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篇1
《工厂供电》是电气专业的必修课之一。该课程主要将工厂供电系统的共性归纳为一般原则，将个性结合实例加以阐明，从而使学生了解和掌握供电系统运行规律。由于本课程各章节都结合供电系统生产实例来学习，教学的对象大多数来自包钢供电系统。他们白天在电力系统从事运行工作，休息日来学校学习。本文针对学生与所学专业结合紧密的特点，在教学实践中探索出一种新的教学方法，即理论实践一体化教学法。
一 理论实践一体化教学法的理论基础
从现代教学理论中的建构主义学习理论来看学生的学习过程：“学习是学习者主动地建构内部心理表征的过程，不是把知识从外部搬到记忆中，而是以已有的经验为基础，通过与外界的相互作用来建构新的理解。”在以上思想指导下，针对高等职业（成人业余班）教育，即高职学员边实践边学习专业知识的过程，本人探索出理论实践一体化教学法。理论实践一体化教学法以建构主义学习理论为基础，从根本上改变了传统教学中以教师讲课为主体、学生被动学习、授课内容以教材为中心的教学方式。这种教学法使教师、学生、教材三者之间形成新的、更合理、更科学的关系。
高等职业教育的对象，是已形成思维定势的成人。如果沿袭传统方法进行满堂灌式教育，收效甚微。高等职业教育也有其优势。成人有一定的实践经验和一定的自学能力。因此，由建构主义学习理论出发，以成人实践经验为基础，在教师指导下，通过自学，现身说法，集体讨论学习，以及教师辅导方式，就构成了高等职业教育的新的方式，即理论实践一体化教学法。
二 理论实践一体化教学法的应用
理论实践一体化教学法特别适用于工作岗位与所学专业结合紧密的专业教学。《工厂供电》是一门由实例讲解分析归纳工厂供电运行一般规律的专业课。学生分布在包钢供电系统的各个岗位，很适合理论实践一体化教学。下面就以《工厂供电》的教学为例，对其做一具体介绍。
首先，教师在新课前，根据教学大纲要求布置下次课的教学课题，并对教学课题提出具体要求。如以“工厂供电系统一次系统运行方式”为课题，具体要求：（1）将本厂的一次系统的接线方式画出接线图。（2）分析本厂采用该种接线方式的原因。（3）该种接线方式运行时应注意哪些问题。
其次，实践阶段。学生在供电系统从事运行工作，教师选几个典型工厂作实地调研，既丰富了自己的实践经验，补充了教材不足，也可对学生自学作理论指导，学生根据实践经验，结合对教材的自学，对课题进行学习、解答。
最后，返回课堂。先由几个典型运行实例的学生，分别讲述本厂实际运行方式及“为什么”、“怎么样”的问题，再经全班学生讨论，由其他学生作补充发言或由教师辅导，将几种典型运行方式分析清楚。最后，教师由以上实例归纳出供电系统运行的一般规律，并对全班学习情况进行评价、总结。
通过以上理论实践一体化教学过程，学生在自己已有的经验基础上，吸收全班集体智慧成果，在教师的指导下对当前所学内容有了较全面、正确的理解，最终完成对所学知识的意义建构。理论实践一体化教学法的学习过程：学生由实践到理论，实现了认识的飞跃；教师由理论到实践，也实现了认识的升华。这也符合人类认识世界的普遍规律：理论由实践中来，到实践中去。
理论实践一体化教学法在高等职业教育中主要解决了两个问题：一是理论联系实际的问题，传统教学与实际严重脱节，这是高等职业教育中学生厌学的主要原因。二是学生在自己组织讲课内容时，不仅调动主观能动性，提高自学能力，而且这一过程也能促进学生语言表达能力和逻辑思维能力等综合素质的提高，使素质教育目标真正得到落实。
三 理论实践一体化教学法使用中应注意的问题
为了实现上述两个目标，理论实践一体化教学法在教学过程中应注意以下两个环节：
第一，教师在理论实践一体化教学法中地位的转变：主要指导思想是弱化教师的知识传授作用，强化教师的总设计师、总导演的作用。教师素质要求不是低了，而是更高了。教师既要有理论知识，还要有实践经验，而且还要有组织能力。教师在与学生互助互学中，素质得到提高。
第二，学生在学习过程中成了主人，就要对自己负责，进行探索式学习。除了要克服理论水平差、学习方法不佳等弱点，还要克服传统教学养成的惰性。
四 结束语
篇2
提高电力双边交易的灵活性，促进电力双边交易的大规模开展国外经验已经证明仅仅依靠交易管理机构的“牵线搭桥”很难保证大规模电力双边交易情况下市场的运行效率。为此，各国纷纷在在电力双边交易的售电环节引入中间商从事“转买转卖”和“居中撮合”，降低了交易成本，提高了市场的流动性，从而促进了各国电力双边交易的大规模开展。目前，我国已开展的电力双边交易尚存在市场主体交易积极性不高，缺乏交易自主性等问题。适时引入中间商，对提高市场交易主体的积极性和自主性，进而促进我国电力双边交易的大规模开展具有重要意义。明确各参与主体的责权义务，有利于实现电力双边交易全面、规范的管理，提高管理效率国外电力双边交易中涉及主体较多，因此，各国电力市场对主体的准入、主体应承担的责权义务进行了明确的规定。各交易主体在交易过程中履行相应的义务，由此保证了市场的有序运行。我国开展电力双边交易的过程中，有必要借鉴国外电力交易主体的管理模式，设计符合我国实际国情的规定，有效约束交易主体的行为，确保市场的规范化运作。国外双边交易种类构成对我国的启示(1)大力推进跨区(省)电力双边交易的开展，实现资源大范围优化配置通过对国外典型国家的电力双边交易的分析可以看出，各国跨区(省)电力双边交易占双边交易的比例较大。英国主要有英格兰—威尔士跨区交易;澳大利亚则是通过更大范围内的双边交易建立起了国家电力市场;美国主要依托其区域电力市场，大力开展跨区电力双边交易;北欧四国则依靠统一的交易管理机构(NordPool)，积极开展跨国电力双边交易;欧盟则建立其统一电力双边交易市场。目前，我国已经开展的发电企业与电力用户双边交易主要局限于各省的地域范围内。以省为单位的电力双边交易既不利于各区域内资源的优化配置，也不利于“西电东输”“南电北送”等国家能源战略的贯彻落实。随着我国电力供需紧张状况的缓解，各发电企业为实现较高的发电设备利用小时，都希望在本省以外开拓市场，要求参与跨省、跨区电力交易;用电企业也希望打破地区界限，在更大范围采购电力，降低生产成本，规避经营风险。因此，我国应当借鉴国外经验，发展跨区(省)电力双边交易，实现我国电力资源更大范围内的优化配置。(2)积极开展不同时间跨度的电力双边交易，充分利用不同时间跨度下电力双边交易之间的套利关系，规避相应的市场风险通过对国外典型国家电力双边交易开展情况的分析，我们可以看出各国根据交易时间跨度的不同，建立了不同的电力双边交易。各国的电力双边交易按照时间跨度可以分为:中远期双边交易和日前双边交易。通过赋予各交易主体对于不同时间跨度下各类电力双边交易的选择权，市场中的各个交易主体可以充分利用不同时序下各类双边交易之间的经济套利关系，规避市场中价格风险。目前，我国的电力双边交易种类单一，主要以中长期交易为主，缺乏近期甚至是日前的双边交易，这使得我国电力双边交易市场流动性不足。因此，我国应当尽快完善电力双边交易的时序种类，提高市场流动性，规避市场价格风险。(3)适时开展电力金融双边交易，利用金融工具确保市场的稳定运行国外典型国家电力金融双边交易主要分为:期货交易、期权交易与差价合约交易。国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，各国普遍建立起了电力金融衍生市场，广泛开展电力金融双边交易，电力金融双边交易量占总交易量的比例较大(以澳大利亚为例，该市场的期货交易量占NEM物理能量交易总量的22%)。期权、期货等金融产品的引入为市场参与者管理电力市场的风险提供了有价值的工具。目前，我国尚未开展电力金融双边交易，各市场交易主体缺乏规避市场风险相应的金融工具。随着我国电力工业市场化改革的深入，我国电力市场运行方式将更加灵活，市场参与者将面临更大的交易风险，因此我国应当借鉴国外经验，适时引入电力金融产品，开展电力金融双边交易，确保未来我国电力市场的稳定、高效运行。国外电力双边交易达成方式对我国的启示(1)在双边交易开展初期，应主要开展集中撮合的电力双边交易根据以上对各典型国家电力双边交易开展情况的分析可以看出，在英国、美国等发达电力市场国家，电力双边交易主要为OTC交易;而在俄罗斯等电力市场欠发达国家，主要开展集中撮合的电力双边交易。在电力双边交易开展初期，各项配套机制尚不完善，双边交易面临着信用风险等诸多风险，因此应当大力开展场内双边交易，充分发挥交易管理机构的监管作用和信用保证作用，确保电力双边交易的顺利达成。而在电力双边交易的成熟阶段，各项配套机制均已建立，各市场主体均已相互熟悉，此时应当鼓励场外双边交易，以提高交易的灵活性和市场的流动性。目前，我国尚处于电力双边交易大规模开展的酝酿期，各项政策法规与相应的配套机制亟待完善。因此，在交易方式的选择方面，应在现阶段开展以集中撮合为主的场内交易，而在电力市场成熟阶段适时开展OTC交易。(2)加强电力双边交易电子平台建设，提高电力双边交易的信息化水平电力双边交易的顺利进行，需要以大量的数据信息为支撑，电子平台中技术支持系统的建设是交易市场中不可或缺的环节。在电力双边交易市场成熟阶段，双边交易的类型将日趋多样化，更需要通过电子平台建设以提高双边交易效率。电力双边交易过程中所涉及的数据申报、负荷预测、合同管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息、考核与结算等环节均需要通过相应的技术支持系统完成。这些系统包括:能量管理系统、交易管理系统、电能量计量系统、电能量考核与结算系统、合同管理系统、报价处理系统、市场分析与预测系统、交易信息系统、报价辅助决策系统等。借鉴国外经验，我国在电力双边交易开展过程中应当高度重视电子平台建设，通过制定电力双边交易技术支持系统的实施方案、发展目标和运营规则要求，保证技术支持系统的实用性和适应性，提高电力双边交易的信息化水平。国外电力双边交易机制对我国的启示(1)优化交易管理机制，促进电力市场和电力系统健康发展国外电力双边交易的执行过程中，维护电网安全稳定运行，是电网企业、购售方、售电方共同的社会责任。北欧和英国的电力市场交易机构和电网调度机构在形式上相互独立，但由国家电网调度机构主导电力平衡市场。电网调度机构(系统运营商)主要负责平衡服务而不参与正常的市场交易，有效避免了电网作为自然垄断环节参与经营可能产生的不公平行为。借鉴国外经验，我国在开展电力双边交易过程中，应充分把握各相关主体的职责义务，做到分工清楚、权责明确，为市场参与者搭建公平合理的责任风险分配关系。(2)建立高效的平衡机制，确保各类双边交易的有序开展从国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，电力双边交易过程中因供需形式变化、联络线约束等客观原因导致合约无法顺利执行，而出现交易不平衡的现象，需要引入平衡机制，处理双边交易达成与执行过程中出现的电力电量不平衡，包括由发电企业、用户或输配电服务等环节引起的不平衡问题，提高市场运行效率。我国目前虽然已经进行了发电侧的集中竞价试点，但真正意义上的基于市场的平衡机制尚未建立。因此，随着电力双边交易建设的提速，我国应适时建立电力现货交易市场(实时市场)，以之作为电力双边交易市场的补充，提高双边交易市场的运行效率。(3)明晰输配电价与辅助服务价格，保证电力双边交易的公平开展电力双边交易真实价格的发现有赖于明确、清晰的辅助服务与输配电价格。通过对国外典型国家经验分析可知，输配电价格与辅助服务价格是准确评估双边交易成本的关键。目前，我国尚未建立合理的价格机制。近年来，国家重点疏导了发电价格矛盾，但输配电价两头受挤的状况始终未得到合理的解决，电网建设的还本付息和资产经营效益缺乏必要的保障;此外，我国仍未实现辅助服务交易机制的市场化，辅助服务缺乏明确的价格。因此必须尽快推动我国的输配电价改革，形成市场化的辅助服务交易机制，为我国电力双边交易的开展创造条件。(4)充分发挥交易管理机构的平台作用，避免电力双边交易过程的潜在风险从国外典型国家经验可以看出，交易管理机构在电力双边交易过程中发挥重要的平台作用，如美国PJM市场针对电力实物交易建立了电力交易中心(PX)，针对电力金融交易建立了电力交易所，以此管理市场中的各类双边交易。电力双边交易的结算大多表现为信用结算，因此对交易双方信用有较高要求。因此，加强交易管理机构对结算过程的介入有助于提高整个交易的信用等级，有效控制结算风险。在PJM市场，电力交易管理机构不仅为场内双边交易提供结算平台，而且为场外非标准双边交易提供了交易、结算服务，并对此类交易的结算同样进行严格的信用管理。若发电商和负荷服务商签署大额、交割时间长的双边交易合同，则往往通过场外结算平台进行结算，减少交易风险和降低交易成本。电力双边交易往往存在较大的信用风险，因此，在我国电力双边交易市场建设中，应当充分发挥电力交易中心在双边交易、管理、结算等过程中的平台作用，在交易撮合、信息的基础上，做好信用管理工作，以保证我国电力双边交易结算的公正性，维护各市场交易主体的利益。
篇3
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
经验借鉴
篇5
碳交易试点可谓是我国建立碳排放机制的第一步，为什么先从这里入手呢？国网能源研究院企业战略研究所副所长马莉称：“建立碳交易试点的目的主要有三个，一是通过碳交易试点，探索建立基于市场并适合国情的碳减排机制，以此作为落实“十二五”碳强度指标以及2020年温室气体减排目标的重要手段之一。二是碳交易是未来发展趋势，作为经济快速发展的大国，我国推行碳交易试点也是顺应潮流并争取主动的行为。目前，我国的CDM项目约占全球的44.63%，但因处于国际产业链底端，缺乏定价权。因此，应吸取我国在石油市场丧失话语权的教训，争取在碳市场形成全球化稳定市场之前，为我国争取碳市场的话语权。三是从国际政治环境角度看，通过开展碳交易试点，可进一步展现中国致力于应对全球气候变化的大国风范，并可在国际谈判中保持有利位置。”
以电力行业为试点需要考虑的因素
之所以选择电力行业作为试点行业，主要考虑的是电力行业整个计量系统非常完善，建立碳交易试点可以节省很多成本。碳交易强调可核证和可计量，这个问题在电力行业也相对比较容易解决。马所长在这里特别强调了一个问题：“与发达国家不同的是，目前我国正处在经济快速增长阶段，这个过程用电负荷增加是具有历史必然性的。用电负荷总量增加的必然性和碳排放总量下降的要求之间存在矛盾，如何调解这对矛盾，是设置碳排放机制需要考虑的问题。这点与发达国家是完全不同的，因为西方发达国家的经济发展状态已经进入一个相对平稳的阶段，它们的减排目标设置和我们这种经济高速发展期的减排机制设置必然存在差异。碳交易市场机制及规则设计，要充分考虑电力市场空间扩展性与碳排放权市场空间收缩性的两个不同的趋势，不能对电力工业发展产生制约。这也是建设电力行业碳减排试点需要考虑的第一个问题。”“其次需要考虑的是碳排放指标的初始分配要与电源结构挂钩，在大力促进清洁能源发展的同时，也要充分考虑由我国资源禀赋决定的以煤炭为主的电源结构，要体现碳交易的客观性、均衡性和公平性。”马所长举例说：“在确定碳排放总量减少的大前提下，为发电厂分配碳指标的时候，就要考虑到发电量的增加而去设定减排指标，而不能用一个静态的、固定的指标去一刀切。但是同时也要考虑到电力结构转型的因素，如该发电厂有多少负荷是使用清洁能源发电的，这也可以当成其规定碳指标时的考虑因素。”也有专家分析可以按照电力和石油化工行业等行业分解碳减排指标，然后在行业间或者行政区域间建立一种交易模式，竞争性行业则可以安排过渡方案，减排指标从向地方分解转化为向行业分解。
“第三个需要考虑的是电力行业开展碳交易，要有利于能源布局优化。”我国能源资源分布不均衡，主要集中在西部和北部地区。碳排放指标的分配要考虑到区域能源资源禀赋的差异性，从全国资源优化配置的角度来看，合理分配碳减排指标，适当向西北部能源资源富集地区倾斜，以引导电源向西部布局。
马所长说最后要考虑的是：“现有的体制和机制。中国国情、电情与国外不同，电力价格没有放开，电量指标主要是由政府分配，碳排放指标的分配要考虑与电量指标的结合。电力市场化改革正在逐步推进，碳交易市场的发展要与电力市场化进程衔接。”
电力企业在碳交易及低碳经济中扮演重要角色
电力行业是碳排放的重要领域，根据中国电力企业联合会的数据统计，2010年电力碳排放量约占全国排放量的50%，但同时也是实施碳减排的重要行业。“十一五”前四年，电力行业累计实现减排量约为9.51亿吨。就这种情况，马所长分析：“未来，中国电力工业还处于快速发展阶段，以煤为主的电源结构将长期存在，因此电力行业的减排成效将对碳交易及低碳经济发展起到至关重要的作用。电力企业通过开展碳交易，可以充分利用市场手段有效降低企业的减排成本，激发电力企业减排及参与市场的积极性，使之成为碳交易市场的主体之一。而相关资料也显示，电力企业已经开发很多CDM项目，对碳交易市场规则和运作机制有比较深入的了解，一旦碳交易试点建立，这些企业能很容易地参与进来。”电力企业在发展低碳经济中的作用也是不容小觑的，一方面，发电企业是承担直接减排责任的重要主体，通过绿色发电技术的研发和应用，促进绿色清洁能源的开发和利用，为用户提供安全可靠、清洁环保的电力。另一方面，电网是连结各发电企业和广大用户的枢纽，电网企业在能源生产、运输和消费等环节的低碳化中发挥着重要的作用。电网企业通过采取一系列措施降低网损，积极实现输电环节的直接减排。
篇6
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】
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建立统一的欧盟大市场，是欧盟经济一体化发展的必然结果和内在需求。欧盟在1985年提出了著名的以实施单一市场为目标的“白皮书报告”，并于1993年1月1日正式启动了这个拥有10个国家、3.7亿人口的大市场建设计划，自2004年5月东欧等10国的加入，目前欧盟成员国已扩大到27国，人口达5亿。
作为基础服务性行业，电力行业在欧盟统一大市场建设的进程中启动晚、推进难。1996年欧盟“电力市场化改革指令”，主要内容是要求各国实施电力市场化改革，开放用户选择权，推进欧盟统一市场的建立。2003年，欧盟总结了推行改革7年来的经验和教训，电力市场化改革第二号指令，加大推进欧盟统一电力市场的建设力度。该指令对成员国的电力市场化改革提出了硬性规定，并要求各国将这些规定体现在本国的电力法或能源法律的修改中。该指令主要包括以下内容：一是对市场开放设立了明确的时间表，要求各成员国必须执行，从2007年7月开始电力市场对全部用户开放；二是对电网运行管理机构的独立性做出明确要求，要求在2004年7月和2007年7月输电运行机构和配电运行机构分别成为独立法人，自然垄断业务与其他竞争业务分离，但也要求各国建立保证电力供应安全和保证电力社会普遍服务的机制，以及建立市场化的跨国输电容量分配机制等。
欧盟定期对各国电力市场化改革进程和对欧盟电力市场化改革指令的执行情况进行评估。欧盟推进的统一电力市场化改革取得了成绩，但由于欧盟各国在文化、传统、法律以及电力工业结构等方面存在较大的差异，市场化改革也存在着一些问题。欧盟2005年11月的评估报告指出：
一是大部分国家已经在按照要求将欧盟指令规定的内容在本国的法律中明确，但是很多国家的实施时间都比规定的晚，而且至今还有希腊、西班牙、卢森堡和葡萄牙等4个国家未实施该指令。
二是欧盟电力市场化改革的重要标志是开放用户选择权。按照指令规定，2007年7月1日所有国家都必须对全部用户开放选择权，目前已经有11个国家实现了对全部用户开放供电选择权，其他国家的开放程度也达到了50%以上。但从反映市场实际竞争度的2个指标，即大用户更换供电商的比例和市场集中度来看，市场并未达到有效运作。截至2005年11月，累计更换供电商的大用户比例达到50%以上的仅有6个国家，大部分在30%以下。市场集中度用发电容量最大的3个电源公司所占市场份额总比例表示，仅有北欧5国和英国的市场集中度值低于50%，有一些国家的市场集中度在80%以上。
三是在业务拆分方面，大部分国家都按照要求从法律上将输电运营公司分离出来，且其中有6个国家真正实现了产权上的分离，另有2个国家未按照要求实现分离。而就独立的配电网运行机构而言，有50%的国家还需要按照欧盟指令要求进一步从法律上将其从竞争业务中分离出来。
四是在市场价格方面，尽管2002年后由于各种因素的影响，电价出现了不断上升的趋势，但总体来看，欧盟自推进统一市场以来所有用户的价格都有一定程度的下降，即当前的价格低于1997年的实际价格。2005年哥本哈根经济学院做了一项研究，通过电力价格和竞争开放度等统计数据，证明了欧盟电价的下降与市场竞争开放之间具有相关性。
2欧盟统一电力市场的推进情况
欧盟推进电力市场化改革的主要目标是要建立欧洲统一电力市场。欧盟2005年的电力市场评估报告指出，欧盟各国之间的跨国交易还不充分，2002年跨国交易量占欧盟用电量的8%，2005年这一数字为10.7%，仅增加了2个百分点。为了进一步扩大跨国电力交易，欧盟开展了3个方面的重点工作：一是加快泛欧洲输电网建设进程；二是推行统一的输电交易和阻塞管理机制；三是促进各国深化改革，推动各国电力市场之间的连接和融合，建设泛欧洲电力市场。
在泛欧洲输电网建设方面，欧盟认为建立统一的欧盟电力市场，需要有相对统一、有利于协调的电网运行规则和交易政策，还要有足够的基础设施来保证电力的跨国传输。欧盟曾提出，到2005年各成员国拥有的跨国输电容量应该达到该国总发电容量的10%，但由于受输电网通道征地困难、缺乏投资激励机制等因素影响，目前意大利、葡萄牙、西班牙、英国、爱尔兰和波罗的海沿岸国家的跨国输送能力还达不到要求。欧盟正在加紧推进泛欧洲跨国能源传输系统建设计划的实施，该计划1996年提出大纲，2003年6月欧盟从保证能源安全和促进统一电力市场的角度对计划进行了修改，提出了一些优先考虑的电力联网项目，2003年12月，又将新加入欧盟的10个国家的跨国联网项目考虑进来。根据欧盟建议的跨国输电和输气计划的建设项目，2007—2013年期间将投资280亿欧元。
在统一输电阻塞管理机制、跨国输电交易机制等方面，欧盟近两年做了许多工作。对于输电阻塞管理机制以及输电定价机制，欧盟要求各系统调度机构加强协作，逐步采用市场化的输电容量分配机制，包括采用明确的容量拍卖机制，或是在市场交易中采用隐含的容量拍卖机制，有关跨国输电线路成本分摊以及相应价格制定机制也正在重点研究中。
在推进各国电力市场融合方面，欧盟提出“逐步建立区域电力市场作为向统一市场过渡的步骤，最终建设泛欧洲电力市场”。一是增加和扩大提前一天电力市场交易范围和流动性，实现电力交易所的合并和市场连接，目前已经开始或计划在一些区域内实施。目前在欧盟地区已经建成的主要电力交易所有9个，近几年交易所之间已开始相互融合，包括：2002年，位于德国莱比锡的电力交易所(LPX)与位于德国法兰克福的欧洲能源交易所(EEX)合并成为欧洲能源交易所；2004年6月，荷兰电力交易所(APX)收购了英国电力交易所UKPX(更名为
APXUK)，两个交易所分别在阿姆斯特丹和伦敦开展电力交易；2005年7月，比利时电力交易所成立，于2006年初开展提前一天的电力交易，同时该交易所开始筹备与荷兰电力交易所和法国电力交易所中的提前一天市场交易连接；根据西班牙和葡萄牙建设伊比利亚区域电力市场的协议，葡萄牙将建立合约交易市场，并计划在2007年与1998年建立的西班牙现货交易市场合并，形成伊比利亚区域电力市场。二是已经开展了如何建立一天以内交易和平衡市场机制的连接，以更有效地促进跨国之间的交易。
3欧盟电力市场化改革面临的挑战
3.1统一电力市场的推进面临挑战
欧盟在2005年的年度电力市场评估中指出，各国市场之间还缺乏有效整合，表现在两个方面：一是欧盟境内各国之间的电价差异很大，如南部的意大利现货电力市场价格比北欧现货市场价格高出一倍。二是跨国交易水平较低。
欧盟认为阻碍统一电力市场发展有三个主要原因：一是许多国家的电力市场仍呈现很高的集中度，市场准入存在壁垒；二是没有建立起有效的市场化机制来合理安排跨国输电容量的使用，使现有的一些基础设施使用不足；三是各成员国之间电网互联规模较小，成为统一电力市场发展的最大的障碍。
3.2市场价格风险增加
欧洲电力改革的一个重要目标就是降低电力价格，推行改革几年后电价也确实有所下降。但是自2005年以来，欧洲批发电力市场的价格出现了大幅度上升，一年内上涨幅度高达60%以上。据专家分析，价格上涨主要有两个方面的原因：一是燃料价格的上升，主要是天然气价格随着国际石油市场价格的攀升而大幅度攀升，而欧洲大部分现货市场价格是由天然气发电的价格决定的；二是欧洲C02排放权交易机制的建立，使排放配额的价值体现在电价中。然而，通过对个别国家电力市场价格与其占主导地位的燃料价格上涨曲线进行详细分析，不难发现，燃料价格的上升并不能解释欧洲大部分现货市场电力价格的上升，如德国，理论上其发电成本主要受煤炭价格的影响，而煤炭价格2005年以来保持相对平稳。因此欧盟怀疑市场价格上升的另一个原因是市场没有正常运转。
欧盟于2005年6月展开了对能源行业的调查，主要调查影响电力批发市场价格的因素以及市场准入、联网和业务分拆等问题。2006年2月欧盟发表了调查的初步报告，列出了影响市场正常运转的5个关键方面：市场集中度问题、纵向一体化带来的问题、市场整合问题、透明度问题以及价格形成机制问题。2006年5月欧盟对几家一体化的大型能源公司，如德国的RWE和EON，展开了反垄断突袭调查，最严厉的制裁可以是处以高达公司销售收入10%的罚款。2007年欧盟委员会提出建议，要求对当前大型能源企业实施拆分。
3.3面临新一轮的电力发展和投资的需要
欧盟推行电力市场化改革的一个重要基础是有较为充足的备用容量。市场化改革后，随着一些机组的退役，备用容量逐渐降低。根据剑桥能源咨询公司的研究，如果仅考虑目前在建的发电项目，到2010年欧盟有15国的平均备用系数将从现在的22%降到10%左右，高峰期将缺电2600万kW。
3.4业务拆分和企业并购的矛盾
欧盟要求各成员国对输电业务和配电业务与其他竞争性业务实现法律上的拆分，但没有要求产权上的分离。但在规模效益和协同效益的驱动下，自欧盟推行电力改革以来，企业并购活动日益频繁。在英国，供电企业已经从原有的12家公司减少为6家公司，而一些仍保持一体化的能源公司不断向国外扩展，在多个国家拥有电力业务，法国电力公司就是一个典型的例证。法国政府认为，法国电力公司的一体化已经证明了其经济性，而从出现的并购现象来看，市场的选择也要求企业达到经济规模。
通过对电力市场的评估，欧盟认为业务拆分不彻底可能影响了市场的有效运作，正在研究是否需要进一步严格要求电力公司从产权上分离业务，然而这样的考虑无论是大型能源企业还是拥有大型能源企业的成员国政府都是不愿意接受的。
3.5欧盟和成员国政府的意见冲突
实际上，欧盟电力市场化改革进一步推进的最大障碍是与成员国政府意愿之间的冲突。吸取2003年英国运营核电的英能公司近乎破产以及欧洲几次停电事故的教训，目前欧盟各成员国政府都将本国的能源供应安全问题放到最重要的位置，强调改革必须以电力供应安全为前提，包括短期电力供应安全和长期有足够充足的电力供应。近两年来现货市场价格的上涨，以及未来电力发展新需求，使得一些成员国政府更倾向于建立本国龙头电力企业来保护本国用户的利益。这与欧盟要求降低市场集中度、提高市场运作效率的意愿是相违背的。
总体来看，欧盟电力市场改革的目标是进一步推行市场化，增加竞争度，提高效率；各国政府则更多关注能源供应安全，对市场作用缺乏足够的信心，倾向于对市场进行必要的干预。
4对我国电力市场化改革的几点启示
欧盟在推进统一电力市场建设中的经验和教训，值得我国在开展电力市场化改革过程中深入思考：
4.1建设统一开放的电力市场体系是我国电力市场化改革方向
欧盟在推进经济一体化的过程中启动了统一电力市场的建设，尽管遇到各种困难，但促进电力在各国之间的自由流动和交易，给欧盟各国经济发展带来了积极作用。我国“十一五”国民经济和社会发展规划指出，要建立统一开放、竞争有序的现代化市场体系，统一开放的电力市场体系将是我国现代市场体系建设的重要组成部分。如何建设统一开放的电力市场?从欧盟经验中可以看出，统一开放的电力市场其核心内涵是用户具有选择权，各电网经营区、各行政区域之间的电力市场相互开放。要达到这一目标，我国需要加强电网建设提高市场交易的物理支撑能力，需要建立公平开放的电网接人和价格机制，需要建立提供灵活交易手段的竞争平台；为保证竞争的公平性，需要将电网业务和其他可竞争业务分离，并对电网业务实施有效监管。然而统一市场不是一蹴而就的事情，需要一个“明确目标、合理选择路径和手段、逐步推进”的过程。
4.2面对电力快速发展，我国改革中必须考虑促
进对电力长期投资的激励机制
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煤气厂 1860年建成，一直使用到1995年，2008年城市煤气公司由于其能源功能丧失其卖给了一个地产商。而这位地产大亨找到了德国能源署前署长科勒先生，希望将这座旧时代的能源基站改造成新能源时代的柏林标志。
在经过一番改造之后，这里吸引了上百家能源公司的入驻，从像施耐德那样的大公司到一些新能源技术研发的初创公司，大约2000名从事能源相关的人员在这里工作。而对于入驻的能源公司，科勒提出了一个要求――公司从事工作必须涉及能源转型。
对于德国而言，能源转型已经是实施了20多年的一项能源政策。当1990年能源转型政策落地之时，可再生能源发电量在德国发电总量中所占的比例几乎可以忽略不计。而到了2015年，可再生能源电力在总电量中的比例则上升到32.5%。2020年，这一比例将达到35%。
伴随着德国能源转型的成功，一些新的能源技术以及服务类型开始衍生出来。更为重要的是，一个与如此清洁的能源系统相匹配的成熟能源市场开始建立起来。
多元化的市场主体
在科技园里，《能源》杂志记者看到了未来能源图景，随处可见的电动汽车和光伏板，一个完整的智能微网系统以及储能系统还有一套灵活的监测系统。更为惊人的是，这里已经实现了100%新能源发电。
据科勒先生介绍，在园区里建设1MW电池组，对于风电、光伏波动一次调频。由于购买新的电池很贵，经济上不划算。园区和奔驰合作，将电动汽车上已经使用3-5年电池拆卸下来使用，据预测这种老化电池还可以再使用8-10年。随处可见的电动汽车，通过用电低峰充电、高峰放电，也发挥了调频作用。并且这里安装了60多种充电桩，成为了德国电动汽车示范中心。
对于这个未来能源场景的实现，园区里很多公司都参与其中，施耐德设计整个能源监测和管理系统。而在施耐德设计的能源组合中，对不同发电类型、天气、供需等情况进行模拟。除了像施耐德这样的国际化大公司，围绕着能源服务，园区里还有很多“小而美”的初创公司。
在这里，我们拜访了GETEC公司。这是一家拥有20年历史的家族企业，也是一家新型能源服务公司。在德国企业中，它还比较年轻。GETEC成立之初，主要从事的是合同能源管理业务。彼时德国电力市场还没有开放，GETEC主要通过自己小的机组给企业提供热和电。后来伴随着电力市场的逐步开放，它逐渐进入了售电市场，而现在已经没有任何发电资产，只是通过电力市场进行购电交易，并给客户提供能源管理的服务，同时投资、管理一些商业中心的配电网。
随着可再生能源消纳问题在德国的日益突出，GETEC也找到了新的业务板块――储能电池。它投资建设了世界第一大储能电池功率，占地1000平米，也是用奔驰电动汽车退役下来的电池组装而成。GETEC商业部门负责人Moritz Matthies称，这是电池第二生命周期。“这组电池站给生产精密设备的工业用户使用，他们对电的使用情况敏感，希望提高电力使用质量。回收成本5年之内，电池可以使用10年。我们也是第一个不要补贴的储能项目。”
在德国，像GETEC这样新生的能源服务公司还有很多。灵活、快速适应市场的商业模式，成为了他们生存的密匙。独立售电商们成为德国售电侧商业模式创新的引领者，他们一方面寻找具有相同特点的用户群体为他们量身订做售电套餐，另一方面和许多不同行业的公司合作，将售电业务和智能家居、合同能源管理、节能服务等进行结合，试图在单纯的售电业务之外寻找到更多延伸空间。
而在这样一个庞大的市场中，那些传统的巨头们令人难易忽略。1998年，德国通过《电力市场开放规定》，吹响了电力市场化的改革号角。通过电力市场化改革，强化行业内竞争，消除垄断，拆分垂直一体化的企业，实行电网接入开放。在此之前，德国电力市场也是高度一体化的垄断市场。四大电力而对于意昂（E.ON）、巴登-符腾堡州能源公司（EnBW）、莱茵能源公司（RWE）、大瀑布公司（Vattenfall）四大德国传统电力商拥有了德国超过80%的电力装机，并且业务几乎涉及电力的全产业链。
伴随着电力改革的进程，高度垄断的四大能源巨头逐步被拆分。然而，从 1998年至今，历经近20年的改革，作为传统的电力巨头们，意昂、巴登-符腾堡州能源公司、莱茵能源公司、大瀑布公司至今仍然主导德国能源市场。
在当今的德国，发电行业和中国一样非常集中，上述四大能源集团拥有了56%的装机容量以及发电量占到德国总发电量的大约59%。在配电环节，产权比较分散，是一个充分竞争的市场。此外，最值得关注的就是售电环节。虽然经历了拆分，四大能源公司也是德国最大的零售商，2012年占到终端用户售电45%。而正是由于各种类型的售电公司出现，让用户拥有更为充分的选择权，选择并更换电力供应商。
市场主体的多元化，以及能够提供差异化服务并且能够降低客户用电成本的售电主体才会吸引更多的客户。
独立的交易平台
在柏林，考察团拜访了大瀑布公司。这家100%瑞典国有公司，涉及了热电生产、销售以及配电各个环节。一名工作人员向我们介绍。近些年来，公司发生了两个比较重要的转变：一是发电业务板块向低碳转移，逐渐出售褐煤电站。二是从售电向能源服务转型。“到2012年，德国建立比较健全的电力市场规则。从2011到2012年间，Vattenfall将煤炭、电力、天然气等交易都进入市场。并且以小时、日、十天为单位的市场需求确定一次能源的消费。”
在汉堡，Vattenfall建立总的交易中心，在电力市场以每十五分钟出售，并且根据价格信息，调整发电站的出力。Vattenfall的交易无疑证明了一个成熟的能源市场，特别是电力市场，离不开一个成熟的中介平台。
在欧洲，由于历史和区域分布的原因，大致可以划分为8个区域电力市场。这8个区域电力市场分别是：伊比利亚电力市场（Iberian market）、意大利电力市场（Italian market）、东南欧电力市场（SE Europe market）、西欧电力市场（W Europe market）、东欧电力市场（E Europe market）、英国和爱尔兰电力市场（GB/IRL market）、波罗的海电力市场（Baltic market）、北欧电力市场（Nordic market）。其中运作时间最长历史最悠久的当属北欧四国的北欧电力市场Nordpool。
2000年 6 月，德国成立了一家电力交易所――莱比锡电力交易所。而后，在法兰克福第 2 个电力交易市场欧洲电力交易所开始营业。2005年两个电力交易所合并，组成欧洲电力交易所，总部设在莱比锡，欧洲能源交易市场EEX已经成为中西欧影响最广泛的电力交易市场。
据资料显示，欧洲能源交易所的最大股东为欧洲期货与期权交易所股份公司，占股达56.14%，其次为4家德国能源供应公司，占股11.97%，欧洲能源交易所所在的萨克森州占股11.90%，德国以外的国际能源贸易公司占股11.27%，其他银行、能源供应商/公共事业单位等各占股3%～4%，工业行业的股东占股0.75%。
欧洲能源交易所为会员制，业务类型包括为会员现货和期货交易产品，为会员的交易提供清算服务，以及为会员提供担保和风险承担的服务。
2015年，通过EEX电力交易平台交易的电量达到3000TWH，其中现货交易电量大约为524TWH，期货交易电量为2537TWH。除了德国，EEX平台的客户还来自于卢森堡、法国、英国、荷兰、比利时等欧洲国家甚至澳大利亚以及美国的一些客户也通过EEX进行交易。
电力交易主要两种形式就是场外交易（OTC）和电力交易所交易。OTC交易是一种双边交易，交易双方将直接进行交易。在电力交易所交易时，售电和购电方完全是匿名进行的，也就是交易双方互不相识。
在电力交易所内，电力产品成为了标准化的商品，通过电力交易所交易时，市场参与者将订单直接放到交易所系统里，系统会将所有订单集合在一起。交易者可以将自己的买卖订单放到交易所，当买卖订单相互满足时，即签订交易合同。
每一个签订的合同，合同双方都必须履行一定的职责：买方需要消耗合约规定的电量并支付电费，而卖方需要完成电力的供应。由于交易是完全匿名的，所以所有交易必须通过交易所来清算。
与此同时，通过电力交易所交易的电价都是对外公布的，但是参与交易的交易者仍然是匿名的。通过匿名交易，市场参与者不需要考虑现有的客户关系，交易策略也不必对外公开。在欧洲能源交易集团（EEX）可以进行电力期货以及现货交易，其中现货市场交易由其子公司（EPEX Spot）负责。
据EEX电力部门经理Norbert Anhalt介绍，在EEX交易平台中，现货商品是以每15分钟、每小时为单位，而期货市场以天、周、月甚至年为单位。而他们所服务的客户中一半为电力企业，一半为财物型的企业。在交易所内部，事业部门负责交易的日常运行，而此外交易监督部门也异常重要，是对该交易所内的交易进行监督。交易所类似股票交易所的功能同时，其盈利模式是在成功的交易中收取佣金。
此外，交易所作为交易双方的中间合作商，将承担客户的亏空风险，换句话说当签订合同的一方无法履行合同时，交易所将替代对方，负责履行这个合同。这也是交易所交易对比场外交易的一大优势，因为交易所将承担客户无法支付的风险。
篇9
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）
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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
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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：
[1] William Crawford , Jonathan Kaplan. J2EE设计模式[M]. 中国电力出版社, 2005.
[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
在成员国层面上，2008年，英国了世界上第一部限制温室气体排放的法案——《气候变化法案》，致力于建立具有法律约束性的长期框架。按照该法案的要求，英国政府必须削减二氧化碳以及其他温室气体的排放，实现2050年削减80%的温室气体排放额。依照在《京都议定书》中的承诺，英国愿意帮助其他欧盟成员国多承担部分温室气体减排责任，其中，根据欧盟内部的“减排量分担协议”承诺减排12.5%，比减排8%的年平均目标高出4.5个百分点。不仅如此，英国政府还进一步行动，致力于到2050年减排60%的二氧化碳。此外，英国政府又推出了诸多政策措施，推动低碳经济发展。
建立市场化的碳排放交易体系。2005年1月，欧盟正式启动实施欧盟排放交易体系（EU ETS），落实温室气体排放交易。EU ETS建立了总量管制和配额交易的制度，对各成员国的排放设置限额，成员国则将减排目标分解到国内的排放企业，明确减排上限，实行强制性的温室气体减排。EU ETS现已覆盖欧盟27个成员国的约12000多个排放主体，占到了欧盟一半以上的温室气体排放量，成为全球最大的基于配额的温室气体排放交易市场。
EU ETS确定了每个阶段的排放总量，并将排放权分配给各个成员国，实行强制性的二氧化碳减排。各国政府再将分配到的总排放量，分配到国内的排放大户，纳入强制管制范围的主体为涉及温室气体排放的工业企业，如炼油厂、炼焦厂、2000万瓦以上的电厂、钢铁厂、水泥厂、玻璃厂、陶瓷厂及纸浆造纸厂等。所有受排放管制的企业，在得到分配的排放配额——欧盟排放配额（EUAs）——后，可以通过使用先进节能技术、节约能源和限制产量等措施，以确保将当年的实际碳排放量控制在配额额度范围内。如果企业的实际排放量超出了所分配的排放权，则要通过碳交易市场购买尚余配额企业的剩余配额，或接受欧盟的巨额罚款。除接受处罚外，超额排放的部分还将从下一年的排放配额中予以扣除。当然，如果企业超额完成减排任务，剩余的排放指标可以在碳交易市场上进行交易并获得一定收益，成为企业的“碳资产”。
欧盟按照《京都议定书》规定的减排目标确定总体排放量，即“欧盟排碳配额（EUR）”，一个配额代表l吨的二氧化碳排放量。自2008年启动运行以来，纳入强制减排的企业每超额排放1吨二氧化碳，将被罚款100欧元。除罚款外，欧盟还通过其链接指令函，允许受管制的企业通过使用清洁发展机制（CDM）经核证的减排量（CERs）和联合履行机制减排配额单位（AAUs），达到减排目标。为扩大EU ETS的影响，进一步降低企业的履约成本，EU ETS还积极与其他自愿减排交易市场，通过双边认证进行连接，允许其相应的减排量进入EU ETS市场买卖流通。
EU ETS共分为三个交易阶段。第一阶段交易（2005～2007年）作为实验性的阶段，对各成员国及被法令包括在内的设施运营者来说，是“边干边学”的时期。第一阶段的排放配额为22.98亿吨，95%以上的配额为免费分配。为保证减排义务的履行，欧盟规定：实际排放量低于分配配额的企业可进入市场出售多余指标；而实际排放量高于配额的企业，则需要从市场上购买其他企业出售的排放权，如不购买排放权将被处以每吨40美元的罚款。第一阶段没有用完的配额企业不得存储——即把本年度的配额存放到下一年度延期使用，也不允许提前借支——即把下一年度的配额提前到本年使用。在第一阶段，企业的履约率很高，欧盟整体温室气体排放量有所下降。除丹麦、葡萄牙、爱尔兰、西班牙和奥地利外，其他国家都基本完成目标。第二阶段交易（2008～2012年）在配额分配方式基础上，以拍卖方式成交的配额比例提高到10%，行业则扩大到航空部门，对未完成减排目标的处罚，提高到每吨二氧化碳100美元。第二阶段的减排配额则可以顺利带到第三阶段，从而增强了投资者的市场信心。第三阶段交易（2013～2020年）扩大了减排的覆盖范围，除发电、玻璃、炼油、炼焦、钢铁、水泥、石灰、制砖、陶瓷、纸浆和造纸10个行业外，还将包括石油化工、航空与航运、制氨氮氧化物排放和制铝中的全氟化碳排放。农业与垃圾处理行业的温室气体减排，实现到2020年比2005年减少10%的目标。第三阶段的交易将在欧盟层面而非成员国层面上分配。企业原先可以免费获得的配额，从2013年起逐步由拍卖来获得，并于2020年实现完全通过拍卖分配减排配额的方式。此外，总配额的5%将被储备起来，分配给新加入者（电力部门除外，该部门配额全部实行拍卖），但在2020年仍没有分配给新加入者的配额储备将被拍卖。新规定建立了严格的监测、报告和核证程序，以确保EU ETS的完整性。但对于某些缺乏竞争力的高耗能部门，则给予一定的豁免。
经过多年的运行和改进，欧盟的碳排放交易制度逐步完善，市场化程度不断加深，市场体系不断健全。目前，已经形成了覆盖场内、场外、现货和衍生品等在内的多层次市场及产品体系。目前，欧盟已经形成了伦敦能源经纪协会、欧盟气候交易所、欧洲能源交易所、法国Bluenext交易所、荷兰Climex交易所、法国Powernext电力交易所、北欧电力交易所和奥地利能源交易所等8个交易中心。其中，法国Powernext电力交易所、奥地利能源交易所以现货交易为主，欧盟气候交易所、欧洲能源交易所、法国Bluenext交易所、荷兰Climex交易所则以EUA（配额交易的交易单位）和CER（清洁发展机制交易单位）的远期合约、期货期权合约交易为主。
创新碳融资服务。为此，欧盟设立了碳基金，以推动低碳经济发展。碳基金在鼓励低碳技术研发、支持能源高效利用和有效降低温室气体排放等方面具有特殊功效，有利于优化各方资源配置，促进在世界范围内共同培育低碳经济。
欧盟成员国由政府推动设立了多只国别碳基金，如英国碳基金、荷兰清洁发展机制基金、荷兰欧洲碳基金、意大利碳基金、丹麦碳基金和西班牙碳基金等。基金采取政府投资、市场化运作的模式，在形式上与独立企业的营运方式类似。政府不干预碳基金公司的经费开支、投资和工作人员的工资奖金等具体经营业务。通过设立碳基金，投资于低碳经济、节能减排领域，实现发展低碳经济的目标。
此外，欧盟商业银行不断进行碳金融创新，支持低碳经济发展。赤道原则（金融机构在项目投资时，要对该项目可能对环境和社会的影响进行综合评估，并利用金融杠杆促进该项目在环境保护及周围社会和谐发展方面发挥积极作用）是国际金融业自愿遵守的重要运行机制，在国际金融市场项目融资时，赤道原则依然被广泛应用，并得到多数跨国金融机构的承认，成为国际金融机构共同遵守的行业惯例和行为准则。瑞士银行、德意志银行、荷兰银行、巴莱克银行、汇丰银行和渣打银行等多家商业银行承认赤道原则，实行信贷业务环境风险评估，加大对低碳经济和低碳项目融资的支持力度，而对于高污染、高排放的企业则减少或拒绝提供贷款。
此外，欧洲的商业银行还不断进行低碳理财产品和发行低碳信用卡等业务创新。德意志银行推出挂钩“德银气候保护基金”和挂钩“德银DWS环境气候变化基金”的理财产品。荷兰合作银行发行与气候变化相关的信用卡，银行通过购买可再生能源项目的减排量，抵偿以该信用卡进行的各项消费为基础计算出的二氧化碳排放量。
对我国的启示
以欧盟国家为代表的发达国家在制定温室气体排放规则、建立碳交易市场和实行碳金融产品创新等方面，走在了其他国家的前列，主导了当前世界低碳经济和碳金融发展“游戏规则”的制定，在控制国家温室气体排放和转变增长方式等方面发挥了重要作用，对我国发展碳金融具有重要启示和借鉴意义。
建立金融支持低碳经济发展的法律保障体系。从国外各国发展低碳经济的经验来看，建立低碳经济发展的融资支持，要坚持立法先行的原则，建立金融支持低碳发展的全面政策法规体系。要制订《可再生能源法》配套法规，建立可再生能源配额制度。完善并落实绿色信贷、环境责任保险等相关政策，制订提高能源使用效率的相关政策措施。通过建立完善的政策法规，支持企业走发展低碳经济之路，为中国特色的经济新型工业化道路提供可靠保障。
篇11
一、我国发电权置换交易现状
发电权置换交易起源于1999年四川推出的“水火置换”，主要是充分发挥水电优势，减少弃水。2003年在“水火置换”的基础上，从交易的效用（经济性）方面，提出了发电权交易的概念。近年来，随着风电和太阳能光伏发电等新能源产业的兴起，新能源与火力企业之间进行发电权交易也逐渐被尝试。
随着电力行业节能减排政策的实施，发电权交易相关研究已成为近年来电力市场领域理论研究的热点[1]。2002年电力体制改革以来，我国共开展了四项电力市场改革，即区域发电侧市场，直接交易市场，发电权置换交易市场和跨省跨区电力交易市场。前面两种市场国中央政府主导，从上而下地进行；后面两个市场由企业主导，从下而上地开展。事实上，企业主导的电力市场包括发电权置换交易显然出了强大的生命力。发电权交易已经在我国得到了广泛而深入开展，跨省跨区发电权交易也在东北、华北、华东、华中、西北和南方区域市场实施，取得了显著的经济和社会效益。
二、 发电权置换交易的体制基础与政策支持
发电权置换交易为什么能够从下而上地开展起来，有一定体制基础和政策原因。正确认识这些原因，对于准确分析发电权置换交易的实质与变化规律有重要意义。
（一）政府电力电量平衡计划制定办法及发电权界定
受计划经济体制的影响，也为了确保电力供应，长期以来，我国政府通过电力电量平衡方式，按照清洁能源优先，火电机组同比例等原则，对电力企业下达生产任务或指导性计划。
（二）国家节能减排政策
2007年8月2日，国务院办公厅以[2007]53号文转发了发展改革委、环保总局、电监会、能源办联合制定的《节能发电调度办法（试行）》。该办法按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，从而实现节能的目的。在这种背景下，全国各地开展了以大机组替代小机组的“以大压小”的发电权交易，增加了高效率发电机组的利用率，平稳有效的实现了节能降耗减排。
三、交易规则方面的主要经验
（一）准入条件
结合我国的发电权交易实践，准入条件可以分为以下三类：1）对发电权交易的出让方和购买方都设定准入条件；一般情况下都会对发电权交易的出售者和购买者的发电机组的容量设定限制，这也就决定着了发电权交易的方向只能由节能低排放的大容量机组替代耗能高排放的小容量机组发电。2）只对发电权交易的购买者设定条件限制；也就是发电权的购买方机组容量必须大于特定容量才能进行交易，这就意味着发电权交易不仅可以由节能高效低排放的机组代替耗能低效高排放的机组，而且发电权交易可以在高效低排放的机组间进行。3）对发电权交易的双方都不设定条件限制；任何机组都可以参与交易，发电权交易市场通过价格来调节进行交易。在这种条件下，耗能高排放机组可以替代节能高效机组发电，耗能低排放机组之间也可以进行发电权交易。显然，在新能源与火电跨省跨区发电权置换交易中，是新能源置换火电企业发电。
（二）交易方式
发电权的交易方式大体包括双边交易和集中交易两种基本方式。其中双边交易适用于交易成员较少、交易情况较为简单的情况；而集中交易则适用于市场成员较多，交易机制较为复杂的情况。此外，东北区域电力市场的发电权交易除上述两种交易方式外，有挂牌交易。
（三）价格机制
双边交易的交易价格由交易双方经协商确定，而集中交易由于交易成员较多则需要对交易模式和价格机制进行设计。其中价格机制主要有高低匹配和边际出清两种价格机制。在现实发电权交易中，集中交易普遍采取集中撮合交易模式和高低匹配价格机制。
（四）交易平台
区域发电权的交易平台包括区域统一市场和共同市场两类。区域统一市场是指在区域中建立一个电力交易中心，所有的发电权交易均在这个机构中进行；共同市场是指在区域中建立一个区域交易中心和多个分支交易机心，发电权交易在这个市场中分层进行。本质上讲，区域统一市场组织区域一级的发电权交易，而共同市场则组织区域和省两级发电权交易市场。目前我国区域发电权交易采用省级交易市场和区域交易市场共同存在的共同市场交易平台，交易顺序为先进行省级的发电权交易，再进行区域发电权交易。
（五）电价、电费结算
各省发电权交易实施办法及监管办法中都对电价结算，电量（电费）结算，输配电价和网损电价，甚至包括辅助服务补偿都做出了详细规定。
四、启示
（一）用市场机制补充和完善电力生产计划经济制度
发电权交易产生和发展的规律说明，发电权交易作为对电力工业中传统计划经济体制的补充和完善，具有简单易行，效果明显的特点，充分显示了市场经济制度的有效性。发电权来源于计划经济体制，可能会产生资源扭曲配置的结果，但是，引入市场竞争机制后，却能产生资源优化配置的结果，因此，是对计划经济体制的有效补充和完善。两种经济制度在发电权交易中得到了充分和有效的融合。
（二）利益共享是发电权交易的基础
发电权交易通过把资源优化配置产生的效益在参与的市场主体之间分享，在计划体制的基础上建立了一种市场化改革产生的搁浅成本的处理机制。与其它市场交易制度如直接交易不同，其它市场交易可能会造成某个市场主体利益受到损失的问题，这种市场的改革必然会产生阻力。发电权交易可能形成的利益分享机制很好地解决了这个问题，这是发电权交易能够迅速发展的深层次原因。
（三）有基本相同的交易规则
目前我国许多省都开展了发电权交易，有些地区还组织了跨省、跨区的发电权交易。总体上看，发电权交易有基本相同的交易模式和规则。如火电大小替代，水或新能源与火电替代等几种类型，双边协商交易与集中撮合交易等相同的交易价格形成机制等。
（四）有关风险管理规则设计不够
由于参与发电权置换交易中各方利益都有所增加，因此，发电权置换交易模式和规则中有关风险管理与控制的规则较少。事实上，不同发电企业参与的发电权交易并不完全都是没有风险的。比如“大小置换”就不会产生太大的风险，不同火电企业特别是同省的火电企业开展发电权交易，双方对对方成本信息等了解得非常清楚，所以在报价中，大家会对发电权交易产生的净收益的分配十分公平和准确。但是，对于水电、新能源与火电的发电权交易，情况可能有所不同。
（五）全部为物理交易
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篇13
在世界各国都在如火如荼地进行电力市场化改革的时候，日本从上世纪90年代开始探讨电力放松管制和实施自由化。日本进行电力市场化改革除了受到国际电力市场化改革潮流的影响之外，国内各界对高电价的不满以及通讯、金融等行业放松管制的成功也起到了重要的推动作用。日本电力市场化改革的目标是在确保国家能源安全、保证电力长期稳定供应的前提下，通过引入新的电力供应商(特定规模电力企业，PPS)、建立公平竞争机制、逐步开放零售市场，以降低电价及提高服务水平。
1、日本电力市场化改革的主要内容和特点
1.1 主要内容
1.1.1 发电环节引入独立发电商
受日本国内要求解决电力高成本和缩小国内外电价差距的呼声，以及受国际上电信、电力等垄断行业放松规制改革潮流的影响，日本从20世纪90年代初开始正式讨论电力行业自由化问题。1995年，日本修订的电力法确立了独立发电企业IPP)的法律地位，初步放开了发电侧准入。
1.1.2 逐步实行售电侧放开
1999年，日本修改电力法，开放大宗用户的零售竞争。2000年3月允许容量2000kW及以上且供电电压20kV以上的用户自由选择供电商，这部分用户主要是大型工厂、商场和写字楼，占总用户比例的26%。2003年6月，日本又对电力法进行修订2004年4月，允许合同容量500kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商。至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到40%。2005年4月，允许合同容量为50kW以上且供电电压6kV以上的用户自由选择供电商，至此，可以自由选择供电商的用户的用电量占总用电量的比例达到63%。2007年4月日本政府对是否开放50kW以下的用户和居民用户进行讨论。
1.1.3 废除“调拨供电费制度”
2005年4月，日本政府为了促进跨区交易的发展，实现用户可以不受供电服务区域的约束选择供电公司，作为政策性措施，废除了相当于我国过网送电费的“调拨供电费制度”。
如图1所示，在A电力公司经营区域的PPS向在C电力公司经营区域内的用户供电。在改革前，PPS需要向三家电力公司支付过网送电费：向A、B电力公司各支付0.3日元/(kW·h)，向C电力公司支付3日元/(kW·h)；而在改革后，PPS仅需要向C电力公司支付3日元/(kW·h)，原来需要分别向A、B电力公司支付的过网送电费，由C电力公司经营区域内的全体用户分摊。
1.1.4 建立电力批发交易市场
根据2003年2月日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会报告精神，日本电力批发交易所(JEPX)于2003年11月成立。JEPX主要开展现货交易及长期合同交易，其成立的目的主要是形成并公布电力批发交易价格信号，建立有助于电力企业进行电源投资判断的机制以及为各电力企业调剂余缺提供交易的平台。
JEPX于2005年4月开始运行，截至2006年3月，市场交易电量合计为10.88亿kW·h，占日本同期总售电量的0.13%。其中，现货交易为9.38亿kW·h，占86%；长期合同交易1.5亿kW·h，占14%。参与交易必须首先成为JEPX的交易会员，截至2006年5月，JEPX共有交易会员29家。
1.1.5 成立输配电中立监管机构
根据2003年6月修改后的电力法，日本电力系统利用协会(ESCJ)于2004年2月成立，并于2004年6月被政府指定为日本唯一的“输配电等业务支援机构”，即中立监管机构。ESCJ由中立者(主要是教授、学者)、一般电力公司、PPS、电力批发公司、自备电厂等组成会员，以确保输配电业务的公平性、透明性和中立性。ESCJ日常管理工作主要由来自9大电力公司轮流派往的人员担当。
ESCJ主要开展5个方面的工作：负责制定电网扩建计划、电网运营及阻塞管理等方面的指导性规则(相关的详细规则由相关电力企业制定)；负责处理输配电业务方面的纠纷和投诉；负责跨区联络线的剩余容量管理、阻塞管理；负责公布联络线剩余容量、潮流、故障等信息；负责制定并日本全国的电力供求状况和电力可靠性评价报告书。
1.2 市场化改革后的日本电力工业结构
通过电力市场化改革，日本电力工业结构发生了较大变化。如图2所示，在发电环节，独立发电企业、趸售供电企业；电力公司和PPS通过参与电力批发交易市场，初步形成了发电侧市场竞争；在输配电环节，日本九大电力公司负责运行全国所有的输配电网，负责提供公平、公开的电网准人和过网送电服务；在售电环节，九大电力公司负责向各自区域内部50kW以下的管制用户供电，本地电力公司、其他地区电力公司、PPS均可对50kW以上的自由化用户供电，形成了零售竞争格局。
1.3 日本电力市场化改革的特点
从日本电力市场化改革的主要内容和历史进展来看，日本在维持九大电力公司发输配售一体化体制的同时，在发电侧和售电侧引入了市场竞争，其改革颇具特色。主要包括：
1.3.1 先立法、后改革
由于能源资源匮乏，所以日本政府对待电力市场化改革的态度非常谨慎，在每次实行电力市场化改革之前均对电力法进行修改，随后才实行相关的改革。在售电侧市场放开过程中，日本于1999和2003年两次修改电力法，于2000和2004年才开始实施相关的改革内容，确保了电力市场化改革的权威性、合法性。
1.3.2 维持九大电力公司垂直一体化体制
日本电力市场化改革的一个重要特点就是维持了九大电力公司的发输配售垂直一体化体制。这主要出于以下几个方面的考虑：一是确保能源安全。日本能源自给率较低，能源消费的80%依赖进口，因此，日本政府大力鼓励核电建设。政府认为，保持垂直一体化体制有利于在保持供电稳定的前提下促进核电的大力发展。二是确保电力安全稳定供应。首先，日本电力负荷全天变化剧烈，政府认为，垂直一体化的电力供应更有能力应对这种负荷的急剧变化。其次，日本为串联型电网系统，联络线上通过大电流时容易出现稳定问题，跨电力公司之间的大规模电力输送受到很大限制，各电力公司需要各自保持供需平衡。再次，由于日本电厂和输电线路建设周期长，缺电时无法立即追加供电能力，日本电力行业认为保持垂直一体化体制有利于确保安全稳定供电。三是协调厂网规划，提高输电线路利用效率。保持垂直一体化体制可以更好地协调电厂和电网建设规划，有利于开展整体的、有计划的发电和电网建设投资，也有利于有效利用昂贵的输电线路。目前，日本输电线的电流密度是其他国家的2—3倍。
1.3.3 进行了改革量化分析
日本是目前唯一对电力改革的各种模式做过量化分析的国家。在讨论日本电力自由化改革的过程中，日本电力中央研究所对日本电力公司垂直一体化体制的经济效益进行了定量分析。分析结果表明，相对于厂网分开体制，发输配售垂直一体化体制可以节省4%-14%的费用(9家电力公司平均为9%)。这一量化分析结果在日本选择电力改革方向时起到了一定的决策参考作用。
2、日本市场化改革的效果及政府评价
2.1 改革效果
2.1.1 电力公司与PPS的竞争日趋激烈
自2000年4月份以来，PPS售电量逐步增大，至2005年12月份，PPS售电量已接近10亿kW·h。在九大电力公司经营区域内，PPS在东京电力公司经营区域的市场份额最高，为4.11%。从用户电压等级看，9大电力公司和PPS对20kV以上高压用户的争夺尤其激烈，东京电力公司经营区域内8.27%的高压用户由PPS供电，其中主要是商业用户。
电力市场化改革之后，日本九大电力公司正在面临PPS较大的潜在竞争威胁。以东京电力公司为例，自售电侧市场放开以来，脱离东京电力公司的用户逐步增加，截至2006年9月1日，共有1500家用户、240万kW负荷脱离东京电力公司。目前，东京电力公司的30%的商业用户改由PPS供电。
根据日本PPS公布的电源建设计划，预计在2009年之前新建装机容量398万kW。其中，东京电力公司供电区域新建221万kW，关西电力公司供电区域内新建111万kW，东北电力公司供电区域内新建61万kW，九州电力公司供电区域内新建5万kW，其他电力公司经营区域内PPS没有新建电厂计划。随着PPS新建电厂的投产，日本电力公司与PPS的竞争将更加激烈。
2.1.2 用户电价逐步降低
日本实施电力市场化改革以来，虽然发电燃料成本及国际能源价格均大幅度上升，但日本的电价却有较大幅度的下降。东京电力公司2005年的电价水平比1996年的电价水平下降了27%。同时，东京电力公司也采取措施积极降低过网送电费，与2000年3月相比，东京电力公司2005年的高压用户过网送电费下降了23.2%；中压用户过网送电费下降了13%。在售电侧市场放开之前的1999年，日本工业电价为美国的3.7倍，英国的2.22倍，德国的2.5倍，意大利的1.66倍，韩国的3.12倍。而在电力市场化改革之后的2003年，日本工业电价仅为意大利的0.83，相对于其它国家，日本的工业电价也有很大幅度的降低。
2.1.3 供电可靠性维持在高水平
电力市场化改革以来，日本供电可靠性继续保持较高水平。东京电力公司2005年的户均平均停电时间为7min／a，停电次数为0.1次／a。电力市场化改革并没有影响供电可靠性。
电力-[飞诺网FENO.CN]
2.1.4 客户满意度提高
根据九州电力公司的调查结果，2005年度，自由化电力用户的满意度为52.2%，受管制电力用户的满意度为47.7%，全体用户的满意度为50.6%。对比可知，售电侧市场放开提高了客户满意度。
2.2 政府对改革的评价
2005年10月，日本经济产业省综合资源能源调查会电力事业分会编写了日本电力自由化改革评价报告。评价报告主要结论包括：
(1)基于效率的评价。电力市场化后，日本出现明显的电价下降。评价委员会通过基于计量经济学的定量分析认为，日本电价下降的40%源自电力市场化改革。(2)基于稳定供电的评价。评价委员会认为，虽然日本九大电力公司的电力建设投资自1995年以来持续下滑，在日本电力供需基本平稳的情况下，电能质量并没有受到影响。(3)基于环保的评价。电力市场化改革后，日本C02排放量并没有大量增加。另外，为了削减电力行业的C02排放量，九大电力公司、日本电源开发公司、日本核能开发公司等12家公司还制定并公布了“电力事业的环保行动计划”。评价委员会同时认为，在电力市场化改革后，由于PPS不负责电力供需的实时平衡，这将可能导致电力公司的备用不足。评价委员会认为，PPS应该和电力公司一起构筑能够确保稳定供电的机制。评价委员会同时建议进一步讨论目前阴向日本电力公司提供供需失衡补偿的问题。
3、对中国电力改革的启示
从日本电力市场化改革取得的实际效果来看，虽然看起来日本市场化改革措施非常保守和谨慎，维持了传统的发输配售一体化体制，仅从发电侧和售电侧引入竞争，但其市场化改革却非常成功，取得了政府、电力用户、电力行业内的企业、新进入电力行业的企业均比较满意的效果。深入分析研究日本在电力市场化改革中的得与失，对中国电力体制改革进一步科学、稳步向前推进有着重要的借鉴意义。他山之石，可以攻玉，对照日本电力市场化改革的做法和思路，认为中国电力市场化改革在如下方面还可以进一步改进和加强。
3.1 改革要结合国情，稳步推进
虽然从技术上看，全球电力工业具有高度同质性，但由于各国所处的经济发展阶段和具体国情、文化传统不同，各国的电力市场化改革所采取的模式差异甚大。
日本电力市场化改革就充分考虑到其能源短缺、国土狭小、环境保护和供电安全等具体国情，在经过深入探讨，并与政府、公众和电力企业达成共识，决定保持九大电力公司的发输配售垂直一体化体制的同时逐步实行售电侧放开。电力行业是关系国计民生的产业，电力行业改革必须在保证安全稳定的前提下稳步推进。中国的电力市场化改革要考虑中国经济高速增长、区域经济发展不平衡，要考虑跨区电网、城市电网和农村电网均急需大量投资、供电可靠性仍需大力提高的现状，在确保满足社会经济发展的电力需求、有效促进电力工业发展和安全稳定供电的前提下，在结合我国具体国情充分论证、达成共识基础上稳步推进电力改革。
3.2 改革应明确目标，立法先行
电力体制改革直接关系到行业的稳定健康发展，涉及千家万户的利益和社会经济发展。中国可以借鉴日本的经验，在每次实行重大改革之前，都首先制定新的法律或者修改法律，以法律的形式明确改革目标、步骤，随后再稳步推进。目前我国电力行业法律法规建设滞后于电力市场化改革，我国应首先针对已经完成的改革内容，对相关法律进行修订。随后，明确下一步电力市场化改革的目标，并将改革目标、步骤等纳入法律法规框架内。
3.3 改革应进行量化分析
