电力交易市场化篇1

作者简介：唐敏（1976-），男，四川德阳人，博士，博士后，主要从事电力法和金融法等方面的研究。E-mail:tangmin_law@126.com

熊谋林（1983-），男，四川广安人，讲师，博士，主要从事规范法学、法经济学和社会学等方面的研究。E-mail: xiongmoulin@sina.cn

（1.西南财经大学博士后科研流动站，四川成都611130；

2.西南财经大学法学院，四川成都611130）

摘要：本文利用98个国家/地区资料，描述电力市场、现货市场、远期合约和期货市场的发展脉络。模型显示，电力现货与期货市场对电力市场化有显著影响，电力市场化程度与经济发展相互激励。中国未来20年电力市场化改革的战略是：第一步，放开发电和售电环节，构筑多元化竞争主体。第二步，发展电力现货市场和远期合约交易。第三步，渐进发展电力期货市场。本文研究的意义在于，充分展示不同阶段成就和问题，为深化电力市场化改革提供建议。

关键词 ：电力市场化；电力现货；电力期货；中国战略

中图分类号：F416.61文献标识码：A文章编号：1000-176X（2015）09-0028-07

一、引言

2015年3月，中共中央、国务院的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出了28个近期推进电力体制改革的重点任务。其中，最为引人注目的是，将“条件成熟时发展电力期货和电力场外衍生品市场交易”作为完善市场化交易机制的重要举措。以此为契机，本文试图总结全球电力市场化改革的发展进程，全方面提出中国电力市场交易的长远规划及应避免的问题。

回顾过去10年学术界所取得的成就，可以发现，中国学者对电力市场化改革的原因、路径和未来展望均有理论探讨。尤其是在加州电力市场化改革失败，多国发生的区域性大停电、频繁出现季节性供电危机，以及电力现货市场、期货市场联盟的解散或重组等情形出现之后，理论界和实务界围绕电力市场化是否充分有效、市场化改革到底如何进行等话题展开激烈讨论。然而，学术界对全球电力市场化改革的宏观考察相对零散，电力市场化改革的方向和路径尚未形成系统、完整的方案。因此，有必要通过评估全球电力市场化改革的成效及其发展道路，寻找适合中国的可行方案。

评估电力市场化改革的成就并非易事，国外学者也是近十来年才开始深入研究。Steiner[1]通过观察19个经济合作与发展组织的国家电力市场化改革资料，指出电力市场化改革导致电价更低，居民和工业用电在电价和高利用率方面获得双赢。Hattori和Tsutsui[2]却指出，电力现货市场的开放虽然可以降低工业用电价格，但是家庭用电价格却在上升，发电市场的开放更有可能导致电价上涨。Zhang等[3]对36个发展中国家的电力工业私有化、竞争和发电商效率进行跨国比较后发现，虽然私有化改革和发电能力的提升对于提高电力工业的效率并不明显，但是引入竞争却是非常有力的措施。Nagayama[4]利用78个国家的资料，研究了电力市场化改革对电价的影响，指出电力市场化改革不仅没有降低电价，反而推升了电价。Erdogdu[5-6]对全球92个国家的电力市场化程度进行评估后，指出电力市场化改革的成效很难评价。国家降低输配电的市场占有份额虽然整体上有助于快速推动改革，但不同国家改革道路的不同决定了电力改革的成效迥异，且发达国家的成熟模式不一定是发展中国家借鉴的模板。就连一贯遭受批评的电力国有化和垄断，也有不同的结论。Fiorio等[7]通过研究15个欧盟成员国电价和消费者满意度，指出公有制并非电力市场化改革的阻碍。

电力市场化改革并不能复制某一个国家的经验，更不能仅局限于某一个时期，否则，容易出现以偏概全的问题。为此，本文拟以全球电力市场化改革为逻辑起点，以电力市场化发展历史为线索，宏观介绍电力市场化改革所经历的电力现货、电力远期合约和电力期货的发展进程。并以此为基础，评价电力现货市场和期货市场对全球经济发展的影响，从而为政策制定者、学者提供中国未来电力市场化改革方向和路径的经验证据。

二、电力市场化改革：全球趋势

Erdogdu[5-8]对全球98个国家/地区1990年、2008年和2009年的电力市场改革情况进行了评分。按每个指标1分，其采用了如下8个具体指标来评价一国电力市场化程度：是否有独立的发电厂商；国有电力工业是否企业化；是否制定了电力市场化的法律；发电、输电、配电和售电的分离程度；是否建立了电力市场监管体系；电力工业的私有化程度；是否建立了批发与零售电力市场；用户可否自由选择电力供应商。观察评分指标，本文采用1990年和2009年的全球各国电力市场化改革评分。从全球电力市场化改革现状来看，1990年电力市场化只在少数国家进行，但自此以后，电力市场化仅花费了19年的时间就成为全球化趋势，改革的广度和深度均有快速拓展，主要表现在四个方面：

第一，电力市场化改革呈现出全球化趋势。截至2009年，全球人口的86.49%经历电力市场化改革，电力市场化国家GDP的总和占全球GDP的94%。无论从人口数、GDP占比、国家发展状态和各大洲分布情况等方面来看，毫无疑问，这轮改革是全球性的。尽管各国改革的背景、路径和成效不完全一样，但都希望通过改革来提升电力工业绩效，以促进本国或本地区经济社会发展已成为共识。

第二，电力市场化改革呈现区域不平衡性。电力市场化改革在各大洲、各地区之间的发展进度和市场化程度不平衡，非洲和东南亚国家改革进度缓慢。欧洲和大洋洲是电力市场化程度提升最大的两个洲［5-8］。发达国家占多数的欧洲在此轮电力市场化改革中取得了不错的成绩，不仅电力市场化程度的得分达到了7.38分，且其在这段时间内电力市场化程度得分提升了6.28分[5-8]。大洋洲的新西兰和澳大利亚两国由于有电力现货和电力期货市场，其开放程度更快，1990—2009年提升了6.75分[8]。

第三，电力市场化改革程度在国家发展水平上具有差异性。发达国家的电力市场化基础高于发展中国家。2009年发达国家最后的电力市场化程度平均得分达到了6.96分，而发展中国家为5.25分。但毋庸置疑，发达国家和发展中国家的提升程度均较快，分别提升了6.23分和3.97分。不过，发达国家和发展中国家的电力市场化程度差距仍然较大。

第四，电力市场化程度与经济发展水平呈正相关性。通过观察98个国家/地区1990年和2009年电力市场化程度与经济发展水平之间的多项式回归拟合模型的结果可以看出，与1990年相比，2009年各国经济发展对电力市场化的影响程度更高。观察不同国家电力市场化程度对人均GDP影响的拟合模型可知，电力市场化又作用于经济发展，当电力市场化程度低，电力工业的效率跟不上经济发展的速度，甚至阻碍经济发展时，国家开始进行电力市场化化改革；随着电力市场改革程度的深入，能源供应和分配效率提高，电力工业在可能的限度内就开始促进经济稳定增长。与1990年相比，随着多数国家进行市场化改革，2009年各国电力市场化程度差距也逐渐增大，由此造成电力市场化程度对经济的影响更加强烈。

三、电力市场化改革：从现货市场入手

与电力市场化改革相伴，以电力为交易对象的现货交易开始出现，并逐渐演变成专门交易的电力现货市场。学者们对电力现货市场是否部分或全部包含日前市场、日内市场和实时市场有不同表述。但现货市场以零售市场和批发市场为基本内容，是学界普遍接受的观点。本文在此基础上，以电力现货交易场所作为评价电力现货市场存在与否的关键指标。若一个国家/地区建立了电力现货交易为目的的固定电力交易场所，则认为该国/地区存在电力现货市场；若仅开始进行电力现货交易，但没有固定的电力现货交易场所，将不纳入本文的现货市场研究范畴之中。

1.市场概览

截至2009年，全球共有52个国家建立了以固定的交易场所为标志的电力现货市场，占全球国家总数的24%［5-8］。就现有资料来看，尚有大量国家正在筹建电力现货市场。究其原因在于，这些国家的电力市场化改革还在不断调试和完善之中，竞争性电力市场主体尚未形成，电力现货交易量小，电力现货市场还需培育。

2.市场特点

第一，电力现货市场是电力市场化改革发展到一定阶段的客观要求。根据Erdogdu[5]的研究，建立了电力现货市场的国家/地区，电力市场化改革得分普遍较高。这些国家在2009年的平均得分为6.90分，表明市场化程度较高。

第二，全球电力现货市场呈现多样性。一个国家可以有多个电力现货市场，多个国家/地区也可以共享一个电力现货市场。前者例如美国，其在全国范围内拥有电力现货交易场所达十多个。后者例如挪威、瑞典、丹麦和荷兰等欧洲国家，他们共用北欧电力市场，澳大利亚和新西兰也共用电力现货市场。还有一些国家/地区既有国内的电力现货交易场所，也参与其他国家/地区的电力现货市场交易，例如英国。

3.问题分析

第一，电价剧烈波动问题。以澳大利亚为例，该国建立电力现货市场以来，电价波动十分巨大，最低价和最高价的价差可达百倍。事实上，澳大利亚电力现货市场的价格剧烈波动仅是全球范围内电力现货市场价格剧烈波动的一个缩影。电力现货市场之所以出现如此巨大的波动，其本质原因在于电力商品的不可有效储存性。因此，这就需要电力供需保持平衡，而电力供需不平衡是电力工业的常态，由此两者呈现出不可调和的矛盾。这就形成了电力现货价格随着供需变化而变化，随供需矛盾加剧而呈现出价格剧烈波动的现象。当某一时刻的电力供给大于电力需求时，电力现货价格将会面临“悬崖式”下跌；当某一时刻的电力供给无法满足电力需求时，电力现货的价格将会急剧上升。电力现货市场价格的剧烈波动将使电力市场参与者面临巨大的风险，使得电力市场参与者没有稳定的预期。

第二，市场力问题。电力现货市场的市场力是指电力现货市场主体在交易中抬高价格的能力。以美国加州电力市场为例，安然公司利用市场力操纵市场，抬高价格，导致发电成本激增，投资者大量离场，市场流动性缺失，电力市场崩溃。同时，电力刚性需求弹性小的特征容易使发电企业通过增强市场力以获得额外利润。事实上，大型发用电企业由于拥有大量发电资源或用电需求而具有强大的市场力。一旦现货市场主体市场力强大到一定程度，电力市场资源配置和价格反映供求关系的有效性就会遭到破坏。

第三，合约期限过短问题。电力现货市场的特点是电力现货交易期限与实物交割期限之间的时间间隔均较短。这种交易机制的好处在于，能够运用价格机制较为客观适时地反映电力的供需状况。但是，这也同时使电力市场参与者控制风险的能力明显降低。原因在于，在特定时间范围内，电力供需具有刚性和电力不可储存性，这就导致电力生产者或需求者为了在短时间内获得电力电量平衡，不得不接受较高或较低的电价和其他不合理条件。因此，交易当事人不仅不能在交易之前获得稳定的预期，更不能通过一定的方式将相关风险予以锁定或转移。

四、如何解决问题：引入电力远期合约

电力现货市场促进电力交易的同时，面临着自身难以克服的问题。基于此，一些国家/地区探索另外一种与现货市场不同的交易机制与交易模式，由此，电力远期合约市场作为克服电力现货市场问题的交易机制应运而生。

电力远期合约，是一种通过双方约定，于未来某一确定时间以约定的价格买卖特定数量电力商品的合约。卖方承诺在未来某个时期以合同约定的价格和数量向买方提供电能，买方承诺按事先约定的价格支付相应的购电费用。与电力现货合约相比，电力远期合约不仅期限大大长于电力现货合约，而且协议的内容具有较强的灵活性，由买卖双方自由协商确定。

1.市场特点

电力远期合约交易基本上实行场外交易，存在双方自由协商和隐秘性特点，它不具有与电力现货市场固定的交易场所一样的明显标志性和规整性。这由此给本文考察全球电力远期合约市场带来了现实的困难，尽管如此，笔者力求对全球电力远期合约市场进行探索性考察。纵观全球电力远期合约市场的结构，可以发现如下特点：

第一，电力远期合约与现货市场之间并不存在完全对应关系。但一般而言，存在电力远期合约的国家和地区均普遍存在电力现货市场，且电力现货市场与电力远期合约市场并存与运行。例如英国最初的电力现货市场是以电力库的形式存在，2001年引入远期合约交易，数据显示，该市场电力交易的80%—90%以远期合约的形式进行交易。尽管远期合约市场占比较大，但英国的电力现货市场并没有废止，而是同时并行运转，存在着日前市场和实时市场。北欧电力市场是一个包含电力远期市场和电力现货市场的多国家电力市场，其最初以电力现货市场形式存在，在1993年开始出现电力远期合约。目前，该市场的电力现货交易量占全年销售电力的1/3，远期合约交易量占2/3。澳大利亚电力市场也兼具电力远期合约和电力现货合约。

第二，电力远期合约出现在电力现货合约市场之后。作为第一个跨国市场，北欧电力市场于1993年才开始出现电力远期合约，而在此之前电力交易主要是现货交易。美国的加利福尼亚、宾夕法尼亚、新泽西州和马里兰州，在1998年第一次出现以电力批发竞价市场形式存在的电力现货市场。这几个市场中的买卖双方发现，以卖方提供供电量价格曲线与买方提供需电量价格曲线而形成的曲线交点决定每日电价的竞价方式不科学，难以保障合约的及时履行，后来这几个州均出现了电力远期合约交易。在澳大利亚，以批发电力形式存在的电力现货合约交易，也是先于电力远期合约交易出现[9]。

2.存在价值

第一，有助于克服现货市场的价格剧烈波动性。之所以电力远期合约能在一定程度上克服价格剧烈波动，这是由电力远期合约的交易机制所决定的。电力现货市场的合约期限均较短，北欧电力现货市场以一个小时为竞价时段，如此短的合约期限无法发挥规避电价风险的功能，反而会滋生大量投机。与此相反，电力远期合约的期限是由电力买卖双方自行协商，由于预先设定了买卖双方的交易价格和交易量，提高了电力需求弹性，从而减缓电价波动的幅度和强度[10]。

第二，减缓现货市场的市场操纵力。电力远期合约能够削减大型发电企业的市场力，有效促进市场竞争并提高电力市场效率。除此之外，电力远期合约对发电厂商的策略性行为和合谋行为也发挥了重要的抑制作用，这再次促进了电力市场的公平竞争。

第三，为规避市场风险提供多元化的选择。电力现货市场交易通常采取的是格式化合约，该种方式虽然能够提高交易的效率，降低交易成本，但是固定的合约无法满足电力市场参与者多元化的需求。这就决定了交易双方根据各自的需求进行谈判，并对电力买卖量、买卖价格、电力等级、合约期限和买卖双方权利义务等事项进行自由约定。在充分评估未来市场风险的情况下，买卖双方预先签订公平的电力合约，为防范交易风险提供了可能。

3.缺陷分析

第一，电力远期合约流动性差。在改变电力现货合约格式化之后，电力远期合约面临的又一大问题是电力远期合约的流动性差。电力远期合约根据双方协商签订，合约的任意性大，合约与合约之间差异性大，缺乏标准的合约格式。对于买方而言，要买到满意的电力远期合约很困难。况且即便有符合买方需要的电力远期合约，基于对合约中的义务方的不了解，买房也无法放心购买[11]。因此，买卖双方之间的合同转让的概率不大，而即使获得双方在谈判上的相互妥协，消耗的时间周期也较长、交易成本高。

第二，信用风险问题。电力远期合约使买卖双方自行商定合约内容，第三方机构无法介入其中进行信用担保，从而导致远期合约的信用问题突出。这就可能造成，电力远期合约的违约成本相对较低，当电价剧烈波动时很可能导致部分合约违约。

第三，电力远期合约的价格执行力较差。从电力远期合约的交易实践看，远期合约有单向差和双向差两种。无论哪一种，电力远期合约均不可避免地以实时市场的交易价格为基础，对买方和卖方进行亏损性补偿。例如澳大利亚电力市场采取的电力差价合同即是例证，实践证明，不仅履约能力无法保障，而且由于实时市场的价格与预期价格差异较大，违约情况也时有发生。

综上所述，电力远期合约由于自身难以克服的缺陷，需要引入新的工具克服电力远期合约的不足。由此决定了全球电力市场化的改革，必将逐步转向更能预防市场风险的交易品种和交易机制——电力期货。

五、电力期货：电力市场化改革的发展趋势

电力期货是由电力远期交易通过合同标准化演变而来的。而电力期货市场是在电力远期合约市场的基础上通过引入保证金、对冲平仓和结算等制度后，才形成的在交易所内采用集中竞价进行交易的交易市场。

1.市场概览

截至2015年，全球已有12个国家开展了电力期货交易，共设置了17个电力期货交易市场。最早引入电力期货交易的交易市场是挪威、瑞典、丹麦和荷兰于1995年联合设立的北欧电力市场，期货种类为季、年期货。

在美国，1996年3月29日，纽约商业交易所开始交易加利福尼亚地区俄勒冈边界电力市场和保罗福德电力市场的电力期货合约。1998年7月10日，辛辛那提辛纳杰公司和新奥尔良安特吉公司开始电力期货合约交易。1999年3月19日，美国PJM电力市场的电力期货合约开始执行。在美国进行电力期货交易之时，电力现货市场已经交易多时，电力远期合约也日渐完善。

在欧洲，北欧电力市场是欧洲境内最早推出电力期货的市场。北欧电力市场的前身——挪威电力市场于1995年引入第一份电力期货合约，而该交易所在1993年就建立了电力远期合约市场。瑞典电力市场于1996年加入电力期货合约，并于同年与挪威电力市场合并成北欧电力市场。随后芬兰、丹麦西部和丹麦东部分别于1998年、1999年和2000年开展电力期货交易。在英国，国际石油交易所于2000年进行电力期货交易，2001年英国伦敦洲际交易所收购伦敦国际石油交易所后，业务扩展到期货交易，成为英国电力期货交易的主要交易场所。法国于2001年7月26日在法国能源交易所电力交易所进行电力期货交易。2000年，德国电力期货交易在莱比锡电力交易所进行。2000年6月，波兰电力交易所进行电力期货交易。荷兰和比利时两个国家的电力市场交易主要在阿姆斯特丹电力交易所进行，该交易所在现货交易的基础上结合电力市场化改革，于2000年发展出了电力期货交易。葡萄牙和西班牙电力期货交易主要在伊比利亚电力交易所进行。2007年，伊比利亚电力市场正式建立，包括西班牙的日前市场和葡萄牙的期货及衍生品市场，由伊比利亚电力交易所负责管理。

在大洋洲，1996年11月18日，新西兰期货和期权交易所上市交易了新西兰第一个电力期货合约，标志着新西兰电力期货市场的建立。而邻国澳大利亚的电力期货市场交易，最早是2002年在澳大利亚阿德利亚能源交易所和悉尼期货交易所进行的。

2.市场特征

第一，从地域分布上看，电力期货市场与电力现货市场具有共存性。电力期货市场集中分布于欧洲、北美洲和大洋洲，这与电力现货市场的分布大体一致。从国家分布来看，电力期货市场主要集中于电力现货市场较为发达的国家和地区，例如欧洲的英国、德国和北欧四国，以及北美洲的美国和大洋洲的澳大利亚和新西兰。

第二，从交易所结构上看，电力期货交易所模式有多样性。一个国家可能有多个电力期货交易所，多个国家也可共用一个电力期货交易所。

第三，从时间趋势上看，电力期货市场出现的时间普遍晚于电力现货市场和电力远期合约出现的时间。无论是世界上第一份诞生于北欧电力交易所的电力期货合约，还是随后在美国纽约商业交易所相继出现的电力期货交易合约，其出现的时间均晚于电力现货市场和电力远期合约。

第四，电力期货市场的设立与电力市场化改革得分正相关。建立电力期货市场的国家/地区的电力市场改革普遍为8分。即电力期货市场是电力市场化改革发展到较高阶段的产物。

3.市场功能

第一，发现真实的电力价格。期货市场的价格发现是指期货价格对市场信息的反应速度更快，能够提前反映现货价格未来的变动趋势。研究发现，期货市场的价格变化领先于现货市场的价格变化，且期货市场在价格发现功能中处于主导作用，电力期货市场具有良好的价格发现功能。Amundsen和Singh[12]指出，在欧洲建立电力期货市场和电力期权市场有利于电力价格发现和规避电力价格风险。这是因为，电力期货市场的成交价是由大量交易者共同公开竞争的结果。期货价格汇集了发电厂商、买电用户以及配电方的市场博弈，几乎涵盖了电力的生产、传输、分配和消费等各个环节的交易者。按照利益最大化原则，这种博弈结果有效地摒除了电力价格在短期内投机或机构操纵导致的异常波动。因此，电力期货市场上形成的价格往往更具有权威性，能够为电力市场健康有序发展带来强大的正能量。

第二，电力现货交易价格剧烈波动被进一步抑制。电力期货之所以能够抑制电力现货交易价格的剧烈波动，其原因在于：一是电力期货本身具有固定长期价格的功能，这使得其能够平抑电力现货市场的投机行为，稳定现货市场电价，有利于电力市场的稳定。在电力期货交易模式下，电力市场主体更加多元，交易信息更加公开透明，电力交易价格发现更加充分。二是电力期货市场为电力参与者提供了价格风险规避的场所，电力期货交易为发电商和消费者对冲价格风险和减少价格大幅度波动提供了机会，更为市场参与者提供了风险管理工具。电力市场参与者可通过套期保值等方式控制市场价格风险。三是引入电力期货以后，电力市场参与者可以在自己满意的价格区间内自主选择购买期货合约，市场主体可以根据交易所系统中的期货合约交易量，对未来的电力负荷状况有相对准确的预期并做出相对理性的选择，由此减少电价的波动性。

第三，改善信用风险。电力期货交易实行的是每日无负债交易模式，每日交易结束后，交易所按当日各合约结算价结算所有合约的盈亏、交易保证金及手续费、税金等费用，对应收和应付的款项实行净额一次划转，相应增加或减少会员的结算准备金，这有效地避免了电力现货市场和电力远期合约市场存在的信用风险。

第四，增加流动性。电力期货交易的对象为标准化的合约，一般来说，除价格条款外，期货合约的所有条款都是预先规定好的，这有利于吸引更多的投资者参与期货交易，且其交易便捷、转手容易、交易成本低，因而流动性更强。

六、中国电力市场化改革战略

电力现货市场的设立是电力市场化的关键阶段，但其风险需要电力远期合约和电力期货予以控制。中国虽然在2009年的全球评分中处于中等行列，但与发达国家相比差距还比较大。从关键指标来看，中国目前的电力工业民营化程度不高、批发与零售的现货市场缺失、用户可供选择的电力供应商有限。因此，中国应当如何正确看待电力市场化改革，电力市场化改革对经济发展有何影响，如何采取关键措施推动电力市场化改革呢？为此，本文借助全球98个国家/地区的电力市场化数据，构建了回归分析模型，回归分析结果如表1所示。

如表1所示，分别将电力市场化开放程度评分、人均GDP对数作为因变量，并分别以是否用2009年和1990年对比设置了两个独立的模型。市场开放程度模型显示，2009年的市场化程度更高，比1990年平均增加了5.74分；发达国家的评分比发展中国家更高；电力现货市场和电力期货市场的设置有利于显著提高电力市场化改革程度。2009年的模型显示，当今世界主要国家的经济发展水平，显著影响了电力市场化程度，且建立现货市场对评分的影响更加显著。人均GDP模型显示，电力市场化程度有利于提高人均GDP，电力现货市场的设立对于解释经济发展水平也有显著影响。

上述分析结论对于中国电力市场化改革的未来走向具有指导性作用。前文的论证表明电力市场化改革并非一蹴而就，中国需要一个中长期规划，电力市场化改革需从发、输、配、售四个环节分离垄断性业务，从竞争性环节中造就多元化的竞争主体入手，最终建立电力现货和期货市场。观察各国电力市场化改革的基本步伐后可以发现，全球52个国家/地区从推行市场化改革到电力现货市场的建立，大约平均需要12年的时间，从电力现货市场的建立到13个国家设立电力期货市场，平均也仅需要4年的时间。因此，本文提出中国未来20年的中长期规划方案：

第一步，逐步放开发电市场和售电市场，形成多元化的发电和售电市场主体，为电力竞争机制的形成创造基本条件。这是电力市场化改革的初级阶段，年限需要根据市场化放开程度而定。

第二步，建立电力批发和零售等现货市场，创造日前/实时竞价交易平台。这是市场化改革的中级阶段，可以在初级阶段条件允许的情况下适时开展。如前文所述，电力现货市场是各国电力市场化改革的关键步骤，全球拥有电力现货市场的国家的市场化平均分为6.90分，有41个具有现货市场的国家在7分以上。因此，中国的市场化改革务必设立电力现货市场，否则电力市场化改革将仅仅是口号而已，各类型用户将无法选择到自己满意的供电商，也无法形成有序的市场竞争。在发展电力现货市场的同时，需要稳步开展电力远期合约交易，体现购售电双方意愿，形成长期稳定的双边市场交易模式和现货市场与远期合约的良性互动。

第三步，建立电力期货市场，与电力现货市场配合共同为电力工业竞争和良性发展创造条件。这是市场化改革的高级阶段，具体时间规划需待电力现货市场建立和成型之后再定。电力期货市场所具有的套期保值和发现价格功能对于保障大中型用户群公平用电至关重要。电力现货市场的服务对象主要是小型和散户用电群体，在方便快捷、公平竞争方面具有较大优势。如果在信用保障和法律监管体系尚能充分适当，电力现货市场也可服务于大中型用户群体，但法律和监管机制必须严格。总之，电力现货和期货市场本身所具有的不同功能，对于推进中国的电力市场化改革可谓相得益彰。

参考文献：

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［4］Nagayama, H. Electric Power Sector Reform Liberalization Models and Electric Power Prices in Developing Countries: An Empirical Analysis Using International Panel Data[J].Energy Economics,2009,31(3): 463-472.

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［7］Fiorio, C.V., Florio, M., Doronzo, R. The Electricity Industry Reform Paradigm in the European Union: Testing the Impact on Consumers[A].Arestis, P., Sawyer, M. Critical Essays on the Privatization Experience[C].London: Palgrave Macmillan, 2009.121-159.

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[9]Sharma, D., Bartels, R.Distributed Electricity Generation in Competitive Energy Markets: A Case Study in Australia[J]. The Energy Journal, 1997, 18(Special Issue): 17-39.

[10]Borenstein,S.,Bushnell,J.B.,Wolak,F.A.Measuring Market Inefficiencies in California’s Restructured Wholesale Electricity Market[J]. The American Economic Review, 2002, 92(5): 1376-1405.

电力交易市场化篇2

关键词：

电力批发市场“强制库”“双边交易”

电力市场有狭义和广义之分。狭义的电力市场，是指电力交易的场所或范围。广义的电力市场，则是指电力交易关系的总和，是一种经济制度。电力批发市场构建是电力市场化改革最核心的制度安排，我国新一轮的电力体制改革要真正向前推进，必须准确把握电力市场的设计原理，并以此为基础设计适合国情的电力市场化之路。

一、电力市场的基本模式

电力是系统集成的产品，其大宗交易的方式与电力系统供需实时平衡特性相兼容，是电力市场区别于普通商品市场的本质特征。根据国际能源署、各国能源监管当局等公共政策机构对电力市场的总结或介绍，所谓电力市场模式，就是电力的交易方式，亦即实现电力系统供需平衡的基本方式①。进一步说，就是在电力供、需匹配的主体市场中，谁和谁交易，怎样交易。所以，尽管各国在运行的电力市场之间多有不同，但从系统供需平衡的基本方式看，只有“单边交易”（强制性电力库）和“双边交易”两种模式。

（一）“单边交易”（强制性电力库）模式“单边交易”模式也称“强制性电力库”，是一种由市场组织者代用户向发电商招标采购来实现能量平衡的交易方式。在“单边交易”模式中，系统内每台发电机组都必须向市场组织者（通常由系统运行机构代行职能）投标，并按系统运行机构统一安排的发电计划上网运行。一般的组织方式是：发电商前一天或更短时期内向市场组织者提交实时运行时每台机组的供给曲线（价格与机组出力的对应关系），市场组织者基于对系统负荷的预测，按报价从低到高的原则对各投标发电机组进行排序，在满足输电容量限制等技术条件前提下，统一安排各台机组的发电计划，并将满足系统需求的最后一台机组报价定为市场出清价格。市场组织者按该市场出清价格对发电商进行支付，并按照非盈利原则将电力转售给售电商（包括配电公司、独立的售电公司）和大型终端用户。因此，所谓“单边交易”模式，简单说，就是“强制进场，单边交易”。或者说，是“单边交易现货市场”模式。“单边交易”模式的主要特征有三点：1.交易是单边的。不允许场外实物交易，所有发电商都必须到现货市场（库）内向市场组织者投标售电，所有售电商、大用户也只能向市场组织者购电，市场组织者是批发市场中唯一的买主和卖主。2.需方不参与批发市场定价。由于是由市场组织者强制代用户向发电商招标采购，“单边交易”模式出清价格是基于发电商间的竞争决定，需方对批发电价没有直接影响（参见图5）。3.系统能量平衡靠集中控制，平衡成本由市场成员共担。市场组织者代用户招标采购的依据是系统负荷预测，带有主观性。由此安排的发电计划，肯定与客观的市场需求不相匹配，须继续统一安排发电计划以保障系统平衡。进而，这种由集中控制产生的系统平衡成本就具有公共成本属性，应该由所有市场成员共同负担。

（二）“双边交易”模式所谓“双边交易”模式，简单说，就是“交易自由，责任自负”的电力交易制度。在“双边交易”模式中，能量平衡的基本方式是双边交易，亦即在其能量供需平衡主体市场（场外双边合同及日前市场）交易中，供、需双方均可自愿参加，交易数量和价格由供、需双方共同决定。“双边交易”模式的市场构架是：场外双边合同+自愿参加的日前市场和日内市场+（实时）平衡市场。“双边交易”通常分为场外双边交易和场内双边交易（日前市场和日内市场）两部分。场外（即OTC合同）双边交易也被称为“无组织的市场”，由供、需双方自由选择交易对象，以中远期或其他个性化合约交易为主（亦即国内的“长协”交易）。场内双边交易（日前市场和日内市场）市场也被称为“有组织的市场”或“自愿库（VoluntaryPool）”，以现货及其他标准化合约交易为主，由电力交易所等市场组织者对各个买者和卖者的交易要求进行集中撮合。（实时）平衡市场尽管不是能量供需匹配的主体市场，但却是所有“双边交易”模式中的标准配置。因为电力的自由交易使系统运行机构不再有统一安排发电计划的能力，若供方或需方中任一成员未履行交易合同，就会使系统主能量的实时平衡遭到破坏。为此“，双边交易”必须由配有“平衡机制”，以约束交易者履行承诺，并使系统运行机构具备消除不平衡的经济能力。这个平衡机制的市场化实现形式就是（实时）平衡市场。具体说，所有市场成员均须与系统运行机构签订平衡责任合同，承诺对不平衡电量承担财务责任。无论是“长协”交易还是现货交易，也无论是场外交易还是场内交易，实物交割（实时传输）必须以供方机组出力曲线和需方负荷曲线形式执行。一般是在交割前一天或前若干小时，市场成员将各自基于场内、外交易结果形成的发、用电计划送系统运行机构，并同时对该发、用电计划做出财务绑定的承诺（Financial-lyBindingCommitment）。如因市场成员未履行合同而导致系统能量不能实时平衡，系统运行机构就要在平衡市场招标采购平衡电量，该平衡费用由不平衡责任者承担。“双边”模式的主要特征可概括为三点：1.交易自由。市场成员可自愿选择场外交易或场内交易（有些地区还可在多个交易场所间进行选择），按交易合同自行安排发电或用电计划。英国、北欧的有组织市场（电力交易所）与系统运行机构是分开运作的，市场成员可根据日前市场或场外的远期交易合约，自行安排次日发、用电计划。该计划可通过日内市场进行调整，在日内市场关闭后，将未来一小时或更短时间的发、用电计划提交给系统运行机构。在美国的PJM、加州、德州、纽约等电力批发市场中，除一个集中组织的现货市场（主体是日前市场）外，也允许场外实物双边交易。与英国、北欧等地日前市场不同，美国的日前市场还引入了虚拟交易（但虚拟交易合同须在实时市场买回），用以提高日前市场的竞争强度，缩小日前市场价格与实时平衡市场价格的差距，抑制发电商在日前市场和实时平衡市场间的套利行为，保障现货市场价格作为期货市场交割依据的可靠性。根据美国联邦能源管制委员会对美国区域批发电力市场介绍“，新英格兰、纽约、加州、PJM、中部（MISO）、西南（SPP）区域市场售电商的电量来自集中现货市场、双边合同或自己的发电厂”。德州行政法规中关于系统运行机构（ERCOT）设计电力批发市场的原则规定：,美国德州电力可靠性委员会应运行一个自愿的日前主能量市场，在不影响可靠性的前提下，应允许市场成员自发自供或签订双边合同。”根据PJM2014年电力市场报告，该区域实际用电量来自现货市场、双边合同和自发电的比例分别为26.7%、10.6%和62.7%。2.供、需双方共同决定价格。“双边交易”作为一种交易制度，当然包括供、需双方直接见面或直接签订合同，但这并非“双边”的本质特性。“双边”的本质是成交价格、成交数量等交易决策由交易者自主决定，而非市场组织者“越俎代庖”。在“双边”模式中，无论是场外双边合同价格，还是场内集中撮合成交的统一出清价格，都是供、需双方博弈的结果（参见图6）。后者与前者的区别，不过是市场组织者对多个卖方申报的供给曲线和多个买方申报的需求曲线进行了整合，其依据仍是买、卖双方的交易要约，出清价格由供、需双方决定的本质并未改变。3.系统主能量平衡靠合同约束和自负其责。作为交易自由的代价或约束条件，“双边交易”中买、卖双方均须为自己的行为负责。即使是场内集中撮合的现货交易，买、卖双方也均要绑定财务承诺，承担违约导致的系统不平衡责任。在欧洲如英国、北欧的双边市场中，系统能量平衡所需的发电机增减出力或用户增减负荷，由系统运行机构在一个单边的平衡市场中招标采购，市场成员发、用电计划与实际执行的偏差，按该采购价格付费。美国的做法也是建立一个单边的实时平衡市场，市场成员未执行日前发、用电承诺须承担的电量不平衡责任，按实时平衡市场价格与执行的电量偏差计算。

（三）“单边交易”模式与“双边交易”模式的区别“单边交易”模式与“双边交易”模式主要有以下五点不同：1.交易关系的性质不同：强制、单边/自愿、双边。“单边交易”模式的供方和需方（售电商和大用户）都必须且只能同市场运行者交易，这种交易关系是强制的、单边的；“双边交易”再无市场组织者代购代销，供、需双方均可自主决策，其交易关系是自愿的、双边的。2.市场构架不同。“单边交易”模式的市场构架为单一现货市场。所谓同时存在的中长期交易，是“差价和约”一类的金融交易，为市场成员规避风险之用，与电力系统的供需平衡无关。“双边交易”的市场构架是场外双边合同+自愿参加的日前市场和日内市场+（实时）平衡市场，允许场外的实物交易。3.价格形成机理不同：卖方决定/买、卖双方决定。在“单边交易”模式中，市场出清价格由市场组织者基于发电商的竞争确定，需方是批发价格的被动接受者（参见图5）。而在“双边交易”中，需方也参与批发市场竞价，无论是场外的供、需直接交易，还是场内的集中撮合交易，市场价格都是由买、卖双方共同决定的。4.系统能量平衡的手段和成本负担方式不同：集中调度、成本共担/合同约束、成本自担。“单边交易”系统能量平衡靠集中调度。由此而导致的平衡成本由市场成员共同负担。“双边交易”系统能量平衡靠合同约束，违约导致的系统能量平衡成本由违约者自担。5.市场设计理念不同：集中决策/分散决策。虽然“单边交易”和“双边交易”均试图用市场机制解决电力资源优化配置问题，但背后的理念仍有差别。“单边交易”模式更强调电力产品的特殊性，认为“交易基于系统需求预测”的集中决策体制，对电力系统的安全可靠仍然重要，制度“成本———收益”的关系较好；而“双边交易”更强调电力与其它大宗商品的共性，认为“自由交易、自负其责”的分散决策体制，也可与电力系统可靠性要求相兼容，而市场运行的效率更高。

二、两种市场模式的国际分布及适用性分析

（一）“单边交易”与“双边交易”的国际分布1“.双边交易”是国际主流。国际能源署在2001年的一份电力市场总结报告中②指出：“关于电力批发市场组织的第一个争论，是选择强制的还是自愿的电力库。竞争的双边电力交易为一个高效率的现代电力市场中所必需，已获得越来越多的认可。自愿库或电力交易所正逐步成为主流，而强制库正在消退。”目前国外在运行的电力市场，大多实行“双边交易”模式。北欧电力市场开“双边交易”模式先河。其他欧洲国家如德、法等也大都效仿北欧建立了“双边交易”市场。美国的PJM、德州、纽约、加州、新英格兰等主要竞争性电力市场也实行“双边交易”模式。英国作为电力市场化改革的先驱，于上世纪90年代初首创“单边交易”模式，但经过10年的实践后，也于2001年将“单边交易”改为“双边交易”模式。英国所以改“单边交易”为“双边交易”，主要原因是市场操控问题难以解决。英国电力市场化后新建电源均为天然气机组，而天然气机组因“照付不议”的购气合同而皆“不可调”，加之核电的“不可调”，大部分机组都采取了“0-0报价”的跟从策略，导致市场出清价格为少数“可调”的燃煤机组所控制。2“.单边交易”也有长期运行的实例。澳大利亚国家电力市场被认为是“单边交易”模式成功的范例。1998年开始实施，至今一直平稳运行。除设计合理外，一个可能的原因，是该市场所在的东南部各州电源与负荷分布均衡，而且燃煤机组比重大，不易形成市场操纵。除澳大利亚外，加拿大安大略省和阿尔伯塔省、希腊、新加坡及一些欠发达国家，也存在“单边交易”模式的电力市场。

（二）两种市场模式在我国的适用性分析从我国的国情出发，二者的适用性似可作如下结论：1“.单边交易”模式较易控制但市场效率较低。由于“单边交易”模式是市场组织者代售电商向发电商招标采购，竞争的范围、强度具有可控性。由此，“单边交易”模式与“输配一体化”体制的相容度也较高，对于重视所谓“最大公约数”、“平稳过渡”的我国决策当局，较易接受。但“单边交易”市场出清价格的形成缺乏需求侧响应，一般认为其市场效率会低于“双边交易”模式。此外，“单边交易”模式对市场结构的竞争度要求较高，而目前我国发电侧以“五大集团”为主体，其市场布局基于2002年提出的跨省区域电力市场规划，这一区域市场布局在过去的十多年并未得到电网建设的支持。加之无跨省的区域政府，“单边交易”模式的跨省区域电力市场也缺少政府依托。如“单边交易”模式建于省内，电网构架和政府依托方面的条件大多具备，但须改变目前普遍存在的“一家独大”局面，否则市场操纵问题很难解决。2“.双边交易”模式较先进但也较难控制。如前所述，“双边交易”模式被认为更接近普通商品市场属性，市场出清有需求约束，价格不易扭曲，加之有中长期交易与现货交易的配合，可有效提高市场的流动性和资源配置效率。但这需要复杂的规则设计，而且对诚信和法治的条件要求较高。此外，国际经验证明，“双边交易”模式中的买方主要是售电商及其机构而非终端用户，初期的售电商又以配电企业为主，而目前我国独立配电公司极少，未来电网企业输、配关系也不明晰，“双边交易”模式或可在“网对网”、“点对网”交易中试行，但若普遍推行，则要有配售侧产业组织的深度改革相配合，而后者的可控性就更为困难。

三、我国电力批发市场构建的路径选择

如前所述，没有电力批发市场的构建，新一轮电力市场化改革仍将沦为空谈。因此，必须在遵循电力市场基本原理的基础上，探索中国特有约束条件下的电力市场建设之路。

（一）长期目标应是“双边交易”的跨省区域市场如前所述，“双边交易”市场效率较高，也不易形成市场操纵，因而长期看，我国电力市场的主流模式也应是“双边交易”。我国地域辽阔、地区间资源禀赋和产业结构差异大，能源供需格局呈逆向分布，加之“三峡”、“西电”等大容量、远距离的跨区送电，已经形成电力资源跨省配置的格局，市场布局显然应突破省级行政区划。因此，我国电力市场建设的长期目标，应是“双边交易”的跨省区域市场（可简称“双边区域市场”）。

（二）初期过渡模式应以“单边交易”模式为主尽管“单边交易”模式与“双边交易”不能兼容，但只要“单边交易”的实践足够，随着经验的积累及其他相关改革的推进，也可顺利地改“单边交易”模式为“双边交易”模式。本世纪初英国成功地将“单边交易”改为“双边交易”，已为此在实践上提供了有力的佐证。因此，我国的电力批发市场的建设，应先易后难，稳步推进，不仅要有阶段性目标，还应有阶段性模式。目前各地普遍推行“直接交易”，以降电价为预期目标，在发电能力严重供大于求的背景下，短期内容易操作。而若以促进电源结构优化，提高系统效率为目标，则必须配套建立现货市场和“平衡机制”，否则不可持续。但如前所述，“双边交易”模式以市场成员履行合同为依托，对诚信、法治及配售侧改革配套的条件要求较高，以我国现有的制度基础，初期的可控性不容乐观。而“单边交易”模式这种市场组织者代售电商向发电商招标采购的方式，与现行调度体制较易衔接，市场范围、竞争强度均具有可控性。如再考虑到可再生能源发电政策尚未调整、电力的政府间合同及所谓的国家指令性计划未相应取消、配售侧改革（电网组织结构、用户电价交叉补贴）无法配套等如此多的限制条件，近期选择“单边交易”模式较为稳妥。上世纪90年代末，澳大利亚专家帮浙江设计的“全电量竞争、部分电量按市场价结算”单边现货市场模式，非常适用于当下的国情，“进可攻，退可守”，应该作为过渡阶段的主流模式之一。

电力交易市场化篇3

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

电力交易市场化篇4

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

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[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.

电力交易市场化篇5

由于电能不能大规模有效存储以及电力供需的实时平衡性要求，导致电力价格剧烈波动，给市场成员带来了巨大的价格风险，如果不能有效管理该风险，将带来灾难性后果，如美国加州市场。电力市场需要发展各种合同以吸引市场参与者，同时降低交易成本；允许市场参与者锁定电力价格以确保他们有制定适当短期和中期计划的机会，以减少价格波动带来的风险，风险管理是市场一项很重要的服务。为锁定电力价格需要建立电力期货和期权市场，运用这些电力金融工具，市场参与者可有效地管理

风险。

健全的电力市场不仅需要电力现货交易市场，而且需要电力金融市场，包括电力期货市场和电力期权市场。电力期货不仅可以弥补电力现货风险，更重要的是电力期货价格是一种重要的市场信息，可以指导电力开发商决策电力投资。电力交易的流畅性带来了激烈的竞争，从而形成了一个竞争、有效的电力现货市场，这为电力期货市场的建立准备了条件。

一、电力金融市场概述

电力市场由电力现货市场和电力金融市场两部分组成。电力现货市场包括日前竞价市场、实时平衡市场以及电力远期合同市场。电力现货市场交易的特点是交易对象为电力，交易目的也是电力的物理交割，因此可以将电力现货市场的交易方式称为电力现货交易。电力现货市场针对的是电力的生产、传输和销售，由电力市场调度交易机构负责电力现货市场的调度和结算，电力现货市场属于电力市场规则的监管范畴。电力金融市场则是电力现货市场的金融衍生，参照期货、期权交易的基本原理进行电力期货、电力期权等电力金融衍生产品的交易。此外，差价合同也属于电力金融产品。这里将电力期货交易等不以电力商品所有权转移为目的的金融衍生产品交易称为电力金融交易。电力金融交易可以在政府批准的证券交易所进行，电力金融交易不属电力市场规则监管。

（一）电力期货

期货合约是指交易双方签订的在确定的将来时间按确定的价格购买或出售某项资产的协议，期货合约是在远期合约标准化后形成的。电力期货是指在将来的某个时期（如交割月）以确定的价格交易一定的电能的合同。电力期货的功能如下：（1）电力期货交易具有良好的价格发现功能；（2）电力期货有利等电力企业规避风险，套值保期；（3）电力期货市场可以优化资源配置；（4）电力期货市场有利于电力体制改革深化及电力系统的稳定发展。

（二）电力期权

电力期权是一种选择权，电力期权交易实质是对电力商品或其使用权的买卖。电力期权购买者在支付一定数额的权利金之后，有在一定时间内以事先确定好的某一份格向期权售出方购买或出售一定数量的电力商品、电力商品合约或服务的权利，在电力期权合约的有效期内，买主可以行使或转卖这种权利。标准的电力期权需要在证券交易所交易，可以有效地管理市场风险，已在北欧和美国PJM等市场引入。

二、我国电力期货和期权合约的设计

从欧美各国目前运作良好的各个电力市场可以看到：一个完善的电力市场中，电力交易所和独立系统操作机构严格分开是很重要的，还有多种交易方式（如远期合约交易、期货交易、短期双边市场和平衡市场）相结合，能丰富电力交易方式，增加市场的透明度和稳定性，简化报价形式，限制市场投机。

根据我国的国情，结合国外电力金融合约准则，设计未来的电力期货的标准合约主要包括以下几部分：

1．交易单位。标注电力期货交易的标准单位，一般地，单位为MW・h；峰荷时段（6：00～22：00）496 MW・h；谷荷时段（22：00～次日6：00）248 MW・h，但根据交割月工作日的数量的不同，实际交割的电量也会相应改变。

2．交割等级。电力商品的种类和标号参照交易所规定。

3．报价方式：一般为元/（MW・h）。

4．最小价格变动单位：一般为元/（MW・h）。

5．每日价格最大波幅（涨跌停板幅度）。防止大规模投机现象扰乱市场秩序。电力现货价格波动比较频繁，波动幅度较大，因此涨跌停板幅度应该较其他期货品种更大一些，这样更有利于活跃交易。同时，为有效控制价格波动所带来的风险，电力期货交易的保证金比例也应该较其他期货品种要高。因此，在合约中将涨跌停板幅度设为5％，交易保证金设为10％，这样可抵御2个停板带来的风险，有利于风险规避。

6．契约月份。规定期货合约可进行交易的月份；l～12月由于电力在每个月份基本上都是大量生产和大量需要的，因此，电力交割月份可连续设置交割月，即1～12月全部作为交割月。

7．交易时间。规定本期货合约可以开始进行交易和转手的时间；每周一至周五9：00～11：30，13：30～15：00。

8．最后交易日。规定在期货交付前最后一次交易的时间，防止电力期货在交付前过于频繁地转手；可以考虑取合约交割月份之前的第5个交易日（遇法定假日顺延）。

9．交割标准品。电力是一种标准很严格的产品，各地的电力一般都能较好地满足统一电能质量要求（如频率波动50±O.2 Hz，电压波动±5％等）。

10．交割地点。需要根据实际的电网予以预先指定，通常是选在负荷中心的超高压大型变电所。

11．交割率。平均每小时交割2 MW，具体也可以根据买卖双方的相互协议做出相应修改。

12．交割单位。交割单位是由交割月份的天数确定。

13．交割周期。每个交割日有16 h峰荷（6：00～22：00），功率为2 MW；谷荷合约每天交付8 h（22：00～次日6：00）功率为2 MW。

14．进度安排。买卖双方必须遵从输电服务商的调度安排。

15．实物期货交易。购电商或售电商如想交易等量的实物头寸，必须向交易所提交一份请求。

电力交易市场化篇6

一．引言

电力市场化改革在国外已经经历了十年多的实践，在国内也进行了三年多的试点实践。目前，英国的电力市场在运行了八年之后，正在针对发电公司市场控制力太大而出现的投机报价问题，进行第二阶段的改革；美国加州电力市场因缺电导致电价急剧上扬，出现了二次世界大战后的第一次分区停电，美国联邦政府正在提出补救措施，并修改竞价模式和规则；我国是发展中国家，前十几年，为了解决严重缺电的局面，我国实行了“集资办电”的政策，从而形成了许多产权多元化的新电厂。由于新电厂还本付息的缘故，其电价远高于老电厂，且电网公司对这些电厂在还款期内承诺了发电利用小时数和上网电价。由于上述原因，我国的发电市场竞价规则绝不会向国外的那么简单。本文结合我国电力工业的现状，借鉴国外的电力市场运行经验，对我国电力市场竞价模式和规则设计的基本原则、发电侧电力市场价格机制、期货市场与风险管理、省级电力市场竞价模式、区域电力市场竞价模式、电力市场中的“期货交易市场、日前交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题、电力市场技术支持系统的建设问题等，进行了深入的分析与研究。提出了适合中国国情的电力市场建设的若干建议。

二、电力市场竞价模式和规则设计的基本原则

电力市场化改革的目标是：引入竞争机制，降低销售电价、优化资源配置、提供优质服务，促进电力工业的可持续发展。电力市场竞价模式和规则设计应满足这个目标，其基本原则如下：

1、 在设计电力市场的竞价模式和规则时，必须充分考虑如何保证电网的安全稳定运行。安全是最大的经济，一次电网大事故足以抵消搞电力市场所获得的效益。保证安全不仅仅体现在制定购电计划时要进行安全校核，更重要的是在设计电力市场竞价模式和规则时要充分考虑电网安全运行。

2、 在设计电价机制时不仅要考虑如何降低电价，还要促使电价机制有利于电源和电网的长期发展，有利于激励在电力行业投资。制定价格机制必须兼顾发电商和消费者的利益，一方面促进发电商之间的竞争以降低上网电价，另一方面降低消费者的用电电价。

3、 电力市场初期，以竞价上网所产生的部分效益补偿市场成员的“搁浅成本”，经批准后，部分用于电力市场技术支持系统的建设，部分用于电网建设，部分用于建立电价平稳基金，剩余部分用于降低销售电价。

4、 竞价模式和规则的设计要保护投资者的利益，要保证竞争的充分性，保证市场信息对所有市场成员的公开。防止市场成员之间的串通、倾销、哄抬电价等投机行为，真正将上网电价降下来，使消费者获得效益。

5、 为了确实有效地保护环境，在竞价上网的规则中，应考虑环保指标对发电排序次序的影响。

6、 为了保证电力市场运行的有序性、竞争的充分性、电价和电力供给的平稳性，必须扩大期货交易在电力市场中的份额的比例，制定期货市场的交易规则。

7、 为了让发电商和供电商共担风险，可引入金融上的差价和约模式规避发电与供电双方风险。

8、 在制定市场运营规则时，需要对电网辅助服务保持一定的政策倾向性，激励发电商为电网提供高质量的辅助服务。

9、 市场规则应包含对电力交易全过程公平性的监管。

三、发电侧电力市场价格机制

1、 买方市场中的电价机制：边际电价价格机制

在这种情况下，由于有充足的发电能力，发电商企图通过降价获得更多的市场份额。购电者将根据所有发电商在某一时段的报价进行由低到高的排队，按照这一次序逐步满足该时段需求电量，该时段的发电边际价格为最后满足该时段电量需求机组的报价。

必须强调的是：采用边际价格形成购电价格时，必须让发电商进行充分的竞争，才有可能使边际价格尽可能接近发电的社会平均成本，否则有可能导致边际价格过高，使发电商获得暴利。

2、 缺电市场中的价格机制：“按实际报价结算”价格机制

在缺电的电力市场中，由于电资源稀缺，如果不限价，发电商报多高的价格，用户都得承受。如果采用边际电价为统一的购电价格，购电价格将急剧上扬，对消费者将是雪上加霜。最近加州电力市场的危机充分证明了这一点。因此，在缺电的情况下，严格采用“按实际报价结算”价格机制。

3．在输电线路不出现阻塞的情况下，发电富裕的市场中采用全网一样的“边际电价”价格机制，缺电市场中采用“按实际报价结算”价格机制；

在输电线路出现阻塞的情况下，采用分区域竞价的电价机制。这样，有利于投资者向缺电的区域中建新电厂，电力富裕的区域中的高耗能、高污染、效益差的机组将逐渐被淘汰。

四、期货市场与风险管理

电力市场竞争具有一定的不确定性，因此，对于参与现货市场的发电商或中介商来说，存在较高的风险，不仅有可能造成电价波动过大，甚至造成电力供应不足。在激烈的市场竞争中，较难保证稳定的电力生产，从而使生产的计划性和成本的控制无法实施。为了便于市场各方进行风险管理，需要提供一定的风险规避手段。期货交易是有效的形式。期货交易的引入是为了防范风险，利用其套期保值，保证电力市场的运行的有序性、电力供应的电价的稳定性。在期货市场上，差价合约是非常重要的规避买卖双方风险的金融手段。

差价和约是交易双方为了回避现货交易风险而签订的一种中长期合同，其本质是纯粹的财务合同，而与商品的实际交割无关。在合同中双方商定一个交易价格，当现货市场价格低于合同电价时，购电方应将少于合同电价支付给售电方。如果现货市场高于合同电价，则售电方应将多于合同电价的电费退还给购电方。通常差价合约涉及的电量只是双方交易电量的一部分，交易双方都希望保留一部分交易电量进入现货市场，以获得更多的市场获利机会。在电力市场中，差价和约不仅仅是财务合同，同时也是实物合同。发电商必须完成承诺的发电量。如果未完成合同电量，其差额部分将要求发电商赔偿，赔偿额为现货价格与期货价格差价与未完成合同电量的乘积。只有这样才能保证电力市场的价格平稳。

从协议构成形式，差价合约可以分为授权差价合约、双边差价合约。所谓授权差价合约，是指合约电价和电量由授权部门负责制定的合约；所谓双边差价合约，是指合约电价和电量由交易双方商定的合约。在当前的单一购买者模式下，通常应用授权差价合约形式。

五、省级电力市场竞价模式

1．省级电力市场总的竞价模式

电力工业从一体化垄断模式向竞争的市场模式转变是一项艰巨复杂的任务，需要慎重而行。国际电力市场改革的经验告诉我们，电力工业打破垄断的改革必须根据本国电力发展已形成的特点选择适当的模式，经过研究论证，制定目标明确的计划，并在法律法规的支持下，逐步有序地实施。

中国的电力市场改革也应该借鉴这样一条原则。电力工业市场改革的最终目的是最大限度地利用市场手段来提高电力工业生产效率，降低电力生产和供应成本，实现资源的优化配置。

而就目前电力工业发展程度和相关社会经济环节来看，这一目标必须分阶段逐步来实现。通过在电力生产的不同环节逐步引入竞争，充分考虑已形成的电力供应特性和电力网络结构，结合电网未来发展格局，分级构筑市场结构，选择并制定适当的市场运行机制，建立健全市场管制体系，使电力市场改革平稳地向前发展。

省级电力市场化改革，比较稳妥的做法是：近期实施以现行体制为基础的有限竞争的电力市场，远期实施完善的电力市场。

有限竞争的电力市场是一种计划与市场结合的模式，这种模式仅开放发电市场。一般说来，开放发电市场，既有利于在发电市场中引进竞争，同时也较易管理，对电力公司的现有体制不需要作大的变动，是一种比较平稳的作法。

完善的电力市场是一种纯市场模式，这种模式中发电市场和用户市场同时开放，实现了供求的双向选择，特别扩大了用户的选择权。在这种模式下，电价起到调节支点的作用，市场中的发、用电方能够自觉遵守运营规则。

1）发电侧竞争的电力市场—模式Ⅰ

这一模式，可以看作是运用市场机制、开展商业化运营的最初级阶段，在技术设备、人员素质、运行管理尚未达到一定先进程度时，为尽快提高电力工业的综合水平，保障社会用电和国民经济的发展，可采用这一模式。

这一模式可分为以下两个阶段：

A．发电侧有限竞争的电力市场阶段

在这一阶段下，在省级行政辖区内，发电端均成为独立的发电公司，省级电力公司拥有省内220kV及以下电压等级的输配电网及所有变电设备和调度中心的资产经营权。?

这一阶段的基本特点是: 网厂分开，现有的发电企业、较大容量的地方发电企业逐步改造成为独立发电公司，分省网、地区网进行有条件的公开竞争，电量日清月结，市场法规法则及技术支持系统初步建立。这一阶段下，实现保证基数电量下的有限竞价上网，保证上网机组完成基数电量，基数电量以内的电量以核定电价结算，剩余电量实行竞价上网。

这一阶段考虑了历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等。

这一阶段下，省电力公司将负责省内电网(输配)的规划、建设、发展和运行，在政府行业监管部门的监督下进行电力电量的销售和传输。公司上游与接网的独立发电公司和经营省际电力电量交换的网级公司相连，下游直接面对用户。省电力公司的销售对象是电的消费者。公司要进行各种市场调查和长、中、短、实时负荷预测，并向上游环节支付购电费来购电。由于省电力公司处于垄断经营地位，其电量销售价格将受政府行业监管部门的控制，但售电价格中应合理的包含输电配电环节的相关费用，以保证公司资产的合理回报和自我发展需求。

B．发电侧完全竞争的电力市场阶段

这一阶段下，省级辖区内所有发电厂均已变为独立发电公司。独立发电公司公开完全竞争上网，半小时制报价；形成比较完备的市场法规、法则、及技术支持系统。在发电侧有限竞争的电力市场阶段实行一段时间后，必然要过渡到该阶段。在这一阶段，要解决一个省电力公司的购电市场问题。网厂分开以后，无论发电企业在性质、规模、所有制成分上有什么不同，为了保证省公司商业化运营秩序，省域内的任何电厂都要参加省公司的发电侧电力市场，取消基数电量，发电公司发电量实行完全竞争发电。在参与市场经济活动时一律平等。

2)输电网开放，多个购买者模式---模式Ⅱ

模式Ⅱ的目标是形成完全开放、竞争有序的电力市场。是在模式Ⅰ的基础上，进一步完善发电侧市场竞争，同时根据国家电力体制改革进程适时进行配电市场的相互竞争，使电价水平有明显降低。其特点是:

在模式Ⅰ的基础上，发电侧实行完全竞价上网，配电市场有序地放开，成立独立的地市供电公司。

如果国家政策允许，一部分大用户可在某区域内直接从独立发电公司购电，通过输电网和配电网进行输送，用户和独立发电公司向输电网和配电网交纳相关费用，如果条件成熟，可允许大用户跨区域选择供电公司，包括直接从独立发电公司购电或与其他供电公司交易。

这是在市场机制完善情况下采取的一种模式。在这种模式下省电力公司已完全转变为电网公司，独家垄断经营输电环节，供电企业和大用户向电力生产企业直接购电，电网公司负责网际功率交换、电网安全运行及电力市场运作，并负担电力的运输职能，收取过网费。其过网费的收取受国家相关公共事业管理机构的监管。

电网企业在转变为完全的输电公司、收取过网费以前，可进行一定时间的过渡，使部分电力由电网经营企业向发电企业收购后，转售给供电企业和大用户，另一部分电力由供电企业和大用户向发电企业直接购买，电网经营企业收取过网费。

3）零售竞争模式---模式Ⅲ

零售商向用户发出告示，用户根据电价及服务质量选择零售商，与零售商签订供用电合同；这一阶段，不仅在发电环节，而且在零售环节，都展开较完全的竞争；

2． 水、火电竞价模式：

1)所有火电厂均参与期货市场的交易。

2)省调度中心可直接调度的火电厂参与日前电力市场的交易。

3)自动化水平较高的火电厂（AGC机组，负荷跟踪能力强的机组）参与实时市场与辅助服务市场的交易。

4)在期货市场上，采用边际电价的结算规则，通过多次拍卖竞争形成成交电量和成交电价。对一年以上的期货市场根据年发电量的多少进行报价；对月期货市场则根据月增加多少发电量（相对年期货市场上已成交的电量）进行报价。

5)在日前市场上，将期货市场上的成交电量，分解到日，并将期货日电量按系统负荷曲线的归一化的标幺值分解到各调度时段，从而形成各时段的期货电量。负荷曲线与各时段的期货电量的差值为日前电力市场的竞价空间。在日前市场上，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，防止过高的边际电价使电厂获取过高的超额利润。

6)在实时市场上，只有负荷跟踪能力强，具备专用的数据通道的机组参与实时市场的竞争。实时市场的竞价空间为超短期负荷预测值与预购电计划发电出力的差值，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。

7)在辅助服务市场上，具有辅助服务能力的机组可参与竞价。在调频辅助服务市场上，交易中心公布所需调频容量，机组按容量与电量分别报价，交易中心将根据容量价格与电量价格之和，按控制的边际电价结算规则组织竞价，但调频服务的结算价格不得低于有功市场上机组的边际结算价格，以鼓励机组参与调频服务。在热备用辅助服务市场上，机组按容量与电量分别报价，但竞价排序指标为：电量报价与系统故障概率之积，加上机组容量报价。据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。

8)地区小火电竞价模式：由于小火电的数量较多且不具备专用的通讯通道，这些电厂仅参与年和月的期货竞价市场。每天的出力曲线为将根据分解到日的电量和负荷曲线的标幺值确定。值得强调的是：对于有条件的省级市场，小火电竞价上网应在省级期货市场上进行，而不是按地区组织竞价，实现更大范围内的资源优化配置；对于不具备一定条件的省级市场，在总的小火电电量一定的条件下，小火电分地区竞价上网。

9)供热机组竞价模式：在供热季节这类机组将根据“以热定电”的原则，不参与竞价，按固定出力曲线上网发电，其电价按物价局核定的价格进行结算。在其它季节，将与其他机组一样参与竞价。

10)水电竞价模式：对于水电厂较少的省市，建议水电不参与竞价上网，采用租赁的办法，由电网公司经营。水电调度经济原则是：利用有限的水电发电量降低日前市场、实时市场和辅助服务市场上火电系统的边际发电电价。

3． 机组分组（类）竞价上网的模式

在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差异分成几种类型，按照一定的市场运行规则，采用机组分组（类）竞价上网的模式。

4． 发电集团之间竞价上网的模式

在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差别进行均匀搭配，形成几个（最好10个左右）的发电集团（每个发电集团内，都要包括老机组、新机组、还贷机组等），按照一定的市场运行规则，在发电集团之间实行竞价上网。

5． 省级电网交易中心在大区电力市场中的作用

根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。在这一模式中，各省的电网交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。省电网交易中心将组织全省的发电厂的剩余电力到大区竞价。因此省电网交易中心将向大区申报卖电和买电的报价曲线。由此必须制定省电网交易中心作为商的交易规则。

六．区域电力市场竞价模式

大区电力市场可以采用三种基本的运营模式：双边交易模式、单一购买者模式；电力经纪人模式。

1） 双边交易模式

在初期，市场成员为各省电网公司。市场各方单独议价、签订合同；或者，由大区市场运行机构提供信息交换的场所（包括BBS）。

交易双方为各市场成员，而与大区市场运行机构无关。通常在合同中规定了违约条款，若未能履行合同，由违约方补偿对方的损失。这种模式适用于远期合同和提前电力市场。

为了方便双边合同市场，大区系统运行者应设立电子公告板(BBS)，各省可根据公告进行电量和容量买卖，这种公告板有助于各省间有效地交换信息。

在这种模式中，大区调度中心不参加双边交易，但必须保证交易过程中系统的安全性和可靠性。一般情况下，系统运行者不必关心合同价格，仅关心系统需要提供的交易及交易时间，应有一系列规则明确规定双边市场下各机构的责任。有时候，由于输电堵塞或发电输电设施突然发生故障，不得不减少或中断合同交易量。在这些情况下，大区调度中心必须将各类交易进行排序，确定相对重要性，通知各市场参与者减少或取消交易。通常，首先减少不确定的交易，然后是短期交易，最后是长期交易。

2） 单一购买者模式

在该模式中，要求各省分割一部分负荷电量集中到大区电力交易中心形成大区供电厂竞价的电量。所有市场成员参与报价，并由大区单一购买者按照优先采购低价电力的原则安排交易计划。

该模式的特点是：购售电交易必须在大区联营中心内进行，大区联营中心负责大区内交易额的平衡。市场交易不是完全“自由”的，而是受到调控。这一模式的核心是一个招、投、评标过程和最优决策模块。缺电的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最低售电价，电力有余的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最高购电价，大区交易中心进行价格的高低匹配，给出成交的统一电价，作为结算的基础。

实行该模式的基础是：各省电力公司与大区交易中心预先签订多边合同，并有独立机构对大区交易中心进行监督。

3）电力经纪人模式

根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。

在这一模式中，各省的交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。大区交易中心为经纪人，每小时通知各方潜在买家和卖家的价格，该模式主要应用于小时电力市场。

各市场成员申报其买卖电的报价，由经纪人系统按照高低匹配法对潜在的交易进行匹配，并决定交易价格、以及进行系统的安全校核。详细步骤如下：

第一步:收集报价资料。收集市场成员的报价情况，卖电报价代表一省提供额外电量的价格，买电报价代表一省降低生产可避免的成本。所有报价必须在交易前一小时提交大区经纪人。

第二步:价格排序。大区经纪人收到所有报价后，将其进行排序，售电报价从低到高排序，买电价格从高到低排序。

第三步:报价匹配。一旦收集到买方和卖方的报价，大区经纪人将进行排序，并对最低卖价的省与最高买价的省进行比较。然后，将次低的卖价与次高的买价进行比较，这一过程延续到无报价可比或最低卖价高于最高买价为止。这一过程称之为高低比较法。由此确定成交的双方。并不是所有高低配对后的经济交易都从技术角度是可行的。缺少输电线路、输电堵塞或系统运行者规定的稳定极限会使现货交易不能进行。当不能进行交易时，大区经纪人将比较余下的最高买价和最低卖价。

第四步:确定交易价格。对成交的双方，其交易价格为双方卖价和买价的平均值。为了能有收入回收输电投资，可以对这种平分利润的办法进行修改，卖方和买方各支付一部份收入给输电公司。

第五步:通知交易各方。找到交易并确定交易价格以后，中间机构在交易前的一定时段内将有关信息告知各方。

第六步:实施交易。各省确认其参与交易，并进行交易。至少应在交易前十分钟确认。

我们认为：区域电力市场将来可能采用第三种模式。这种方式有利于电网的安全运行，适合于各省采用不同的竞价模式和市场规则（这是因为各省的情况不同）

有一种观点认为：电力交易应在大区范围内进行，不需要省的交易中心，而由大区电力交易中心取而代之；在单一买主的情况下，这意味着在大区范围内，所有省的电价趋同。这对于经济发达且发电成本较高的省份，其电价是下降了，而对于经济不发达且发电成本较底的省份，其电价是上升了，这与我国以省为实体的经济可能发生矛盾。

七．电力市场中的“期货交易市场、现货交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题

通常按照提前时间的长短，在电力市场中设置期货交易市场、日前市场、实时市场，并将热备用、调频作为服务商品划分到辅助服务市场中。然而不同市场之间的协调的意义没有被人们所认识。事实上，年期货电量分配到各月和月所有期货电量分配到各日是否合理？关系到未来电价是否平稳？电力生产是否平稳？日交易计划的制定能否为实时市场提供更多的安全充裕度和竞价空间？基于上述理由，提出多级市场的协调方法，其中包括：

1）年度与月度市场之间的协调；

2）月度市场与日前市场之间的协调；

3）日前市场与实时交易市场的协调；

4）辅助服务市场和日前市场与实时交易市场的协调。

1．年度与月度市场之间的协调

为了保证年度期货合同与月度交易计划的良好衔接，在月度交易计划中应该考虑年度期货合同在月度市场上的分配。在交易管理系统中，年度与月度合同相互协调内涵是：根据全年的负荷曲线、机组检修安排情况，追求各月年期货电量与该月的总负荷电量的比值尽可能相等，以保证不同月份的电价尽可能平稳和供需之间的平衡。

月度与年度计划相互协调的关键是：在某月的运行结束后，应该根据市场目前的运行结果，调整剩余月份的年度合同电量的分配。详细算法叙述如下：

1）预测未来剩余月份的月度负荷需求；

2）计算各月的年期货电量对月总电量的比例；

3）选择年期货电量对月总电量的比例最小的月份，按照一定的步长，增加该月的年期货电量；

4）检验年期货电量是否分配完毕？是，则计算结束；否则，去[2]。

2．月度期货市场与日前电力市场之间的协调

由于各交易主体的合同电量与合同电价已经在年和月的期货交易决策中确定，就日合同电量的分配决策问题而言，不在于如何进一步降低购电费用，而是追求期货电量在空间和时间上的均匀性和现货市场价格的平稳性。期货电量时间上的均匀分布有利于机组连续开机，避免机组的频繁启动；空间上的均匀分布将使得潮流分布均匀，保证足够的输电容量裕度留给现货市场，这既有利于电网的安全运行，又为现货市场准备了更大的竞价空间。现货市场价格的平稳性体现在：对负荷大的交易日，分配的期货电量的数量也应该大，只有这样，才可能避免由于现货市场各日的竞价空间不平衡使得现货价格产生很大的波动。基于上述理由，我们建议：电力市场技术支持系统中增加日合同电量分配决策模块。

3．日前市场与实时市场的协调

为了保证系统安全可靠运行，必须协调好日前市场与实时市场之间的关系。在这两个市场之间，不仅考虑到本级市场的经济性和安全性，还必须为下级市场预留足够的调度控制空间。这样，在考虑主要的不确定性因素的基础上，日前交易计划与实时调度过程之间就能够自然衔接、平缓过渡、井然有序，从而全面提高经济效益和社会效益。

为了协调日前市场与实时市场，引入交易计划的调度流畅性以及调度流畅度指标。

调度流畅性是交易计划适应不确定性因素的情况下调度和控制空间大小的性能。调度流畅度是交易计划的调度流畅性的度量指标。

为了简单起见，调度流畅度指标采用以下评价标准：

调度流畅度用在各节点的负荷增长模式一定、考虑发电和输电约束的条件下，交易计划能够承受的系统总负荷增长的最大幅度来表征。在给出的交易计划基础上，若总负荷增长，按照固定比例将负荷增量分摊到各节点；若求得系统能够承受的最大负荷增长量，则流畅度指标用与系统总负荷的比率表示，即下式所示。

=/*100%

该标准下的流畅度指标与传统的负荷备用率在形式上相似，但是从特定意义上额外考虑了备用总量的分布特性，从而比传统的负荷备用率概念优越。流畅度指标越大，说明多级市场之间越能够平稳过渡。

在评价系统能够承受的负荷增长幅度时，规定各节点的负荷增长模式给定。这一假设是有代表性的，因为对于一个特定的系统而言，负荷增长模式具有相对固定的规律。为了简化起见，可以令负荷增长模式与各节点上的负荷成比例。

4． 辅助服务与实时交易市场和现货市场的关系

辅助服务市场将向现货市场和实时市场提供机组的调配范围、备用范围。实时和现货市场将根据这一范围所规定的约束条件，进行预调度计划的优化决策和实时计划的优化决策。换句话说，在决策预调度和实时购电计划时，应优先保证辅助服务市场计划的实施。

八．电力市场技术支持系统的建设

电力市场技术支持系统是基于计算机、网络通信、信息处理技术及安全管理模式，并融入电力系统及电力市场计算分析理论的综合信息系统。以技术手段为电力市场公平、公正、公开竞争和电网的安全、稳定、优质、经济的运营提供保证。

根据电力市场特点，电力市场技术支持系统设计要特别注重以下几条原则：

电力市场技术支持系统的建设应遵循总体详细设计（其中包括数据库、数据流程、各功能模块的详细设计），分步实施的方针。

系统的整体设计应紧密结合电力市场的实际情况，不但要满足于现时电力市场各种运营模式、竞价模式和结算模式变化的需要，具有良好的适应性。同时还要适应于将来华中区域性电力市场运营、电力体制深化改革和电力市场进一步发展（例如，供电侧开放的电力市场）的需要。

在设计中，应充分保证系统的开放性、可扩展性、可靠性、安全性、实用性，并充分考虑将来与大区电力市场技术支持系统的接口与协调，应充分考虑与地区（市）级电力市场的接口与协调。

电力市场技术支持系统应注重平台系统的建立，应有一个比较稳定的系统平台，应采用开放式、分布式体系结构，以利于系统的集成扩充和发展，适应技术发展和电力市场逐步完善的需要。

数据接口应采用最新国际标准（如IEC API标准），实现各功能模块间的数据交换和访问。在网络结构设计上应注意局域网和公用网之间的衔接和数据交换，考虑身份鉴定，密码设计等安全措施，保证系统的安全。同时，还应注重整个系统的数据流向及数据间相互关系的建立。

电力市场技术支持系统应采用国际标准、国家标准、行业标准及通用技术。

电力市场技术支持系统尽可能用电子商务的思想（技术）进行设计。

电力市场计算分析的高级应用软件应考虑：（1）期货交易市场与现货交易市场的协调，（2）现货交易市场与实时交易市场的协调，（3）辅助服务市场与现货交易市场和实时交易市场的协调。并能详细给出上述交易市场间的数据流向。

应考虑系统在线运行的监视与管理功能，考虑数据备份，考虑市场暂停或技术支持系统故障全停等意外情况下的应急措施和恢复措施。

电力交易市场化篇7

远期合约（Forward Contracts）、期货合约（Future Contracts）和期权（Option）等金融衍生产品的引入，不仅使市场参与者所面临的价格风险大大减少，而且有助于提高电能供应的安全性和可靠性。建立一个包含电力远期、电力期货和电力期权交易的电力金融市场，以稳定电价和规避风险，是电力市场发展的必然趋势。

我国竞争性电力市场的实践探索始于1998年。1998年底，国务院决定开展“厂网分开”和“竞价上网”试点，要求在上海、浙江、山东和辽宁、吉林、黑龙江6省市进行“厂网分开、竞价上网”的电力市场试点工作。其中，浙江电力市场包括实时交易、日前交易和长期交易，其余5个试点电力市场包括日前交易和长期交易。2002年《电力体制改革方案》出台后，电力市场化改革取得了实质性进展，五个独立发电集团、国家电网公司和南方电网公司相继成立。但2004年至今，东北区域电力市场曾经进入试运行，经历了暂停，重启的过程，目前已暂停运营，进入总结阶段；华东区域电力市场曾经进入试运行阶段，目前暂停运营：南方区域电力市场进入模拟运行阶段。尽管目前市场处于暂停状态，但电力交易仍然存在，特别是各级电力交易中心（包括国网和南网电力交易中心）成立后，电力交易相对活跃。

国内外研究现状

Kaye R J等最早分析了电力市场中以现货电价为基础的电力远期合约。

Green R等对英国电力合约市场的情况进行了研究。

Deng S J介绍了各类电力衍生产品及其在电力市场风险管理中的应用。

马歆，蒋传文等（2002）对远期合约、期货合约、期权合约等金融衍生工具在电力市场中的应用作了研究。认为电力金融合约市场的建立有助于电力现货市场稳定有序的发展，同时对电力金融合约市场中的风险控制问题进行了讨论。

王思宁（2005）对金融衍生工具风险体系中的市场风险进行了概述。

曹毅刚，沈如刚（2005）介绍了电力衍生产品的概念、原理和在国外的发展以及定价理论研究现状，对电力期货及期权合约进行了讨论，并对我国开展电力衍生产品交易提出了若干建议。

李道强，韩放（2008）指出日前市场、双边交易和电力金融产品等非实时电力交易是为适应电力商品的特殊性而提出的金融交易模式。

何川等（2008）介绍了北欧电力市场差价合约的设计方案、运行机制、市场功能等方面，并分析市场主体应用差价合约的套期保值策略。

刘美琪，王瑞庆（2009）指出了电力金融产品市场应包括股票、债券等长期资本市场和期货、期权等短期金融衍生产品市场，分析了电力远期、电力期货、电力期权等金融衍生工具的特点、作用及其不足，指出了我国电力资本市场中存在的问题，提出了相应的改革建议，对我国电力工业的市场化改革具有一定的参考价值。

黄仁辉（2010）建立电力金融市场的集合竞价交易模型、连续竞价交易模型、做市商交易模型和信息对市场价格的影响分析模型，通过交易模型和信息影响非必须模型展现电力金融市场的运行机理。并根据电力金融市场特点以及电力金融合约价格与电力现货价格之间的关系特性，提出点面结合的电力金融市场风险预警模型与方法，为电力金融市场风险预控提供一种思路。

吴忠群（2011）运用不确定性下的最优决策原理，证明了电力的不可存储性对电力期货交易的影响，论述了其形成机制，分析了其运行结果。在常规的金融期货交易规则下，电力期货市场对现货市场的价格发现功能将因投机者退出而丧失。

林钦梁（2011）证明了北欧电力市场运行的有效性，探讨了电力行业参与者如何套期保值，并对电力现货市场的价格进行预测。

孙红（2013）通过对几种主要的电力金融交易形式的探讨，总结了电力金融市场建设中需要注意的问题。

电力金融市场概要

电力金融市场架构。电力金融市场包含了交易主体、交易对象以及交易规则等三个方面内容，如图1所示。

交易主体为投资者、电力经纪人、电力自营机构和做市商等。电力兼营机构是指自己参与电力金融交易，而不能其他市场参与者进行交易的机构。

交易对象。目前常见的电力衍生品合约主要有电力期货合约、电力期权合约、电力差价合约、电力远期合约等。

交易机制。主要包括了电力衍生品交易的结算机制、信息披露机制、风险控制机制、价格形成机制和价格稳定机制。

黄仁辉对电力金融市场微观结构进行了阐述，将电力金融市场微观结构分为五个关键组成部分：技术（technology）：各种支持电力金融市场交易的软硬件，包括各种硬件设备、信息系统和人才。规则（regulation）：与电力金融市场交易相关的各种交易规则，保证市场秩序和稳定。信息（information）：电力金融市场信息主要包含政策信息、供求信息、交易信息、市场参与者信用信息。市场参与者（participants）：电力金融市场的市场参与者由投资者、电力经纪人、电力自营机构、做市商、市场组织者/运营者、市场监管机构等组成，普通电力用户、个人投资者也有机会参与市场，但他们必须通过电力经纪人参与市场交易。金融工具（in-struments）：各种电力衍生品合约，如金融性电力远期合约、电力期货合约、电力期权合约、电力差价合约、金融输电权合约等等。

北欧电力金融市场。北欧电力交易市场建于1993年1月，是目前世界上第一个开展多国间电力交易的市场。电力市场的主体是挪威、瑞典、丹麦、芬兰四国在电力交易方面同时与俄罗斯、波兰、德国等有跨区域的能源交易。

北欧电力市场有四个组成部分：一是场外OTC市场：二是场外双边市场：三是场内交易市场，其中包括日前现货市场、日间平衡市场和电力金融市场：四是由各国TSO负责运营的北欧电力实时市场。电力金融衍生品交易存在于场内金融市场、场外OTC市场和双边市场，场内金融市场有期货合约、期权合约和差价合约交易，OTC市场有标准化的远期合约交易，双边市场则进行个性化的合约交易。

北欧电力金融市场。美国有多个独立的电力市场，由不同的运营商负责运营，其中最成熟的是PJM电力市场、纽约州电力市场和新英格兰电力市场，其市场模式大致相同，并以PJM电力市场的规模最大。在美国，从事电力金融产品交易和结算的交易所主要是纽约商业交易所（New York Mercantile Exchange，NYM-EX）和洲际交易所（Intercontinental Exchange，ICE）。

国际电力衍生品交易所。世界上先行进行电力市场化改革的国家在改革进程中相继引入了金融衍生品交易。最早引入电力期货交易的是美国的纽约商业交易所（NYMEX），1996年其针对加利弗尼亚——俄勒冈边界电力市场（COB）和保罗福德地区电力市场（PV）设计了两个电力期货合约并进行交易，2000年又针对PJM电力市场设计了PJM电力期货合约并进行交易：同年开展电力期货交易的还有芝加哥期货交易所（CBOT），针对Common Wealth Edison和田纳西峡谷地区推出两种电力期货合约：纽约ISO、PJM和新英格兰又推出过虚拟投标作为风险管理工具；金融输电权（FTR）这样的期权产品也得到了广泛应用。北欧电力市场（Nord Pool）是世界上第一家跨国的电力金融市场，1993年挪威最先建立了电力远期合约市场，第一个期货合约于1996年引入Nord Pool，继而又陆续引入期权和差价合约。北欧电力金融市场运营历史最长，市场机制相对完善，衍生工具品种较为齐全，市场的流通性很好，被认为是成功电力金融市场的典范。之后的数年时间里，荷兰、英国、德国、法国、波兰、澳大利亚、新西兰等国家也根据需要开展了电力金融衍生品交易。英国电力市场以场外远期合约的双边交易为主，2000年开始引入期货交易，但均为物理交割，相对于金融结算而言期货流通性差，2002年伦敦国际石油交易所曾因电力期货交易呆滞而取消了该期货，后随着电力交易体系的改进，2004年再次引入了金融结算方式的期货。澳大利亚电力市场以多形式的金融合约交易为主，逐步发展了双边套期合约、区域间的套期保值合约、权益保护合约等，后来又引入了季期货交易，采用现金结算。

先期从事电力金融衍生品交易的国家如下表所示：

电力金融衍生品

远期合约。远期合约是远期交易的法律协议，交易双方在合约中规定在某一确定的时间以约定价格购买或出售一定数量的某种资产。该种资产称为基础资产，该约定价格称为交割价格，该确定时间称为交割日。远期合约是最简单的一种金融衍生产品，是一种场外交易产品（Over the Counter）。远期合约中同意以约定价格购买基础资产的一方称为多头，同意以同样价格出售基础资产的一方称为空头。在合约到期时，双方必须进行交割，即空方付给多方合约规定数量的基础资产，多方付给空方按约定价格计算出来的现金。当然，还有其他的交割方式，如双方可就交割价格与到期时市场价格相比，进行净额交割。

电力远期合约交易的合约内容，除规定交易双方的权利和义务外，一般还包括供电时间、供电量、价格和违约时的惩罚量等主要参数，合约中也应说明将总交易电量分摊到实际供电小时的原则和方法，以便于操作。远期合约签订的方式主要有双边协商、竞价拍卖和指令性计划3种。双边协商方式是由买卖双方通过双边协商谈判而直接达成年、月或星期的远期合约。竞价拍卖方式要求电力市场参与者在规定时间提出未来一段时间内买卖的电量及其价格，由电力市场运营者按照总购电成本最小及系统无阻塞为原则，来确定远期合约的买卖方及远期合约交易的电量和价格。电力市场环境下的指令性计划方式则由主管部门按计划实施，通常应用在有特殊要求的电力需求或者紧急调度情况下。

电力期货合约。期货合约是指交易双方签订的在确定的将来时间按确定的价格购买或出售某项资产的协议。电力期货明确规定了电力期货的交割时间、交割地点以及交割速率。此外，物理交割期货必须在期货到期前数日停止交易，使系统调度有足够的时间制定包括期货交割的调度计划。

根据电力期货交割期的长短，可分为日期货、周期货、月期货、季期货和年期货。根据期货的交割方式可分为金融结算期货和物理交割期货。物理交割是指按照期货规定的交易时间和交易速率进行电力的物理交割，该交割方式由于涉及电力系统调度，需要在期货到期前数日停止交易，并将交割计划通知调度，以保证按时交割。金融结算方式则不需交割电力，而是以现货价格为参考进行现金结算，该方式下电力期货可交易到到期前最后一个交易日。根据期货交割的时段可分为峰荷期货和基荷期货。峰荷期货是指期货规定的交割时间为负荷较高时段的期货，而基荷期货则是指交割时段为全天的期货。

曹毅刚，沈如刚论述了主要交易所电力期货合约的概况。如表2所示。

各国电力期货的应用情况如表3所示。

以下列举了具有代表性的美国纽约商业交易所（NYMEX）针对PJM电力市场电力期货合约，共有42种PJM电力期货产品，为月期货。

电力期权。电力期权是指在未来一定时期可以买卖电力商品的权利，是买方向卖方支付一定数量的权利金后，拥有在未来一段时间内或未来某一特定时期内以特定价格向卖方购买或出售电力商品的权利。电力期权合约不一定要交割，可以放弃，买方有选择执行与否的权利。

根据电力期权标的物的流向，可分为看涨期权和看跌期权。看涨期权的持有者有权在某一确定的时间以某一确定的价格购买电力相关标的物，看跌期权的持有者则有权在某一确定的时间以某一确定的价格出售电力相关标的物。

根据期权执行期的特点，可分为欧式期权和美式期权。欧式期权只能在期权的到期日执行，而美式期权的执行期相对灵活，可在期权有效期内的任何时间执行期权。此外，比标准欧式或美式期权的盈亏状况更复杂的衍生期权可称为新型期权，如亚式期权和障碍期权等。

根据电力期权的标的物，可分为基于电力期货或电力远期合同的期权即电力期货期权，以及基于电力现货的期权即电力现货期权。电力期货期权的交易对象为电力期货、电力远期合同等可存储的电力有价证券，而电力现货期权的交易对象为不可存储的电力。

电力期权合约具有更大的灵活性，它存在四交易方式：买进看跌期权、卖出看涨期权、买进看涨期权、卖出看跌期仪，提供给那些刚做完卖出或买入交易在发现电力现货市场价格变动不利于自己时做反向交易来弥补损失的一方。

以下列举了美国纽约商业交易所（NYMEX）针对PJM电力市场的电力期权合约，共有3种PJM电力期权产品。

差价合同。差价合约，实质上是一种以现货市场的分区电价和系统电价之间的差价作为参考电价的远期合约。由于远期合约和期货合约的参考价格都是系统电价，但在现货市场中发电商和购电商都以各自区域的电价进行买卖，不同区域之间有可能会因线路阻塞导致电价差别较大，可能会给交易者带来巨大的金融风险。北欧电交所于2000年11月17日引入了差价合约。

电力交易市场化篇8

近年来，中国矿业发展迅猛，而且呈现持续的势头。1998年，国务院《矿产资源勘查区块登记管理办法》和《矿产资源开采登记管理办法》。到2010年，我国矿业权流转数量达2086个，交易金额达667880万元。为了使资源配置的效率得到改善,推进矿业权电子交易市场化进程是必然选择。2010年，国土资源部发出《关于建立健全矿业权有形市场的通知》，239个地市建立矿业权交易机构，占全国应建总数的85％。2011年，国土资源部发出《关于矿业权出让网上交易试点工作方案的通知》，为全面推行矿业权电子交易市场积累经验。本文拟通过矿业权电子交易市场化的研究，提出促进中国矿业权电子交易市场化的相关路径。

一、市场化是矿业权电子交易的必然选择

（一）中国矿业权电子交易的主要特点

国土资源部《矿业权交易规则（试行）》第一章第五条规定：矿业权交易机构是属于国土资源主管部门或者由国土资源主管部门委托的。根据矿业权市场的分类，中国矿业权一级市场属于电子政务、出让市场，主要是G2B模式。而矿业权二级市场属于电子商务、转让市场，主要是B2B、B2C、C2C模式，政府在市场中起监管作用。因此，本文认为，矿业权电子交易是电子政务为主、电子商务为辅的格局。

矿业权电子交易主体包括国土部门、政府其他部门、国有地勘单位、商业性地勘公司、社会投资者、金融机构以及中介机构，形成中国矿业权电子交易市场平台。（如图1）

（二）矿业权电子交易市场化的相关理论

经济市场化程度的提高，一个重要的方面就是价格信号更加真实和灵敏，能够及时地反映行业的供求关系，从而更好地引导资本在行业之间的转移调整（Wurgler，2000）。

本文认为，矿业权电子交易是以电子通信为手段的矿业经济活动。通过这种方式人们可以对矿业产品和市场进行宣传、购买和结算。根据刘斯敖的电子市场分类，本文认为，中国矿业权电子交易市场主要以信息型、有形市场与无形市场无缝结合型为主。也就是说，中国矿业权电子交易市场是有形市场嫁接、融合电子商务技术后形成的新型市场。

概括而言，中国矿业权电子交易市场的现状是：起步较晚、进步很快，日趋成熟、亟待完善。其中，中国矿业权电子交易存在的最大问题是市场化程度需要快速提高。因此，中国矿业权电子交易发展的关键是快速提高市场化程度，形成符合市场经济规律、具备矿业权交易特点、运用电子商务技术的矿业权电子交易市场。

二、对矿业权电子交易市场化的分析

对矿业权电子交易市场的评估，能够有效地分析矿业权电子交易的市场化程度，促进矿业权电子交易市场的建立健全、完善改进、充实提高。一般来说，矿业权电子交易市场评估的主要内容有五个方面。

（一）出让人、转让人产权是否明晰

科斯在其《社会成本问题》一文中提出，“法定权利的最初分配从效率角度看是无关紧要的，只要这些权利能够自由交换。”我们认为，矿业权电子交易市场中的评估问题是矿业权的产权问题。本文认为矿业权产权是指，与矿业权交易相关的经济主体（包括组织和个人）利用它行使一定行为的权利或权力，或者控制和运用它的权利或权力。围绕矿产资源的配置，人与人之间总会出现冲突或合作的情况。人们处理这种关系的过程就是矿业权的配置过程。所以，理清产权，是矿业权合理配置的保证，也是矿业权电子交易市场的效率保证。

中国矿业权电子交易市场是以有形市场为基础和前提的，国土资源部《矿业权交易规则（试行）》第一章第四条规定：矿业权出让人为国土资源主管部门。我国矿产资源为国家所有，所以，进场交易的出让方一定是产权明晰的。转让人指已拥有合法矿业权的矿业权人，所以，进场交易转让人也是产权明晰的。也就是说，中国矿业权电子交易市场能够确保产权明晰。下一步，我们应该深入探讨矿业权产权的初始分配对市场效率的影响，继而更加深入地开展评估。

（二）交易规则是否帕累托最优

帕累托最优是矿产资源配置的一种理想状态。矿业权电子市场交易规则的评估，从入场申请是否严格和是否完全竞争来考虑。其意义在于竞争能合理地配置社会资源,减少人为造成的不公平,有利于提高资源使用效率,从而达到资源配置的优化和配置效率的提高,最大限度地调动市场主体的积极性。

由于电子商务技术给专业市场带来交易方式的创新，在新的交易规则中，基于交易者追求自身利益最大化的假说，同时采用有形市场和电子市场交易，在交易者采用混合渠道的情况下，能确定哪种互补性方式能够给交易者带来更大的收益。交易规则帕累托改进的一个方面是进场申请严格。国土资源部规定，经矿业权交易机构审核符合受让人资质条件的竞买人或投标人，按照交易公告缴纳交易保证金后,经矿业权交易机构书面确认后取得交易资格。落后的采矿权出让交易中出让人没有资格审核和没有保证金担保，因为其可以通过夸大矿产资源储量、吹嘘品位、隐瞒开采难度等信息进入市场。也就是说，矿业权电子市场减轻了卖方的机会主义动机，国土资源部门必须对卖家的入场申请进行严格审查；另外一方面，市场是未充分竞争的市场。从现有矿业权交易规则来看，网上矿业权交易规则主要是针对“招拍挂”和矿业权转让的形式，矿业权市场并非完全竞争市场，例如，矿业权协议出让只有一个卖方——国土资源部门可以控制市场价格，可能会使价格和数量背离供求均衡，从而产生了市场势力，降低市场效率。根据2010年中国国土资源统计年鉴，矿业权交易总共18394起，“招拍挂”方式出让占44%，转让占22%，申请在先占25%，协议出让占8%。假设矿业权电子交易市场建立后，66%的矿业权可以进场交易，但是，33%的交易是不透明的。因此，需要进一步探讨矿业权网上交易的适用范围。

（三）交易成本是否降低

本文借鉴张五常观点，将交易成本扩展至“制度成本”，其中“包括信息成本、谈判成本、拟订和实施契约的成本、界定和控制产权的成本、监督管理的成本和制度结构变化的成本”。矿业权电子交易市场是改变成本发生的基础条件，即改变企业生产要素的配置，提高技术装备水平，利用电子市场化，使成本降低。根据矿业权电子交易市场框架，成本评估具体表现为以下五个方面:一是降低信息成本。二是降低谈判成本。三是降低拟订和实施契约的成本。四是降低界定和控制产权的成本。五是改变制度结构成本。

（四）信息是否对称

在追求利益最大化的市场中，许多信息并非无偿获得，信息的收集和整理需要消耗交易成本。所以，市场主体之间对信息的掌握存在差异化。信息不对称的结果，是利益冲突与调和过程中消耗的资源。信息不对称会带来“道德风险”和“逆向选择”，产生“柠檬效应”，降低市场交易的效率。由于矿业权指向物及其价值的不确定性产生信息不对称的隐蔽性特征——逆向选择。因此，必须评估矿业权电子市场是否能最大化规避逆向选择。

由于矿业权指向物及其价值的不确定性，在采矿权交易之时，因为矿产资源往往深埋于地下且其在矿区内不均匀分布,常常使关于矿产资源储量、品位及开采的难易程度等信息,成为采矿权转让人的私人信息以及事后第三方难以证实的信息。信息壁垒不能完全消除，但矿业权电子交易市场可以降低信息不对称带来的风险。矿业权电子交易市场，公众及矿业权竞买意向人只需点击鼠标，就能知晓矿业权出让、转让的相关信息，有利于矿业权市场信息的全面公开，确保公众有充分的知情权，保证竞买意向人能有更多的参与权，从而使矿业权交易能接受社会公众的监督，确保矿业权交易公开公平、健康运行。

（五）市场监管是否有效率

经济监督是政府对经济活动的监察和督导，是国民经济管理的一个重要职能，是国民经济系统正常运行和社会经济效益提高的根本保证。通常是由经济、行政、法律、科技、社会五个子系统所组成。而最能直接应用矿业权电子交易的主要是经济监督和行政监督两大系统。国土资源部《矿业权交易规则（试行）》第六章第三十八条规定：国土资源主管部门应对不同性质的矿业权交易机构分类加强指导和监督，建立矿业权交易年度工作报告和通报制度。省级以下（含）人民政府国土资源主管部门是同级矿业权交易机构的主管部门，负责对矿业权交易的监督管理，并对重大矿业权交易活动加强事前指导和全程实时监控。上级国土资源主管部门负责监督下级国土资源主管部门的矿业权交易活动。上级矿业权交易机构对下级矿业权交易机构提供业务指导。第三十九条规定：矿业权交易机构应对每一宗矿业权交易建立档案，收集、整理自接受委托至交易结束全过程产生的相关文书并分类登记造册。

矿业权电子交易与传统交易方式相比，一个显著的特点就是其交易操作的规范化、制度化和程序化，使竞买人只能按规范操作，否则，将被交易系统拒之门外。而竞买人在整个交易过程中也只能看到一些必要的信息，无法得知其他的竞买信息，更不可能相互串通。通过矿业权电子交易，使矿业权交易机构和工作人员可以不必介入矿业权交易活动中的诸多环节，有效地避免人为因素干扰矿业权交易活动，也可以有效地避免和杜绝在交易过程中出现的违标、串标和腐败行为的发生。

三、 提高中国矿业权电子市场化的相关路径

（一）完善有形市场，夯实交易基础

矿业权有形市场是矿业权电子交易市场化的基础和前提。矿业权有形市场的建立健全是矿业权电子交易市场化的条件和保证。在现有产权明晰的情况下，产权的初始化配置问题不明，可能会导致矿业权电子市场失灵，严重阻碍矿业权电子市场化进程。因此，要研究解决产权初始化配置问题，使所有的矿业权交易机构都按照市场经济规律开展矿业权交易。

（二）制定操作规程，统一交易规则

矿业权是以矿产资源为基础，以市场为导向，通过相应的市场法则，将资源转换成资本，将技术成果转换成商品，完善资源的配置。现有矿业权有形市场和电子交易市场中，主要是“招拍挂”的交易形式。而申请在先和协议出让的方式，也应该进入矿业权电子交易市场交易，减少市场势力的出现，让矿业权交易规则回归到价格和数量的供求均衡。

（三）健全交易制度，降低交易成本

要改善矿业权出让转让公示公开的硬件设施和软件条件，大力推进矿业权配置市场化进程。矿业权交易、国内外并购、地质勘查投融资、矿业权收购储备等，要统一交易程序。矿业权转让服务，矿业公司部分股权转让及整体股权转让交易的资料形式审查、信息、转让受让申请、交易方式选择、交易价款结算，要统一交易标准。商业性勘探项目（探矿权）投融资服务，合资合作勘查、期权协议、私募股权等，要统一交易准则。并购贷款服务，为国内矿业公司并购方企业通过受让现有股权、认购新增股权，或收购资产、承接债务等方式以实现合并或实际控制已设立并持续经营的目标企业的并购交易贷款服务，要统一交易服务。从而，降低矿业权电子交易的信息成本、谈判成本、拟订和实施契约成本。

（四）降低信息壁垒，畅通信息渠道

国土资源部要加强中国矿业权电子交易市场的信息收集、整理、、传递等方面的管理，通过自上至下的遍布全国的国土资源行政主管部门职能作用的发挥，形成中国矿业权电子交易市场信息网络，建立数据库，有序、高效、科学地汇集各类信息，这样，增强矿业权电子交易市场信息的权威性、时效性和统一性。全国性矿业权电子交易市场的建立，可以统一数据和信息，有利于矿业权的合理配置。

（五）加强市场监管，防控交易风险

要力争实现矿业权电子交易市场管理的规范化。矿业权电子交易市场的监管，以矿业权交易为核心、以信息和服务咨询为基础、以矿业资本为动力，不断规范和完善交易规则及交易流程，实现平台、通道、服务三大功能，包括出让和转让项目管理、意向受让方管理、成交管理、保证金管理、税费管理、会员管理、单据管理等程序，都要统一监管、强化监管、科学监管。1997年新的《矿产资源法》开始实施，确立了探矿权和采矿权有偿取得和依法转让制度，确定了开采矿产资源要坚持“一级管理，二级发证，三级监督”的原则，各级矿产资源管理部门必须严格执行，促进中国矿业权电子交易市场化的健康、有序、良性发展。

参考文献：

①刘斯敖. 电子商务时代浙江专业市场的发展与演进[J]．商业研究》 2006年3期

②方军雄. 市场化进程与资本配置效率的改善[J]. 经济研究》2006年第5期

③Jeffrey Wurgler，2000，Financial Markets and the Allocation of Capital，Journal of Finanical Economics，58

④库特．科斯定理CoaseTheorem[M]．载《新帕尔格雷夫经济学大辞典》（A－D），中文版，498页，北京：经济科学出版社，1996

⑤Dahlman，C．J．1979．“The Problem of Externality”[M]．Journal of Legal Studies．22. 141-162

⑥张五常. 经济组织与交易成本Economic Organization and ransaction Costs[M]．载《新帕尔格雷夫经济学大辞典》（E－J），中文版，58页，北京：经济科学出版社，1996

电力交易市场化篇9

引言

2020年9月22日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上指出：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳(CO2)排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。同时，为落实党中央、国务院关于建设全国碳排放权交易市场的决策部署，根据国家有关温室气体排放控制的要求，2020年12月31日，生态环境部公布了《碳排放权交易管理办法(试行)》，自2021年2月1日起施行，这意味着我国按下了减碳的加速键、按下了碳排放市场建设的加速键。但受我国经济发展起步较晚的影响，与发达国家相比，目前我国的碳排放交易市场建设相对滞后，部分行业还需转型升级才能满足国家关于碳排放的控制要求。电力行业是我国国民经济最重要的能源供应行业。随着我国经济的不断发展，电力需求不断增长，如何解决发展与减排之间的矛盾，成为当前电力行业需要思考的重要问题。在全球气候变暖的背景下，发展以低能耗、低污染为基础的“低碳经济”已成为全球热点。通过借鉴国外发达国家的经验，建立碳排放交易市场有助于我国2030年碳中和目标的实现。电力行业作为我国CO2排放的第一大行业，2019年CO2排放量在我国碳排放总量中占比超过40%，因此其是碳排放市场的重要参与者，是控排方面的高度关注行业。2021年1月1日，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，首个履约周期到2021年12月31日截止，涉及2225家发电行业重点排放单位。火电企业如何在电力和碳排放交易双重市场竞争中实现高质量的发展，压力与挑战并存。

1低碳经济下我国的碳排放交易市场分析

历经了10年发展，我国的碳排放交易市场已建立了碳排放监测报告与核查制度、碳配额管理制度和市场交易制度3项核心制度和碳排放数据报送系统、碳排放权注册登记系统、碳排放权交易系统、碳排放权交易结算系统四大支撑系统，为在全国范围内开展碳排放市场交易奠定了基础。2020年，我国八省市试点碳市场共成交配额约5683万吨，总成交额约15.62亿元。广东碳市场配额交易量和交易额继续领跑试点碳市场，2020年共约成交3154.73万吨配额、占试点总成交量约56%；完成80377.74万元成交额、占试点总额的半数以上。2020年试点碳市场平均碳价最高的是北京为91.81元/吨，最低的是福建为17.34元/吨，而其余六省市的碳价则落在20～40元/吨[1]。

1.1拥有明确的政策体系

2010年10月10日，国务院下发《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》(国发〔2010〕32号)，文件中明确提出要“加快建立生产者责任延伸制度，建立和完善主要污染物和碳排放交易制度”。该文件对碳排放交易市场的建设提供了依据和政策支持。2011年10月29日，国家发展改革委办公厅下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准在北京、上海、天津、湖北、重庆、广东和深圳七个省(市)开展碳排放权交易试点工作，为后期“在全国建立统一的碳排放交易市场”做好准备。不同的地区根据自身的经济发展制定了更加明确的措施，对交易情况制订了相关的管理措施，结合地区的产业发展情况，对登记注册系统进行了优化，根据碳排放交易市场的相关要求，制订了相关的核查、管理规则，从地方出发推动碳排放市场的正常发展。在碳排放交易市场进行一段时间的试运行和发展后，各地区又结合实际的发展情况，对各项交易数据进行分析，优化分配方式和管理办法，维护碳排放交易市场的平稳运行[1]。生态环境部分别于2020年12月29日和30日下发关于印发《2019—2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》《纳入2019—2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》并做好发电行业配额预分配工作的通知、《碳排放权交易管理办法(试行)》，全国碳市场第一个履约周期正式启动。至此，我国已基本建立了碳排放交易市场完整政策体系[2]。

1.2根据地区实际情况确立范围

碳排放交易市场的发展对于推动低碳经济发展有着重要作用，而碳排放交易市场覆盖的范围决定着国家和城市在减碳方面的工作方向。不同的碳排放交易市场在设计过程中会结合城市的实际发展情况，对城市的发展行业进行包含，这将对碳排放交易市场的配额和整体交易情况产生直接的影响。2019年，我国7个试点区域的碳排放市场交易配额达到11.66亿吨，广东、上海和湖北是配额量最大的3个省市，且线上的配额量达到了2187万吨，平均成交价在35.39元/吨。在行业的覆盖中，各个碳排放交易市场都将能源生产行业和高碳结构的行业纳入了控制排放的监管范围。电力行业因CO2排放总量大，被列为全国碳市场第一个履约周期，率先在全国开展交易。同时，不同地区因在工业方面的发展具有一定的差距，城市的工业结构也有所不同，因此对碳排放交易市场覆盖的范围进行了进一步的优化，对建筑行业、服务行业、港口业等进行包含和覆盖，进一步优化了减排情况，推动了低碳经济的发展。

1.3免费分配为主要分配方式

碳排放交易市场的发展因碳排放总量的变化而变化，而碳排放总量的变化对碳配额总量的设置起着决定作用。不同城市的碳排放交易市场在设置配额总量时，会根据城市发展状况、经济发展方向以及不同行业发展过程中消耗的能源情况进行设置，从多个方面出发，对配额总量进行协调。目前我国碳排放交易市场主要采用的分配方式为免费分配，但配额分配方式共包含3种。除免费分配外还有拍卖分配和混合分配。免费分配需要不同地区根据实际情况，将碳核算作为基础制定相应的目标，在市场主体中进行免费分配配额。我国在排放配额的初期主要施行免费分配方式，在后期逐渐加大有偿分配的占比，以此促进国家在减碳方面的建设[2]。广东在碳排放交易市场中针对不同行业进行不同比例的配额有偿分配尝试，2020年度碳排放交易市场中电力企业免费配额比例为95%，钢铁、石化、水泥、造纸企业的免费配额比例为97%，而航空企业则100%免费分配，探索在同一碳排放交易市场下对不同行业的节能减排力度进行调整，以更好地发挥碳排放交易市场推动行业低碳转型目标达成的作用[3]。

1.4自主形成碳定价

我国在各地区的碳排放交易市场逐渐形成后，开始了相关的场内交易，并且根据交易的实际情况，形成了一定的碳定价。随着我国碳排放交易市场的不断发展，不同区域的市场之间有着一定的差距，但是自身都保持着有效性。通过对2018—2019年试点区域交易数据进行分析可以发现，2019年碳排放交易市场累计成交量和成交额较2018年同比分别增加了11%和24%，广东碳排放交易市场配额总成交量和总成交额位于试点区域首位，北京碳排放交易市场成交均价最高达到了83.27元/吨，广东和湖北碳排放交易市场较活跃。各地区因节能减排成本、市场供需关系、配额发放的宽松程度等一系列因素，结合区域特点自主形成了碳定价。

2碳排放交易市场对火电企业的影响

2021年，发电行业作为市场主体参与全国碳市场第一履约周期的正式启动。随着碳排放交易市场的不断发展，免费配额比例将逐步降低，有偿分配的占比将逐步提高，同时在“30/60目标”的推动下，碳排放交易市场的压力传导机制将逐步显现，碳价将趋于更加合理区间。火电企业将面临较大的压力，一是在火电减排潜力越来越小的情形下，碳排放交易市场将进一步提升火电机组的运营成本；二是将加速效率低、能耗高、落后的小机组的淘汰和关停；三是火电机组利用小时将进一步下滑，通过机组灵活性改造后，将更多地参与电力调峰市场；四火电机组要实现长期二氧化碳的深度减排，要积极探索研究碳捕获与封存(carboncaptureandstorage，CCS)技术应用，即探索研究在火电机组中加装CCS装置实现低碳化；五是碳排放权因其稀缺性而形成一定的市场价格，具有一定的财产属性，是继现金、实物和无形资产后又一新型资产类型。但目前，火电企业都暂无专业的碳资产财务人员来核算和管理碳资产[4]。

3火电企业在碳排放交易市场中应对策略

3.1加强政策研究，完善体制机制

一是火电企业作为同一市场主体参与电力市场和全国碳排放交易市场，要加强政策研究，紧盯区域及国家配额分配方案，积极开展碳盘查工作，掌握主动[5]；二是要健全和完善企业内部组织机构，明确细化职责分工，建立碳管理各项规章制度；三是要结合企业生产经营情况，准确评估碳排放情况，结合配额指标，制定企业利益最大化的碳排放市场交易策略。若企业当年获得的配额指标高于实际排放量，富裕的配额指标可以在碳排放交易市场进行出售，为企业创造效益；四是若企业当年获得的配额指标低于实际排放量，则应选择时机在市场中储备一定的CCER(中国核证自愿减排量)，降低企业的清缴成本。CCER是全国碳市场的补充机制，2021年2月1日起施行的《碳排放权交易管理办法(试行)》第二十九条规定：“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”。从试点区域碳排放交易市场交易价格分析，CCER价格总体上低于配额价格，因此可以降低企业成本。

3.2通过技术改造或掺烧生物质燃料

全国碳排放交易市场在运行初期，因配额分配总体充足，企业履约压力增加不明显，随着全国碳排放交易市场覆盖行业逐步增加和“30/60目标”的驱动，预计碳排放配额指标将会逐步收紧，火电企业的履约压力将逐步增加。火电机组要通过提升发电效率、参与深度调峰市场、掺烧生物质燃料等方式降低碳排放量。一是结合区域热力市场需求适时将纯凝机组改为热电联产机组，提升发电效率，降低碳排放量。若是供热机组，应积极开拓供热市场增加供热量，提升热电比，降低碳排放量。二是预计未来一段时间内，我国仍将存在大量高参数、大容量、低排放火电机组，其任务主要是承担基本负荷、满足电力市场调峰需求和供暖需求，因此需要对现有机组进行灵活性改造。大型、高效火电机组在进行灵活性改造后，作为主要调峰电源参与调峰辅助市场服务，其年度发电量会降低，尽而其排放量也会随之降低。三是火电机组要积极开展掺烧试验，通过掺烧生物质等燃料替代来降低碳排放量。生物质燃料源自生物质，其在生长过程中有效吸收了大气中的CO2，在作为燃料或工业原材料过程中，虽然一般会再次把CO2排放到大气中，但从生命周期的角度看能够实现CO2的净零排放，即所谓的“碳中性”。因此火电机组掺烧生物质燃料的比例越高，可实现碳排放总量大幅下降。

3.3通过CCS技术助力火电机组实现低碳化

CCS技术是指将CO2从工业或相关排放源中分离出来，输送到封存地点，并长期与大气隔绝的过程，这种技术被认为是未来大规模减少温室气体排放、减缓全球变暖最经济、可行的方法。在“30/60目标”的驱动下，火电企业要想实现长期深度减排，CCS技术将发挥重要作用，CCS可以捕获90%的碳排放量，在燃煤电厂加装CCS装置将可实现煤电机组的低碳化。随着国华电力公司15万吨/年燃烧后碳捕集和封存全流程示范项目开工和我国首套1000吨/年相变型CO2捕集工业装置在华能长春热电厂已于2020年11月成功实现连续稳定运行，预计未来CCS技术将与火电产业实现深度融合，助力火电机组实现低碳化。

3.4加强培训和引导，提升员工应对碳排放交易市场能力

电力交易市场化篇10

中图分类号：F426 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）12（a）-0225-03

1 2002年电力体制改革及其弊端

上一轮电力体制改革始于2002年3月国务院颁布的《电力体制改革方案》，其核心“厂网分开、竞价上网”。

“厂网分开”指的是重组原国家电力公司所属的发电资产和电网资产，形成五大发电集团（中国华能集团公司、中国大唐集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司和中国电力投资集团公司）和两大电网公司（国家电网公司和南方电网公司）。“竞价上网”指的是包括五大发电集团在内的所有发电企业按照政府定价的上网电价，把电力售卖给电网公司，电网公司再通过其所属的配电公司依照政府定价，把电力销售给终端用户。

如图1所示，老电力体制的特点为：（1）输电和配电业务一体化，共同组成电网公司；（2）电网处于电力的独家买方和独家卖方的市场地位，具有完全的市场势力；（3）上网电价和终端电价实施政府定价，市场机制难以发挥作用。

2015年3月15日颁布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称《新电改方案》）中，明确提出老电力体制具有交易机制缺失，无法形成市场化定价机制，电力规划偏差较大，新能源和可再生能源开发面临困难等弊端。

2 2015年新一轮电力体制改革的基本框架

2.1 总体思路和改革要点

《新电改方案》改革总体思路为“管住中间、放开两头”，如图2所示。“管住中间”指强化电网和传统配电业务的电网企业社会责任；“放开两头”是指放开发电侧和售电侧的市场直接交易，售电公司从发电企业市场化交易购买电力，再通过电力销售市场卖给消费者。

《新电改方案》的改革要点为“三放开”“一独立”“三强化”和“深化研究”。

（1）三放开。有序放开输电和配电环节以外的市场交易电价；有序引入社会资本放开配电和售电业务市场准入；除了公益性和调节性电力保留发用电计划，其余电力计划有序放开。

（2）一独立。指电力交易机构的运行规范和独立。《新电改方案》的关键是电力的交易行为和电力输配相区分，交易行为独立于电力输送，这是打破电网垄断的基础性制度设计。

（3）三强化。强化政府监管，强化电力统筹规划，强化电力安全、高效和可靠。

（4）深化研究。深化对区域电网建设的研究，深化对适合我国国情的输配体制研究。

2.2 新的电价形成机制

《新电改方案》推出的新的电价形成机制为：电网退出电力购销环节，电网只承担电力运输和配送，并收取相应输配电M用即“过网费”，电力交易价格由发电方和售电公司自由商定。电力价格计算公式为：

用户购电价格=电力市场交易价格+输配电价（含线损）+政府性基金

在新的电力价格形成机制下，用户购电价格由3个方面因素决定。

（1）市场化的电力交易价格。

发电厂自由进入、售电公司社会资本自由进入，形成发电生产和销售的竞争性市场。消费者再通过自由选择，选择售电公司购买电力。电力交易价格政府不再干预。

（2）输配电价格（过网费）由物价部门进行管制。

输配电价格计算公式为：输配电价格=准许成本+合理收益

准许成本指电网的各种人力物力投入，合理收益指电网投资的资本收益。准许成本的范围，合理收益的计算，由物价部门负责核定。过网费由物价部门分电压等级向社会公布。

（3）政府性基金。

电力的政府性基金由公共财政部门确定。

需要注意的是，在《新电改方案》中，上述电价形成机制是针对工业、商业用电而言，对于居民、农业、重要公用事业和公益用电，将继续执行政府定价。

2.3 新电改配套文件的进一步政策

《新电改方案》的6个配套文件①，对电改的实施做了进一步说明，其要点包括如下内容。

2.3.1 电力交易机构

电力交易机构是为市场服务、接受政府监管的非营利组织。

电力交易机构的组织形式有：（1）公司制交易机构（由电网控股、第三方机构及发电企业、售电企业、电力用户等市场主体参股）；（2）电网子公司交易机构；（3）会员制交易机构（由市场主体按照相关规则组建）。

电力交易机构可分为区域交易机构和省（区市）交易机构。（1）区域交易机构包括北京电力交易中心（依托国家电网组建）和广州电力交易中心（依托南方电网公司组建）；（2）各省（区市）均可组建电力交易机构。例如上海在电改试点方案中建立上海电力交易中心。各交易机构和交易市场不是孤立存在的，政策力求推动交易市场间的融合。

2.3.2 售电公司

售电公司向社会资本完全开放。发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。

售电公司分3类：（1）电网企业的售电公司；（2）社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司；（3）独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。

售电业务达成完全竞争格局。电改配套文件要求，同一个营业区可以有多个售电公司（只能有一家公司拥有该配电网经营权，拥有配电网经营权的售电公司提供保底供电服务），同一售电公司可以在多个区域售电。

2.3.3 社会责任

电改配套文件提供了两项重要的社会责任保障制度。

（1）优先购电制度，用以保障无议价能力的用户用电。农业用电、重要的公用和公益事业用电、居民生活用电，按照政府定价优先购买、优先保障，不参与限电。

（2）优先发电制度，用以保障清洁能源发电优先上网。纳入规划的风能、太阳能、生物质能等可再生能源优先发电，按照政府定价优先出售电力电量。为保障电网的运营安全，调峰调频电量也纳入到优先发电制度中。

2.3.4 电力市场体系建设

对于原有的发电和用电计划逐步削减，竞争性环节电价不断扩大，直接参与交易的市场主体范围和交易规模逐步扩大。逐步建立跨省、跨区电力交易机制。

整个电力市场由中长期市场和现货市场构成。中长期市场交易日以上电能量交易（年、季、月、周）。现货市场主要开展日前、日内、实时电能量交易。

未来逐步探索开展电力期货交易、电力容量市场交易和电力衍生品交易。

3 新一轮电力体制改革带来的电力产业新格局

自2016年以来，新一轮电力体制改革在各省逐步落地，截止到2016年10月国家发改委表示，全国21个省市和新疆生产建设兵团已经开展电力体制改革试c。以改革促发展、释放改革红利，是中共十以来我国国民经济发展的基本战略。随着新一轮电力体制改革的全面实施，电力产业将出现重大变革。

3.1 电网回归社会责任本位

新一轮电改，把电网从买电、卖电的电力经营者转变为纯粹的电力运输者。而输配电价格也是有明确的规则进行监管的。这无疑使得电网回归公益的本位，电网将更加注重电力传送的安全、高效，注重对电网更新改造和科技研发。

电网回归公益使得发电侧的利润得以释放，电力终端价格也不再受到电网利润的推高，大企业用户可以直接向发电厂购电，整个电力行业的利润分配得以改善，形成新的产业激励机制。

3.2 发电侧资源配置得以优化

在传统体制下，发电厂设在哪里、装机容量多少、上网电价高低，都受到电网和相关政府部门管制，发电资源的配置充满了计划经济的色彩。这导致发电侧资源长期得不到优化配置，一些地方发电量严重不足；而另一些地方却出现发电容量空转和风力发电弃风的现象。

《新电改方案》的重大意义在于，发电企业可以自行选择销售目标，只要在发电成本的基础上，加上过网费和政府基金，如果能有利润就可以发电。发电企业甚至可以自己成立电力销售公司卖自己的电。在这种格局下，发电侧摆脱了计划经济的桎梏，优化了我国电力装机容量的区域配置，提高电力资产的效率。

3.3 售电侧成为社会资本新舞台

《新电改方案》彻底打破供电局独家垄断销售电力的格局，一方面允许社会资本投资增量配电业务；另一方面售电公司准入几乎市场化。在这种背景下售电侧将迎来大量社会资本进入。例如，截止到2016年9月重庆市审批和公示了共8家新进入的售电企业，其中3家是国资背景，这8家企业的平均注册资本在2亿元左右。

社会资本进入售电侧会全面激活售电服务市场，运用互联网、大数据、智慧电力等技术革新售电服务，使得电力产业的服务属性得以提升。

3.4 绿色电力能源获得制度性支持

风力发电和光伏发电成为我国急需大力发展的绿色电力能源。在传统电力体制下，风力发电和光伏发电企业由于没有销售权，只能把电卖给电网，行业发展必定受到制约。

《新电改方案》一方面赋予了绿色电力企业销售自，无疑提升了其资产价值；另一方面，保障清洁能源发电优先上网的优先发电制度，从交易规则上支持绿色电力，确保绿色电力尽产尽销。2017年全国碳交易市场建设将全面启动，绿色电力企业不仅可以在电力市场上获取电力销售收入，同时可以销售碳排放指标获取收益，从而迎来跨越式发展的机遇。

参考文献

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[2] 丁军策.新一轮电力体制改革对调度计划管理影响分析[J].广东电力，2016，29（6）：1-4.

电力交易市场化篇11

在双边开放的电力市场模式下，发电公司可以进入现货电力市场售电，但其所发的电能不必全部在现货市场上出售，也可以通过与配电公司、大用户直接签订双边合同进行售电。配电公司和大用户也具有同样的选择权。这种模式为提高发电公司运营效率提供了很好的激励。

二、双边开放电力市场的交易方式

双边开放电力市场中同时存在现货市场和双边合同两种交易方式，各种交易方式适合于不同需求的用户。现货交易比较灵活，但是一般交易价格与成本较高，适合于非计划性电力需求，具有较强的零售与调剂性质；双边合同交易比较稳定，但是规定也较为具体，适合特殊保障要求的大用户以及配电公司与独立发电集团之间的单独协商交易。二者之间的关系是互为补充，相得益彰，片面地依赖其中一种交易方式都会造成不必要的损失。畅通充足的现货交易市场是双边合同交易的有效缓冲。因此，在一个运作合理健全的电力市场中，必须是二种交易方式并重，缺一不可。

在双边开放的电力市场环境下，现货市场的参与者主要包括卖方(发电公司)和买方(配电公司或大用户，简称客户或用户)，市场组织者负责组织市场竞价和交易，在固定的时间间隔内，收集买卖双方的报价信息，确定竞价成功的参与者及其交易数量，最后匹配成交并确定现货交易，电网公司负责电力的输送。与单边开放电力市场不同，双边开放市场中用户可以参加现货竞价，这样发电公司和用户同时双向竞价。

一般地，现货市场中参与者拥有的信息是不对称的，即每个参与人在报价时都不知道其他发电公司的边际发电成本信息，以及其他用户对电能的真实估价信息，并且这些估价和成本信息不受他人的影响。在信息不对称的电力市场环境下，普遍采用的是密封报价的竞价方式。电力现货市场双边竞价的过程如下：

1)竞价准备

在竞价准备阶段，市场组织者按电力市场监管规则对报价的合法性进行检查，初始化报价数据库。

2)双边报价

在一个竞价周期内，发电公司根据自己的边际发电成本向市场组织者提交有效的报价曲线，用户根据自己的单位用电价值提交报价曲线，所提交的报价曲线表示的是电量与价格之间的对应关系。

3)市场出清

市场组织者根据报价信息形成一个市场出清规则，然后根据出清规则确定现货竞价成功的市场参与者，以及各参与者的现货交易电量。

4)交易结算与匹配

按照交易规则对竞价成功的参与者进行电量的匹配，并据此进行交易，进行结算。

双边竞价过程的典型流程如图2所示。

三、双边开放电力市场的基本特点

双边开放电力市场模式的主要特点是：

1)电力市场中既有现货竞价市场，又有双边合同交易，发电公司可以通过参与现货市场竞价出售电能，也可以通过双边合同直接将电能卖给配电公司或大用户。

2)配电公司以及大用户可以通过参与现货市场竞价购电，也可以通过双边合同直接从发电公司处购电，有了购电选择权，承担了买卖电能的风险。

3)输电网向所有市场成员开放，电网公司负责电网的运行、控制和现货市场的管理，对发电方以及用电方之间的交易，只起到监督和服务的作用，对交易方式的选择以及交易内容不做过多干预。相对于单边开放市场而言，此时的电网公司是一个起到交易中介作用的独立操作机构，其风险减少。

上述特点表明，双边开放电力市场中各市场要素逐渐完善，竞争力度加大，发电环节已展开比较完全的竞争。该模式下双边合同交易与现货市场之间的互动关系增强，进一步体现了在电力现货市场竞价机制设计中考虑两种交易方式相互关系的重要性，也增加了电力现货市场竞价机制设计的难度。

四、双边开放电力市场中代表性参与者的决策

电力交易市场化篇12

自改革开放三十多年以来，我国的经济发展水平已经得到了较快发展，根据相关资料显示，我国2010年的经济总量已经超过了日本，并跃居世界第二，我国2013年的贸易总额已经超过了美国，位居世界第一。我们都知道，实体经济的发展对于大宗商品有着相对广泛的风险管理个性化需求，但是随着我国外部经济环境的不断变化与内部经济结构的不断调整，使得我国的经济增长速度出现回落，进而导致实体企业面临着非常激烈的竞争环境，最终实体经济的发展将对大宗商品的风险化管理提出了更加精细化以及个性化的需求。

一、现阶段大宗商品电子交易市场存在的常见问题

（一）现阶段大宗商品电子交易市场的审批设立相对混乱，且投资市场成本相对较低，市场投资主体的盈利目的显著

目前，大宗商品电子交易市场的审批设立相对混乱。究其原因，主要是由于多来源以及低门槛的设立而引起的。比如，在上海的十三家大宗商品的电子交易市场中，仅仅只有一家电子交易市场是经过政府批准之后成立的，而其他的是在工商局进行登记并注册的。尽管全部都需交由中央层级相关政府机构进行审批，但是仍然存在政出多门的不良现象，我国的发改委、商务部以及银监会等部门都有着审批权。根本原因在于我国大宗商品的电子交易市场在定位上不清晰，造成相应的主管单位难以明确。大宗商品电子交易市场的投资市场成本相对较低。在我国目前的《大宗商品电子交易规范》之中规定，建立一定的电子交易市场应具备满足条件的基础设施，还应具备提供交易服务的能力、物流配套服务能力与信息服务能力，然而却没有明确规定最低注册成本[1]。由于电子交易市场的投资成本相对较低，而且相关的主管部门在审批上又比较宽松，使得电子交易市场的实际投资主体逐渐增多。通常情况下，大宗商品电子交易市场的投资主体有着较强的盈利性，为了尽快收回投资成本，经常出现违规操作的现象，比如虚报交易量等，从而使得电子交易市场的交易风险系数日益增加。

（二）现阶段大宗商品电子交易市场发展中缺乏一定的政策支持以及法律约束力

现阶段，中国大宗商品的电子交易市场在法制建设方面远远滞后于我国电子交易市场的实际发展速度。目前，我国还没有颁布一部相关的大宗商品电子交易市场规范化法律法规。现有的大宗商品的电子交易市场操作规范基本上是按照2003年《大宗商品电子交易规范》来设立的，且仅仅适用于行业规范或者是行业操作标准，但是却不具备一定的法律效力[2]。当大宗商品电子交易市场出现纠纷的时候，不能找到相应的法律依据，很难稽查与惩处。

二、大宗商品电子交易市场的发展趋势

（一）大宗商品电子交易市场在规模与数量上的发展趋势

现阶段，中国的大宗商品交易市场中的交易品种分布存在多元化的特点，相应的能源以及化工类的品种有所增加，而且大宗商品的电子交易市场在交易方式上也呈现出多样性的特点。如表1所示：

从我国大宗商品电子交易市场的未来发展途径上来看，至少可以分为两条，如图2所示：

具体来说，A路径主要是指在国内与国外的相关环境条件之下，大宗商品的电子交易市场在数量上已经基本饱和，而且由于激烈的市场竞争，总数将会逐渐缩减到三百家左右。保留的大宗商品电子交易市场在规模上将显著提高，有着区域性的定价优势。B路径主要是指随着现代化电子商务的不断发展，在目前的五百家基础上，将总数逐渐增加到六百家左右，然后再在优胜劣汰的市场竞争之下，总数逐渐缩减到四百家左右。但是由于目前大宗商品业所面临的清理整顿，电子商务的大发展特殊性阶段是一种短期性的判断。A路径是指电子商务在大宗商品电子交易市场实际发展过程中发挥着决定作用的发展趋势判断，而B路径则偏向于应对2012年的《国务院关于清理整顿各类交易场所切实防范金融风险的决定》，具体来说就是除了依法经过国务院或者是国务院的期货监管机构严格批准设立的交易场所之外，任何的单位一律不能以集中竞价交易方式、电子撮合交易方式、匿名交易方式以及做市商等方式实施标准化的合约交易[3]。

（二）大宗商品电子交易市场在业务层面上的服务创新趋势

为了促进我国大宗商品电子交易市场的又好又快发展，需要从业务层面上进行服务创新。具体可以从以下几个方面进行阐述：首先，在交易服务模式上的创新。应根据自身的交易市场定位、具体的资源特点与优势以及相应的服务群体与服务客户进行有效确定服务模式，从而满足不同客户的个性化需求。其次，在物流服务上的创新。目前，我国大宗商品市场中的物流服务具有信息化、快捷化以及智能化的发展趋势，物流信息化已经转变为大宗商品现货市场以及物流企业的核心竞争力之一。所以，需要从物流服务的仓储环节、加工环节、包装环节、运输环节、配送环节以及质押监管环节等进行创新，实现电子商务以及金融服务的共同发展。不断推动新型的供应链融资研发，借助车货配载手段、运力交易手段、在途查询手段以及路径优化手段等保证物流的智能化[4]。再次，在金融服务上的创新。要想实现金融服务上的创新，需要将供应链的相关核心企业为起点，向银行的横向服务进行延伸，形成低成本以及高效率的在线化融资产品，逐渐实现相应资金流的高效化、电子化以及集成化。设计创新型的“在线票据”模式、“在线订单”模式、“在线保理”模式以及“在线仓单”模式，从而形成供应链的全环节融资服务，从根本上形成交易市场、仓储物流企业以及金融机构的共赢局面。最后，在信息服务上的创新。大宗商品电子交易市场在信息服务上的创新应立足于预判性以及前瞻性，借助交易市场相应的信息集聚能力以及电商成功运营的经验，不断引入物联网技术以及云计算技术等，建立起综合化的信息资讯平台与数据中心，从而形成主流化的价格信息，为企业提供准确以及全面的信息服务。

结语

总而言之，为了进一步促进大宗商品电子交易市场的健康发展，相关人员需要对大宗商品电子交易市场发展过程中存在的常见问题，进行系统化分析研究，制定出科学的解决方案，确保大宗商品电子交易市场的正常运行。此外，从大宗商品电子交易市场的发展趋势来看，必须要以市场需求为导向，将产业链的相关核心企业资源作为依托，从业务层面上在交易服务模式、物流服务、金融服务以及信息服务方面进行创新，实现实体经济与大宗商品电子交易市场的共同发展。

参考文献

[1]刘莉.中国大宗商品电子交易市场存在问题及发展趋势研究[J].宁波大学学报（人文科学版），2015，02：88-93.