电力交易市场化精选(九篇)
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第1篇：电力交易市场化范文
意见要求抓住有利时机深化电煤市场化改革。指出，煤炭是我国的基础能源，占一次能源生产和消费的70%左右。电煤是煤炭消费的主体，占消费总量的一半以上。深化电煤市场化改革，搞好产运需衔接，对保障电煤稳定供应和电力正常生产，满足经济发展和群众生活需求具有十分重要的意义。20世纪90年代以来，我国煤炭订货市场化改革不断推进，价格逐步放开，对纳入订货范围的电煤实行政府指导价和重点合同管理，对保障经济发展曾经发挥了积极的作用。但由于重点合同电煤与市场煤在资源供给、运力配置和价格水平上存在着明显差异，限制了市场机制作用的发挥，造成不公平竞争，合同签订时纠纷不断，执行中兑现率偏低，不利于煤炭的稳定供应，越来越不适应社会主义市场经济发展的要求，改革势在必行。2012年以来，煤炭供需形势出现了近年来少有的宽松局面，重点合同电煤与市场煤价差明显缩小，一些地方还出现倒挂，电力企业经营状况有所改善，改革的条件基本成熟。为此，应抓住当前有利时机，坚定不移地推进改革。
意见布置了煤电改革的主要任务，指出，要坚持市场化取向，充分发挥市场在配置煤炭资源中的基础性作用，以取消重点电煤合同、实施电煤价格并轨为核心，逐步形成合理的电煤运行和调节机制，实现煤炭、电力行业持续健康发展，保障经济社会发展和人民生活的能源需求。具体表现为：
——建立电煤产运需衔接新机制。自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发展改革委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格。鼓励双方签订中长期合同。地方各级人民政府对煤电企业正常经营活动不得干预。委托煤炭工业协会对合同的签订和执行情况进行汇总。运输部门要组织好运力衔接，对落实运力的合同由发展改革委、铁道部、交通运输部备案。
——加强煤炭市场建设。加快健全区域煤炭市场，逐步培育和建立全国煤炭交易市场，形成以全国煤炭交易中心为主体、区域煤炭市场为补充，与我国社会主义市场经济体制相适应的统一开放、竞争有序的煤炭交易市场体系，为实施电煤市场化改革提供比较完善的市场载体。煤炭工业协会在发展改革委指导下做好衔接协调，研究制定交易规则，培育和发展全国煤炭交易市场体系。
——完善煤电价格联动机制。继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。鉴于当前重点合同电煤与市场煤价格接近，此次电煤价格并轨后上网电价总体暂不作调整，对个别问题视情况个别解决。
——推进电煤运输市场化改革。铁道部、交通运输部要加强对有关路局、港航企业的指导，完善煤炭运力交易市场，依据煤炭供需双方签订的合同和运输能力，合理配置运力并保持相对稳定，对大中型煤电企业签订的中长期电煤合同适当优先保障运输。对签订虚假合同、造成运力浪费或不兑现运力、影响资源配置的行为要依法依规加大惩罚力度。铁道部要周密制定电煤铁路运输管理办法，进一步建立公开公平的运力配置机制。
第2篇：电力交易市场化范文
关键词：技术交易；成果转化；运作管理
随着国家把科技创新作为基本战略，大幅度推进科技创新能力提高，我国技术交易规模稳步扩大，技术市场日趋活跃，科技成果转移转化的效率也逐步提高。但是技术交易的市场化运作还有待加强，应通过机制体制创新实现其快速发展，促进科技成果转化[1]。黑龙江省依托高校、研究机构众多的资源优势，借助政策驱动，科技成果不断增加，伴随着科技服务业规模不断扩大[2]，技术交易市场不断活跃。
1黑龙江省技术交易市场现状
“十二五”以来，黑龙江省持续加强技术市场服务体系建设，创新技术市场服务理念，健全技术转移机制，推动技术市场发展，在建设科技成果转移转化服务体系、搭建技术转移转化公共服务平台、强化技术转移在大众创新创业中的实践作用等方面取得了显著成效，技术交易的规模和水平稳步提高，技术交易总量增势明显。龙江技术市场已成为集聚多方资源，结合科技推广、技术交易、科技评估、科技中介服务、科技会展等多功能于一体的科技成果交易大市场。2012年技术合同成交额突破100亿大关，提前三年完成“十二五”目标。2014年技术合同成交额达121.21亿元，共成交技术合同2134项，平均每项技术合同成交金额567.97万元[3]。
2黑龙江省技术交易市场化运作管理问题
2.1黑龙江省技术交易对经济促进的区域性差异较大。部分地区技术交易对经济促进能力较弱。部分经济发展较弱的地区技术成果需求较低，而且技术成果对经济提升能力较差。2014年，哈尔滨市登记技术合同1005项，占全省的47.09%，占全省的30.41%；大庆市登记技术合同81项，占全省3.8%，从技术合同成交额分析，排在我省技术交易前六名的是省本级合同登记站、哈尔滨、大庆、绥化、齐齐哈尔、牡丹江，合计占全省成交额的99.51%。
2.2部分产业技术交易活跃度较低。2014年，在社会经济目标构成中，社会发展和社会服务、能源生产、分配和合理利用、农林牧渔业发展、其它民用目标成为主要目标，成交额占全省总成交额94.07%。其中，以促进社会发展和社会服务为目标的技术合同占全省技术合同成交额44.58%，所占比重位居各类合同之首；能源生产、分配和合理利用的技术合同占全省成交额的36.85%，位居第二位；农林牧渔业发展技术合同占6.39%；其他民用目标占6.25%。数据说明一些行业参与技术成果的转化的热情较低，尤其是农业技术成果转化能力较弱，与我省农业大省的地位相差较大。
2.3公共财政支持的计划项目成果转化率有待提高。统计数据显示，2014年，共有582项各级政府科技计划项目通过技术市场转移、转化，成交金额17.56亿元，占全省总成交额14.49%。各类计划项目中，地市县计划占计划内项目成交额的80%以上，达81.38%。各级政府科技部门公共财政的投入项目的转化率有待提高。
2.4技术交易分析机制不健全。技术交易的数据不完整、报送体系不健全，缺乏对数据质量的有效控制以及对区域、行业的技术交易数据的更新，缺少技术交易数据的实时监测、深度分析，缺少对经济走向、行业发展、区域经济发展的预测预警。
3黑龙江省技术交易市场化运作对策
3.1建设技术交易促进黑龙江省经济发展的长效机制。充分发挥政府的调控、激励机制；引导企业、科研院所、高校加大科技成果转化的力度，增强技术市场的供应能力；提高技术成果的评估能力，控制技术成果转化的风险。
3.2丰富、完善黑龙江省技术交易市场机制。支持鼓励科技成果转化参与主体以多种方式进行科技成果转化；构建技术成果推广平台，通畅技术成果供求双方的信息渠道；完善技术市场的配套组织，为技术成果的交易提供金融与法律等专业的保障。3.3建立技术交易数据统计分析制度。发挥省科技成果转化服务平台的网络作用，在各省科技局、高新区、技术交易密集县市及重点行业、典型企业设立技术交易信息采集点，不断更新技术交易和行业区域数据库，完善技术交易统计指标体系。
3.4建立公共财政支持计划项目成果转化长效机制。国家公共财政投入的重大科技计划项目的转移和扩散是技术转移的薄弱环节，政府计划项目应建立从立项到转移的有效机制，加强过程监管，强调转化成果。
3.5构建技术交易大数据的预测预警系统。研究技术成果转化的评价机制，制定基于数据量化的技术成果转化评估体系，打造一个基于技术交易数据挖掘的全省智能经济分析系统，实现技术交易的总量、分布、模式等方面的动态调控，准确预测和定位全省区域经济和产业发展中的重大、共性和急迫性的技术需求，为发挥技术交易调控作用促进经济增长提供决策咨询。
4结论
综上所述，技术交易市场化对于科技成果转化效率提高具有重要作用，同时带动地区经济社会发展，这要求政府相关部门对我省技术交易市场存在的差距与问题引起足够的重视，加强技术交易市场化运作过程管理，完善激励制度，进而提升技术交易市场化程度，促进科技成果快速高效转化。
参考文献
[1]黄晓艳.让技术交易更加市场化[J].高科技与产业化.2014.1:78-83.
[2]薛富宏.黑龙江省科技服务业发展水平评价研究[M].哈尔滨：哈尔滨理工大学,2014.
第3篇：电力交易市场化范文
部结构采用M52～90地脚螺栓连接。具有螺栓数量大、间距小、圆形分布、倾斜直埋等特点，不同于主厂房锅炉柱脚、设备或套筒结构钢内筒等结构的地脚螺栓，在火电建设中未见有类似工程案例，因而总结施工工艺，对今后类似工程提供借鉴价值。
关键词：自立式 钢烟囱 倾斜 直埋 地脚螺栓
1 工程概况
本工程结构顶标高+240m，筒身内径Φ7300mm，两只钢筒自1.5m～98.96m筒身相向倾斜，斜率为0.014，
98.96m以上斜率为0。钢管支撑布置在两只钢筒中心线的平面外侧，两根主立管规格Φ2000*40mm从1.5m标高筒座环壁引上，在约80m标高处合二为一，再往上至218.0m标高筒身抱箍上，南北视图呈直角三角形布置。
筒体、支撑及附件总重约3600t，通过四个钢筋混凝土环壁传给基础承台。混凝土筒座环壁表面倾斜与上部结构轴线垂直，2只钢筒和2根支撑管通过同样倾斜的462根M52直埋地脚螺栓和110根M90直埋地脚螺栓与环壁相连，并设有剪力槽，法兰底部设置对应剪力件，砼与法兰之间用H70灌浆料填充。螺栓定位精度和施工质量直接影响到底法兰、法兰压板的穿孔率和整个结构的安全性。烟囱基础环壁地脚螺栓分布如下图所示：
2 质量标准
在项目划分表烟囱单位工程――基础分部工程最后增加06地脚螺栓分项，及0601地脚螺栓安装检验批。并考虑：①参照主产房及锅炉基础相关标准，直埋地脚螺栓安装允许偏差为：同组螺栓中心位置偏差±2mm，顶标高允许偏差+5～+10mm，垂直度偏差小于L/450。②烟囱基础施工图总说明：地脚螺栓采用45#钢直埋型，因此在施工过程中禁止采用直接点焊螺栓或螺母固定的方式。③烟囱上部结构施工图总说明：支座环（底法兰）上螺栓孔的允许偏差，孔与孔之间尺寸，不超过1.5mm，孔径不超过1.5mm。④但又不宜忽视螺栓数量大、间距小、圆形分布、倾斜直埋、环壁内钢筋较密等实际存在的困难，以及烟囱底法兰不同于主产房及锅炉钢柱、设备底座等工厂化制作好后再运现场安装的情形，而是可以根据定位后的螺栓坐标现场加工开孔，因此照搬照抄主产房及锅炉基础相关标准用于本工程过于严格。
综合以上因素，要求对每根螺栓独立控制：①螺栓顶中心坐标允许偏差±4mm。②螺栓顶标高允许偏差+5～+10mm。③垂直度不便测量，改为控制锚固板中心坐标偏差±4mm。④由于螺栓丝牙长度有限，定位板和锚固板面标高允许偏差±10mm。⑤螺栓、螺母禁止电焊。⑥锚固板底部螺母必须贴紧，定位板上下螺母必须拧紧等。本工程按以上标准安装及验收均一次合格，且未影响后序法兰等钢构架安装。
3 施工准备
以单个小基础（斜撑基础）为例：①基础承台混凝土浇筑前应布置好地脚螺栓敷设架埋件，由于环壁竖向插筋密集，埋件不宜过大，选择T1515。埋件应尽量避开插筋，实在无法避开的允许将钢筋折弯后避开敷设架埋件。埋件的顶标高平承台混凝土面。②环壁中心附近的承台顶面，留设5块T3030埋件，用于搭设测量平台。③基础承台大体积砼保温结束后，进行底板清理，定位轴线测设，弹线放样，轴线验收等工作。④需要用到汽车吊、电焊机、全站仪、水准仪、钢卷尺、撬棒、小锒头、样冲等机械和工器具。⑤编号及坐标计算：以1#钢筒为例，同一角度内外两根螺栓编为一组，同组栓锚固板与螺栓顶编号相同，M52螺栓以数字顺时针编号1～120，M90螺栓以大写字母顺时针编号A～K，在CAD中建模，利用list命令查询锚固板与螺栓顶坐标。
4 施工过程及工艺
①敷设架安装：敷设架垂直立于基础承台面埋件上，底标高-1.5m，高度3.6m。立拄选用L75*6，横杆和斜撑选用L63*6。锚固板和定位板的位置暂时空着，待后面根据倾斜角度边测量边安装。敷设架必须有足够的刚度，并留有一定的安全系数。②锚固板、定位板安装：M52螺栓每组内外两根共用一块锚固板（定位板），规格-550×160×28（-550×160×18），开孔尺寸2*Φ54。M90螺栓编号A～K共11根，锚固板和定位板均为整块马蹄型，宽度280mm，开孔尺寸11*Φ92。确定锚固板、定位板、螺栓安装的相对位置。根据设计倾斜角度，计算出锚固板横杆（材料L63*6）两端标高，用水准仪、钢尺在敷设架立杆上标出，焊接固定后，整圈锚固板横杆应该形成一个平行于法兰的倾斜面。在环壁中心搭设3m高测量平台，测量平台必须有足够的刚度，保证测量过程中不晃动，实际将测量平台与敷设架连接，以增加二者整体稳定性。在测量平台大致的中心位置架设全站仪，以厂区坐标控制点为后视基准点，按锚固板标记点坐标理论值，定位锚固板。由于螺栓数量多，完全靠全站仪测量定位锚固板的工作量太大，而大部分M52螺栓的分布是按圆心均匀分布的，所以可用套模样板加快安装速度。实际利用15mm厚双面胶合板，切割成约1.5m长圆弧板，可包含约8组螺栓。全站仪定位选择其中任意4个坐标测量，其余用圆弧板定位。连续两次使用圆弧板必须有重叠，重叠范围至少1组螺栓，以消除累计误差和校核前次圆弧板定位的精确度。定位板横杆安装与锚固板横杆相同，但为便于螺栓吊装和控制螺栓顶坐标，定位板横杆焊接固定好后定位板暂不安装。③地脚螺栓安装：M52螺栓（55kg/根）、M90螺栓（150kg/根）用汽车吊配合吊至敷设架内，穿过锚固板对应螺栓孔，将底部螺母和定位板下方的一个螺母拧到指定丝牙位置。将定位扳搁置在横杆大致位置，再将螺杆从底部反穿过定位板，拧上最上面一个螺母，将螺栓挂住。
在测量平台大致的中心位置架设全站仪，以厂区坐标控制点为后视基准点，按螺栓顶中心点坐标理论值，定位定位板和螺栓。
借鉴锚固板的安装经验，用全站仪和圆弧板顺序测量螺栓顶中心坐标，微调时可利用撬棒撬或小锤子敲击，然后将定位板临时点焊。如图所示：
再利用水准仪测量螺栓顶标高，通过调节夹住定位板的上下两个螺母调节螺栓标高，调整到位后，将两个螺母并紧、定位板焊死。然后再次复测螺栓顶中心坐标，此时定位板已不可调节，但偏差已相当小，只需利用螺栓与锚固板、定位板开孔的间隙即可调整到位。
④验收及丝牙保护：安装完毕经验收，全部符合要求后，应及时对所有螺栓上部的丝杆采取保护措施，以免在后续施工中损坏丝牙。先给丝杆涂上一层黄油，再用塑料纸进行包裹，包括定位板下方的部分。因为定位板以上外露部分较短，所以未使用硬套管。
5 其他注意事项
①敷设架、锚固板、定位板、测量平台等焊接尽量对称进行以减少焊接变形，且应在最后一次复测和微调螺栓顶中心坐标前完成。②安装前应对螺栓及螺母进行验收，以防有不配套的情况出现。③夏季施工，需考虑温度的影响。④浇筑混凝土时，要采取措施锚固板下方容易空鼓，以及混凝土积聚在锚固板上使敷设架变形、螺栓移位，混凝土浇筑完后应复测螺栓顶中心坐标。
6 结束语
随着各项施工工艺的不断完善、总结、提高，在电力行业、化工行业、道桥建设中，甚至民用高耸建筑领域，这种结构，这种高密度倾斜直埋螺栓的应用必定还会有其前景。希望本文能为今后类似工程建设提供一定的借鉴价值。
参考文献：
[1]李棒.自立式钢烟囱的设计[J].科技信息（科学教研），2008（11）.
第4篇：电力交易市场化范文
二十世纪八十年代，以英国为首的西方国家为提高资源利用效率，降低电力生产成本，提高服务水平，开始对电力工业进行市场化改革，打破了传统电力工业一体化管理模式，实行厂网分开，输配分离，竞价上网，电力工业开始从垄断经营走向市场竞争。严格管制、高度垄断、垂直管理等电力工业所具有的传统属性随着市场竞争机制的引入而逐步减弱。新的市场交易机制的形成和运做提高了电力工业的效率，同时也给各个市场主体带来前所未有的市场风险，特别是价格波动的风险。2000年夏季美国加州电力危机的出现以及最近世界最大的电力和能源服务商安然能源公司的破产使人们对电力市场运营的复杂性有了一个新的认识。在满足全社会利益最优的条件下如何稳定现货市场，使电力市场的参与者能有效地防范和回避市场风险，已成为电力市场稳定发展的重要保证。
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。
差价合约的成交价格反映了人们对这种差价的预期值，其可能是正值，也可能是负值，还可能是零。当市场预测现货市场中某个区域的分区电价可能高于系统电价时，差价合约的成交价格为正。反之，成交价格为负。预期相等时，成交价格为零。
第5篇：电力交易市场化范文
“中国的自愿减排目前只是星星之火，两三个月才出来一单。”北京环境交易所(下称北京环交所)副总经理刚博士有些无奈地告诉本刊记者。
一年前，中国企业首度进行碳交易。2009年8月5日，天平汽车保险股份有限公司(下称天平公司)从北京环交所购买了一件看不见抓不着的东西――8026吨碳权。这是中国企业第一次以碳中和为名的自愿买碳行为。
天平公司花了28万元所买的，其实是“自愿减排额度”(VERs)，是北京奥运期间，市民响应“绿色出行”活动，乘坐环保交通工具所产生的碳权。
天平的买碳壮举，目前看来，依旧只是株孤零零的小苗。要让碳的国内需求起飞，得需政府的助力。
今年10月下旬，国务院在下发的《国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》中首次提到，要建立和完善主要污染物和碳排放交易制度。这是国家第一次在官方文件中提到碳交易，即传递了一个政策信号――国家高层明确了建立国内碳交易市场的态度。
那么，中国碳交易市场逐步打开，碳价如何确定?对传统产业和新兴产业各意味着什么?中国自己的碳交易之路应该怎么走?
碳价几何?
《中国经济和信息化》：中国的碳交易价格是如何确定的?北京环交所的碳交易价格是多少?
刚：碳能成为商品，是因为欧洲排放贸易的制度要求，碳价多少，欧洲理所当然处于决定地位。在这种情形下，中国在碳价格方面还没有定价权。
国际碳市场最重要的价格是欧盟碳配额价格，价格波动则受多重因素影响，如经济因素、经济周期、相关能源价格、短期政策因素等，天气因素也会对碳价构成影响。
中国企业参与的碳交易主要涉及的是CDM(清洁发展机制)项目产生的碳信用额度的价格。欧盟碳配额价格上升时，中国的碳信用额度价格也上升，但后者的价格通常比前者低一些，单价差价最高可达8欧元，大部分时期差价比这个小得多。
自愿减排项目产生的碳信用额度的价格更低，这由减排项目标准的严格程度和自愿减排市场规模大小所决定。目前欧盟碳市场价格为15欧元，吨左右。CDN项目产生的碳信用额度价格一级市场为10欧元，吨左右、二级市场为12欧元，吨左右。
北京环交所参考了世界一些场外交易市场的价格，目前自愿减排项目产生的碳信用额度定价是35元，吨，是否科学还有待观察。
几家欢乐几家愁
《中国经济和信息化》：碳交易市场的建立将给钢铁、煤炭等传统行业带来什么影响?对新能源行业又意味着什么?企业需要如何应对?
刚：应该说碳交易市场的发展对这些行业都是巨大的机遇。碳交易是市场化配置资源的基础性制度，它有效的提供了一个激励给企业，使企业自主的减排行为成为企业福利增进的源泉。
对于新兴行业来说，中国碳交易市场的建立将给这些行业产生的碳信用额度提供交易和增值的机会，提供给企业一个新的利润增长点，是市场化补贴新能源产业发展的手段，对新能源等新兴产业的商业化开发和利用有好处。另外，中国碳交易市场的建立还能诱发企业的学习效应和规模效应，促使企业成本的降低。
对于钢铁、煤炭等能源密集型传统行业来说，碳交易市场为那些积极减排的企业提供了出售配额或碳信用额度的获利机会，同时也为那些减排成本较高的企业提供了灵活、低成本地完成减排目标的方式。
企业对于碳市场的发展除加大投资开发低碳技术以外，还应该加强对碳市场的认识，关注碳市场政策发展动向，评估自身碳减排潜力，建立碳资产管理制度。积极参与碳市场交易，积累碳交易环境下的知识和能力，为碳市场的全面到来做好充分的准备。
中国特色碳交易
《中国经济和信息化》：有专家称，中国发展碳交易要遵循先自愿后强制、先现货后期货的顺序，你怎么看?
刚：中国碳排放交易体系建立的初期目标是企业不应承担过多的责任，特别是不应承担碳排放总量绝对控制的责任。第一阶段，中国的主要任务应该是设计出合理的激励碳价，以此促进低碳技术的准备和成熟，为碳的总量限排打下基础。
国际上碳交易的现货市场出现不久期货市场就迅速发展了，自愿市场很大程度地依附于强制市场，所以基本上不存在一个先自愿后强制、先现货后期货的次序。中国首先要做的是选择一个先行行业和先行区域，明确实施强制减排。发出强制碳减排的信号，才会有能力建设自愿市场，并让它得到较大发展。
《中国经济和信息化》：在北京环交所的实践过程中，您觉得在中国建立碳交易市场有哪些困难?原因是什么?
刚：没有强制减排碳交易体系是中国碳交易市场困难的根本原因。自愿减排行动受企业认识和能力的限制，受发展阶段的限制，很难承担起中国节能减排的重任。同时，企业的自愿减排构不成制度要求，形不成规模和制约力。
《中国经济和信息化》：如何既保证中国经济发展质量，又利用市场机制激活国内碳交易市场?中国应该选择什么样的发展道路?
刚：中国的工业化发展处于中后期阶段和城市化进程尚待持续，以及能源结构改进余地偏小，决定了中国碳排放绝对增长是客观需要。因此，中国第一阶段的强制设计方式应是：控制碳排放增长的速度，而不是排放的绝对数量，通过对高排放行业的现有设施实施排放限制，对新增和新建设的排放设施实施较高的技术标准组织生产。碳配额的交易就可以在现有排放企业间进行了。这样实际控制的是碳排放增长的速度和强度。
中国碳交易发展的终极模式，和欧洲的碳市场不会有本质的区别。如果说有区别，也只是在制度设计上，更符合中国自身的需要，但只是局部的创新和细微的调整，属于微创新和微革命的范畴。世界碳市场的发展已经为中国积累了理论和实践的多重样本和经验。
此外，建立碳交易试点也很有必要。碳试点能够帮助企业实现低成本减排，还有实现碳价格的功能，任何市场的发展都需要一个价格信号和激励。
试点先行
《中国经济和信息化》：目前在中国选择碳交易试点的标准是什么?
刚：对于试点区域的选择，至少应当符合两个标准：整体经济发展水平较高和地域范围具有一定广度。区域内对能源生产和能源密集型工业要有一定区位优势，这样碳排放体系对地方经济发展更具有无损性；地域范围方面，要避免或减轻“排放转移”的问题。要让市场具有足够的容量和交易主体；另外，区域经济发展特征、自然条件应当有较大差异。
这是由碳交易试点的任务所决定的。因为中国经济发展和自然条件在东、中和西部之间相差较大，如何平衡这些区域之间的利益关系对于碳交易试点很重要。而碳交易试点要为更大地域范围内的碳交易积累有价值的经验就应当具有与全国经济发展和自然条件相近的特点。
另外，根据中国经济发展的现状。可以将全国划分为三种类型的减排区域，分别是先行核心减排区、预备减排观察区和自愿减排区。碳交易试点应当从先行核心减排区开始。
第6篇：电力交易市场化范文
为了有效缓解实体经济企业困难、应对经济下行压力、增强经济可持续发展能力，日前，国务院出台《降低实体经济企业成本工作方案》（以下简称《工作方案》），将降低能源成本作为降低实体经济企业成本六大途径之一。这是基于我国实体经济用能量巨大，用能成本相对较高，不同能源行业市场化程度不同，不同能源品种价格下降空间不一而做出的科学决策。
加快推进能源领域改革，放开竞争性环节价格。《工作方案》明确提出，2017年基本放开竞争性领域和环节价格管制，形成充分竞争的机制，使能源价格充分反映市场供求变化，提高价格灵活性，突出强调做好以下两个方面的工作。一是加快推进电力、石油、天然气等领域市场化改革。尽可能在上述各领域、各环节打破垄断，引入竞争机制。二是完善光伏、风电等新能源发电并网机制。在当前能源和电力需求增长趋缓的形势下，随着可再生能源开发利用规模不断扩大，部分地区也出现了较为严重的弃风弃光弃水等突出问题，必须加以妥善解决。
加快推进电力体制改革，合理降低企业用电成本。《工作方案》将降低企业用电成本作为降低企业用能成本的最有力、最直接、最有效的手段。明确要求以进一步深化电力体制改革作为推动电力价格下降。一是加快实施输配电价改革试点。2014年，先行在蒙西、深圳电网启动输配电价改革试点。2015年，将试点范围扩大到湖北、安徽、云南、贵州、宁夏等5省区。2016年，进一步扩大到北京、天津、山西、陕西、江西、湖南、四川、重庆、广东、广西等12个省级电网和华北区域电网，同时将开展电力体制综合改革的试点省份也要纳入到输配电价改革试点。目前，国家发展改革委正在统一组织对上述试点地区的电网公司交叉开展成本监审。二是积极开展电力直接交易，扩大市场化交易电量的比例。2016年3月，国家电网公司和南方电网公司分别挂牌成立北京电力交易中心和广州电力交易中心。国家电网公司经营范围内的山西、湖北和重庆很快成立电力交易机构；南方电网公司经营范围内的广东、广西、贵州和云南也相继成立股份制的电力交易中心。三是继续实施好煤电价格联动机制。2015年，经过国务院批准，国家发展改革委对外公布了修订完善的煤电价格联动机制。主要内容归纳为“一个公开、四个明确、一个区间”。即电煤价格指数公开，明确依据、明确计算价格公式、明确周期、明确执行时间，电煤的波动区间30―150元。2016年1月份，通过实施煤电价格联动，燃煤机组上网电价、一般工商业电价平均降低每千瓦时3分钱。四是简化企业用户电力增容、减容、暂停、变更等办理手续，缩短办理时限。2016年6月30日，国家发展改革委下发了《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》，主要思路是：第一，要放宽基本电费变更周期，按容量申请由一年一申请调整到一季一申请，按最大需量计费的，由按季申请调整到按月变更。取消对暂停用电次数的限制。第二，将一年内规定暂停两次修改为不做暂停次数限制。第三，暂不执行申请过减容或暂停用电的两年内不得再申请减容和暂停用电的规定，暂不执行新装、增容用户两年内不得申请减容和暂停用电的规定。
释放能源价格改革红利，有效减缓企业负担。随着《工作方案》逐步落实，企业用能成本将进一步下降。一是降低输配价格。初步核定蒙西、深圳和2015年试点的5省区在第一个监管周期输配电后形成的降价空间80亿元。可以预计，2017年，在全国范围内推行输配电价格改革带来的降价空间更大。二是降低交易成本。今年市场交易电量占总消费量的比例尚不到20%，随着电力交易市场的不断扩大，企业用电支出将进一步减少。三是降低天然气价格。近两年，我国推行“净回值”法天然气价格机制改革，实现存量气与增量气价格并轨，调整了天然气门站价，非居民用气最高门站价格每千立方米降低700元，考虑到地方根据各自情况调整非居民用气销售价格的工作尚未完成，政策效果将进一步显现。
第7篇：电力交易市场化范文
关键词：电煤管理；价格联动；电价改革
一、当前电力企业生产经营面临的困难
发电企业面临电煤供应不足、燃料成本大幅上涨、电价不能及时联动、利润将大幅下降等问题。
1、电煤供应得不到保证。近几年，由于新建装机大幅增加，而煤炭产量和铁路运力没能同步增加，造成煤炭供应偏紧和铁路运力严重不足，2008年全国重点电煤订货合同总量只能满足发电企业用煤的50-60%左右，其余用煤完全靠市场采购，数量和价格都很难落实。近年尽管电煤库存逐步回升，但由于各主要耗煤行业压缩的煤炭需求得到释放，用电需求大幅增长，加上铁路运力的瓶颈制约，全年电煤供求形势不容乐观。
2、电煤价格上涨和煤质下降增加成本。除电煤价格直接上涨外，电煤质量下降也变相提高了煤价，增加成本。据统计，2000年，全国原煤平均发热量为5082大卡，2007年原煤平均发热量为4539大卡，下降了10.7%。2000年至2005年，山西全省电煤发热量下降741大卡，如果按标煤单价300元/吨计算，意味着吨煤成本提高32元/吨。电煤价格的大幅上涨和质量的下降，造成发电企业的成本大幅上升。
3、发电量减少影响销售收入。受新投产机组迅猛增加的直接影响，发电企业发电设备利用小时数明显下降，据统计，2007年，全国60万千瓦以上电厂发电设备累计平均发电利用小时数为5011小时，同比下降187小时，其中火电利用小时数为5316小时，同比减少296小时。
4、利润将大幅下降。受燃料成本大幅增加、运输费用大幅提高、发电利用小时下降、销售收入减少以及电价不能及时联动等多重因素影响，主要发电企业利润大幅下降已成必然趋势。据五大发电集团估计，仅2008年电煤价格上涨导致燃料成本上升就将超过300亿，占五大发电集团2007年320亿元利润总额的93.8%。大唐、华电、国电和中电投等四大集团都已出现集团性亏损。可以说，发电企业生产经营形势非常严峻。
二、对我国电煤管理、电价改革等相关问题的思考和建议
（一）电煤问题必需深化改革，采取综合措施加以解决
1、完善电煤管理机构。2002年电力体制改革后，电煤供应协调管理的机制和职能严重缺失。
从行业和企业来看，原有的国家电力公司到网省电力公司燃料体系已经打破，但新的从发电集团公司到基层发电企业的燃料体系没有完全建立起来，缺乏有效的电煤行业协调机制，使得无论是产运需衔接过程中的问题，还是电煤供应中统计信息收集问题，都遇到了较大困难。从国家层面来看，电煤管理的职责似乎是在国家发改委，但职能分散在几个专业司局里，缺乏一个综合的、权威的机构来实施电煤管理，致使多年来电煤的生产、供应、价格问题一直成为相关单位比较头痛的“大事”之一。
2、加强煤炭宏观调控。面对日益突出的电煤矛盾，加强煤炭的宏观调控可谓当务之急。这方面需要做的工作很多，笔者认为，目前要从以下三方面入手：首先是要增加供给。从理论上，价格是供求的直接反映。电煤供应紧张和价格上涨，说到底还是供求形势所决定，说明需求的增长超过了供给的增长，前述的数字已说明这个问题。要解决这个问题，无非是从两方面下手，一方面是减少需求，即减少电厂投产，减少发电，从而减少对电煤的需求。另一方面是增加供给，目前看虽然也面临不少困难，但相对来说比较现实。而增加供给的根本办法是要增加产量。因此建议国家要加大新煤炭建设的力度，加快建设大型煤炭基地，培育大型煤炭企业集团，同时加大老矿更新改造力度和安全生产的投入，挖掘生产潜力，增加煤炭产量，保障电煤供应，增加有效供给。
三是要建立有效的协调机制。由于电煤的生产、运输、消费牵涉到煤炭、铁路（也包括交通）、电力等众多行业，而这些行业的管理水平、发展水平、市场化程度、行业特征都存在较大差异，在煤炭的生产、运输、消费整个产业链上必然存在不同的利益和矛盾，因此，建立有效的电煤协调机制尤为重要。建议国家要加快建立解决煤电运衔接平衡的长效机制，统筹各行业对电煤和运输能力的需求，将应急状态逐步转入正常的经济运行状态，建立健全常态电煤供应机制，避免再度出现电煤制约性的电力供应紧张局势。
3、尽快建立电煤交易市场，促进电煤交易的数量和价格长期稳定。电煤的生产、供应、价格与发电企业息息相关，影响甚大。建议国家要抓紧对建立煤炭交易市场和期货市场进行研究，尽快创造条件设立集中的煤炭交易市场，促进大型发电企业与主要煤炭生产企业签订中长期煤炭供用合同或合约，既可以反映市场供求，更好地发挥价格信号的引导作用，又可平滑煤炭价格波动带来的影响，规避市场风险，同时可以大大地减少电煤交易成本。
4、采取有效措施，保证电煤合同有效执行，保持电煤价格相对稳定。一是要加强对煤炭订货合同执行的跟踪检查，合同一旦签订，要求煤电双方企业都必须保质保量保价履行合同，不得随意变更合同内容或不执行合同，提倡诚信经营，着眼长远发展；二是要关注和协调煤炭、电力两种体制和两种市场形态所带来的不配套、不协调的现实情况和矛盾，加强协调和指导，在煤电价格不能及时联动情况下，要求煤价不涨或少涨，敦促大型煤炭企业尽社会责任；三是在特定和非常时期，比如煤炭价格剧烈波动时，可依据国家有关规定，对煤炭价格采取干预措施，包括对电煤实行最高限价或实行重点大型煤炭企业煤炭提价备案制度等，加强政府对电煤价格适当而必要的调控。
（二）煤电价格联动机制需要完善和改革
1、煤电价格联动机制存在不足。煤电价格联动政策在电力市场化改革不到位的情况下，不失为一种行之有效的临时价格调整措施，也发挥了积极的作用。但不可否认的是，这种机制也存在许多不足，表现在：从宏观和机制层面看，这种机制仍是典型的成本推进型价格上涨模式，与市场供求基本脱节，与电力市场化改革的方向相去甚远。从实施和技术层面看，一是实施这种机制要进行大量测算、协调，费时费力，管理成本比较高；二是由于在电煤数量、统计、价格、成本等方面与企业的信息不对称，最终电价上涨幅度也不一定科学合理；三是测算和计价的基础不够完整。
2、煤电价格联动机制改革和完善的思路。从长远看，走彻底的煤电市场化改革道路是解决煤电价格矛盾的唯一和根本的出路。要按照国务院相关文件的要求，进一步深化电力体制改革，加快电力市场化改革进程，在坚持放开煤价的基础上，放开上网电价，由发电企业根据成本及市场供求情况自主确定上网电价，或在电力市场中竞价上网，并实行上网电价与销售电价的市场联动，将发电市场与终端用户紧密连接起来，让电力用户体会和感受到发电市场甚至是煤炭市场的波动变化，让价格充分反映市场供求的变化及资源的稀缺程度。从近期看，要进一步完善煤电价格联动机制。由于受多种因素的制约和影响，电力市场化改革进展缓慢，近期完全放开上网电价的愿望还难以实现，在一定的时间内，煤电价格联动机制仍将实施。
（三）着手研究煤电价格联动方案，适时疏导电价矛盾
第8篇：电力交易市场化范文
日本电力在1951年5月以后，放开实行民营化，就形成了区域垄断的9家电力公司，这9家电力公司在区域都是实行发、输、配垂直一体化的管理体制。由于日本的一次能源基本都是依赖进口，9大电力公司之间电源结构趋同，因此在国内不存在北电南送、西电东送问题和电源结构调整的问题。9大电网之间是弱联系，交换的电力和电量很少。
日本政府由通产省负责对电力实施管制。管制的主要内容是：电价、环境保护和规划。电价管制的原则：一是成本主义原则——按完全成本作为核定电价的基础；二是共同报酬的原则——合理的利润，最早的总资本报酬率为8％；三是公平负担的原则——采用成本加利润的办法。对环境保护的管制主要是限制二氧化碳的排放和对核电建设的环境评价；对规划的管制主要是对长期供求规划和核电建设规划要与电力公司共同讨论。
1999年出台的新电力法是为了促进竞争，实现电力自由化。它的主要内容：一是放开占市场份额30％的特别高压用户（2万伏，用电2000千瓦以上），允许这些用户自主选择电力公司，直接参与电力零售；二是新建电源项目实行招标。新电力法的施行，虽然放开了30％的电力市场，但到目前只有2％至3％的用户更换了供电商。
从2000年3月电力市场放开，实行自由化。政府计划到2004年对现行开放作一个回顾：首先要检查的是自由化以来的实际情况；第二，了解海外自由化发展状况；第三是要检查电力作为公用性事业，在保持其公用性方面做得如何，在此基础上再考虑自由化的范围是否要继续扩大，是不是要全面自由化。
美国：两种方案两个结果
美国电力改革的核心是放松管制，引入竞争，提高效率，降低电价。1978年公用事业管制政策法出台，允许企业建立电厂并出售电力给地方公用事业公司。1992年能源政策法案出台，同意开放电力输送领域，并要求在电力批发市场引入竞争。1996年，联邦能源管制委员会要求开放电力批发市场。厂网分开只明确必需进行功能性分离，分开核算。
美国在放松电力管制过程中，出现了加州大停电和电价飞涨、电力公司申请破产保护这样的重大问题，令政府惊惶失措，令世人震惊。美国的电力改革是从加州开始的，由于充分相信市场的力量，“市场能解决一切问题”，大部分照搬英国改革模式，改革方案中存在固有的缺陷：
一是强迫电力公司出售50％的发电容量，而同时没有要求电力公司和发电商之间签订长期稳定的供购电合同。二是要求电力公司必须100％从现货市场购电，没有期货市场，市场无法提供反映长期供求关系的价格信号。三是缺乏科学合理的价格传导机制，对最终用户的零售价格冻结，而批发市场价格可以大幅波动和上涨，使得处于中间环节的电力公司无所适从，价格倒挂，最终申请破产保护。四是保证电网用电增长需要的供电责任不落实，将这一重大责任寄托于市场的自我调节。另外，环保主义者对环境保护的不切实际的苛求，也是造成加州十年没有建发电机组，投产新的输电线路的原因之一。
美国出现了加州这样的问题，但美国最大的东部PJM&127;电网根据实际情况选择了纵向整合电力改革模式，获得了成功。具体做法是：
1将各电力公司发电、输电、配电、供电进行功能性分离，财务分开核算。将输电分离交给系统独立运行者管理，不要求强制出售发电厂，引入竞争机制，逐步放开供电，用户有权选择供电商。
2PJM负责输电系统经营，进行职能管理，&127;提出输电计划对发电厂进行调度，不拥有输电资产，公平为市场参与者提供输电服务和电力交易市场。
3电力公司及供电商分别对用户供电负责，供电负荷要有发电容量保证并有必要的备用容量，不足将受处罚。
4发电容量来源由三部分组成：（1）本公司电厂；（2）双边交易合同；（3）现货市场和一天期货市场。电力市场交易容量约占15％左右。
5为反映电网内部能力限制和拥堵，电力市场实行分区边际定价机制。
在美国本土的48个州中，现在已有24个州正在制定和实施电力改革计划，其中弗吉尼亚和西部的一些州，已经根据加州出现的情况，决定放慢改革的步骤，内华达州已经决定将电力改革延期4年。
2000年美国联邦能源管制委员会提出要建立区域输电机构，在跨州的一定区域范围内，创造一个中间没有隔离层、没有独断层的完整的输电经营系统。区域输电机构的重要作用，一个是集中精力把输电基础设施建设好，一个是监督系统的运行潮流。
英国：电力市场化改革的始作俑者
英国的电力市场化改革始于撒切尔时代。1979年保守党赢得大选，撒切尔夫人坚信“市场万能”，减少政府对经济的直接干预，廉价出售政府拥有的企业，进行了一系列国有行业私有化改革。并于1988年2月发表《电力市场民营化》白皮书，拉开了电力市场化改革的序幕。
英国电力市场化改革的核心是实行私有化和在电力市场引入竞争。1990年3月31日，按《电力法》形成新的产业结构：国有电力企业被分解为12个地区配电公司、3家发电公司和一家高压输电公司。供电商包括地方供电公司和二级供电商。英格兰和威尔士电力库开始交易，允许大于01万千瓦用户选择供电商。
1990～1996年上述各公司股票陆续上市，完成私有化。1998～1999年，允许所有用户选择供电商；新电力交易规则方案（NETA）出台；2001年3月27日，新电力交易规则施行，以多个市场和双边合同取代强制性电力库。
自行业改革以来，由于引入竞争，加强管理，减人增效，及成本低的天然气发电比重由1％提高到22％等因素，零售电价有较大幅度下降，居民用户价格下降28％；中型工业用户电价下降约31％。此外，政府为减少持续降低电价的压力，在改革之初将电价提高了约25％，为改革和电价降低提供了较宽松的条件和环境。
当不少国家纷纷效仿英国率先推行的电力库模式的时候，英国却又率先抛弃了这一模式，取而代之的是一些新的改革措施：
1.从2001年3月27日起取消强制性电力库，实行新的电力交易规则。新电力交易规则NETA是一个由双边合同形式主导的市场，合约双方包括发电、供电及交易商和用户；供电商和发电商可就将来任何时候买卖电力订立合同；允许电力合同的时间跨度从当天到几年以后，合同需要实物交割；国家电网公司作为系统运营商，接受电力的买卖出价，以平衡1．5小时以内合同交割中出现的供给和需求的差额，并解决输电网的堵塞问题；系统运营商调度电力直到满足需求，市场价格为系统平衡时最后一个发电单位电价；对合约电量和实际电量不符的市场参与方，将按系统平衡时接受的电力买卖的价格支付费用，并且支付系统运营商使系统平衡的成本。
2.纵向整合。供电公司购买发电商，实现发电和售电的自我平衡，目前英国五个最大的供电公司，发电和售电是基本平衡的。
3.横向整合。供电公司之间将出现相互兼并，平均每个供电公司的用户规模将由300万户提高到500万户，实现规模效益。
法国：反对破碎化以实现规模经济
法国电力公司在电力行业中占据绝对统治地位。法电占全国总发电量和装机容量的94％，拥有100％的输电业务，自1958年起拥有75年输电网的独家经营权，拥有全国96％的配售业务，拥有100％的电力进出口业务，2000年全国发电量的16％输出国外，主要对瑞士和英国出口。在欧盟指令的推动下，法国制定并实施了《关于电力公共服务事业发展和革新的法律》，即新电力法。新电力法明确公共服务使命及其资金来源，设立公共服务基金，加入电力价格中，由用户负担；确立供电市场开放时间表和有选择权用户；建立生产许可证制度；设立一个电力监管委员会，经费由财政负担；成立在管理上独立于发电的输电网管理机构；法国电力公司实行发、输、配账目分开；法国电力公司业务经营领域将扩大，允许对有选择权用户提供供热、供气等服务。
新电力法的实施，迈出了电力市场化改革的第一步，在2000年用电量1600万千瓦时以上的拥有选择权的1200个用户中，有20户更换了供电商。法电对电力改革主张纵向整合，实现规模经济，反对破碎化；并要考虑长期发展战略。法电提出到2005年的四大战略目标：一是用户非常满意率达到50％以上；二是集团50％的营业额来自法国境外业务收入和境内非电业务收入；三是集团的经济效益跻身于同类能源服务的国际性集团的前三名；四是法电集团的全体成员与企业的观点和目标保持一致，处处体现企业价值。
尽管有来自欧盟的压力，但法国政府对法电的政策仍没有太大的变化：一是仍与法电签订三年的经济合同；二是没有将法电分解为若干公司的意愿，只是按电力法的规定将其发、输、配业务实现功能分离和财务分开；三是没有将法电私有化的意愿；四是没有要求法电裁减员工；五是没有给法电设定降低电价的目标。
欧盟：倡导建设统一电力市场
欧盟于1996年12月19日一致通过关于放宽电力市场的指令，内容包括：
一、有选择权用户可自由选择供电商，参与的欧盟及欧洲经济区13个国家必须依据时间表开放供电市场。
二、供电市场可采用不同的业务模式。
第三方接入：有选择权的客户和供电商可接入供电网络；允许采用纵向整合化系统，但必须将发电、输电和配电行业的会计账目分开；可采用管制价格或协商价格。
单一买家：有选择权的客户可与独立供电商签订合同，但所有电力均由单一买家供应，而单一买家则按约定价格向合约供电商购买电力。
三、对于发电市场，欧洲国家可选择采用招标机制或许可证制度来监管新的发电容量。
欧盟指令后，整体而言，市场改革步伐比“欧洲竞争指引”的指令所预期的要快得多，在2000年，欧洲市场已开放了80％，远远超过规定的30％。
第9篇：电力交易市场化范文
关键词：欧盟碳排放交易体系 安徽省 碳交易 启示
党的十八届三中全会明确提出推行碳排放权交易制度，建立吸引社会资本投入生态环境保护的市场化机制。国家发展改革委于近期出台了《碳排放权交易管理暂行办法》，规范全国碳排放权交易市场的建设和运行。目前，世界很多国家和地区相继建立或筹建区域性碳排放权交易体系，其中欧盟碳排放交易体系全球最大、最活跃，也相对完备，借鉴欧盟做法，对安徽省探索建立碳排放权交易体系，促进节能减碳、经济发展方式转变及生态文明建设具有重要意义。
一、欧盟碳排放权交易体系概述
欧盟碳排放权交易体系（以下简称EU―ETS）于2005年正式启动，是世界上第一个联合国气候变化框架公约下最大的温室气体交易市场，交易额占全球总交易额的27%。欧盟28个成员国以及冰岛、列支敦士登和挪威等31个国家参与交易。
（一）欧盟碳排放权交易体系原理
欧盟碳排放权交易体系核心原理是“排放上限和排放配额交易”。排放上限是指为体系内受管制企业设置一定温室气体排放配额量。每个配额相当于一吨二氧化碳排放权限。体系内企业必须保证其排放量在配额限定范围内，否则将受到惩罚（试验阶段为40欧元/吨，实施阶段为100欧元/吨）。企业若通过技术手段降低碳排放量，可选择保留多余配额供将来使用或将配额出售给配额紧缺的公司，即排放配额交易。
（二）欧盟碳排放权交易发展过程
欧盟碳排放权交易体系经过第一阶段的试运行和第二阶段的深化，目前已进入了第三阶段。
第一阶段（2005―2007年），为试验阶段，目的是“在行动中学习”，为下一阶段积累经验。交易涵盖的温室气体只有二氧化碳，覆盖的工业设备仅限于火力发电、炼油、钢铁、矿物加工和造纸等少数行业。该阶段每年碳排放配额总量均为22.99亿吨，各工业设备的碳排放配额按历史法计算，单个设备三年的总配额一次性发放，全部为免费配额。第一阶段结束后，剩余配额不能转到第二阶段继续使用。
第二阶段（2008―2012年），在第一阶段所有行业的基础上，将经营欧盟境内航空企业纳入交易范围，碳排放配额总量年均为20.81亿吨。该阶段大部分行业排放设备的碳排放配额仍然采用历史法计算分配，同时在部分行业和地区开始试点拍卖，单个设备三年的总配额一次发放，期末剩余配额可以结转到第三阶段。同时，该阶段引入了《京都议定书》中的“清洁发展机制（CDM ） ”和“联合履约机制（JI） ”。
第三阶段（2013―2020年），交易范围进一步扩大，石化、有色金属、石膏、氨、铝制品等行业纳入交易范围，同时纳入更多种类的温室气体，比如生产硝酸、己二酸、乙醛酸排放的氧化亚氮、铝制品生产过程排放的全氟化碳等。起始年度配额为19.74亿吨，以后每年减少3600万吨。该阶段电力行业配额全部须通过拍卖获得，其他行业设备排放配额采用基准线法计算免费获得，且免费配额占比逐年减少。
（三）配额分配机制
碳排放权交易配额首先由各成员国提交申请，由欧盟委员会审核确定后再反馈落实到每个设施，各成员国的分配总量必须和欧盟委员会的分配总量一致。欧盟碳排放权交易体系对新进者预留并免费分配排放配额，对停工的设施没收原先分配的排放配额。分配方法主要有两种：一是历史法分配。主要应用于第一、二阶段，即选择过去一段时间的实际排放量作为分配排放配额的标准，通常是历史活动和产能的指标，乘以一个统一的排放率，来确定分配给各个设施的配额。二是基准线法分配。该方法由行业内前10%温室气体排放效率最优的设备平均值确定，且不受生产技术、燃料混合、规模、老化程度、气候条件、原材料质量等因素影响。截至目前，欧盟共制定了涉及21个部门的52条基准线，囊括了EU-ETS约80%的免费配额发放。
（四）监测、报告与核查（MRV）制度
欧盟于2004年通过了《温室气体排放监测和报告指南》，指导第一阶段的温室气体监测和报告活动，2007年和2011年对该指南进行了修订，用于第二、第三阶段。温室气体排放的监测和报告是实施排放交易的基本条件和工具，是衡量排放源是否达标的重要依据，也是欧盟碳排放权交易体系与其他国家或国际贸易机制接轨的必备基础。为保证企业报告的真实性，避免企业通过低估排放量而获益，所有纳入排放交易体系的排放活动都要接受核查，通过核查后的排放报告于每年3月31日前提交碳排放权交易管理机构审核。企业逾期如未履约将被处罚，处以罚款、关闭设备、禁止转让配额等惩罚，情节严重追究刑事责任。
（五）碳交易登记注册系统
碳排放配额量作为EU―ETS的核心交易产品，统一存放在登记注册系统账户中。登记注册系统负责跟踪碳交易配额的流转情况，并管理交易帐户。参与EU―ETS的任何机构和个人都要在登记注册系统中开设账户，登记其拥有的配额和交易记录。2013年欧盟通过了新的登记系统法令，规定第三阶段使用欧盟统一的登记注册系统，各成员国现有的登记注册系统仅负责管理本国的账户。配额的签发、转移和注销将记录在欧盟独立交易日志中，交易日志由统一的欧盟管理机构来维护。欧盟统一登记注册系统通过交易日志网站公布可公开的信息，包括账户名单、国家配额分配表、运营商经核查后的排放量、上缴配额量、遵约状态、交易量、交易类型等。
（六）碳排放权交易市场运作
根据欧盟法律规定，EU―ETS产生的碳排放权可在二级市场进行交易，交易产品除了发放的配额外，还可使用一定比例的CER（清洁发展机制项目产生的核证减排量）和VER（自愿减排项目的核证减排量）来抵减其排放量，从而实现了EU-ETS与CDM、JI等机制的系统对接。目前，欧洲碳交易活动主要是在伦敦和莱比锡碳排放权交易所进行。企业和其他参与者可以在市场里直接交易，也可通过经纪人、委托交易所或其他市场中介开展场外交易。碳排放权交易有现货支付、期货支付和混合支付（现货加期货）三种支付方式。排放配额通常采取现货支付。减排信用额度由于项目期长、预期风险大，往往采取混合支付。碳排放权交易所通过制定规则，规范买卖双方支付的进度、条件和比例等详细规则，确保期货和现货可以成功交割，整个EU―ETS实现稳定运行。
二、欧盟碳排放权交易体系的经验与启示
经过近十年的运行，欧盟碳排放权交易体系不仅成功实现欧盟范围内整体的节能减碳，而且为国际碳排放权交易实施进行了有益尝试，并对发展中国家积极参与国际碳减排，建立碳排放权交易体系提供宝贵的经验借鉴。
（一）制定统一的法律与制度是前提
欧盟经过三个阶段的反复实践，通过加强立法和制度建设，制定了统一的法律框架和实施细则，建立了统一的登记注册系统、碳排放监测和第三方核查机构及人员认证标准，设定了欧盟统一的碳排放权配额分配计划，确保了欧盟碳排放权交易的有序开展。
（二）科学设定交易总量是基础
欧盟制定第二阶段碳排放权交易配额时，由于对未来经济增长前景过于乐观，对企业生产开工率估计过高，导致第二阶段ETS系统内投放的碳排放权过多，特别受2008年金融危机的巨大冲击，第二阶段末碳排放权结余高达20亿吨，造成碳价一路下跌至6欧元以下，整个市场长期陷入交易萎缩状态。为解决这一问题，欧盟研究提出了折量拍卖、市场稳定储备等方案，但这些溢出碳权的消化仍需要很长一段时间。
（三）成熟的碳金融服务市场是关键
为解决中小型公司和单个排放设备所有者缺乏资金和专业知识的问题，欧盟积极推动中介机构参与，促进了财务、咨询等服务业的发展。广泛的参与性增强了碳排放权交易金融市场的流动性，并催生出碳期货、期权以及掉期交易等衍生产品，有助于形成更合理的碳市场价格，促进整个碳市场的持续繁荣。同时，参与的中介机构能够对未来减排单位提供担保，也满足了碳排放权最终使用者的风险管理需要，增强了投资者交易的信心。
（四）严格的监测、报告与核查制度是保障
精准的碳排放数据对于制定温室气体减排战略和排放总量至关重要。因此，碳排放权交易体系正常运作需要健全的碳排放量监测、报告及核查（MRV）制度作为保障。欧盟MRV包括监测、报告、核查三个阶段共14个环节，涉及政府主管部门、参与企业、核查机构等多个利益相关方，是开展碳排放权交易的重要基础环节。在欧盟MRV制度中，对核查者的监管十分严格。核查由获得认证的核查者独立、合理和专业地进行，企业报告和核查报告都要公开，接受监督，如发现弄虚作假，核查者与企业一并受罚。
三、对安徽省建立碳排放权交易体系的几点建议
2011年10月底，国家发展改革委批准在北京、天津、上海、重庆、湖北、广东及深圳开展碳排放权交易试点工作，计划到2016年底建立全国范围的碳排放权交易体系。安徽省碳排放权交易体系还处于基础研究和能力建设阶段，与欧盟发达国家和我国试点省份相比，存在很大差距。探索建立安徽省碳排放权交易体系，既要认真吸收欧盟好的经验和做法，更要立足实际，开展符合省情的制度设计，扎实推进相关工作。
（一）准确把握碳排放权交易市场的功能定位
碳排放权交易市场具有市场化手段节能减碳、引导企业转型升级，以及促进碳金融服务发展等功能。安徽省正处于工业化和城镇化快速发展阶段，今后较长时间内能源消费量和碳排放量将继续上升，加快工业发展与降低能耗、保护环境的矛盾将更加突出，经济结构调整面临较大压力。因此，安徽省碳排放权交易要立足市场化减碳功能，充分发挥碳交易市场在碳排放稀缺资源配置中的决定性作用，使环境污染成本内部化，以最低成本实现减排目标，并达到有效应对气候变化，促进低碳经济发展双赢目的。根据相关统计数据，安徽省电力、水泥、化工、钢铁等行业企业规模较大、碳排放量较多，减排目标容易实现，建议将这些行业首批纳入碳交易市场的范围。
（二）加快碳排放权交易相关制度设计
碳排放权交易体系建设是庞大的系统性工作，对安徽省来说是一项崭新任务。建议抓紧组织专家队伍，研究制定安徽省碳排放权交易总体框架，对企业历史排放水平、配额分配方法、核证制度、登记结算平台、交易市场和监管制度等重大问题开展研究。根据相关法律法规和国家统一部署，尽快研究制定细化的操作规则和流程，确保安徽省在碳排放权交易中有统一的标准和依据。
（三）科学制定配额总量及分配方式
安徽省在制定碳排放权交易总量和配额分配方案时，要根据未来经济增长预期，充分考虑能源消费总量增长趋势和结构调整方向，适当控制配额总量，完善配额发放的弹性设计，以保证配额的稀缺性，保持市场交易活跃和碳价的相对稳定。同时要设计合理的碳市场稳定储备方案，以降低经济增长波动对碳市场运行的影响。当前，安徽省要加快建立重点企（事）业单位碳排放报告、监测与核查制度，加强重点单位温室气体排放管控，为开展碳排放权交易提供数据支持，为安徽省2016年底加入全国统一碳排放权交易市场做好准备。
（四）健全碳排放权交易相关保障措施
一是加大资金扶持。建议设立碳交易能力建设专项工作经费，保障碳排放权交易体系以及相关基础研究和能力建设；待安徽省纳入国家碳交易市场后，参照EU―ETS做法，从整个交易总量中拿出一定比例配额进行拍卖，所得资金再设立低碳发展专项基金，用于碳排放权交易市场建设和应对气候变化工作。二是建立激励约束机制。利用财政、金融等手段，优先支持碳减排履约企业申报国家、省节能减排等相关政策支持项目；对不履约企业，建立黑名单制度，各级发改部门不接受其申报国家和省相关财政支持项目；国有资产管理部门将履约情况纳入绩效考核评价体系，与企业负责人的考核挂钩。三是加强能力建设。针对相关部门和重点排放单位，加快开展报送流程管理、核算指南、监测报告、第三方机构核查认证以及第三方管理等内容培训。
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