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篇1

《工廠供電》是電氣專業的必修課之一。該課程主要將工廠供電系統的共性歸納為一般原則，將個性結合實例加以闡明，從而使學生了解和掌握供電系統運行規律。由于本課程各章節都結合供電系統生產實例來學習，教學的對象大多數來自包鋼供電系統。他們白天在電力系統從事運行工作，休息日來學校學習。本文針對學生與所學專業結合緊密的特點，在教學實踐中探索出一種新的教學方法，即理論實踐一體化教學法。

一 理論實踐一體化教學法的理論基礎

從現代教學理論中的建構主義學習理論來看學生的學習過程：“學習是學習者主動地建構內部心理表征的過程，不是把知識從外部搬到記憶中，而是以已有的經驗為基礎，通過與外界的相互作用來建構新的理解。”在以上思想指導下，針對高等職業（成人業余班）教育，即高職學員邊實踐邊學習專業知識的過程，本人探索出理論實踐一體化教學法。理論實踐一體化教學法以建構主義學習理論為基礎，從根本上改變了傳統教學中以教師講課為主體、學生被動學習、授課內容以教材為中心的教學方式。這種教學法使教師、學生、教材三者之間形成新的、更合理、更科學的關系。

高等職業教育的對象，是已形成思維定勢的成人。如果沿襲傳統方法進行滿堂灌式教育，收效甚微。高等職業教育也有其優勢。成人有一定的實踐經驗和一定的自學能力。因此，由建構主義學習理論出發，以成人實踐經驗為基礎，在教師指導下，通過自學，現身說法，集體討論學習，以及教師輔導方式，就構成了高等職業教育的新的方式，即理論實踐一體化教學法。

二 理論實踐一體化教學法的應用

理論實踐一體化教學法特別適用于工作崗位與所學專業結合緊密的專業教學。《工廠供電》是一門由實例講解分析歸納工廠供電運行一般規律的專業課。學生分布在包鋼供電系統的各個崗位，很適合理論實踐一體化教學。下面就以《工廠供電》的教學為例，對其做一具體介紹。

首先，教師在新課前，根據教學大綱要求布置下次課的教學課題，并對教學課題提出具體要求。如以“工廠供電系統一次系統運行方式”為課題，具體要求：（1）將本廠的一次系統的接線方式畫出接線圖。（2）分析本廠采用該種接線方式的原因。（3）該種接線方式運行時應注意哪些問題。

其次，實踐階段。學生在供電系統從事運行工作，教師選幾個典型工廠作實地調研，既豐富了自己的實踐經驗，補充了教材不足，也可對學生自學作理論指導，學生根據實踐經驗，結合對教材的自學，對課題進行學習、解答。

最后，返回課堂。先由幾個典型運行實例的學生，分別講述本廠實際運行方式及“為什么”、“怎么樣”的問題，再經全班學生討論，由其他學生作補充發言或由教師輔導，將幾種典型運行方式分析清楚。最后，教師由以上實例歸納出供電系統運行的一般規律，并對全班學習情況進行評價、總結。

通過以上理論實踐一體化教學過程，學生在自己已有的經驗基礎上，吸收全班集體智慧成果，在教師的指導下對當前所學內容有了較全面、正確的理解，最終完成對所學知識的意義建構。理論實踐一體化教學法的學習過程：學生由實踐到理論，實現了認識的飛躍；教師由理論到實踐，也實現了認識的升華。這也符合人類認識世界的普遍規律：理論由實踐中來，到實踐中去。

理論實踐一體化教學法在高等職業教育中主要解決了兩個問題：一是理論聯系實際的問題，傳統教學與實際嚴重脫節，這是高等職業教育中學生厭學的主要原因。二是學生在自己組織講課內容時，不僅調動主觀能動性，提高自學能力，而且這一過程也能促進學生語言表達能力和邏輯思維能力等綜合素質的提高，使素質教育目標真正得到落實。

三 理論實踐一體化教學法使用中應注意的問題

為了實現上述兩個目標，理論實踐一體化教學法在教學過程中應注意以下兩個環節：

第一，教師在理論實踐一體化教學法中地位的轉變：主要指導思想是弱化教師的知識傳授作用，強化教師的總設計師、總導演的作用。教師素質要求不是低了，而是更高了。教師既要有理論知識，還要有實踐經驗，而且還要有組織能力。教師在與學生互助互學中，素質得到提高。

第二，學生在學習過程中成了主人，就要對自己負責，進行探索式學習。除了要克服理論水平差、學習方法不佳等弱點，還要克服傳統教學養成的惰性。

四 結束語

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提高電力雙邊交易的靈活性，促進電力雙邊交易的大規模開展國外經驗已經證明僅僅依靠交易管理機構的“牽線搭橋”很難保證大規模電力雙邊交易情況下市場的運行效率。為此，各國紛紛在在電力雙邊交易的售電環節引入中間商從事“轉買轉賣”和“居中撮合”，降低了交易成本，提高了市場的流動性，從而促進了各國電力雙邊交易的大規模開展。目前，我國已開展的電力雙邊交易尚存在市場主體交易積極性不高，缺乏交易自主性等問題。適時引入中間商，對提高市場交易主體的積極性和自主性，進而促進我國電力雙邊交易的大規模開展具有重要意義。明確各參與主體的責權義務，有利于實現電力雙邊交易全面、規范的管理，提高管理效率國外電力雙邊交易中涉及主體較多，因此，各國電力市場對主體的準入、主體應承擔的責權義務進行了明確的規定。各交易主體在交易過程中履行相應的義務，由此保證了市場的有序運行。我國開展電力雙邊交易的過程中，有必要借鑒國外電力交易主體的管理模式，設計符合我國實際國情的規定，有效約束交易主體的行為，確保市場的規范化運作。國外雙邊交易種類構成對我國的啟示(1)大力推進跨區(省)電力雙邊交易的開展，實現資源大范圍優化配置通過對國外典型國家的電力雙邊交易的分析可以看出，各國跨區(省)電力雙邊交易占雙邊交易的比例較大。英國主要有英格蘭—威爾士跨區交易;澳大利亞則是通過更大范圍內的雙邊交易建立起了國家電力市場;美國主要依托其區域電力市場，大力開展跨區電力雙邊交易;北歐四國則依靠統一的交易管理機構(NordPool)，積極開展跨國電力雙邊交易;歐盟則建立其統一電力雙邊交易市場。目前，我國已經開展的發電企業與電力用戶雙邊交易主要局限于各省的地域范圍內。以省為單位的電力雙邊交易既不利于各區域內資源的優化配置，也不利于“西電東輸”“南電北送”等國家能源戰略的貫徹落實。隨著我國電力供需緊張狀況的緩解，各發電企業為實現較高的發電設備利用小時，都希望在本省以外開拓市場，要求參與跨省、跨區電力交易;用電企業也希望打破地區界限，在更大范圍采購電力，降低生產成本，規避經營風險。因此，我國應當借鑒國外經驗，發展跨區(省)電力雙邊交易，實現我國電力資源更大范圍內的優化配置。(2)積極開展不同時間跨度的電力雙邊交易，充分利用不同時間跨度下電力雙邊交易之間的套利關系，規避相應的市場風險通過對國外典型國家電力雙邊交易開展情況的分析，我們可以看出各國根據交易時間跨度的不同，建立了不同的電力雙邊交易。各國的電力雙邊交易按照時間跨度可以分為:中遠期雙邊交易和日前雙邊交易。通過賦予各交易主體對于不同時間跨度下各類電力雙邊交易的選擇權，市場中的各個交易主體可以充分利用不同時序下各類雙邊交易之間的經濟套利關系，規避市場中價格風險。目前，我國的電力雙邊交易種類單一，主要以中長期交易為主，缺乏近期甚至是日前的雙邊交易，這使得我國電力雙邊交易市場流動性不足。因此，我國應當盡快完善電力雙邊交易的時序種類，提高市場流動性，規避市場價格風險。(3)適時開展電力金融雙邊交易，利用金融工具確保市場的穩定運行國外典型國家電力金融雙邊交易主要分為:期貨交易、期權交易與差價合約交易。國外典型國家電力雙邊交易開展的情況可以看出，各國普遍建立起了電力金融衍生市場，廣泛開展電力金融雙邊交易，電力金融雙邊交易量占總交易量的比例較大(以澳大利亞為例，該市場的期貨交易量占NEM物理能量交易總量的22%)。期權、期貨等金融產品的引入為市場參與者管理電力市場的風險提供了有價值的工具。目前，我國尚未開展電力金融雙邊交易，各市場交易主體缺乏規避市場風險相應的金融工具。隨著我國電力工業市場化改革的深入，我國電力市場運行方式將更加靈活，市場參與者將面臨更大的交易風險，因此我國應當借鑒國外經驗，適時引入電力金融產品，開展電力金融雙邊交易，確保未來我國電力市場的穩定、高效運行。國外電力雙邊交易達成方式對我國的啟示(1)在雙邊交易開展初期，應主要開展集中撮合的電力雙邊交易根據以上對各典型國家電力雙邊交易開展情況的分析可以看出，在英國、美國等發達電力市場國家，電力雙邊交易主要為OTC交易;而在俄羅斯等電力市場欠發達國家，主要開展集中撮合的電力雙邊交易。在電力雙邊交易開展初期，各項配套機制尚不完善，雙邊交易面臨著信用風險等諸多風險，因此應當大力開展場內雙邊交易，充分發揮交易管理機構的監管作用和信用保證作用，確保電力雙邊交易的順利達成。而在電力雙邊交易的成熟階段，各項配套機制均已建立，各市場主體均已相互熟悉，此時應當鼓勵場外雙邊交易，以提高交易的靈活性和市場的流動性。目前，我國尚處于電力雙邊交易大規模開展的醞釀期，各項政策法規與相應的配套機制亟待完善。因此，在交易方式的選擇方面，應在現階段開展以集中撮合為主的場內交易，而在電力市場成熟階段適時開展OTC交易。(2)加強電力雙邊交易電子平臺建設，提高電力雙邊交易的信息化水平電力雙邊交易的順利進行，需要以大量的數據信息為支撐，電子平臺中技術支持系統的建設是交易市場中不可或缺的環節。在電力雙邊交易市場成熟階段，雙邊交易的類型將日趨多樣化，更需要通過電子平臺建設以提高雙邊交易效率。電力雙邊交易過程中所涉及的數據申報、負荷預測、合同管理、交易計劃的編制、安全校核、計劃執行、輔助服務、市場信息、考核與結算等環節均需要通過相應的技術支持系統完成。這些系統包括:能量管理系統、交易管理系統、電能量計量系統、電能量考核與結算系統、合同管理系統、報價處理系統、市場分析與預測系統、交易信息系統、報價輔助決策系統等。借鑒國外經驗，我國在電力雙邊交易開展過程中應當高度重視電子平臺建設，通過制定電力雙邊交易技術支持系統的實施方案、發展目標和運營規則要求，保證技術支持系統的實用性和適應性，提高電力雙邊交易的信息化水平。國外電力雙邊交易機制對我國的啟示(1)優化交易管理機制，促進電力市場和電力系統健康發展國外電力雙邊交易的執行過程中，維護電網安全穩定運行，是電網企業、購售方、售電方共同的社會責任。北歐和英國的電力市場交易機構和電網調度機構在形式上相互獨立，但由國家電網調度機構主導電力平衡市場。電網調度機構(系統運營商)主要負責平衡服務而不參與正常的市場交易，有效避免了電網作為自然壟斷環節參與經營可能產生的不公平行為。借鑒國外經驗，我國在開展電力雙邊交易過程中，應充分把握各相關主體的職責義務，做到分工清楚、權責明確，為市場參與者搭建公平合理的責任風險分配關系。(2)建立高效的平衡機制，確保各類雙邊交易的有序開展從國外典型國家電力雙邊交易開展的情況可以看出，電力雙邊交易過程中因供需形式變化、聯絡線約束等客觀原因導致合約無法順利執行，而出現交易不平衡的現象，需要引入平衡機制，處理雙邊交易達成與執行過程中出現的電力電量不平衡，包括由發電企業、用戶或輸配電服務等環節引起的不平衡問題，提高市場運行效率。我國目前雖然已經進行了發電側的集中競價試點，但真正意義上的基于市場的平衡機制尚未建立。因此，隨著電力雙邊交易建設的提速，我國應適時建立電力現貨交易市場(實時市場)，以之作為電力雙邊交易市場的補充，提高雙邊交易市場的運行效率。(3)明晰輸配電價與輔助服務價格，保證電力雙邊交易的公平開展電力雙邊交易真實價格的發現有賴于明確、清晰的輔助服務與輸配電價格。通過對國外典型國家經驗分析可知，輸配電價格與輔助服務價格是準確評估雙邊交易成本的關鍵。目前，我國尚未建立合理的價格機制。近年來，國家重點疏導了發電價格矛盾，但輸配電價兩頭受擠的狀況始終未得到合理的解決，電網建設的還本付息和資產經營效益缺乏必要的保障;此外，我國仍未實現輔助服務交易機制的市場化，輔助服務缺乏明確的價格。因此必須盡快推動我國的輸配電價改革，形成市場化的輔助服務交易機制，為我國電力雙邊交易的開展創造條件。(4)充分發揮交易管理機構的平臺作用，避免電力雙邊交易過程的潛在風險從國外典型國家經驗可以看出，交易管理機構在電力雙邊交易過程中發揮重要的平臺作用，如美國PJM市場針對電力實物交易建立了電力交易中心(PX)，針對電力金融交易建立了電力交易所，以此管理市場中的各類雙邊交易。電力雙邊交易的結算大多表現為信用結算，因此對交易雙方信用有較高要求。因此，加強交易管理機構對結算過程的介入有助于提高整個交易的信用等級，有效控制結算風險。在PJM市場，電力交易管理機構不僅為場內雙邊交易提供結算平臺，而且為場外非標準雙邊交易提供了交易、結算服務，并對此類交易的結算同樣進行嚴格的信用管理。若發電商和負荷服務商簽署大額、交割時間長的雙邊交易合同，則往往通過場外結算平臺進行結算，減少交易風險和降低交易成本。電力雙邊交易往往存在較大的信用風險，因此，在我國電力雙邊交易市場建設中，應當充分發揮電力交易中心在雙邊交易、管理、結算等過程中的平臺作用，在交易撮合、信息的基礎上，做好信用管理工作，以保證我國電力雙邊交易結算的公正性，維護各市場交易主體的利益。

篇3

廠網分離收官

2007年5月31日，國家電網通過協議向國電集團等轉讓了920萬千瓦發電資產,轉讓價格為187億元。該發電資產涉及到包括7家上市公司在內的38家企業,相對于119.7億元的賬面凈資產,此次交易的溢價為56％。

2002年啟動電力體制改革，當時允許國電保留920項目，主要是希望能用這部分資產支付國電公司主輔分離的改革成本，為下一步從電網中剝離電力修造、送變電施工和勘探設計等輔業單位做準備。據悉，國電解決主輔分離的員工問題耗費約187億元，而920項目的出售正好填平了主輔分離的改革成本。

2007年12月14日，國電647項目資產的出售也達成了初步協議。根據電監會公告，國電647萬千瓦發電資產的主要受讓方為華能集團、大唐集團、華電集團、國電集團、中電投集團、神華集團和湘投控股等七家電力公司。此次雙方簽署的協議是安全生產責任、管理權和領導班子三項權限的移交，正式轉讓協議簽署、資產交割、工商變更等實質性工作將在今年1月后進行。

據報道，647項目以資產評估價格為基礎，同時參照可比市場交易價格，以溢價20％出售（資產溢價17％，另加因控股所產生的3％的溢價），也就是說溢價水平不到920項目的一半。相對于920項目的資產質量，647項目資產主要為老廠，人員負擔較重，成本優勢較差。根據2002年的改革，647萬千瓦發電資產保留在國電公司的用途是補充國電的資本金。

顯然，國電647項目資產的最終協議轉讓，意味著尾大不掉的廠網分離改革基本破題。這雖然比2002年提出的要求兩年內變賣轉讓遲到了三年左右，但其意義則相當深遠。

從某種程度上講，647項目資產的最終轉讓表明，發電側的市場化改革框架基本構造完畢，中國電力體制改革即將進入第二個環節――輸配分離、配售分離階段。下一步在發電側的改革重點主要是清理國電公司旗下各省級和區域電網公司近年來新建的以各種形式存在的“三產”發電項目。

貌似左右為難

如果說廠網分離是發生在發電企業與國家電網、南方電網間的外部改革，那么以輸配分離和配售分離為主的售電側改革則是電網公司的一場脫胎換骨的革命。顯然，在電網公司高度壟斷的情況下，在售電側推進改革的阻力將會大得多。

2006年9月1日，國家電網電力交易中心正式投入運行，并初步形成了國家、區域和省級三個層次的電力交易中心，滿足省內、省間和跨區域、跨流域電量交易的需求。三級電力交易中心的搭建為國電公司總部、區域電網公司和省電力公司實施市場交易與電網調度職能的分離創造了條件。

接著，2007年10月26日國電宣布國家電網電力市場交易運營系統正式投入運營。國家電網電力市場交易平臺具備電力市場運營完整業務流程所需的各項技術功能，不斷為市場交易提供更好的服務。平臺的搭建客觀上為售電市場改革打下了基礎。

目前輸配分離改革爭議的焦點是在國電內部實行配電業務的獨立，并維系輸配調度的全國性統一，還是從國電中完全獨立出配電業務，使得國電成為一個相對單一的電網資源建設和提供商。

如果把配電業務獨立出來，那么國電的售電業務也將受到影響。這一方案意味著國電公司將變為電網資源供應商，主要從事輸電業務，而這一方案的不利之處是影響電網和電力調度的有機統一，可能會影響電力調度效率。

如果配電業務只是在國電內部實現獨立，雖然解決了電網與電力調度的有機統一性，但不利于售電環節市場化改革的有效推進。即不論是發電側市場競爭，還是售電側電力市場競爭，國電這只看得見的手始終影響著市場運作效率，甚至可能制約市場機制的有效發揮。

因此，輸配分離改革決定著電力配置和調度的有效性。如果輸配業務難以科學厘定，下一階段的配售分離改革就難以有效推進。

誰為誰服務？

根據2002年電力體制改革的整體戰略規劃，廠網分離、輸配分離和配售分離三個遞進層次的改革充分體現了權力分配的相互制約、相互依存和相互促進的關系，是電力市場根據不同職能分工協作的改革方略。即在發電側和售電側引入充分的市場分離，在電力輸配（主要指電網資源和電力、電量等調配）領域通過引入不同的市場主體進行輸配功能分離，從而防止電力市場中由于過度的資源和功能壟斷而導致市場效率下降。而具體到電網資源，通過設置國家電網、區域電網和省級電網三個層次的電網資源和電力交易系統細分出多層次的電力交易市場。

目前，對于要不要進行輸配分離和配售分離改革基本沒有爭議，爭議的焦點是如何市場化的問題。對于電網公司來講，更樂意接受的方案是在國家電網和南方電網的現有框架下引導售電側的市場化改革，目的是不過度破壞當前電網公司的利益格局。如在電網公司內部獨立出一個獨立核算的配電實體，從而實現輸配分離，然后在最終售電側實現多賣家的市場競爭格局。

這一方案實際上是基于電網現有地位和功能不發生變化的情況下實行售電側的市場化改革，它的好處是保證了輸配環節的有機統一。

然而，這實際上會使得電網公司在電力市場中占據了絕對的優勢地位，不論是發電側的多賣家競爭主體，還是售電側的多賣家競爭主體，在電力市場中必然處于與電網公司的不對等的劣勢地位。

如電廠向實際買家或電力交易市場服務商銷售電力資源，必須通過電網公司輸電并進行電力調度，否則很難賣出去;而將來形成的多賣方電力銷售服務商和電力交易市場，如果要向用戶銷售電力，需要通過電網公司的輸配協調，否則將面臨無米出售的局面。

筆者不禁要質疑，以這種方案為基礎的電力市場改革，究竟是電力市場化在為電網公司服務？還是電網公司為市場化服務？

一場利益的博弈

按照現有政策，一旦區域電網成熟，國網將與區網“分家”，而國家電網公司能夠調配的輸配電資產、電能交易將受到擠壓。

目前，國家電網公司著力推進的“一特三大”戰略（即特高壓輸電、大核電、大水電和大煤電），在系統內推出電力交易中心和電力市場交易系統等，都在一定程度上強化了國家電網公司在電改中的博弈籌碼。如特高壓輸電將在一定程度上弱化了區域電網的現有功能。顯然，這種局面是電力體制改革小組和發電企業、售電服務商和最終用戶都不愿意看到的。

輸配分離如何擺脫明顯的利益糾葛，如何真正實現獨立，將成為電力體制改革進一步有效推進的關鍵。輸配是否只有統一到電網公司旗下才能體現其有機統一性和更富有效率。筆者認為，未然。

首先實現徹底的輸配分離。一方面，可以通過把電網公司定位為專業的電網資源運營和租賃商，并在條件成熟的條件下，將國網、區域電網打造成相互獨立核算的經營實體。為打破省級行政區域對電力市場的干預，應將省級電力公司作為區域電網公司的子公司。區域電網間的輸電通暢問題讓獨立于區域電網公司的利益第三方國家電網公司承擔。

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經驗借鑒

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碳交易試點可謂是我國建立碳排放機制的第一步，為什么先從這里入手呢？國網能源研究院企業戰略研究所副所長馬莉稱：“建立碳交易試點的目的主要有三個，一是通過碳交易試點，探索建立基于市場并適合國情的碳減排機制，以此作為落實“十二五”碳強度指標以及2020年溫室氣體減排目標的重要手段之一。二是碳交易是未來發展趨勢，作為經濟快速發展的大國，我國推行碳交易試點也是順應潮流并爭取主動的行為。目前，我國的CDM項目約占全球的44.63%，但因處于國際產業鏈底端，缺乏定價權。因此，應吸取我國在石油市場喪失話語權的教訓，爭取在碳市場形成全球化穩定市場之前，為我國爭取碳市場的話語權。三是從國際政治環境角度看，通過開展碳交易試點，可進一步展現中國致力于應對全球氣候變化的大國風范，并可在國際談判中保持有利位置。”

以電力行業為試點需要考慮的因素

之所以選擇電力行業作為試點行業，主要考慮的是電力行業整個計量系統非常完善，建立碳交易試點可以節省很多成本。碳交易強調可核證和可計量，這個問題在電力行業也相對比較容易解決。馬所長在這里特別強調了一個問題：“與發達國家不同的是，目前我國正處在經濟快速增長階段，這個過程用電負荷增加是具有歷史必然性的。用電負荷總量增加的必然性和碳排放總量下降的要求之間存在矛盾，如何調解這對矛盾，是設置碳排放機制需要考慮的問題。這點與發達國家是完全不同的，因為西方發達國家的經濟發展狀態已經進入一個相對平穩的階段，它們的減排目標設置和我們這種經濟高速發展期的減排機制設置必然存在差異。碳交易市場機制及規則設計，要充分考慮電力市場空間擴展性與碳排放權市場空間收縮性的兩個不同的趨勢，不能對電力工業發展產生制約。這也是建設電力行業碳減排試點需要考慮的第一個問題。”“其次需要考慮的是碳排放指標的初始分配要與電源結構掛鉤，在大力促進清潔能源發展的同時，也要充分考慮由我國資源稟賦決定的以煤炭為主的電源結構，要體現碳交易的客觀性、均衡性和公平性。”馬所長舉例說：“在確定碳排放總量減少的大前提下，為發電廠分配碳指標的時候，就要考慮到發電量的增加而去設定減排指標，而不能用一個靜態的、固定的指標去一刀切。但是同時也要考慮到電力結構轉型的因素，如該發電廠有多少負荷是使用清潔能源發電的，這也可以當成其規定碳指標時的考慮因素。”也有專家分析可以按照電力和石油化工行業等行業分解碳減排指標，然后在行業間或者行政區域間建立一種交易模式，競爭性行業則可以安排過渡方案，減排指標從向地方分解轉化為向行業分解。

“第三個需要考慮的是電力行業開展碳交易，要有利于能源布局優化。”我國能源資源分布不均衡，主要集中在西部和北部地區。碳排放指標的分配要考慮到區域能源資源稟賦的差異性，從全國資源優化配置的角度來看，合理分配碳減排指標，適當向西北部能源資源富集地區傾斜，以引導電源向西部布局。

馬所長說最后要考慮的是：“現有的體制和機制。中國國情、電情與國外不同，電力價格沒有放開，電量指標主要是由政府分配，碳排放指標的分配要考慮與電量指標的結合。電力市場化改革正在逐步推進，碳交易市場的發展要與電力市場化進程銜接。”

電力企業在碳交易及低碳經濟中扮演重要角色

電力行業是碳排放的重要領域，根據中國電力企業聯合會的數據統計，2010年電力碳排放量約占全國排放量的50%，但同時也是實施碳減排的重要行業。“十一五”前四年，電力行業累計實現減排量約為9.51億噸。就這種情況，馬所長分析：“未來，中國電力工業還處于快速發展階段，以煤為主的電源結構將長期存在，因此電力行業的減排成效將對碳交易及低碳經濟發展起到至關重要的作用。電力企業通過開展碳交易，可以充分利用市場手段有效降低企業的減排成本，激發電力企業減排及參與市場的積極性，使之成為碳交易市場的主體之一。而相關資料也顯示，電力企業已經開發很多CDM項目，對碳交易市場規則和運作機制有比較深入的了解，一旦碳交易試點建立，這些企業能很容易地參與進來。”電力企業在發展低碳經濟中的作用也是不容小覷的，一方面，發電企業是承擔直接減排責任的重要主體，通過綠色發電技術的研發和應用，促進綠色清潔能源的開發和利用，為用戶提供安全可靠、清潔環保的電力。另一方面，電網是連結各發電企業和廣大用戶的樞紐，電網企業在能源生產、運輸和消費等環節的低碳化中發揮著重要的作用。電網企業通過采取一系列措施降低網損，積極實現輸電環節的直接減排。

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就目前來說，我國的電力市場體系仍然是處在大力發展的建設狀態，從世界當前的發展趨勢和經驗觀察來看，無論是采用任何形式的市場體系，其中涉及到電力實時平衡調度方面的內容都必須要由國家、省級專業電力調度機構來進行全權負責，也就是說，電力的調度必須要保證與其他區域、省級之間的協調同步性。利用該系統，能夠對不同層級的管理機構進行管理權賦予，這種形式的電力調度方式是目前確保電網能夠穩定運行的一個有效措施。下文主要針對電力實時平衡調度交易市場運作的機制以及模型進行了全面深入的研究。

1.電力實時平衡調度機制

實時平衡交易主要是通過電網調度員來依據下一個時段的調度時刻的起始時間點中所存在的系統不平衡量多寡，來確定是否啟用上調機組還是啟用下調機組。同時，還要根據實時接收到的增減負荷報價，按照一定的規律對其進行排序，并且使得機組的負荷水平進行調整，直到其負荷水平在這一過程中完全滿足不平衡量，即可以開始對下一個時段之內的電網供需不平衡量進行調度。

實時平衡輔助服務一般由調度員通過市場成員競價或與市場成員進行雙邊洽談簽訂合約，主要是平衡每個調度時段內的ACE（一般通過AGC機組實現），并使每個調度時段的電網頻率及電壓（一般通過調頻、調壓實現）維持在規定的范圍內，保證電力系統運行的安全穩定性和電能質量。調度員首先啟用在日前市場（或合約市場）購買的輔助服務（包括調峰、調頻、調壓、各種備用等），如果日前購買的輔助服務不能滿足系統運行的可靠性和}？，能質量，調度員就必須在時前/實時平衡交易市場購買與備用、頻率和電壓控制相關的輔助服務。

2.電力實時平衡交易市場設計及運作流程

有關術語定義：該時段調度計劃出力（或調度計劃電量）定義為：年度合約市場交易合同分解到該時段的出力（電量）+月度合約市場交易合同分解到該時段的出力（或電量）+周合約市場交易合同分解到該時段的出力（或電量）十雙邊交易合同分解到該時段的出力（或電量）+日前市場交易計劃在該時段的出力（或電量）十時前市場交易計劃在該時段的出力（或電量）。該時段調度計劃出力也稱為：對應時段調度計劃出力、該時段（或對應時段）的基準調度計劃出力、機組在該時段（或對應時段、上調（或下調）出力的基準點。該時段調度計劃奄.量也稱為對應時段調度計劃電量。

2.1電力實時平衡交易市場的設計

電力實時平衡交易市場進行建立的一個初衷就是能夠能夠讓電力調度員按照接收的負荷增減要求報價來對電力出力、負荷等進行調節，從而使得整個電力系統網絡中的能量能夠維持在一個較好的平衡范圍之內，達到安全運行的目的。

而發電商自身在進行發電的過程中，可以依據自身的發電出力狀況、發電合同、報價策略等多個方面的因素來確定自身的電力發電機組是否需要加入到電力實時平衡調度交易市場中；如果說在有需要的情況下，要加入到實時平衡調度交易市場中去，就可以依據當前的市場規則不同，提前數個小時或者時間段向相應的實時平衡調度交易市場提出申報，其申報內容可以是出力范圍的價格上調或者出力范圍價格的下調。總之，實施調度交易中的計劃制定和當前市場的單時段計劃制定有著極大的相似性，而市場在運作的過程中，究竟采用怎樣的報價方式和數據，這主要依據當前市場的變化和規則來進行制定；除此之外，在用戶用電減少負荷報價之后，其性質就等于發電商自身必須要對出力報價進行提高，而用電方的負荷報價提高，那么就代表著發電生可以對出力報價進行降低。

2.2實時平衡交易市場運作流程

（1）發電廠必須要在規定的時間段內，利用當前的電力市場運營系統，對實施平衡交易市場上所規定出來的機組報價數據進行實施的申報。

（2）電力調度交易機構接收數據申報、校核報價數據是否有效。

（3）在實時平衡調度時，進行未來一個（或幾個）調度時段的超短期負荷預測。

（4）制定實時調度交易計劃并對交易計劃進行安全校正。對于每個實時平衡調度時段，實時調度交易計劃的調整都基于原有的調度計劃，如北歐電力實時平衡交易市場是以市場成員日前的調度計劃作為機組實時調整的基準出力點；英國是以實時平衡交易市場關閉前市場成員申報的出力計劃作為機組實時調整的基準出力點。經過調整后的實時調度交易計劃必須進行安全校正。

3.實時平衡交易市場中的結算機制

實時平衡交易中所涉及到的電量結算必須要和當前的合約市場、日前市場中所存在的電量結算是完全分開的。并且實時平衡交易市場在這一過程中的交易量與合約市場、日前市場的交易量相比較而言，其實時店家在運作過程中所產生的波動可能會遠遠其他市場波動。并且由于參與到下調出力的調度交易工作中，就會直接導致機組自身的收入減少，這促使絕大多數發電商都不愿意參與到下調出力的調度交易工作中。所以，為了能夠讓發電商積極的參與到下調出力中去，就應當在實時交易的結算規則中讓下調交易對于機組來說具有更大的誘惑力。

3.1對被調度員接受的Bids和Offers的結算

在每一個實時的調度結算時間段之內，當上調機組在進行出力的過程中，應當嚴格按照機組自身的上調出力報價由低到高的選擇順序來對電力負荷進行調度，而在選擇的過程中，要以上調機組所具有的最高報價來作為交易時段之內的一個統一價格，同時，對機組內部的電量進行實時的調整結算；當下調機組在進行出力的過程中，就應當依據機組的下調處理來按照報價由高到低的方式來選擇性調度，并且選擇的機組要使用最低報價來作為該機組的統一價格，同時對機組當前的實時電量進行調整結算。

總的來說，按機組在每個交易周期內被調度員接受的Bids/Offers進行結算，向提供Offers的機組付費，向提供Bids的機組收費。

3.2對不平衡，的結算

不平衡結算模塊的主要功能是決定不平衡電價及不平衡電量的結算。機組在某調度時段內的不平衡電量等于其在該時段合同電量減去其實際上網電量。不平衡電量按分鐘進行累加，其計算方法不平衡量結算采用2種電價：一是系統買電價格（SBP），即以成交電量為權重的加權Offer價格；二是系統賣電價格，即以成交電量為權重的加權Bid價格。

4.結語

總而言之，實時平衡調度交易主要就是通過市場化的方式來對電網內部所呈現出來的供需不平衡現象進行調節，以此來使得電網調度不僅能夠充分的滿足電力需求，還能夠嚴格按照市場的發展規律來進行調度。而實時平衡調度交易市場還是當前用電市場中一個有效的補充，它不僅僅為市場的各個用電成員提供了一個良好的調度交易機會。還利用其自身對于電價實時平衡的能力，靈敏的反應出了當前市場經濟的信號，這能夠便于電力平衡調度進行市場價（下轉第141頁）（上接第98頁）格平衡，良好的對整個經濟市場進行把控。 [科]

【參考文獻】

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建立統一的歐盟大市場，是歐盟經濟一體化發展的必然結果和內在需求。歐盟在1985年提出了著名的以實施單一市場為目標的“白皮書報告”，并于1993年1月1日正式啟動了這個擁有10個國家、3.7億人口的大市場建設計劃，自2004年5月東歐等10國的加入，目前歐盟成員國已擴大到27國，人口達5億。

作為基礎服務性行業，電力行業在歐盟統一大市場建設的進程中啟動晚、推進難。1996年歐盟“電力市場化改革指令”，主要內容是要求各國實施電力市場化改革，開放用戶選擇權，推進歐盟統一市場的建立。2003年，歐盟總結了推行改革7年來的經驗和教訓，電力市場化改革第二號指令，加大推進歐盟統一電力市場的建設力度。該指令對成員國的電力市場化改革提出了硬性規定，并要求各國將這些規定體現在本國的電力法或能源法律的修改中。該指令主要包括以下內容：一是對市場開放設立了明確的時間表，要求各成員國必須執行，從2007年7月開始電力市場對全部用戶開放；二是對電網運行管理機構的獨立性做出明確要求，要求在2004年7月和2007年7月輸電運行機構和配電運行機構分別成為獨立法人，自然壟斷業務與其他競爭業務分離，但也要求各國建立保證電力供應安全和保證電力社會普遍服務的機制，以及建立市場化的跨國輸電容量分配機制等。

歐盟定期對各國電力市場化改革進程和對歐盟電力市場化改革指令的執行情況進行評估。歐盟推進的統一電力市場化改革取得了成績，但由于歐盟各國在文化、傳統、法律以及電力工業結構等方面存在較大的差異，市場化改革也存在著一些問題。歐盟2005年11月的評估報告指出：

一是大部分國家已經在按照要求將歐盟指令規定的內容在本國的法律中明確，但是很多國家的實施時間都比規定的晚，而且至今還有希臘、西班牙、盧森堡和葡萄牙等4個國家未實施該指令。

二是歐盟電力市場化改革的重要標志是開放用戶選擇權。按照指令規定，2007年7月1日所有國家都必須對全部用戶開放選擇權，目前已經有11個國家實現了對全部用戶開放供電選擇權，其他國家的開放程度也達到了50%以上。但從反映市場實際競爭度的2個指標，即大用戶更換供電商的比例和市場集中度來看，市場并未達到有效運作。截至2005年11月，累計更換供電商的大用戶比例達到50%以上的僅有6個國家，大部分在30%以下。市場集中度用發電容量最大的3個電源公司所占市場份額總比例表示，僅有北歐5國和英國的市場集中度值低于50%，有一些國家的市場集中度在80%以上。

三是在業務拆分方面，大部分國家都按照要求從法律上將輸電運營公司分離出來，且其中有6個國家真正實現了產權上的分離，另有2個國家未按照要求實現分離。而就獨立的配電網運行機構而言，有50%的國家還需要按照歐盟指令要求進一步從法律上將其從競爭業務中分離出來。

四是在市場價格方面，盡管2002年后由于各種因素的影響，電價出現了不斷上升的趨勢，但總體來看，歐盟自推進統一市場以來所有用戶的價格都有一定程度的下降，即當前的價格低于1997年的實際價格。2005年哥本哈根經濟學院做了一項研究，通過電力價格和競爭開放度等統計數據，證明了歐盟電價的下降與市場競爭開放之間具有相關性。

2歐盟統一電力市場的推進情況

歐盟推進電力市場化改革的主要目標是要建立歐洲統一電力市場。歐盟2005年的電力市場評估報告指出，歐盟各國之間的跨國交易還不充分，2002年跨國交易量占歐盟用電量的8%，2005年這一數字為10.7%，僅增加了2個百分點。為了進一步擴大跨國電力交易，歐盟開展了3個方面的重點工作：一是加快泛歐洲輸電網建設進程；二是推行統一的輸電交易和阻塞管理機制；三是促進各國深化改革，推動各國電力市場之間的連接和融合，建設泛歐洲電力市場。

在泛歐洲輸電網建設方面，歐盟認為建立統一的歐盟電力市場，需要有相對統一、有利于協調的電網運行規則和交易政策，還要有足夠的基礎設施來保證電力的跨國傳輸。歐盟曾提出，到2005年各成員國擁有的跨國輸電容量應該達到該國總發電容量的10%，但由于受輸電網通道征地困難、缺乏投資激勵機制等因素影響，目前意大利、葡萄牙、西班牙、英國、愛爾蘭和波羅的海沿岸國家的跨國輸送能力還達不到要求。歐盟正在加緊推進泛歐洲跨國能源傳輸系統建設計劃的實施，該計劃1996年提出大綱，2003年6月歐盟從保證能源安全和促進統一電力市場的角度對計劃進行了修改，提出了一些優先考慮的電力聯網項目，2003年12月，又將新加入歐盟的10個國家的跨國聯網項目考慮進來。根據歐盟建議的跨國輸電和輸氣計劃的建設項目，2007—2013年期間將投資280億歐元。

在統一輸電阻塞管理機制、跨國輸電交易機制等方面，歐盟近兩年做了許多工作。對于輸電阻塞管理機制以及輸電定價機制，歐盟要求各系統調度機構加強協作，逐步采用市場化的輸電容量分配機制，包括采用明確的容量拍賣機制，或是在市場交易中采用隱含的容量拍賣機制，有關跨國輸電線路成本分攤以及相應價格制定機制也正在重點研究中。

在推進各國電力市場融合方面，歐盟提出“逐步建立區域電力市場作為向統一市場過渡的步驟，最終建設泛歐洲電力市場”。一是增加和擴大提前一天電力市場交易范圍和流動性，實現電力交易所的合并和市場連接，目前已經開始或計劃在一些區域內實施。目前在歐盟地區已經建成的主要電力交易所有9個，近幾年交易所之間已開始相互融合，包括：2002年，位于德國萊比錫的電力交易所(LPX)與位于德國法蘭克福的歐洲能源交易所(EEX)合并成為歐洲能源交易所；2004年6月，荷蘭電力交易所(APX)收購了英國電力交易所UKPX(更名為

APXUK)，兩個交易所分別在阿姆斯特丹和倫敦開展電力交易；2005年7月，比利時電力交易所成立，于2006年初開展提前一天的電力交易，同時該交易所開始籌備與荷蘭電力交易所和法國電力交易所中的提前一天市場交易連接；根據西班牙和葡萄牙建設伊比利亞區域電力市場的協議，葡萄牙將建立合約交易市場，并計劃在2007年與1998年建立的西班牙現貨交易市場合并，形成伊比利亞區域電力市場。二是已經開展了如何建立一天以內交易和平衡市場機制的連接，以更有效地促進跨國之間的交易。

3歐盟電力市場化改革面臨的挑戰

3.1統一電力市場的推進面臨挑戰

歐盟在2005年的年度電力市場評估中指出，各國市場之間還缺乏有效整合，表現在兩個方面：一是歐盟境內各國之間的電價差異很大，如南部的意大利現貨電力市場價格比北歐現貨市場價格高出一倍。二是跨國交易水平較低。

歐盟認為阻礙統一電力市場發展有三個主要原因：一是許多國家的電力市場仍呈現很高的集中度，市場準入存在壁壘；二是沒有建立起有效的市場化機制來合理安排跨國輸電容量的使用，使現有的一些基礎設施使用不足；三是各成員國之間電網互聯規模較小，成為統一電力市場發展的最大的障礙。

3.2市場價格風險增加

歐洲電力改革的一個重要目標就是降低電力價格，推行改革幾年后電價也確實有所下降。但是自2005年以來，歐洲批發電力市場的價格出現了大幅度上升，一年內上漲幅度高達60%以上。據專家分析，價格上漲主要有兩個方面的原因：一是燃料價格的上升，主要是天然氣價格隨著國際石油市場價格的攀升而大幅度攀升，而歐洲大部分現貨市場價格是由天然氣發電的價格決定的；二是歐洲C02排放權交易機制的建立，使排放配額的價值體現在電價中。然而，通過對個別國家電力市場價格與其占主導地位的燃料價格上漲曲線進行詳細分析，不難發現，燃料價格的上升并不能解釋歐洲大部分現貨市場電力價格的上升，如德國，理論上其發電成本主要受煤炭價格的影響，而煤炭價格2005年以來保持相對平穩。因此歐盟懷疑市場價格上升的另一個原因是市場沒有正常運轉。

歐盟于2005年6月展開了對能源行業的調查，主要調查影響電力批發市場價格的因素以及市場準入、聯網和業務分拆等問題。2006年2月歐盟發表了調查的初步報告，列出了影響市場正常運轉的5個關鍵方面：市場集中度問題、縱向一體化帶來的問題、市場整合問題、透明度問題以及價格形成機制問題。2006年5月歐盟對幾家一體化的大型能源公司，如德國的RWE和EON，展開了反壟斷突襲調查，最嚴厲的制裁可以是處以高達公司銷售收入10%的罰款。2007年歐盟委員會提出建議，要求對當前大型能源企業實施拆分。

3.3面臨新一輪的電力發展和投資的需要

歐盟推行電力市場化改革的一個重要基礎是有較為充足的備用容量。市場化改革后，隨著一些機組的退役，備用容量逐漸降低。根據劍橋能源咨詢公司的研究，如果僅考慮目前在建的發電項目，到2010年歐盟有15國的平均備用系數將從現在的22%降到10%左右，高峰期將缺電2600萬kW。

3.4業務拆分和企業并購的矛盾

歐盟要求各成員國對輸電業務和配電業務與其他競爭性業務實現法律上的拆分，但沒有要求產權上的分離。但在規模效益和協同效益的驅動下，自歐盟推行電力改革以來，企業并購活動日益頻繁。在英國，供電企業已經從原有的12家公司減少為6家公司，而一些仍保持一體化的能源公司不斷向國外擴展，在多個國家擁有電力業務，法國電力公司就是一個典型的例證。法國政府認為，法國電力公司的一體化已經證明了其經濟性，而從出現的并購現象來看，市場的選擇也要求企業達到經濟規模。

通過對電力市場的評估，歐盟認為業務拆分不徹底可能影響了市場的有效運作，正在研究是否需要進一步嚴格要求電力公司從產權上分離業務，然而這樣的考慮無論是大型能源企業還是擁有大型能源企業的成員國政府都是不愿意接受的。

3.5歐盟和成員國政府的意見沖突

實際上，歐盟電力市場化改革進一步推進的最大障礙是與成員國政府意愿之間的沖突。吸取2003年英國運營核電的英能公司近乎破產以及歐洲幾次停電事故的教訓，目前歐盟各成員國政府都將本國的能源供應安全問題放到最重要的位置，強調改革必須以電力供應安全為前提，包括短期電力供應安全和長期有足夠充足的電力供應。近兩年來現貨市場價格的上漲，以及未來電力發展新需求，使得一些成員國政府更傾向于建立本國龍頭電力企業來保護本國用戶的利益。這與歐盟要求降低市場集中度、提高市場運作效率的意愿是相違背的。

總體來看，歐盟電力市場改革的目標是進一步推行市場化，增加競爭度，提高效率；各國政府則更多關注能源供應安全，對市場作用缺乏足夠的信心，傾向于對市場進行必要的干預。

4對我國電力市場化改革的幾點啟示

歐盟在推進統一電力市場建設中的經驗和教訓，值得我國在開展電力市場化改革過程中深入思考：

4.1建設統一開放的電力市場體系是我國電力市場化改革方向

歐盟在推進經濟一體化的過程中啟動了統一電力市場的建設，盡管遇到各種困難，但促進電力在各國之間的自由流動和交易，給歐盟各國經濟發展帶來了積極作用。我國“十一五”國民經濟和社會發展規劃指出，要建立統一開放、競爭有序的現代化市場體系，統一開放的電力市場體系將是我國現代市場體系建設的重要組成部分。如何建設統一開放的電力市場?從歐盟經驗中可以看出，統一開放的電力市場其核心內涵是用戶具有選擇權，各電網經營區、各行政區域之間的電力市場相互開放。要達到這一目標，我國需要加強電網建設提高市場交易的物理支撐能力，需要建立公平開放的電網接人和價格機制，需要建立提供靈活交易手段的競爭平臺；為保證競爭的公平性，需要將電網業務和其他可競爭業務分離，并對電網業務實施有效監管。然而統一市場不是一蹴而就的事情，需要一個“明確目標、合理選擇路徑和手段、逐步推進”的過程。

4.2面對電力快速發展，我國改革中必須考慮促

進對電力長期投資的激勵機制

篇8

煤氣廠 1860年建成，一直使用到1995年，2008年城市煤氣公司由于其能源功能喪失其賣給了一個地產商。而這位地產大亨找到了德國能源署前署長科勒先生，希望將這座舊時代的能源基站改造成新能源時代的柏林標志。

在經過一番改造之后，這里吸引了上百家能源公司的入駐，從像施耐德那樣的大公司到一些新能源技術研發的初創公司，大約2000名從事能源相關的人員在這里工作。而對于入駐的能源公司，科勒提出了一個要求――公司從事工作必須涉及能源轉型。

對于德國而言，能源轉型已經是實施了20多年的一項能源政策。當1990年能源轉型政策落地之時，可再生能源發電量在德國發電總量中所占的比例幾乎可以忽略不計。而到了2015年，可再生能源電力在總電量中的比例則上升到32.5%。2020年，這一比例將達到35%。

伴隨著德國能源轉型的成功，一些新的能源技術以及服務類型開始衍生出來。更為重要的是，一個與如此清潔的能源系統相匹配的成熟能源市場開始建立起來。

多元化的市場主體

在科技園里，《能源》雜志記者看到了未來能源圖景，隨處可見的電動汽車和光伏板，一個完整的智能微網系統以及儲能系統還有一套靈活的監測系統。更為驚人的是，這里已經實現了100%新能源發電。

據科勒先生介紹，在園區里建設1MW電池組，對于風電、光伏波動一次調頻。由于購買新的電池很貴，經濟上不劃算。園區和奔馳合作，將電動汽車上已經使用3-5年電池拆卸下來使用，據預測這種老化電池還可以再使用8-10年。隨處可見的電動汽車，通過用電低峰充電、高峰放電，也發揮了調頻作用。并且這里安裝了60多種充電樁，成為了德國電動汽車示范中心。

對于這個未來能源場景的實現，園區里很多公司都參與其中，施耐德設計整個能源監測和管理系統。而在施耐德設計的能源組合中，對不同發電類型、天氣、供需等情況進行模擬。除了像施耐德這樣的國際化大公司，圍繞著能源服務，園區里還有很多“小而美”的初創公司。

在這里，我們拜訪了GETEC公司。這是一家擁有20年歷史的家族企業，也是一家新型能源服務公司。在德國企業中，它還比較年輕。GETEC成立之初，主要從事的是合同能源管理業務。彼時德國電力市場還沒有開放，GETEC主要通過自己小的機組給企業提供熱和電。后來伴隨著電力市場的逐步開放，它逐漸進入了售電市場，而現在已經沒有任何發電資產，只是通過電力市場進行購電交易，并給客戶提供能源管理的服務，同時投資、管理一些商業中心的配電網。

隨著可再生能源消納問題在德國的日益突出，GETEC也找到了新的業務板塊――儲能電池。它投資建設了世界第一大儲能電池功率，占地1000平米，也是用奔馳電動汽車退役下來的電池組裝而成。GETEC商業部門負責人Moritz Matthies稱，這是電池第二生命周期。“這組電池站給生產精密設備的工業用戶使用，他們對電的使用情況敏感，希望提高電力使用質量。回收成本5年之內，電池可以使用10年。我們也是第一個不要補貼的儲能項目。”

在德國，像GETEC這樣新生的能源服務公司還有很多。靈活、快速適應市場的商業模式，成為了他們生存的密匙。獨立售電商們成為德國售電側商業模式創新的引領者，他們一方面尋找具有相同特點的用戶群體為他們量身訂做售電套餐，另一方面和許多不同行業的公司合作，將售電業務和智能家居、合同能源管理、節能服務等進行結合，試圖在單純的售電業務之外尋找到更多延伸空間。

而在這樣一個龐大的市場中，那些傳統的巨頭們令人難易忽略。1998年，德國通過《電力市場開放規定》，吹響了電力市場化的改革號角。通過電力市場化改革，強化行業內競爭，消除壟斷，拆分垂直一體化的企業，實行電網接入開放。在此之前，德國電力市場也是高度一體化的壟斷市場。四大電力而對于意昂（E.ON）、巴登-符騰堡州能源公司（EnBW）、萊茵能源公司（RWE）、大瀑布公司（Vattenfall）四大德國傳統電力商擁有了德國超過80%的電力裝機，并且業務幾乎涉及電力的全產業鏈。

伴隨著電力改革的進程，高度壟斷的四大能源巨頭逐步被拆分。然而，從 1998年至今，歷經近20年的改革，作為傳統的電力巨頭們，意昂、巴登-符騰堡州能源公司、萊茵能源公司、大瀑布公司至今仍然主導德國能源市場。

在當今的德國，發電行業和中國一樣非常集中，上述四大能源集團擁有了56%的裝機容量以及發電量占到德國總發電量的大約59%。在配電環節，產權比較分散，是一個充分競爭的市場。此外，最值得關注的就是售電環節。雖然經歷了拆分，四大能源公司也是德國最大的零售商，2012年占到終端用戶售電45%。而正是由于各種類型的售電公司出現，讓用戶擁有更為充分的選擇權，選擇并更換電力供應商。

市場主體的多元化，以及能夠提供差異化服務并且能夠降低客戶用電成本的售電主體才會吸引更多的客戶。

獨立的交易平臺

在柏林，考察團拜訪了大瀑布公司。這家100%瑞典國有公司，涉及了熱電生產、銷售以及配電各個環節。一名工作人員向我們介紹。近些年來，公司發生了兩個比較重要的轉變：一是發電業務板塊向低碳轉移，逐漸出售褐煤電站。二是從售電向能源服務轉型。“到2012年，德國建立比較健全的電力市場規則。從2011到2012年間，Vattenfall將煤炭、電力、天然氣等交易都進入市場。并且以小時、日、十天為單位的市場需求確定一次能源的消費。”

在漢堡，Vattenfall建立總的交易中心，在電力市場以每十五分鐘出售，并且根據價格信息，調整發電站的出力。Vattenfall的交易無疑證明了一個成熟的能源市場，特別是電力市場，離不開一個成熟的中介平臺。

在歐洲，由于歷史和區域分布的原因，大致可以劃分為8個區域電力市場。這8個區域電力市場分別是：伊比利亞電力市場（Iberian market）、意大利電力市場（Italian market）、東南歐電力市場（SE Europe market）、西歐電力市場（W Europe market）、東歐電力市場（E Europe market）、英國和愛爾蘭電力市場（GB/IRL market）、波羅的海電力市場（Baltic market）、北歐電力市場（Nordic market）。其中運作時間最長歷史最悠久的當屬北歐四國的北歐電力市場Nordpool。

2000年 6 月，德國成立了一家電力交易所――萊比錫電力交易所。而后，在法蘭克福第 2 個電力交易市場歐洲電力交易所開始營業。2005年兩個電力交易所合并，組成歐洲電力交易所，總部設在萊比錫，歐洲能源交易市場EEX已經成為中西歐影響最廣泛的電力交易市場。

據資料顯示，歐洲能源交易所的最大股東為歐洲期貨與期權交易所股份公司，占股達56.14%，其次為4家德國能源供應公司，占股11.97%，歐洲能源交易所所在的薩克森州占股11.90%，德國以外的國際能源貿易公司占股11.27%，其他銀行、能源供應商/公共事業單位等各占股3%～4%，工業行業的股東占股0.75%。

歐洲能源交易所為會員制，業務類型包括為會員現貨和期貨交易產品，為會員的交易提供清算服務，以及為會員提供擔保和風險承擔的服務。

2015年，通過EEX電力交易平臺交易的電量達到3000TWH，其中現貨交易電量大約為524TWH，期貨交易電量為2537TWH。除了德國，EEX平臺的客戶還來自于盧森堡、法國、英國、荷蘭、比利時等歐洲國家甚至澳大利亞以及美國的一些客戶也通過EEX進行交易。

電力交易主要兩種形式就是場外交易（OTC）和電力交易所交易。OTC交易是一種雙邊交易，交易雙方將直接進行交易。在電力交易所交易時，售電和購電方完全是匿名進行的，也就是交易雙方互不相識。

在電力交易所內，電力產品成為了標準化的商品，通過電力交易所交易時，市場參與者將訂單直接放到交易所系統里，系統會將所有訂單集合在一起。交易者可以將自己的買賣訂單放到交易所，當買賣訂單相互滿足時，即簽訂交易合同。

每一個簽訂的合同，合同雙方都必須履行一定的職責：買方需要消耗合約規定的電量并支付電費，而賣方需要完成電力的供應。由于交易是完全匿名的，所以所有交易必須通過交易所來清算。

與此同時，通過電力交易所交易的電價都是對外公布的，但是參與交易的交易者仍然是匿名的。通過匿名交易，市場參與者不需要考慮現有的客戶關系，交易策略也不必對外公開。在歐洲能源交易集團（EEX）可以進行電力期貨以及現貨交易，其中現貨市場交易由其子公司（EPEX Spot）負責。

據EEX電力部門經理Norbert Anhalt介紹，在EEX交易平臺中，現貨商品是以每15分鐘、每小時為單位，而期貨市場以天、周、月甚至年為單位。而他們所服務的客戶中一半為電力企業，一半為財物型的企業。在交易所內部，事業部門負責交易的日常運行，而此外交易監督部門也異常重要，是對該交易所內的交易進行監督。交易所類似股票交易所的功能同時，其盈利模式是在成功的交易中收取傭金。

此外，交易所作為交易雙方的中間合作商，將承擔客戶的虧空風險，換句話說當簽訂合同的一方無法履行合同時，交易所將替代對方，負責履行這個合同。這也是交易所交易對比場外交易的一大優勢，因為交易所將承擔客戶無法支付的風險。

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

隨著我國電力供需矛盾的逐步緩和，按照“完善省級市場、發展區域市場、培育國家市場”的方針，引入市場競爭機制，規范市場秩序，提高運營效率，加快建設結構合理、公平競爭、開放有序的三級電力市場體系，促進資源優化配置和電力自身的發展，已成為當前我國電力市場改革的必然選擇。

2006年，國家電網電力交易中心和各網省電力交易中心相繼成立，三級電力市場體系建設已正式啟動。由于三級電力市場體系是一個全新的事物，與以往的電力市場相比，對電力市場理論水平、技術實現及工程實施提出了前所未有的要求。因此，為配合適合國情的統一開放的電力市場體系建設，開發適應于三級電力市場體系要求的交易應用平臺，支持各級電力市場的協調運作，具有非常迫切的理論價值和現實意義。

1 國內外研究現狀

綜觀各國電力市場的改革之路，對于英國、澳大利亞等國，由于國家較小，且電力網架結構較強，都采用全國統一的電力市場，而并未建立分層分區的多級電力市場體系。雖然美國有多個電力市場存在，但從本質上看，美國電力市場體系與我國三級電力市場體系并不相同。我國電力市場改革經歷了省級電力市場試點和區域電力市場改革階段，但都是單層電力市場。因此，國內外的研究與實踐對我國三級電力市場體系下的電力市場交易應用平臺研究與系統開發，沒有直接照搬的理論，也沒有直接可引入的系統，而必須由國內自主開發。

目前國內的電力市場交易運營系統主要有電科院和國電南瑞兩家單位研發。電科院開發的系統是基于B/S結構（Browser/Server結構）即瀏覽器和服務器結構，在這種結構下，用戶工作界面是通過WWW瀏覽器來實現。因為瀏覽器已成為windows等操作系統標準配置，B/S結構最大的優點就是不需要安裝專門的桌面應用客戶端軟件，所以客戶端維護方便。其缺點是軟件功能上受瀏覽器的制約，一些超越了瀏覽器可以支持的功能要求，瀏覽器無法直接實現，如電力系統常見的負荷曲線、電氣接線圖顯示等功能。這種情況就需要通過安裝插件的方式來彌補瀏覽器的不足，在J2EE的運行環境里，通常需要安裝jre插件，然后用applet的方式來實現這些功能需求。

國電南瑞開發的系統采用B/S 和C/S相結合的體系結構。C/S結構即客戶機/服務器結構，在客戶機上運行的是基于客戶機客戶端桌面應用程序。與B/S結構的一個顯著區別是客戶端桌面應用程序在功能實現不受瀏覽器的制約，相比之下，有更強的界面展現能力。另外一個特點是客戶端程序，它不僅僅是系統的輸入輸出界面，同時可以方便地實現如數據的本地備份、本地備份數據的導入等數據管理功能，這樣就可以在很大的程度上方便用戶的操作、減輕用戶的勞動程度。對于人機交互有較高要求情況下適合于采用這種方式，在電力系統的專業應用領域內的自動化系統的人機界面通常都是采用這種模式，典型的有實時監控、負荷預測、計劃編制等。C/S結構的主要缺點是需要客戶機在安裝上專門的客戶端程序，這個缺點可以通過Web下載、人工安裝、自動升級等辦法來改善。

系統采用B/S 和C/S相結合的體系結構，主要的出發點是結合二者的優點，B/S結構可以用來實現數據申報和信息等功能，C/S可以很好地滿足電力市場運營系統中與電力系統的專業應用有著密切關系的應用程序對于人機界面的需求。

2 研究基礎

電力市場運營系統總體結構由交易中心主站系統、市場成員終端（系統）、以及電力市場運營系統與“SG186”一體化平臺接口組成。

2.1 硬件組成

采用企業級以上數據庫服務器，支持集群、RAID等技術特性，關鍵設備采用冗余配置。備份軟件與設備安全可靠，使用方便，能夠自動執行備份策略。

采用企業級應用服務器，具有良好的可靠性和靈活的可擴展性，CPU、內存等可因系統性能的需要而進行擴充。

客戶工作站采用高性能PC工作站。

遵循電力二次系統安全防護總體方案，根據需要選擇交換機、路由器、防火墻等網絡設備。達到保證網絡安全通暢，符合系統運行的總體目標要求。對內符合安全可靠高速局域網的要求，對外滿足Web網站響應速度指標的要求和具備抵御網絡攻擊的能力。

2.2 網絡結構

系統運行環境主要包括服務器和網絡環境。數據庫服務器、應用服務器、Web服務器、接口服務器和客戶端。在物理上，系統可部署在多臺服務器上，相同作用的服務器可以根據需要采用雙機備份的模式提高可靠性。

電力市場運營系統的服務器部署在省公司信息網的核心服務器區，省公司內部客戶端通過信息網以http的方式訪問部署在應用服務器和Web服務器上的相關服務。對暫時不能接入電力交易數據網的市場成員，應采用虛擬專用網（VPN）接入，滿足業務需要。電話撥號作為一種備用手段。同時進行訪問限制，電廠的用戶終端只能訪問用于數據申報和信息下載的Web服務器。

2.3 軟件結構

電力市場交易運營系統采用三層架構體系。用于支撐交易中心業務的應用軟件層構筑在專用技術支撐平臺和通用技術支撐平臺之上，通過標準接口系統與調度自動化系統、計量系統和門戶系統接口。（系統總架構見圖1）

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圖1 電力市場交易運營系統總體架構

1)通用技術平臺提供硬件級和操作系統級的支撐。硬件平臺以高可靠和高可維護性的企業級服務器構建。此方案能夠在保證系統高性能和高可靠的前提下，提供高度靈活的配置方案，并顯著降低使用和維護費用。

2)應用軟件部分提供電力市場運營業務所需的全部功能。包括：數據申報、合同管理、交易管理、信息、市場預測、市場分析、市場監視、綜合管理和系統管理服務等。

3)架構圖中黃色標出部分即為發電計劃編制開發模塊。各類交易計劃的編制，在滿足電力市場交易規則的同時，還應滿足電網的安全要求。除去專用技術及通用技術支撐，也需要來自同級其他功能模塊技術數據的支持。

3 主要內容及關鍵技術

3.1 主要內容

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圖2 計劃編制流程圖

首先通過負荷預測取得本省統調用電量，然后扣除固定受電計劃、資源可再生類競價單元電量計劃以及預留的調試電量，得到火電發電空間；然后根據火電競價單元實際完成基數電量、火電發點空間和年度總基數電量計劃計算出等進度系數；火電競價單元的根據自己的年度基數電量計劃和等進度系數，計算出基數電量的發電計劃。根據各競價單元的檢修計劃、平均負荷率、平均故障率計算出發電量限額，發電量限額扣除發電權和外送電交易電量后，對前面算出的基數電量計劃進行調整，新增出來的發點空間由其余未超出限額的競價單元迭代分配；最終發電量計劃為考慮限額的基數電量與交易電量的疊加。

3.2 關鍵技術

3.2.1 Web Services技術以及xml文件的解析（下轉第62頁）

（上接第59頁）

計劃及其相關功能模塊的基本數據有相當部分是由所處網絡不一的省網公司下屬單位提供，這就需要有數據的橫向交換。本課題使用Web Services技術以xml字符流的形式傳送。Web Services 就是一個應用程序，它向外界暴露出一個能夠通過Web進行調用的API。在本地利用配置xml，wsdl文件建立客戶端程序通過Web來調用這個應用程序，得到所需數據的xml后運用DOM（Document Object Model）以及java特有的反射機制動態解析xml文件，并將數據動態存儲至數據庫相應表中。

3.2.2 實現可以靈活配置的算法設計

通過平臺化工具定制計劃編制依據、過程和目標模板，實現不同市場、不同類型的計劃編制。根據理論研究和現場運行經驗，首次提出將計劃編制劃分計劃模板定制和計劃編制兩部分。計劃模板定義部分能夠自定義計劃編制的所有數據源、計劃編制業務邏輯，將計劃編制規則公式化。能夠考慮系統負荷需求、設備檢修、電網受阻、節能減排、進度適當等多種優化目標。計劃編制能夠從整體最優出發，考慮多個計劃周期。此外，計劃編制支持發電、購電等多種計劃口徑，計劃編制和合同、交易有機協調。通過計劃模板定義，能夠在無編碼的情況下同時支持多種計劃編制原則，適應不同市場的個性需求。計劃編制時則只需選擇計劃編制模板和計劃編制時間，自動形成發電計劃。

3.2.3 以用戶要求的報表形式展現結果

由于系統框架自帶的報表制作工具操作比較復雜,不利于格式多變的計劃編制展示。所以利用第三方jar包Formula One提供的報表制作插件，直接將計劃編制的結果以excel表格的形式展現，以替代原有的以Swing中JTable組件的展現形式。并提供excel文件下載。以最直觀，用戶最容易接受的方法來完成計劃的編制。

4 高適用實現

正如所有的軟件開發所遇到的問題一樣，計劃編制模塊的需求也是不斷變化的。這不僅僅是隨時間的推移出現新的要求，還有因為各個地區不同的計劃編制習慣差異造成的不同。這必將導致系統計劃編制模塊版本模式差別越來越大，既要花費大量人力開發滿足不同需求，又使得將來系統維護變得更加繁瑣。于是本系統在次功能模塊上力求在總結提煉各個地區通用計劃編制方法流程，充分體現出參數，算式的靈活性的基礎上，解決上述實際問題。

實際模塊將所有參數分為函數（Function），變量（Variant），參數（Parameter）三個類型，提供相應的class支持其實現功能。在用戶界面上提供工具方法供用戶自由選擇參數自定義算法算式。對算式字符串進行解析并最終生成計算模塊，由此計算得計劃編制所需數據并展現出來。根據業務不同動態呈現不同的人機界面，選擇不同算法。運用java的反射技術，在同一個數據模型里實現多態，靈活的對界面中的數據進行顯示，實現呈現界面的可配置。

5 結束語

根據國家電力體制改革目標和國家電網公司的電力發展規劃要求，適合國情的統一開放電力市場體系建設已經到來。三級電力市場交易應用平臺研究成果將對我國三級電力市場的交易運營、仿真培訓、分析評估與輔助決策等電力市場應用建設具有十分重要的理論價值和指導作用。開發的原型系統將可直接應用到包括國家、區域和省等各級電力交易中心，用于電力市場交易運營，并創造巨大的經濟效益和社會效益。

發電計劃編制模塊作為整個電力市場交易運營系統不可缺少的重要部分，其實現結果的好壞也直接關系到整個系統的運作。本文以C/S架構為基礎設計實現的計劃編制模塊能夠很好地滿足多種開發需求，其中對于高適應性模塊的設計思想同樣也可用于其他類似軟件系統的功能模塊。

參考文獻：

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[2] 宋燕敏, 閔濤, 曹榮章. 電力市場運營系統的自適應設計構想[J]. 電力系統自動化, 2005(25).

篇10

在成員國層面上，2008年，英國了世界上第一部限制溫室氣體排放的法案——《氣候變化法案》，致力于建立具有法律約束性的長期框架。按照該法案的要求，英國政府必須削減二氧化碳以及其他溫室氣體的排放，實現2050年削減80%的溫室氣體排放額。依照在《京都議定書》中的承諾，英國愿意幫助其他歐盟成員國多承擔部分溫室氣體減排責任，其中，根據歐盟內部的“減排量分擔協議”承諾減排12.5%，比減排8%的年平均目標高出4.5個百分點。不僅如此，英國政府還進一步行動，致力于到2050年減排60%的二氧化碳。此外，英國政府又推出了諸多政策措施，推動低碳經濟發展。

建立市場化的碳排放交易體系。2005年1月，歐盟正式啟動實施歐盟排放交易體系（EU ETS），落實溫室氣體排放交易。EU ETS建立了總量管制和配額交易的制度，對各成員國的排放設置限額，成員國則將減排目標分解到國內的排放企業，明確減排上限，實行強制性的溫室氣體減排。EU ETS現已覆蓋歐盟27個成員國的約12000多個排放主體，占到了歐盟一半以上的溫室氣體排放量，成為全球最大的基于配額的溫室氣體排放交易市場。

EU ETS確定了每個階段的排放總量，并將排放權分配給各個成員國，實行強制性的二氧化碳減排。各國政府再將分配到的總排放量，分配到國內的排放大戶，納入強制管制范圍的主體為涉及溫室氣體排放的工業企業，如煉油廠、煉焦廠、2000萬瓦以上的電廠、鋼鐵廠、水泥廠、玻璃廠、陶瓷廠及紙漿造紙廠等。所有受排放管制的企業，在得到分配的排放配額——歐盟排放配額（EUAs）——后，可以通過使用先進節能技術、節約能源和限制產量等措施，以確保將當年的實際碳排放量控制在配額額度范圍內。如果企業的實際排放量超出了所分配的排放權，則要通過碳交易市場購買尚余配額企業的剩余配額，或接受歐盟的巨額罰款。除接受處罰外，超額排放的部分還將從下一年的排放配額中予以扣除。當然，如果企業超額完成減排任務，剩余的排放指標可以在碳交易市場上進行交易并獲得一定收益，成為企業的“碳資產”。

歐盟按照《京都議定書》規定的減排目標確定總體排放量，即“歐盟排碳配額（EUR）”，一個配額代表l噸的二氧化碳排放量。自2008年啟動運行以來，納入強制減排的企業每超額排放1噸二氧化碳，將被罰款100歐元。除罰款外，歐盟還通過其鏈接指令函，允許受管制的企業通過使用清潔發展機制（CDM）經核證的減排量（CERs）和聯合履行機制減排配額單位（AAUs），達到減排目標。為擴大EU ETS的影響，進一步降低企業的履約成本，EU ETS還積極與其他自愿減排交易市場，通過雙邊認證進行連接，允許其相應的減排量進入EU ETS市場買賣流通。

EU ETS共分為三個交易階段。第一階段交易（2005～2007年）作為實驗性的階段，對各成員國及被法令包括在內的設施運營者來說，是“邊干邊學”的時期。第一階段的排放配額為22.98億噸，95%以上的配額為免費分配。為保證減排義務的履行，歐盟規定：實際排放量低于分配配額的企業可進入市場出售多余指標；而實際排放量高于配額的企業，則需要從市場上購買其他企業出售的排放權，如不購買排放權將被處以每噸40美元的罰款。第一階段沒有用完的配額企業不得存儲——即把本年度的配額存放到下一年度延期使用，也不允許提前借支——即把下一年度的配額提前到本年使用。在第一階段，企業的履約率很高，歐盟整體溫室氣體排放量有所下降。除丹麥、葡萄牙、愛爾蘭、西班牙和奧地利外，其他國家都基本完成目標。第二階段交易（2008～2012年）在配額分配方式基礎上，以拍賣方式成交的配額比例提高到10%，行業則擴大到航空部門，對未完成減排目標的處罰，提高到每噸二氧化碳100美元。第二階段的減排配額則可以順利帶到第三階段，從而增強了投資者的市場信心。第三階段交易（2013～2020年）擴大了減排的覆蓋范圍，除發電、玻璃、煉油、煉焦、鋼鐵、水泥、石灰、制磚、陶瓷、紙漿和造紙10個行業外，還將包括石油化工、航空與航運、制氨氮氧化物排放和制鋁中的全氟化碳排放。農業與垃圾處理行業的溫室氣體減排，實現到2020年比2005年減少10%的目標。第三階段的交易將在歐盟層面而非成員國層面上分配。企業原先可以免費獲得的配額，從2013年起逐步由拍賣來獲得，并于2020年實現完全通過拍賣分配減排配額的方式。此外，總配額的5%將被儲備起來，分配給新加入者（電力部門除外，該部門配額全部實行拍賣），但在2020年仍沒有分配給新加入者的配額儲備將被拍賣。新規定建立了嚴格的監測、報告和核證程序，以確保EU ETS的完整性。但對于某些缺乏競爭力的高耗能部門，則給予一定的豁免。

經過多年的運行和改進，歐盟的碳排放交易制度逐步完善，市場化程度不斷加深，市場體系不斷健全。目前，已經形成了覆蓋場內、場外、現貨和衍生品等在內的多層次市場及產品體系。目前，歐盟已經形成了倫敦能源經紀協會、歐盟氣候交易所、歐洲能源交易所、法國Bluenext交易所、荷蘭Climex交易所、法國Powernext電力交易所、北歐電力交易所和奧地利能源交易所等8個交易中心。其中，法國Powernext電力交易所、奧地利能源交易所以現貨交易為主，歐盟氣候交易所、歐洲能源交易所、法國Bluenext交易所、荷蘭Climex交易所則以EUA（配額交易的交易單位）和CER（清潔發展機制交易單位）的遠期合約、期貨期權合約交易為主。

創新碳融資服務。為此，歐盟設立了碳基金，以推動低碳經濟發展。碳基金在鼓勵低碳技術研發、支持能源高效利用和有效降低溫室氣體排放等方面具有特殊功效，有利于優化各方資源配置，促進在世界范圍內共同培育低碳經濟。

歐盟成員國由政府推動設立了多只國別碳基金，如英國碳基金、荷蘭清潔發展機制基金、荷蘭歐洲碳基金、意大利碳基金、丹麥碳基金和西班牙碳基金等。基金采取政府投資、市場化運作的模式，在形式上與獨立企業的營運方式類似。政府不干預碳基金公司的經費開支、投資和工作人員的工資獎金等具體經營業務。通過設立碳基金，投資于低碳經濟、節能減排領域，實現發展低碳經濟的目標。

此外，歐盟商業銀行不斷進行碳金融創新，支持低碳經濟發展。赤道原則（金融機構在項目投資時，要對該項目可能對環境和社會的影響進行綜合評估，并利用金融杠桿促進該項目在環境保護及周圍社會和諧發展方面發揮積極作用）是國際金融業自愿遵守的重要運行機制，在國際金融市場項目融資時，赤道原則依然被廣泛應用，并得到多數跨國金融機構的承認，成為國際金融機構共同遵守的行業慣例和行為準則。瑞士銀行、德意志銀行、荷蘭銀行、巴萊克銀行、匯豐銀行和渣打銀行等多家商業銀行承認赤道原則，實行信貸業務環境風險評估，加大對低碳經濟和低碳項目融資的支持力度，而對于高污染、高排放的企業則減少或拒絕提供貸款。

此外，歐洲的商業銀行還不斷進行低碳理財產品和發行低碳信用卡等業務創新。德意志銀行推出掛鉤“德銀氣候保護基金”和掛鉤“德銀DWS環境氣候變化基金”的理財產品。荷蘭合作銀行發行與氣候變化相關的信用卡，銀行通過購買可再生能源項目的減排量，抵償以該信用卡進行的各項消費為基礎計算出的二氧化碳排放量。

對我國的啟示

以歐盟國家為代表的發達國家在制定溫室氣體排放規則、建立碳交易市場和實行碳金融產品創新等方面，走在了其他國家的前列，主導了當前世界低碳經濟和碳金融發展“游戲規則”的制定，在控制國家溫室氣體排放和轉變增長方式等方面發揮了重要作用，對我國發展碳金融具有重要啟示和借鑒意義。

建立金融支持低碳經濟發展的法律保障體系。從國外各國發展低碳經濟的經驗來看，建立低碳經濟發展的融資支持，要堅持立法先行的原則，建立金融支持低碳發展的全面政策法規體系。要制訂《可再生能源法》配套法規，建立可再生能源配額制度。完善并落實綠色信貸、環境責任保險等相關政策，制訂提高能源使用效率的相關政策措施。通過建立完善的政策法規，支持企業走發展低碳經濟之路，為中國特色的經濟新型工業化道路提供可靠保障。

篇11

一、我國發電權置換交易現狀

發電權置換交易起源于1999年四川推出的“水火置換”，主要是充分發揮水電優勢，減少棄水。2003年在“水火置換”的基礎上，從交易的效用（經濟性）方面，提出了發電權交易的概念。近年來，隨著風電和太陽能光伏發電等新能源產業的興起，新能源與火力企業之間進行發電權交易也逐漸被嘗試。

隨著電力行業節能減排政策的實施，發電權交易相關研究已成為近年來電力市場領域理論研究的熱點[1]。2002年電力體制改革以來，我國共開展了四項電力市場改革，即區域發電側市場，直接交易市場，發電權置換交易市場和跨省跨區電力交易市場。前面兩種市場國中央政府主導，從上而下地進行；后面兩個市場由企業主導，從下而上地開展。事實上，企業主導的電力市場包括發電權置換交易顯然出了強大的生命力。發電權交易已經在我國得到了廣泛而深入開展，跨省跨區發電權交易也在東北、華北、華東、華中、西北和南方區域市場實施，取得了顯著的經濟和社會效益。

二、 發電權置換交易的體制基礎與政策支持

發電權置換交易為什么能夠從下而上地開展起來，有一定體制基礎和政策原因。正確認識這些原因，對于準確分析發電權置換交易的實質與變化規律有重要意義。

（一）政府電力電量平衡計劃制定辦法及發電權界定

受計劃經濟體制的影響，也為了確保電力供應，長期以來，我國政府通過電力電量平衡方式，按照清潔能源優先，火電機組同比例等原則，對電力企業下達生產任務或指導性計劃。

（二）國家節能減排政策

2007年8月2日，國務院辦公廳以[2007]53號文轉發了發展改革委、環保總局、電監會、能源辦聯合制定的《節能發電調度辦法（試行）》。該辦法按照節能、經濟的原則，優先調度可再生發電資源，按機組能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次調用化石類發電資源，從而實現節能的目的。在這種背景下，全國各地開展了以大機組替代小機組的“以大壓小”的發電權交易，增加了高效率發電機組的利用率，平穩有效的實現了節能降耗減排。

三、交易規則方面的主要經驗

（一）準入條件

結合我國的發電權交易實踐，準入條件可以分為以下三類：1）對發電權交易的出讓方和購買方都設定準入條件；一般情況下都會對發電權交易的出售者和購買者的發電機組的容量設定限制，這也就決定著了發電權交易的方向只能由節能低排放的大容量機組替代耗能高排放的小容量機組發電。2）只對發電權交易的購買者設定條件限制；也就是發電權的購買方機組容量必須大于特定容量才能進行交易，這就意味著發電權交易不僅可以由節能高效低排放的機組代替耗能低效高排放的機組，而且發電權交易可以在高效低排放的機組間進行。3）對發電權交易的雙方都不設定條件限制；任何機組都可以參與交易，發電權交易市場通過價格來調節進行交易。在這種條件下，耗能高排放機組可以替代節能高效機組發電，耗能低排放機組之間也可以進行發電權交易。顯然，在新能源與火電跨省跨區發電權置換交易中，是新能源置換火電企業發電。

（二）交易方式

發電權的交易方式大體包括雙邊交易和集中交易兩種基本方式。其中雙邊交易適用于交易成員較少、交易情況較為簡單的情況；而集中交易則適用于市場成員較多，交易機制較為復雜的情況。此外，東北區域電力市場的發電權交易除上述兩種交易方式外，有掛牌交易。

（三）價格機制

雙邊交易的交易價格由交易雙方經協商確定，而集中交易由于交易成員較多則需要對交易模式和價格機制進行設計。其中價格機制主要有高低匹配和邊際出清兩種價格機制。在現實發電權交易中，集中交易普遍采取集中撮合交易模式和高低匹配價格機制。

（四）交易平臺

區域發電權的交易平臺包括區域統一市場和共同市場兩類。區域統一市場是指在區域中建立一個電力交易中心，所有的發電權交易均在這個機構中進行；共同市場是指在區域中建立一個區域交易中心和多個分支交易機心，發電權交易在這個市場中分層進行。本質上講，區域統一市場組織區域一級的發電權交易，而共同市場則組織區域和省兩級發電權交易市場。目前我國區域發電權交易采用省級交易市場和區域交易市場共同存在的共同市場交易平臺，交易順序為先進行省級的發電權交易，再進行區域發電權交易。

（五）電價、電費結算

各省發電權交易實施辦法及監管辦法中都對電價結算，電量（電費）結算，輸配電價和網損電價，甚至包括輔助服務補償都做出了詳細規定。

四、啟示

（一）用市場機制補充和完善電力生產計劃經濟制度

發電權交易產生和發展的規律說明，發電權交易作為對電力工業中傳統計劃經濟體制的補充和完善，具有簡單易行，效果明顯的特點，充分顯示了市場經濟制度的有效性。發電權來源于計劃經濟體制，可能會產生資源扭曲配置的結果，但是，引入市場競爭機制后，卻能產生資源優化配置的結果，因此，是對計劃經濟體制的有效補充和完善。兩種經濟制度在發電權交易中得到了充分和有效的融合。

（二）利益共享是發電權交易的基礎

發電權交易通過把資源優化配置產生的效益在參與的市場主體之間分享，在計劃體制的基礎上建立了一種市場化改革產生的擱淺成本的處理機制。與其它市場交易制度如直接交易不同，其它市場交易可能會造成某個市場主體利益受到損失的問題，這種市場的改革必然會產生阻力。發電權交易可能形成的利益分享機制很好地解決了這個問題，這是發電權交易能夠迅速發展的深層次原因。

（三）有基本相同的交易規則

目前我國許多省都開展了發電權交易，有些地區還組織了跨省、跨區的發電權交易。總體上看，發電權交易有基本相同的交易模式和規則。如火電大小替代，水或新能源與火電替代等幾種類型，雙邊協商交易與集中撮合交易等相同的交易價格形成機制等。

（四）有關風險管理規則設計不夠

由于參與發電權置換交易中各方利益都有所增加，因此，發電權置換交易模式和規則中有關風險管理與控制的規則較少。事實上，不同發電企業參與的發電權交易并不完全都是沒有風險的。比如“大小置換”就不會產生太大的風險，不同火電企業特別是同省的火電企業開展發電權交易，雙方對對方成本信息等了解得非常清楚，所以在報價中，大家會對發電權交易產生的凈收益的分配十分公平和準確。但是，對于水電、新能源與火電的發電權交易，情況可能有所不同。

（五）全部為物理交易

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在世界各國都在如火如荼地進行電力市場化改革的時候，日本從上世紀90年代開始探討電力放松管制和實施自由化。日本進行電力市場化改革除了受到國際電力市場化改革潮流的影響之外，國內各界對高電價的不滿以及通訊、金融等行業放松管制的成功也起到了重要的推動作用。日本電力市場化改革的目標是在確保國家能源安全、保證電力長期穩定供應的前提下，通過引入新的電力供應商(特定規模電力企業，PPS)、建立公平競爭機制、逐步開放零售市場，以降低電價及提高服務水平。

1、日本電力市場化改革的主要內容和特點

1.1 主要內容

1.1.1 發電環節引入獨立發電商

受日本國內要求解決電力高成本和縮小國內外電價差距的呼聲，以及受國際上電信、電力等壟斷行業放松規制改革潮流的影響，日本從20世紀90年代初開始正式討論電力行業自由化問題。1995年，日本修訂的電力法確立了獨立發電企業IPP)的法律地位，初步放開了發電側準入。

1.1.2 逐步實行售電側放開

1999年，日本修改電力法，開放大宗用戶的零售競爭。2000年3月允許容量2000kW及以上且供電電壓20kV以上的用戶自由選擇供電商，這部分用戶主要是大型工廠、商場和寫字樓，占總用戶比例的26%。2003年6月，日本又對電力法進行修訂2004年4月，允許合同容量500kW以上且供電電壓6kV以上的用戶自由選擇供電商。至此，可以自由選擇供電商的用戶的用電量占總用電量的比例達到40%。2005年4月，允許合同容量為50kW以上且供電電壓6kV以上的用戶自由選擇供電商，至此，可以自由選擇供電商的用戶的用電量占總用電量的比例達到63%。2007年4月日本政府對是否開放50kW以下的用戶和居民用戶進行討論。

1.1.3 廢除“調撥供電費制度”

2005年4月，日本政府為了促進跨區交易的發展，實現用戶可以不受供電服務區域的約束選擇供電公司，作為政策性措施，廢除了相當于我國過網送電費的“調撥供電費制度”。

如圖1所示，在A電力公司經營區域的PPS向在C電力公司經營區域內的用戶供電。在改革前，PPS需要向三家電力公司支付過網送電費：向A、B電力公司各支付0.3日元/(kW·h)，向C電力公司支付3日元/(kW·h)；而在改革后，PPS僅需要向C電力公司支付3日元/(kW·h)，原來需要分別向A、B電力公司支付的過網送電費，由C電力公司經營區域內的全體用戶分攤。

1.1.4 建立電力批發交易市場

根據2003年2月日本經濟產業省綜合資源能源調查會電力事業分會報告精神，日本電力批發交易所(JEPX)于2003年11月成立。JEPX主要開展現貨交易及長期合同交易，其成立的目的主要是形成并公布電力批發交易價格信號，建立有助于電力企業進行電源投資判斷的機制以及為各電力企業調劑余缺提供交易的平臺。

JEPX于2005年4月開始運行，截至2006年3月，市場交易電量合計為10.88億kW·h，占日本同期總售電量的0.13%。其中，現貨交易為9.38億kW·h，占86%；長期合同交易1.5億kW·h，占14%。參與交易必須首先成為JEPX的交易會員，截至2006年5月，JEPX共有交易會員29家。

1.1.5 成立輸配電中立監管機構

根據2003年6月修改后的電力法，日本電力系統利用協會(ESCJ)于2004年2月成立，并于2004年6月被政府指定為日本唯一的“輸配電等業務支援機構”，即中立監管機構。ESCJ由中立者(主要是教授、學者)、一般電力公司、PPS、電力批發公司、自備電廠等組成會員，以確保輸配電業務的公平性、透明性和中立性。ESCJ日常管理工作主要由來自9大電力公司輪流派往的人員擔當。

ESCJ主要開展5個方面的工作：負責制定電網擴建計劃、電網運營及阻塞管理等方面的指導性規則(相關的詳細規則由相關電力企業制定)；負責處理輸配電業務方面的糾紛和投訴；負責跨區聯絡線的剩余容量管理、阻塞管理；負責公布聯絡線剩余容量、潮流、故障等信息；負責制定并日本全國的電力供求狀況和電力可靠性評價報告書。

1.2 市場化改革后的日本電力工業結構

通過電力市場化改革，日本電力工業結構發生了較大變化。如圖2所示，在發電環節，獨立發電企業、躉售供電企業；電力公司和PPS通過參與電力批發交易市場，初步形成了發電側市場競爭；在輸配電環節，日本九大電力公司負責運行全國所有的輸配電網，負責提供公平、公開的電網準人和過網送電服務；在售電環節，九大電力公司負責向各自區域內部50kW以下的管制用戶供電，本地電力公司、其他地區電力公司、PPS均可對50kW以上的自由化用戶供電，形成了零售競爭格局。

1.3 日本電力市場化改革的特點

從日本電力市場化改革的主要內容和歷史進展來看，日本在維持九大電力公司發輸配售一體化體制的同時，在發電側和售電側引入了市場競爭，其改革頗具特色。主要包括：

1.3.1 先立法、后改革

由于能源資源匱乏，所以日本政府對待電力市場化改革的態度非常謹慎，在每次實行電力市場化改革之前均對電力法進行修改，隨后才實行相關的改革。在售電側市場放開過程中，日本于1999和2003年兩次修改電力法，于2000和2004年才開始實施相關的改革內容，確保了電力市場化改革的權威性、合法性。

1.3.2 維持九大電力公司垂直一體化體制

日本電力市場化改革的一個重要特點就是維持了九大電力公司的發輸配售垂直一體化體制。這主要出于以下幾個方面的考慮：一是確保能源安全。日本能源自給率較低，能源消費的80%依賴進口，因此，日本政府大力鼓勵核電建設。政府認為，保持垂直一體化體制有利于在保持供電穩定的前提下促進核電的大力發展。二是確保電力安全穩定供應。首先，日本電力負荷全天變化劇烈，政府認為，垂直一體化的電力供應更有能力應對這種負荷的急劇變化。其次，日本為串聯型電網系統，聯絡線上通過大電流時容易出現穩定問題，跨電力公司之間的大規模電力輸送受到很大限制，各電力公司需要各自保持供需平衡。再次，由于日本電廠和輸電線路建設周期長，缺電時無法立即追加供電能力，日本電力行業認為保持垂直一體化體制有利于確保安全穩定供電。三是協調廠網規劃，提高輸電線路利用效率。保持垂直一體化體制可以更好地協調電廠和電網建設規劃，有利于開展整體的、有計劃的發電和電網建設投資，也有利于有效利用昂貴的輸電線路。目前，日本輸電線的電流密度是其他國家的2—3倍。

1.3.3 進行了改革量化分析

日本是目前唯一對電力改革的各種模式做過量化分析的國家。在討論日本電力自由化改革的過程中，日本電力中央研究所對日本電力公司垂直一體化體制的經濟效益進行了定量分析。分析結果表明，相對于廠網分開體制，發輸配售垂直一體化體制可以節省4%-14%的費用(9家電力公司平均為9%)。這一量化分析結果在日本選擇電力改革方向時起到了一定的決策參考作用。

2、日本市場化改革的效果及政府評價

2.1 改革效果

2.1.1 電力公司與PPS的競爭日趨激烈

自2000年4月份以來，PPS售電量逐步增大，至2005年12月份，PPS售電量已接近10億kW·h。在九大電力公司經營區域內，PPS在東京電力公司經營區域的市場份額最高，為4.11%。從用戶電壓等級看，9大電力公司和PPS對20kV以上高壓用戶的爭奪尤其激烈，東京電力公司經營區域內8.27%的高壓用戶由PPS供電，其中主要是商業用戶。

電力市場化改革之后，日本九大電力公司正在面臨PPS較大的潛在競爭威脅。以東京電力公司為例，自售電側市場放開以來，脫離東京電力公司的用戶逐步增加，截至2006年9月1日，共有1500家用戶、240萬kW負荷脫離東京電力公司。目前，東京電力公司的30%的商業用戶改由PPS供電。

根據日本PPS公布的電源建設計劃，預計在2009年之前新建裝機容量398萬kW。其中，東京電力公司供電區域新建221萬kW，關西電力公司供電區域內新建111萬kW，東北電力公司供電區域內新建61萬kW，九州電力公司供電區域內新建5萬kW，其他電力公司經營區域內PPS沒有新建電廠計劃。隨著PPS新建電廠的投產，日本電力公司與PPS的競爭將更加激烈。

2.1.2 用戶電價逐步降低

日本實施電力市場化改革以來，雖然發電燃料成本及國際能源價格均大幅度上升，但日本的電價卻有較大幅度的下降。東京電力公司2005年的電價水平比1996年的電價水平下降了27%。同時，東京電力公司也采取措施積極降低過網送電費，與2000年3月相比，東京電力公司2005年的高壓用戶過網送電費下降了23.2%；中壓用戶過網送電費下降了13%。在售電側市場放開之前的1999年，日本工業電價為美國的3.7倍，英國的2.22倍，德國的2.5倍，意大利的1.66倍，韓國的3.12倍。而在電力市場化改革之后的2003年，日本工業電價僅為意大利的0.83，相對于其它國家，日本的工業電價也有很大幅度的降低。

2.1.3 供電可靠性維持在高水平

電力市場化改革以來，日本供電可靠性繼續保持較高水平。東京電力公司2005年的戶均平均停電時間為7min／a，停電次數為0.1次／a。電力市場化改革并沒有影響供電可靠性。

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2.1.4 客戶滿意度提高

根據九州電力公司的調查結果，2005年度，自由化電力用戶的滿意度為52.2%，受管制電力用戶的滿意度為47.7%，全體用戶的滿意度為50.6%。對比可知，售電側市場放開提高了客戶滿意度。

2.2 政府對改革的評價

2005年10月，日本經濟產業省綜合資源能源調查會電力事業分會編寫了日本電力自由化改革評價報告。評價報告主要結論包括：

(1)基于效率的評價。電力市場化后，日本出現明顯的電價下降。評價委員會通過基于計量經濟學的定量分析認為，日本電價下降的40%源自電力市場化改革。(2)基于穩定供電的評價。評價委員會認為，雖然日本九大電力公司的電力建設投資自1995年以來持續下滑，在日本電力供需基本平穩的情況下，電能質量并沒有受到影響。(3)基于環保的評價。電力市場化改革后，日本C02排放量并沒有大量增加。另外，為了削減電力行業的C02排放量，九大電力公司、日本電源開發公司、日本核能開發公司等12家公司還制定并公布了“電力事業的環保行動計劃”。評價委員會同時認為，在電力市場化改革后，由于PPS不負責電力供需的實時平衡，這將可能導致電力公司的備用不足。評價委員會認為，PPS應該和電力公司一起構筑能夠確保穩定供電的機制。評價委員會同時建議進一步討論目前陰向日本電力公司提供供需失衡補償的問題。

3、對中國電力改革的啟示

從日本電力市場化改革取得的實際效果來看，雖然看起來日本市場化改革措施非常保守和謹慎，維持了傳統的發輸配售一體化體制，僅從發電側和售電側引入競爭，但其市場化改革卻非常成功，取得了政府、電力用戶、電力行業內的企業、新進入電力行業的企業均比較滿意的效果。深入分析研究日本在電力市場化改革中的得與失，對中國電力體制改革進一步科學、穩步向前推進有著重要的借鑒意義。他山之石，可以攻玉，對照日本電力市場化改革的做法和思路，認為中國電力市場化改革在如下方面還可以進一步改進和加強。

3.1 改革要結合國情，穩步推進

雖然從技術上看，全球電力工業具有高度同質性，但由于各國所處的經濟發展階段和具體國情、文化傳統不同，各國的電力市場化改革所采取的模式差異甚大。

日本電力市場化改革就充分考慮到其能源短缺、國土狹小、環境保護和供電安全等具體國情，在經過深入探討，并與政府、公眾和電力企業達成共識，決定保持九大電力公司的發輸配售垂直一體化體制的同時逐步實行售電側放開。電力行業是關系國計民生的產業，電力行業改革必須在保證安全穩定的前提下穩步推進。中國的電力市場化改革要考慮中國經濟高速增長、區域經濟發展不平衡，要考慮跨區電網、城市電網和農村電網均急需大量投資、供電可靠性仍需大力提高的現狀，在確保滿足社會經濟發展的電力需求、有效促進電力工業發展和安全穩定供電的前提下，在結合我國具體國情充分論證、達成共識基礎上穩步推進電力改革。

3.2 改革應明確目標，立法先行

電力體制改革直接關系到行業的穩定健康發展，涉及千家萬戶的利益和社會經濟發展。中國可以借鑒日本的經驗，在每次實行重大改革之前，都首先制定新的法律或者修改法律，以法律的形式明確改革目標、步驟，隨后再穩步推進。目前我國電力行業法律法規建設滯后于電力市場化改革，我國應首先針對已經完成的改革內容，對相關法律進行修訂。隨后，明確下一步電力市場化改革的目標，并將改革目標、步驟等納入法律法規框架內。

3.3 改革應進行量化分析