一，可能会影响电力调度效率。

如果配电业务只是在国电内部实现独立，虽然解决了电网与电力调度的有机统一性，但不利于售电环节市场化改革的有效推进。即不论是发电侧市场竞争，还是售电侧电力市场竞争，国电这只看得见的手始终影响着市场运作效率，甚至可能制约市场机制的有效发挥。

因此，输配分离改革决定着电力配置和调度的有效性。如果输配业务难以科学厘定，下一阶段的配售分离改革就难以有效推进。

谁为谁服务？

根据2002年电力体制改革的整体战略规划，厂网分离、输配分离和配售分离三个递进层次的改革充分体现了权力分配的相互制约、相互依存和相互促进的关系，是电力市场根据不同职能分工协作的改革方略。即在发电侧和售电侧引入充分的市场分离，在电力输配（主要指电网资源和电力、电量等调配）领域通过引入不同的市场主体进行输配功能分离，从而防止电力市场中由于过度的资源和功能垄断而导致市场效率下降。而具体到电网资源，通过设置国家电网、区域电网和省级电网三个层次的电网资源和电力交易系统细分出多层次的电力交易市场。

目前，对于要不要进行输配分离和配售分离改革基本没有争议，争议的焦点是如何市场化的问题。对于电网公司来讲，更乐意接受的方案是在国家电网和南方电网的现有框架下引导售电侧的市场化改革，目的是不过度破坏当前电网公司的利益格局。如在电网公司内部独立出一个独立核算的配电实体，从而实现输配分离，然后在最终售电侧实现多卖家的市场竞争格局。

这一方案实际上是基于电网现有地位和功能不发生变化的情况下实行售电侧的市场化改革，它的好处是保证了输配环节的有机统一。

然而，这实际上会使得电网公司在电力市场中占据了绝对的优势地位，不论是发电侧的多卖家竞争主体，还是售电侧的多卖家竞争主体，在电力市场中必然处于与电网公司的不对等的劣势地位。

如电厂向实际买家或电力交易市场服务商销售电力资源，必须通过电网公司输电并进行电力调度，否则很难卖出去;而将来形成的多卖方电力销售服务商和电力交易市场，如果要向用户销售电力，需要通过电网公司的输配协调，否则将面临无米出售的局面。

笔者不禁要质疑，以这种方案为基础的电力市场改革，究竟是电力市场化在为电网公司服务？还是电网公司为市场化服务？

一场利益的博弈

按照现有政策，一旦区域电网成熟，国网将与区网“分家”，而国家电网公司能够调配的输配电资产、电能交易将受到挤压。

目前，国家电网公司着力推进的“一特三大”战略（即特高压输电、大核电、大水电和大煤电），在系统内推出电力交易中心和电力市场交易系统等，都在一定程度上强化了国家电网公司在电改中的博弈筹码。如特高压输电将在一定程度上弱化了区域电网的现有功能。显然，这种局面是电力体制改革小组和发电企业、售电服务商和最终用户都不愿意看到的。

输配分离如何摆脱明显的利益纠葛，如何真正实现独立，将成为电力体制改革进一步有效推进的关键。输配是否只有统一到电网公司旗下才能体现其有机统一性和更富有效率。笔者认为，未然。

首先实现彻底的输配分离。一方面，可以通过把电网公司定位为专业的电网资源运营和租赁商，并在条件成熟的条件下，将国网、区域电网打造成相互独立核算的经营实体。为打破省级行政区域对电力市场的干预，应将省级电力公司作为区域电网公司的子公司。区域电网间的输电通畅问题让独立于区域电网公司的利益第三方国家电网公司承担。

篇（4）

煤炭市场是煤炭交易的有形或无形场所及其涉及的经济关系和经济活动，可以细分为现货与远期煤炭市场、即期现货与中长期合同煤炭市场、实物与虚拟煤炭市场、传统与现代煤炭市场、电煤与冶炼用煤市场、国际与国内煤炭市场等。

我国煤炭市场主要是传统的煤炭市场，包括全国煤炭订货交易会、区域订货交易会、煤矿用户座谈会、一对一谈判交易、招标、、煤炭大会或论坛等交易方式和场所，其中最重要的是电煤全国及区域订货交易会。现代的煤炭柜台和期货市场尚处于研究探索阶段。

全国煤炭订货会对煤炭产销、需求、运输和价格四个要素进行年度计划、衔接和确定。其发展经历了高度计划(1953--1982年)，计划订货为主、辅以部分市场交易(1983--1992年)；计划与调控相结合，重点订货为主、市场交易为辅(1993--2004年)；产运需自主衔接、辅之宏观调控(2005年至今)四个阶段。全国煤炭消费量三成以上，重点电煤一半以上订货交易是在该会上确定，对保障国民经济经济平稳运行起到了重要作用，但也存在资源与需求不相匹配、运力限制因素较多，区域性、结构性矛盾突出，市场化价格形成机制不配套，配置资源效率不高等问题。

我国主要产煤省市一般每年都要举行省内煤炭订货会，解决国有煤矿和省市地方煤矿供给本省大型用煤企业煤炭订货交易问题，每年订货总量在3亿吨以上，与全国煤炭订货会相互补充，是我国煤炭交易市场体系的重要组成部分，存在着行政干预色彩浓厚、分配性质占主导、用户选择性差等问题。

是一种重要的煤炭交易模式，可以分为佣金、价差、卖方、买方、运输指定、官方等。煤炭制可以有效缓解企业的资金矛盾，避免或减少产需双方在购销中的直接利益冲突、降低购销费用。我国制煤炭交易量占全国销售总量的比例估计在40％以上。煤炭制也有一些缺点，例如增加了中间环节费用，容易形成新的三角债、滋生腐败等。

煤炭招投标交易方式为煤炭供需各方提供了一个相互沟通和了解的平台，充分体现公正、公开和透明的原则，使资源、价格供求关系等信息传递更快，为活跃煤炭市场提供了重要条件。但煤炭是大宗产品，合同能否兑现在很大程度上取决于运输部门是否能保障运输，在运输能力不足的情况下，大力开展招投标采购和销售煤炭比较困难。另外，投标方还要支付一定数量的保证金，给煤炭产需双方加重了负担。所以，我国煤炭招投标交易方式不多。

我国还有一些自发产生的煤炭交易场所，如河北土木煤炭交易市场；以及政府组建的交易所，例如太原、东北煤炭交易市场等。

我国煤炭出口实现特许经营和配额许可证管理模式，年出口量维持在8500万吨左右。煤炭进口管理比较宽松，进口量逐年增加，2006年将达到2600万吨。

大型煤矿企业的用户座谈会、一对一谈判、煤炭大会或论坛等交易方式和场所，使煤炭交易方式更加灵活、煤炭市场体系更加完善，是市场经济发展的必然结果。

二、国外煤炭市场发展现状和模式

中国煤炭市场是世界煤炭市场的重要组成部分，但与国外先进煤炭市场相比，在市场化程度，商业公正性、公平性，交易规范化、法制化和多样化等方面都还存在较大差别。因此，借鉴国外先进煤炭市场经验，对建设中国现代煤炭市场具有重大指导意义。

世界煤炭生产量一半以上集中在中国和美国；在国际贸易总量中，两者占有一定份额。澳大利亚、印度尼西亚和南非产量虽远低于中国和美国，但其煤炭以出口为主，对世界煤炭市场影响较大；其中澳大利亚是世界最大的煤炭出口国，出口量占世界煤炭贸易量的34％左右，占亚洲的46％以上。日本和韩国自身几乎不生产煤炭，但年消费量却达到3亿吨以上，是世界煤炭主要进口国。

世界煤炭市场按地理区域可划分为澳大利亚一亚太地区市场、美洲一欧洲市场和南非一欧洲市场等三个区域市场。通过南非一欧洲市场，三个市场有机地联系起来，实现资源相互调剂、价格联动的统一煤炭市场局面。美洲一欧洲市场是世界上最发达的煤炭市场，煤炭运输和生产能力高，煤炭价格已经完全市场化，全部由供求关系决定，同时，煤炭市场体系发达，现货市场、场外柜台交易市场、期货市场并存，相互促进。澳大利亚一亚太地区市场发展最快，一般以长期合约为主，年度价格合同占有较大比重。随着大型货轮及远洋贸易的迅速发展，世界煤炭贸易量迅速增长，并打破了以往区域性贸易的模式，开始了全球性的贸易竞争。

世界煤炭市场按产品用途分动力煤市场和炼焦煤市场。动力煤是煤炭市场中应用范围最广、使用量最大的煤炭品种。2003年，世界煤炭总产量约51亿吨，动力煤占到80％以上。近年来，国际动力煤市场呈现贸易量稳步增长、亚太市场表现活跃、价格快速上升等特点。

近年来，世界煤炭市场的发展呈现出以下趋势：现货比例增加，长期合同减少；价格波动频繁，基准价体系作用减弱，合同指数化增加；纸化合同贸易增加，柜台交易和期货交易规避风险功能显现；电力、天然气、煤炭价格互动并呈现收敛性。

1、传统煤炭市场占主导地位

在国际煤炭贸易中，通过供需双方之间的双边谈判达成交易的现象非常普遍，这样就产生了定期和现货合同。

定期合同，包括长期合同，广为煤炭生产商和消费者所采用。一般只规定一定时期的发货量，并同时确定价格及其调整办法。对于新建的煤矿来说，定期合同尤为重要。由于国际煤炭价格的调整越来越频繁，因而在亚洲一太平洋的煤炭市场，长期合同的价格基本上海年都要进行调整。估计澳大利亚定期合同量比例在65%―90%之间，剩余部分是现货交易量。

美国国内的电煤交易原来主要采用双方洽谈协商，形成供煤协议的方式。随着市场化改革和国际煤炭市场因素的影响，价格纠纷不断产生。美国煤炭贸易委员会设计和制定了煤炭的购买销售协议，消除了供需双方交易障碍。买卖双方只有在签订了标准合同以后才可以进行清算，增加了电煤价格的透明性，也有利于企业的经营管理和规避风险。

现货合同是针对一批发运的煤炭或一批发运的一

部分煤炭或者几批发运的煤炭而言，一般不涉及长期合同关系。对单一或多次煤炭发运的特别合同，包括价格等条款，都要经过谈判确定。在现货市场，煤炭现货价格并不全都是反映价格趋势的风向标，因为现货市场的煤炭质量和合同条件都未标准化，对不同买家，质量和合同条件两个方面的重要性并不一致。

近年来现货市场的作用越来越大。一是因为欧洲例如丹麦、意大利、德国和荷兰等国家的买家宁愿接受较低的煤炭安全供应保证，采用合同灵活性较大的现货交易。二是因为南亚和东南亚的买家在现货市场采购量日益增加，他们也正在把现货市场看作一种与定期合同市场一样可以接受的市场。三是现货市场上存在许多可以相互替代的供货商，而货源质量又有保证，不会影响煤炭的供应。

招标市场是一种现货市场。通常大型买家采用招标形式，邀请许多供货商投标，在合同最终确定前，一般都要进行双边谈判。土耳其和印度的企业是煤炭市场主要的招标人。但是煤炭生产商对招标煤炭市场并不热心，因为未中标的一力・交易成本太高，投标方一般通过中间贸易商进行投标，也不可能与用户建立直接的业务联系。

长期合同价格通常以年为周期确定。动力煤价格主要有ENEL价格和日澳动力煤价格。前者主要由美国和南非的市场提供，要比后者早一个季度确定，同时ENEL也从澳大利亚和包括中国、俄罗斯在内的其他供应商那里采购煤炭，因此它的价格在世界煤炭市场动力煤合同谈判中是一种重要的价格参考；日澳动力煤价格在亚太地区煤炭市场也具有风向标作用。炼焦煤市场，主要煤炭供应商澳大利亚和加拿大与日本钢厂的年度定价非常重要，具有指导意义。在亚太煤炭市场，动力煤价格与半软炼焦煤价格一直有很大的相关性，因此动力煤价格与炼焦煤价格存在互动联系。

价格指数指导意义彰显。澳大利亚、美国、南非、欧洲煤炭市场都定期现货和定期合同煤炭价格指数，对于现货实物交易和长期合同煤炭价格都有较大的指导意义。

2、柜台市场

柜台市场指的是交易者在正规的商品或期货交易所之外，就煤炭实物商品、即期／现金／实物交割／远期煤炭合约、煤炭价格指数等金融衍生类产品进行买卖的场所，主要通过电话、传真或电子网络竞价系统等形式实现，已有近十年历史。它既包括场外现货市场，又包括远期市场，是介于传统交易市场和期货市场之间的一种正在快速发展的市场。与传统交易市场相比，它具有合约和商品质量标准化，有标准交割地、由系列交割期合约构成，交易商广泛，现货交割、现金交割和对冲交割均可等特点；与期货市场相比，它又具有场外交易、合约标准化不严格、一对一交易、政府不强制监管、受保证金制度和商业信用双重约束等特点。

柜台市场除了具有实现实物交易、规避价格风险和发现价格三大基本功能外，还能为将来建立期货市场，积累运作经验、培育交易人才、发现代表性煤炭品种等方面提供强大支持，是发展期货市场的必由之路。

美国是煤炭柜台市场的发源地，据估计，2004年柜台交易量达到4--5亿吨，主要是进行风险管理。欧洲柜台交易开展比美国晚，但交易进行得如火如荼，2004年的交易量估计在3亿吨左右；部分交易用于风险管理，部分用于实物交割。在亚洲，日本在2003年召开了能源风险管理研讨会，正处于柜台交易的引进阶段。

3、期货市场

期货市场是围绕期货交易所的商品及其衍生品种进行交易的市场，既可以对商品期货，也可以对其衍生品如煤炭价差、套购、期货期权进行交易，具有对冲价格风险和发现价格两大功能。2001年6月，纽约商业交易所经交易所执行委员会批准，于2001年7月12日上市中部阿巴拉契亚(CAPP)煤炭期货，成为现在世界上唯一的煤炭期货品种，但是煤炭期货交易并不十分活跃。

三、我国煤炭市场发展战略目标、措施和对策

1、煤炭交易所取代不了全国煤炭订货会

近期，一些专家和煤炭业内人士，每每谈到对全国煤炭订货会改革，必言称建立一个全国煤炭交易中心取而代之。这可能是他们对煤炭市场总体结构情况和煤炭交易所的性质不了解使然。笔者认为，全国性煤炭交易中心的建设，要和全国煤炭订货会的改革统筹考虑进行，绝不是一个取代另一个的简单化问题。这是因为：

第一，绝大部分的煤炭供求关系并不是由某次交易偶尔确立的，而是在长期的经济合作中逐步形成并相对稳定的。第二，无论是煤炭供应商还是用户，煤种的适应性和运输的经济合理性决定其供求关系只能在数量非常有限的用户或供应商之间形成。第三，煤炭交易所的主要作用并不是为参与者提供煤炭实物，而是提供多体系的煤炭价格信息，最终为参与者达到投机盈利和规避风险的目的。第四，从实践来看，迄今为止，我国由政府出面成立的国家级煤炭交易所在运作上是不成功的，世界上也没有一个交易中心能担负着大部分煤炭订货交易的重任。由此可见，以一个煤炭交易中心取代全国煤炭订货会将会使已经迈入市场经济的煤炭订货交易回到高度计划分配的老模式上去，这条路无疑是走不通的。

2、我国煤炭市场发展的基本原则和战略目标

根据以上国际国内煤炭交易活动的分析，结合我国特有的煤炭产供销现状，笔者认为我国煤炭市场发展的基本原则应当是：尊重市场，政府调控；统筹规划，循序渐进；企业主导，自主交易；政策支持，配套发展。

我国煤炭市场建设的战略目标应当是在开放、竞争、统一与有效监管的体制环境下，以形成充分竞争的煤炭市场为出发点，通过对市场主体的再造、市场体系的建立及统一与完善、市场价格机制的改革、市场秩序的规范与监管、市场行为的规制与引导等措施，建立以主要煤炭生产企业和电力企业集团直接谈判定价、中长期合同为主导，建立分品种、分区域、有层次、相互竞争的、有形市场和虚拟市场并存的现代煤炭市场体系，为市场配置资源和定价、安全经济供应煤炭提供保障，为构筑未来中国统一能源市场打下基础。实现这个目标要分两步走。

第一阶段(预计2000--2008年)，即运能短缺和煤炭资源品种不能充分满足需求阶段。突出以下几点：一是调整煤炭生产和销售结构，扩大生产，为市场和用户提供低价、优质和充足的煤炭供应，改善煤炭供需关系，满足国民经济快速增长对煤炭的需求。二是通过实施有效的市场监管和宏观调控，防止煤炭市场垄断势力的强化，同时确保煤炭价格和煤炭市场不会发生大的波动，以避免引发一连串的经济与社会问题。三是在政府宏观调控指导下，继续举行每年的全国煤炭订货交易会和区域订货会，发挥行业牵头单位的协调引导作用，突出骨干电力企业集团和煤炭生产企业的主体地位。四是以市场导向为主，政府协助为辅，有序建立区域性和集散地、港口的煤炭交易所，为不同层次的煤炭生产企业和用户提供交易平台。五是适度开展柜台交易的推进工作。六是在有限的运力基础上，尽量引入

竞争机制使煤炭产、运、需按市场化方式衔接。

第二阶段(预计2009午后，10年左右)，即运能相对能满足市场要求，煤炭生产、需求和运输部门向市场化方向改革基本完成阶段。这一时期，全国主要骨干煤炭生产企业和各大电力集团企业主导煤炭市场经济活动和经济利益的格局基本形成，煤炭资源和运力按供需双方选择完全进行市场化优化配置，煤炭供应能保障我国煤炭需求，我国煤炭市场在国际煤炭市场上拥有相应地位，煤炭柜台市场和期货市场投入运营。电煤供应中，直接和中长期合同供应量占60％--70％；贸易量38％--28%；柜台市场和期货市场实物交割量占1％--2％。我国建立综合煤炭市场体系的目标初步实现。

3、实现我国煤炭市场战略目标的主要措施

为实现目标，建议重点开展如下工作。

(1)加强电煤市场主导作用，重点完善传统煤炭市场建设。煤炭订货改革要在政府指导和监管下进行，要以尊重市场规律、促进规范交易、保障供应稳定、体现公平自主、提高订货效率、降低交易成本等原则为指导。

①优化重点订货。可由国家指定的重点煤炭生产企业和电力企业先行举行全国煤炭订货会，类似于日澳定期谈判所采取的方式，主要签订大额、定期(年度或中长期)、跨路局调出调入和水陆联运合同。它们的其他合同由区域(结合大行政区和铁路局建制考虑)交易会、不定期一对一谈判、、煤炭交易所、电子商务和招标等方式解决。鼓励大型国有煤炭企业继续组织煤矿用户座谈会。

②加强区域订货。其他规模以上的煤炭和电力企业参加区域订货，主要在年产量，1亿吨以上的省区举行。净调入量在5000万吨以上的用煤大省可以由需方召开区域订货交易会。各层次会议时间定在每年11月举行。国家发展改革委提出总的宏观计划，以行业引导、企业为主体进行资源配置。

③引导和推进交易市场的建设，为广大煤炭生产消费企业提供交易平台。全国性的煤炭交易市场必须在政府监管、产运需各方积极参与下实施，政府主导制定政策方案，并与有关行业牵头单位联合制定交易规则，积极扶持、构建跨行业的协调服务机构和配套服务机制，形成完善的交易体系。针对电煤具体情况，电煤交易应当考虑运输的保证、电网的安全稳定、电价机制、社会对电价承受能力等约束条件。初期对电煤交易实行市场准入制，提高交易门槛，保证资源、运力，以直供直销为主，禁止投机行为和人为操纵。随着电价、运输条件改善，允许符合一定条件的电煤交易合同实行监管下的转让。在条件成熟后，逐步实行完全市场化交易。建议先在重要产地如山西、内蒙古西部，重要中转地如秦皇岛港口和天津港口，重要消费地如上海长江三角区和广州，建立数个区域性的煤炭交易所。在此基础上筹建全国统一的煤炭交易市场。

④完善其他传统煤炭市场机制。规范行为，主办多形式、多煤种煤炭市场论坛，根据煤炭市场情况适当开展国际招标采购煤炭、尝试煤炭电子商务等形式建立产销联系等。传统交易市场最后要形成一种以直销、中长期合同为主，贸易为辅，多种交易方式并存、相互补充、相互竞争的局面。

⑤加强运力协调，订立运输合同。在运能基本能够满足运输需求或稍有富余的地区，煤炭产需量完全由供需双方根据市场情况确定。在铁路运能短缺的地区，根据量、价、签约时间择优配置运力。煤炭产需企业之间、产需企业与运输企业须签订具有法律效力的运输合同。运力配置要市场化和资本化，鼓励煤炭企业参与铁路和港口建设，形成一批由大型煤炭生产企业、大型煤炭消费企业控股的铁路运输和港口企业，尝试通过股权比例，分配运力和港口能力，并让股东的富裕“能力”到煤炭市场进行交易买卖。

(2)改革价格形成机制，多体系发现煤炭价格。重点解决以下问题：一是由国家有关部门商大型煤炭、电力企业建立中国电煤“基准价谈判机制和形成机制”，引导煤炭价格。二是建立现货市场、中长期合同市场、柜台市场和期货市场价格指数体系，形成有效竞争的煤炭产品市场定价的价格形成机制，真实、灵敏反映煤炭市场的供求关系。三是形成规范的煤电联动机制，对电价实行有效的价格监管和适时调整。四是形成有利于煤炭、电力结构调整和实现可持续发展目标的能源价格结构及比价关系。五是区分煤炭和电力价格的两重性，建立科学的保护低收入群体和保证人民基本生活需求的价格机制。

篇（5）

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：

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[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）

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0.引言

就目前来说，我国的电力市场体系仍然是处在大力发展的建设状态，从世界当前的发展趋势和经验观察来看，无论是采用任何形式的市场体系，其中涉及到电力实时平衡调度方面的内容都必须要由国家、省级专业电力调度机构来进行全权负责，也就是说，电力的调度必须要保证与其他区域、省级之间的协调同步性。利用该系统，能够对不同层级的管理机构进行管理权赋予，这种形式的电力调度方式是目前确保电网能够稳定运行的一个有效措施。下文主要针对电力实时平衡调度交易市场运作的机制以及模型进行了全面深入的研究。

1.电力实时平衡调度机制

实时平衡交易主要是通过电网调度员来依据下一个时段的调度时刻的起始时间点中所存在的系统不平衡量多寡，来确定是否启用上调机组还是启用下调机组。同时，还要根据实时接收到的增减负荷报价，按照一定的规律对其进行排序，并且使得机组的负荷水平进行调整，直到其负荷水平在这一过程中完全满足不平衡量，即可以开始对下一个时段之内的电网供需不平衡量进行调度。

实时平衡辅助服务一般由调度员通过市场成员竞价或与市场成员进行双边洽谈签订合约，主要是平衡每个调度时段内的ACE（一般通过AGC机组实现），并使每个调度时段的电网频率及电压（一般通过调频、调压实现）维持在规定的范围内，保证电力系统运行的安全稳定性和电能质量。调度员首先启用在日前市场（或合约市场）购买的辅助服务（包括调峰、调频、调压、各种备用等），如果日前购买的辅助服务不能满足系统运行的可靠性和}？，能质量，调度员就必须在时前/实时平衡交易市场购买与备用、频率和电压控制相关的辅助服务。

2.电力实时平衡交易市场设计及运作流程

有关术语定义：该时段调度计划出力（或调度计划电量）定义为：年度合约市场交易合同分解到该时段的出力（电量）+月度合约市场交易合同分解到该时段的出力（或电量）+周合约市场交易合同分解到该时段的出力（或电量）十双边交易合同分解到该时段的出力（或电量）+日前市场交易计划在该时段的出力（或电量）十时前市场交易计划在该时段的出力（或电量）。该时段调度计划出力也称为：对应时段调度计划出力、该时段（或对应时段）的基准调度计划出力、机组在该时段（或对应时段、上调（或下调）出力的基准点。该时段调度计划奄.量也称为对应时段调度计划电量。

2.1电力实时平衡交易市场的设计

电力实时平衡交易市场进行建立的一个初衷就是能够能够让电力调度员按照接收的负荷增减要求报价来对电力出力、负荷等进行调节，从而使得整个电力系统网络中的能量能够维持在一个较好的平衡范围之内，达到安全运行的目的。

而发电商自身在进行发电的过程中，可以依据自身的发电出力状况、发电合同、报价策略等多个方面的因素来确定自身的电力发电机组是否需要加入到电力实时平衡调度交易市场中；如果说在有需要的情况下，要加入到实时平衡调度交易市场中去，就可以依据当前的市场规则不同，提前数个小时或者时间段向相应的实时平衡调度交易市场提出申报，其申报内容可以是出力范围的价格上调或者出力范围价格的下调。总之，实施调度交易中的计划制定和当前市场的单时段计划制定有着极大的相似性，而市场在运作的过程中，究竟采用怎样的报价方式和数据，这主要依据当前市场的变化和规则来进行制定；除此之外，在用户用电减少负荷报价之后，其性质就等于发电商自身必须要对出力报价进行提高，而用电方的负荷报价提高，那么就代表着发电生可以对出力报价进行降低。

2.2实时平衡交易市场运作流程

（1）发电厂必须要在规定的时间段内，利用当前的电力市场运营系统，对实施平衡交易市场上所规定出来的机组报价数据进行实施的申报。

（2）电力调度交易机构接收数据申报、校核报价数据是否有效。

（3）在实时平衡调度时，进行未来一个（或几个）调度时段的超短期负荷预测。

（4）制定实时调度交易计划并对交易计划进行安全校正。对于每个实时平衡调度时段，实时调度交易计划的调整都基于原有的调度计划，如北欧电力实时平衡交易市场是以市场成员日前的调度计划作为机组实时调整的基准出力点；英国是以实时平衡交易市场关闭前市场成员申报的出力计划作为机组实时调整的基准出力点。经过调整后的实时调度交易计划必须进行安全校正。

3.实时平衡交易市场中的结算机制

实时平衡交易中所涉及到的电量结算必须要和当前的合约市场、日前市场中所存在的电量结算是完全分开的。并且实时平衡交易市场在这一过程中的交易量与合约市场、日前市场的交易量相比较而言，其实时店家在运作过程中所产生的波动可能会远远其他市场波动。并且由于参与到下调出力的调度交易工作中，就会直接导致机组自身的收入减少，这促使绝大多数发电商都不愿意参与到下调出力的调度交易工作中。所以，为了能够让发电商积极的参与到下调出力中去，就应当在实时交易的结算规则中让下调交易对于机组来说具有更大的诱惑力。

3.1对被调度员接受的Bids和Offers的结算

在每一个实时的调度结算时间段之内，当上调机组在进行出力的过程中，应当严格按照机组自身的上调出力报价由低到高的选择顺序来对电力负荷进行调度，而在选择的过程中，要以上调机组所具有的最高报价来作为交易时段之内的一个统一价格，同时，对机组内部的电量进行实时的调整结算；当下调机组在进行出力的过程中，就应当依据机组的下调处理来按照报价由高到低的方式来选择性调度，并且选择的机组要使用最低报价来作为该机组的统一价格，同时对机组当前的实时电量进行调整结算。

总的来说，按机组在每个交易周期内被调度员接受的Bids/Offers进行结算，向提供Offers的机组付费，向提供Bids的机组收费。

3.2对不平衡，的结算

不平衡结算模块的主要功能是决定不平衡电价及不平衡电量的结算。机组在某调度时段内的不平衡电量等于其在该时段合同电量减去其实际上网电量。不平衡电量按分钟进行累加，其计算方法不平衡量结算采用2种电价：一是系统买电价格（SBP），即以成交电量为权重的加权Offer价格；二是系统卖电价格，即以成交电量为权重的加权Bid价格。

4.结语

总而言之，实时平衡调度交易主要就是通过市场化的方式来对电网内部所呈现出来的供需不平衡现象进行调节，以此来使得电网调度不仅能够充分的满足电力需求，还能够严格按照市场的发展规律来进行调度。而实时平衡调度交易市场还是当前用电市场中一个有效的补充，它不仅仅为市场的各个用电成员提供了一个良好的调度交易机会。还利用其自身对于电价实时平衡的能力，灵敏的反应出了当前市场经济的信号，这能够便于电力平衡调度进行市场价（下转第141页）（上接第98页）格平衡，良好的对整个经济市场进行把控。 [科]

【参考文献】

篇（7）

20世纪70年代开始，全世界掀起了电力市场化改革的浪潮，以前电力工业采取的是政府垄断式的管理模式，电改后开始引入竞争机制。这使得发电商、配电公司、电力用户等都变为了市场主体，他们拥有了更多的自利，同时也面临着更严峻的风险问题。其中最难管控的就是电价的波动风险。一个完善的电力市场应该拥有许多不同的合同来吸引市场参与者，能够让市场参与者有机会去控制成本和风险，并获得恰当的收益。

一、电力合同市场概述

电力是人们当代人们日常生活中必不可少的物品，需求弹性非常小，而电力商品又具有不可储存的特殊性，使得电价经常因为现货交易的供需不确定性产生剧烈的波动。为了规避或减少电价波动带来的风险，学者们发现可以引入一些合同交易来实现，让无限的风险有限化。电力市场中的合同交易是市场交易主体通过签订书面或电子合同，再按照合同执行电能买卖交易。合同可以是一种固定的协议，要求必须按照约定内容执行；也可以是一种可选择的合同，给予合同一方或双方选择的权利，可选择执行或不执行。电力合同的内容包括双方基本的权利和义务，以及供电时间、供电量、供电价格、违约惩罚金额等等。

电力市场参与者一般采用三种形式签订合同：双边协商、竞价拍卖、指令性计划。第一种双边协商形式是由交易双方进行沟通和谈判达成共识，并将谈判结果制定成具体的合同；第二种竞价拍卖形式由购电方、售电方、电力市场运营者三方参与，购（售）电方在指定的时间内上报在未来指定的期限内购买（出售）的电量及电价，由电力市场运营者按照总购电成本最小和系统无阻塞为原则，确定最终匹配出合同交易的双方和具体交易的电量和电价；指令性计划形式主要在特殊情况下使用，由电力管理部门在紧急调度或者有特殊情况的电力需求时，按政府下达的计划数量实施。

合同交易主要有远期合同和期货合同两种，指交易双方之间达成的明确规定在未来某个期限内或具体的日期按照双方协商好的价格交换某一数量的某种物品的协议。远期合同和期货合同的区别主要有：

（一）标准化程度不同

远期合同中的具体内容都是按照交易双方的意愿来确定的，所以每一份远期合同的内容都可能不同；期货合同则不同，它的合同内容包括数量、质量、交割时间和地点等都是确定的，只有价格是在成交时根据市场行情确定的。

（二）交易场所不同

远期合同的交易场所不固定，只要交易双方约定好任何地方都可以作为交易场所；期货合同的交易场所是固定的，必须在期货交易所内进行。

（三）履约方式不同

因为远期合同之间的差异性，导致它不太容易进行转让，所以绝大数远期合同只能进行实物交易；期货合同因为其标准化的合同形式，和固定的交易场所，非常容易进行转卖，所以大多并不涉及实物所有权的转移。

二、力市场中的合同交易

（一）电力市场中的合同类型

第一，灵活的电力远期合同，指合同双方具有一定的灵活性，可以根据自身情况制定合同的交割计划。其中一种是买方灵活的电力远期合同，指买方可以根据自身的实际需求情况确定要交割的电量，并且可以在交割时进行合同转卖。另外一种是卖方灵活的电力远期合同，与第一种相反，是卖方决定交割电量，买方按卖方确定的电量接受用电。

第二，电力差价合同主要适合电力联营体交易模式的电力市场。类似于期权合同，单向差价合同就相当于购电方（售电方）买入看涨期权（看跌期权）；而双向差价合同相当于一个合同价格确定的远期合同。

第三，可选择的远期合同中规定了合同电价、中断电价。当合同约定的时间达到时，现货市场电价比中断电价小，售电方卖电给购买方；当现货市场电价比中断电价大，售电方按照约定的中断电价支付给购电方，不再售电。

（二）合同交易对电力市场的意义

在电力市场改革初期，许多国家都采用大量的合同交易的方式进行风险管理。例如最典型的英国，在开启电力市场化进程后，前期超过80%的电能交易都是通过远期差价合同来进行的，而在政府推广NETA模式后，该比例提升到了95%。

电力远期合同交易将不能够大量存储的电能进行了“虚拟”的储存，事实上等同于提供了其他可储存商品的某种事前保护作用，而且让市场参与者可以根据自身的情况进行选择，以锁定未来不确定时期的电量和电价，规避电力市场风险。同时签订合同的谈判过程也意味交易双方透露了各自的一些情况，利于信息的交流。合同交易也在一定程度上可以减少拥有较大市场份额发电商操纵电力价格的能力，因为它减少了一些未来发电商可以操纵的现货电量。总体来说有利于给用户提供稳定的电力供应，也可以为发电商带来稳定的需求，维持电力市场的稳定性

三、结论及展望

电力市场中的合同交易具有平稳电价、规避风险的作用。因此对于我国的电力市场改革也有非常重要的借鉴意义。结合目前我国的电力市场改革情况来看，我们进一步工作应该主要包括以下内容：

第一，考虑我国还在电力市场化改革的初级阶段，目前电量和电价并未完全市场化，可以结合我国实际情况借鉴合适的合同交易模式。

第二，随着电力市场改革的不断推进，必然会面临同样的电价波动风险，各市场主体需要防范于未然，提前做好准备。

参考文献

[1]汪朝忠.我国实施电力双边交易模式的可行性研究[J].经济体制改革，2015，02：194-200.

[2]韩锦瑞，曾鸣，段金辉，李娜.国外电力双边交易市场模式对比分析及启示[J].华东电力，2013，01：17-23.

[3]刘军虎，陈皓勇，张显.电力市场远期合同交易的实验分析[J].经济经纬，2006，06：26-29.

篇（8）

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:

篇（9）

中图分类号：TP311文献标识码：A文章编号：1009-3044(2008)19-30058-02

Generate-Electricity-Plan Module in Power Market Operation System Based on J2EE

DING Jie

(Software Engineering College, Southeast University, Nanjing 210000, China)

Abstract: In this paper I recommend Power Market in China, the import of Power Market Operation System and its hardware and software. The main content and the key technique of Generate-Electricity-Plan Module are analyzed. A high applicability module which can support all kinds of requirements is designed.

Key words: Power Market Operation System; J2EE; SWING; C/S

随着我国电力供需矛盾的逐步缓和，按照“完善省级市场、发展区域市场、培育国家市场”的方针，引入市场竞争机制，规范市场秩序，提高运营效率，加快建设结构合理、公平竞争、开放有序的三级电力市场体系，促进资源优化配置和电力自身的发展，已成为当前我国电力市场改革的必然选择。

2006年，国家电网电力交易中心和各网省电力交易中心相继成立，三级电力市场体系建设已正式启动。由于三级电力市场体系是一个全新的事物，与以往的电力市场相比，对电力市场理论水平、技术实现及工程实施提出了前所未有的要求。因此，为配合适合国情的统一开放的电力市场体系建设，开发适应于三级电力市场体系要求的交易应用平台，支持各级电力市场的协调运作，具有非常迫切的理论价值和现实意义。

1 国内外研究现状

综观各国电力市场的改革之路，对于英国、澳大利亚等国，由于国家较小，且电力网架结构较强，都采用全国统一的电力市场，而并未建立分层分区的多级电力市场体系。虽然美国有多个电力市场存在，但从本质上看，美国电力市场体系与我国三级电力市场体系并不相同。我国电力市场改革经历了省级电力市场试点和区域电力市场改革阶段，但都是单层电力市场。因此，国内外的研究与实践对我国三级电力市场体系下的电力市场交易应用平台研究与系统开发，没有直接照搬的理论，也没有直接可引入的系统，而必须由国内自主开发。

目前国内的电力市场交易运营系统主要有电科院和国电南瑞两家单位研发。电科院开发的系统是基于B/S结构（Browser/Server结构）即浏览器和服务器结构，在这种结构下，用户工作界面是通过WWW浏览器来实现。因为浏览器已成为windows等操作系统标准配置，B/S结构最大的优点就是不需要安装专门的桌面应用客户端软件，所以客户端维护方便。其缺点是软件功能上受浏览器的制约，一些超越了浏览器可以支持的功能要求，浏览器无法直接实现，如电力系统常见的负荷曲线、电气接线图显示等功能。这种情况就需要通过安装插件的方式来弥补浏览器的不足，在J2EE的运行环境里，通常需要安装jre插件，然后用applet的方式来实现这些功能需求。

国电南瑞开发的系统采用B/S 和C/S相结合的体系结构。C/S结构即客户机/服务器结构，在客户机上运行的是基于客户机客户端桌面应用程序。与B/S结构的一个显著区别是客户端桌面应用程序在功能实现不受浏览器的制约，相比之下，有更强的界面展现能力。另外一个特点是客户端程序，它不仅仅是系统的输入输出界面，同时可以方便地实现如数据的本地备份、本地备份数据的导入等数据管理功能，这样就可以在很大的程度上方便用户的操作、减轻用户的劳动程度。对于人机交互有较高要求情况下适合于采用这种方式，在电力系统的专业应用领域内的自动化系统的人机界面通常都是采用这种模式，典型的有实时监控、负荷预测、计划编制等。C/S结构的主要缺点是需要客户机在安装上专门的客户端程序，这个缺点可以通过Web下载、人工安装、自动升级等办法来改善。

系统采用B/S 和C/S相结合的体系结构，主要的出发点是结合二者的优点，B/S结构可以用来实现数据申报和信息等功能，C/S可以很好地满足电力市场运营系统中与电力系统的专业应用有着密切关系的应用程序对于人机界面的需求。

2 研究基础

电力市场运营系统总体结构由交易中心主站系统、市场成员终端（系统）、以及电力市场运营系统与“SG186”一体化平台接口组成。

2.1 硬件组成

采用企业级以上数据库服务器，支持集群、RAID等技术特性，关键设备采用冗余配置。备份软件与设备安全可靠，使用方便，能够自动执行备份策略。

采用企业级应用服务器，具有良好的可靠性和灵活的可扩展性，CPU、内存等可因系统性能的需要而进行扩充。

客户工作站采用高性能PC工作站。

遵循电力二次系统安全防护总体方案，根据需要选择交换机、路由器、防火墙等网络设备。达到保证网络安全通畅，符合系统运行的总体目标要求。对内符合安全可靠高速局域网的要求，对外满足Web网站响应速度指标的要求和具备抵御网络攻击的能力。

2.2 网络结构

系统运行环境主要包括服务器和网络环境。数据库服务器、应用服务器、Web服务器、接口服务器和客户端。在物理上，系统可部署在多台服务器上，相同作用的服务器可以根据需要采用双机备份的模式提高可靠性。

电力市场运营系统的服务器部署在省公司信息网的核心服务器区，省公司内部客户端通过信息网以http的方式访问部署在应用服务器和Web服务器上的相关服务。对暂时不能接入电力交易数据网的市场成员，应采用虚拟专用网（VPN）接入，满足业务需要。电话拨号作为一种备用手段。同时进行访问限制，电厂的用户终端只能访问用于数据申报和信息下载的Web服务器。

2.3 软件结构

电力市场交易运营系统采用三层架构体系。用于支撑交易中心业务的应用软件层构筑在专用技术支撑平台和通用技术支撑平台之上，通过标准接口系统与调度自动化系统、计量系统和门户系统接口。（系统总架构见图1）

■

图1 电力市场交易运营系统总体架构

1)通用技术平台提供硬件级和操作系统级的支撑。硬件平台以高可靠和高可维护性的企业级服务器构建。此方案能够在保证系统高性能和高可靠的前提下，提供高度灵活的配置方案，并显著降低使用和维护费用。

2)应用软件部分提供电力市场运营业务所需的全部功能。包括：数据申报、合同管理、交易管理、信息、市场预测、市场分析、市场监视、综合管理和系统管理服务等。

3)架构图中黄色标出部分即为发电计划编制开发模块。各类交易计划的编制，在满足电力市场交易规则的同时，还应满足电网的安全要求。除去专用技术及通用技术支撑，也需要来自同级其他功能模块技术数据的支持。

3 主要内容及关键技术

3.1 主要内容

■

图2 计划编制流程图

首先通过负荷预测取得本省统调用电量，然后扣除固定受电计划、资源可再生类竞价单元电量计划以及预留的调试电量，得到火电发电空间；然后根据火电竞价单元实际完成基数电量、火电发点空间和年度总基数电量计划计算出等进度系数；火电竞价单元的根据自己的年度基数电量计划和等进度系数，计算出基数电量的发电计划。根据各竞价单元的检修计划、平均负荷率、平均故障率计算出发电量限额，发电量限额扣除发电权和外送电交易电量后，对前面算出的基数电量计划进行调整，新增出来的发点空间由其余未超出限额的竞价单元迭代分配；最终发电量计划为考虑限额的基数电量与交易电量的叠加。

3.2 关键技术

3.2.1 Web Services技术以及xml文件的解析（下转第62页）

（上接第59页）

计划及其相关功能模块的基本数据有相当部分是由所处网络不一的省网公司下属单位提供，这就需要有数据的横向交换。本课题使用Web Services技术以xml字符流的形式传送。Web Services 就是一个应用程序，它向外界暴露出一个能够通过Web进行调用的API。在本地利用配置xml，wsdl文件建立客户端程序通过Web来调用这个应用程序，得到所需数据的xml后运用DOM（Document Object Model）以及java特有的反射机制动态解析xml文件，并将数据动态存储至数据库相应表中。

3.2.2 实现可以灵活配置的算法设计

通过平台化工具定制计划编制依据、过程和目标模板，实现不同市场、不同类型的计划编制。根据理论研究和现场运行经验，首次提出将计划编制划分计划模板定制和计划编制两部分。计划模板定义部分能够自定义计划编制的所有数据源、计划编制业务逻辑，将计划编制规则公式化。能够考虑系统负荷需求、设备检修、电网受阻、节能减排、进度适当等多种优化目标。计划编制能够从整体最优出发，考虑多个计划周期。此外，计划编制支持发电、购电等多种计划口径，计划编制和合同、交易有机协调。通过计划模板定义，能够在无编码的情况下同时支持多种计划编制原则，适应不同市场的个性需求。计划编制时则只需选择计划编制模板和计划编制时间，自动形成发电计划。

3.2.3 以用户要求的报表形式展现结果

由于系统框架自带的报表制作工具操作比较复杂,不利于格式多变的计划编制展示。所以利用第三方jar包Formula One提供的报表制作插件，直接将计划编制的结果以excel表格的形式展现，以替代原有的以Swing中JTable组件的展现形式。并提供excel文件下载。以最直观，用户最容易接受的方法来完成计划的编制。

4 高适用实现

正如所有的软件开发所遇到的问题一样，计划编制模块的需求也是不断变化的。这不仅仅是随时间的推移出现新的要求，还有因为各个地区不同的计划编制习惯差异造成的不同。这必将导致系统计划编制模块版本模式差别越来越大，既要花费大量人力开发满足不同需求，又使得将来系统维护变得更加繁琐。于是本系统在次功能模块上力求在总结提炼各个地区通用计划编制方法流程，充分体现出参数，算式的灵活性的基础上，解决上述实际问题。

实际模块将所有参数分为函数（Function），变量（Variant），参数（Parameter）三个类型，提供相应的class支持其实现功能。在用户界面上提供工具方法供用户自由选择参数自定义算法算式。对算式字符串进行解析并最终生成计算模块，由此计算得计划编制所需数据并展现出来。根据业务不同动态呈现不同的人机界面，选择不同算法。运用java的反射技术，在同一个数据模型里实现多态，灵活的对界面中的数据进行显示，实现呈现界面的可配置。

5 结束语

根据国家电力体制改革目标和国家电网公司的电力发展规划要求，适合国情的统一开放电力市场体系建设已经到来。三级电力市场交易应用平台研究成果将对我国三级电力市场的交易运营、仿真培训、分析评估与辅助决策等电力市场应用建设具有十分重要的理论价值和指导作用。开发的原型系统将可直接应用到包括国家、区域和省等各级电力交易中心，用于电力市场交易运营，并创造巨大的经济效益和社会效益。

发电计划编制模块作为整个电力市场交易运营系统不可缺少的重要部分，其实现结果的好坏也直接关系到整个系统的运作。本文以C/S架构为基础设计实现的计划编制模块能够很好地满足多种开发需求，其中对于高适应性模块的设计思想同样也可用于其他类似软件系统的功能模块。

参考文献：

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[2] 宋燕敏, 闵涛, 曹荣章. 电力市场运营系统的自适应设计构想[J]. 电力系统自动化, 2005(25).

篇（10）

美国电力高层的特有结构和发展过程与美国电力产业的历史状况以及美国政府的产业政策有关。由于美国电力产业中的75%为私人所有，因此尽管美国政府意识到对发电、输电、配电和供电实行垂直一体化的市场结构会阻碍竞争，但也不能象英国对待国有电力产业那样实行市场结构重组政策，而只能主要通过放松进入管制，以更大程序地发挥市场机制的作用。1978年，美国颁布了新的《能源政策法》，进一步促进了发电市场自由化。1995年联邦能源管理委员会（FERC）了Mega-NOPR提案以促进输电服务的开放。1996年，美国又颁布了两项法律，详细规定了电网开放式输送电力及其收费标准。输电线路由电网经营企业运营，向发电企业提供输电服务，电力趸售用户可以通过电网向发电企业直接购电。这样，继发电领域市场化后，又形成了输电线路公用化，电力趸售市场全面和公平竞争。

加州是美国电力市场化的先锋，加州模式可以称为美国电力市场化的现代版本，具有相当的典型性。1998年3月31日，加州电力市场正式运行，成为美国第一个允许电力用户选择发电商的州。在加州电力市场化模式中，电力用户可以直接与发电商签定购电合同，电网向发电商开放并为用户提供输电服务。电力市场的运营通过新成立的两个机构：加利福尼亚电力交易所（PX）和加利福尼亚独立系统运营者（ISO）来进行。ISO管理着三个关键市场：竞争性的辅助服务采购市场、实时能源市场和拥护管理市场。PX经营着三个能源市场：对次日每小时进行的每日拍卖、当天市场和批量期货市场。ISO控制输电网络和电力调度，PX制定并向ISO提交交易计划，该交易计划成为ISO协调电网运行的基础。

与英国相比，美国的电力市场化比较超前和彻底，走的是另外一条路径。但由于美国地域广阔，拥有世界上最庞大的电力系统，电力监管通常以州为界，因而美国的电力市场化也比较复杂，形式各异。综合起来，大致有以下特点。

1、产业组织结构与运营管理。美国的电力产业组织结构和生产运营是随着电力市场化的溶化百不断发生变化的。在一个较大的联合电网中，通常存在若干独立的发电企业和几个或十几、几十个独立的电网经营企业，这些企业有着大体相同的联合运行规则。在市场化的模式下，电网的运营由独立系统运营者（ISO）进行控制和调度，电力交易所（PX）则负责制定交易计划。

2、市场结构、竞争与交易模式。从总的方向来看，美国的电力市场化模式是发电领域和售电领域市场化，输电领域公用化。即发电企业通过电力市场自由竞争，输电网由众多的电网经营企业垄断经营，电网经营企业通常不拥有发电容量，只向发电商和电力趸售商提供无歧视性输送服务，输电价格由政府法律确定。电力趸售用户可以通过电网向发电企业直接购电。因而电务市场的参与者主要是发电商、输电商、系统运营者和消费者。

美国电力市场化模式的竞争显得比较充分，交易模式也较为复杂。竞争不仅体现在实时能源市场的采购领域，即发电商通过竞争向大用户和电力趸售商提供电能上，而且体现在辅的服务市场采购方面，甚至体现在输电通道使用权的出售和拍卖上。电力交易中心PX是市场运作过程中的重要环节，它经营着对次日每小时进行的每日拍卖、当天市场和批量期货市场，根据上述三个市场确定的全约制定关向系统操作者ISO提交交易计划，作为ISO协调电网运行的基础。系统运营者ISO则在PX提供的交易计划的基础上，制定系统的运行计划，并在辅助服务市场提前一天和提前一小时的拍卖中购买平衡服务，以确保运行计划的实现；同时，系统运营者ISO还利用市场参与者提交的“调节”招投标，进行提前一天和提前一小时的区域之间的拥挤管理，并进行实时的区域内拥护管理，如果预测会出现区域间的输电能力制约，ISO就将可用的输电容量按照“调节”招投标的排序进行分配，如果区域内发生拥挤，ISO将通过经济补偿手段，即向已进入排序的发电商支付补偿费用使其退出运行，并值钱给别处其他价格较高、未进入排序的发电商，令其启动而改变运行计划，从而解决输电拥挤的问题。此外，ISO还管理着实时能源市场，并通过价格信号来平衡供求。

与这种比较充分的竞争相适应，美国电力产品不同环节的价格大部分通过竞争确定。在发电领域，发电商的售电价格通常取决于实时能源市场和辅助市场上的电力采购价格、与趸售商及大用户签定的合约价格、输电费用以及输电拥挤价格等；输电价格由政府严格管制，并有有关法律确定相应的收费标准；售给终端用户的电力价格随着发电商售电价格、输电拥挤程度和供电成本的变化而上下波动。

3、监管机构与监管方式。美国的电力市场化过程是与政府放松管制的过程联系在一起的。美国对电力产业的监管，大多是以州为单位进行的。由于美国地域广阔，在联邦政府层面，只有美国联邦能源管理委员会FERC代表美国政府对电力产业进行监管，其监管的形式主要是通过制定有关政策法律和规则，以确保竞争的实施。具体对电力产业的管制，各州因具体情况不同，在管制的范围、管制的程序、管制的方式等方面均有所不同。但大体说来，在发电领域，除了环保管制的因素以外，几乎不存在电力产业进入的任何障碍；在输电领域，依然存在着严格的政府管制，政府的法律严格规定了输电费用收取标准及无歧视性地向发电商和趸售商提供输电服务的义务；在配电业务方面政府通过发放经营许可证的方式特许某些电力公司在某一区域内垄断经营。同时这种管制还体现在销售价格上，在美国，禁止公用企业随意提高电价，通常各州都有对零售电价进行限制的管制措施。

4、电力市场化的成效与问题。美国的电力市场化实践对于美国电力产业的发展起到了一定的促进作用。通过电力市场化，使电力产业特别是发电行业获得了充分而有效的竞争，市场机制在配置电力资源方面发挥了重要作用，有效地提高了美国电力产业的运营效率，使得电力终端销售价格多年来都保持在某些方面较低的水平上，电力企业的服务质量也得到了明显的改善。应当说，美国电力市场化模式是与英国模式一样具有典型意义的模式，它带给人们许多大胆而双富有创意的启示。

美国电力市场化模式的突出问题是对市场的过分领带和放松管制超出了电力产业特殊性所容许的程序，因此造成了其在电力供应和安全方面存在着难以克服的缺欠。具体表现在以下几个方面。