电力市场的交易模式

电力市场的交易模式（共8篇）

1.电力市场的交易模式 篇一

【发布单位】国家电力监督管理委员会 【发布文号】

【发布日期】2010-05-17 【生效日期】2010-05-17 【失效日期】 【所属类别】政策参考

【文件来源】国家电力监督管理委员会

华东电力市场跨省集中竞价交易规则（试行）

第一章 总则

第一条第一条 为进一步规范华东电力市场跨省电能交易工作，实现电能交易的公开、公平、公正，促进资源优化配置，确保华东电网安全稳定运行，根据《关于促进跨地区电能交易的指导意见》（发改能源〔2005〕292号）、《关于印发〈华东电力市场运营规则（试行）〉的通知》（办市场〔2006〕18号）、《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》(发改价格〔2009〕2474号)、《关于印发<跨省（区）电能交易监管办法（试行）>的通知》(电监市场〔2009〕51号)和国家有关规定，制定本规则。

第二条第二条 跨省集中竞价交易是指由华东电力调度交易机构在华东电力市场交易平台上组织市场主体通过集中竞价形式实现的跨省电能交易，是华东电力市场的重要组成部分。

第三条第三条 跨省集中竞价交易应坚持平等自愿、公开透明、收益共享、风险共担的原则。

第四条第四条 跨省集中竞价交易以季度、月度交易为主；在条件成熟的情况下，可逐步开展及月内集中交易。

第二章 市场主体

第五条第五条 在华东电力市场跨省集中竞价交易中，购电主体为华东电网有限公司，上海市、江苏省、浙江省、安徽省电力公司、福建省电力有限公司以及华东区域内经国家批准的可以参加直接交易的电力大用户；售电主体为除购电省（市）外，华东网内拥有单机容量在30万千瓦及以上常规燃煤脱硫机组的发电企业及受发电企业委托的省（市）电力公司。

第六条第六条 华东电网有限公司负责华东电力市场跨省集中竞价交易的组织协调、交易信息发布、安全校核、计划编制、调度实施和结算管理等工作；同时向市场参与各方公平、无歧视的开放电网。

第七条第七条 省（市）电力公司负责华东电力市场跨省集中竞价交易中本省（市）的组织协调、安全校核、计划编制、调度实施和结算管理等工作；同时向市场参与各方公平、无

歧视的开放电网；根据本省（市）电力电量平衡情况提出购电需求；受发电企业委托参与跨省集中竞价交易。

第八条第八条 发电企业根据市场规则直接参与跨省集中竞价交易，或委托所在省（市）电力公司代理。

第三章 交易流程

第九条第九条 根据购电需求，华东电力调度交易机构通过华东电力市场交易运营系统向华东电力市场所有注册成员发布华东电力市场跨省集中竞价交易信息。

交易信息内容包括购电方、购电需求电量、购电需求电力曲线、交易时间、交易电力曲线、交易计量点与结算点、省（市）联络线稳定限额、省（市）联络线已安排计划情况。

第十条第十条 省（市）电力调度交易机构在交易信息发布后的第二个工作日11:00前将核定的省（市）内发电企业跨省集中交易可申报电力电量上限报华东电力调度交易机构；华东电力调度交易机构汇总审核后，于12:00前通过华东电力市场交易运营系统向所有注册成员发布。

第十一条第十一条 交易信息发布后的第二个工作日12:00至15:00，为跨省集中竞价交易申报时段。在交易申报时段内，购电省（市）与发电企业可通过华东电力市场交易运营系统分别申报购电报价及售电报价。

第十二条第十二条 交易信息发布后的第三个工作日10：00前，市场无约束出清。交易信息发布后的第四个工作日17:00前，完成安全校核，得到最终出清结果，并通过华东电力市场交易运营系统公布出清结果。

第十三条第十三条 华东电网有限公司在交易信息发布后的第五个工作日12:00前，根据分省（市）中标情况，与相关省（市）电力公司签订跨省电能交易单（协议）。省（市）电力公司在交易信息发布后的第五个工作日17:00前，根据本省（市）发电企业中标情况，与省（市）内中标发电企业签订跨省电能交易单（协议）。

第十四条第十四条 对于月内开展的集中竞价交易，华东电力调度交易机构可参照第九条到第十三条规定的步骤，并根据实际需要灵活调整时间节点进行组织。

第四章 竞价与出清

第十五条第十五条 在有效交易申报时段内，发电企业和受委托省（市）电力公司可通过华东电力市场交易运营系统申报售电信息，申报内容包括售电电量和售电电价；购电省（市）电力公司可通过华东电力市场交易运营系统申报购电竞价信息，申报内容包括购电电价。交易电量最小报价单位为1千千瓦时，交易电价最小报价单位为1元/千千瓦时。在截止申报前，申报内容可修改。

第十六条第十六条 发电企业委托省（市）电力公司代理其参与跨省集中竞价交易的，需与省（市）电力公司签署委托代理协议，并报华东电力调度交易机构备案。省（市）电力公司受发电企业委托竞价的，申报内容为委托发电企业的交易电量和交易电价的汇总；可为多段报价，其中交易电价为发电企业的上网交易电价。

第十七条第十七条 交易平台按照价格优先的原则对购售报价进行集中撮合，即报价最低的售电主体与报价最高的购电主体优先配对，并依次类推。成交电价取购电省（市）电力公司报价扣除售电省（市）电力公司输电费及跨省集中交易网损后与发电企业报价的中间价。具体计算方法如下：

（一）当购电省（市）电力公司报价减去发电企业报价及华东电网有限公司跨省交易网损大于等于3分钱/千瓦时，售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）等于3分钱/千瓦时；不足3分钱/千瓦时但大于售电省（市）跨省交易网损时，售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）等于购电省（市）电力公司报价减去发电企业报价及华东电网有限公司跨省交易网损；小于售电省（市）跨省交易网损时，不成交。

（二）如售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）已经按照发改价格〔2009〕2474号文有关精神由售电省（市）相关各方协商确定，则售电省（市）电力公司可向华东电力调度交易机构提交协商确定后的输电费（含跨省交易网损），华东电力调度交易机构据此在市场公告中发布。在这种情况下，当购电省（市）电力公司报价减去发电企业报价及华东电网有限公司跨省交易网损小于公告中发布的售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）时，不成交。

（三）中标发电企业上网结算电价=（（购电省（市）电力公司报价-华东电网有限公司跨省交易网损-售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损））+发电企业报价）/2。

（四）购电省（市）电力公司购电结算电价=中标发电企业上网结算电价+华东电网有限公司跨省交易网损+售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）。

（五）目前跨省交易网损率暂按2%考虑。华东电网有限公司跨省交易网损=售电省（市）跨省交易网损=购电省（市）火电上网标杆电价（含脱硫）×1%；当购电方为华东电网有限公司时，购电方火电上网标杆电价（含脱硫）暂按华东统销电价基价计算。

（六）皖电东送发电企业中标的，售电省（市）输电费由华东电网有限公司收取。

（七）华东电力调度交易机构按调度管辖范围对分省中标结果进行安全校核。若安全校核不通过，则根据相关输电线限额及发电企业报价情况，按照价格优先的原则对中标情 况进行调整，直至安全校核通过为止。

（八）省（市）电力调度交易机构按调度管辖范围对省（内）发电企业中标情况进行安全校核。若安全校核不通过，则根据省内主要输电断面限额及省内发电企业报价情况向

华东电力调度交易机构提出省（市）内发电企业中标电量调整建议。

（九）华东电力调度交易机构根据省（市）电力调度机构提出的发电企业中标电量调整建议及发电企业报价情况，按照价格优先的原则，对发电企业中标情况进行调整，直至

安全校核通过为止。

第十八条第十八条 当发电企业可申报电量上限总额大于总购电量需求的1.5倍时，在单次跨省集中交易中单个发电企业的中标电量不能超过总购电需求电量的25%。但如执行上述限制后，出现部分购电需求未能达成交易的情况，则未成交电量可与已中标发电企业剩余申报电量进行撮合，直至其申报电量全部成交为止，不受上述限制。

第十九条第十九条 委托省（市）电力公司代理其参与跨省电能交易的发电企业，其中标电量、上网结算电价，按照委托代理协议的约定确定。

第二十条第二十条 电力大用户参与集中竞价交易的流程与购电省（市）电力公司一致，交易成功后应支付中标发电企业上网结算电费、华东电网有限公司跨省交易网损、售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）、本省市输配电费。

第五章 交易计划的执行与调整

第二十一条第二十一条 华东电力调度交易机构根据分省中标情况，将跨省集中竞价交易结果纳入省（市）联络线计划。送电省（市）电力公司根据省（市）内发电企业中标情况，将中标电量纳入中标发电企业发电计划。

第二十二条第二十二条 华东电力调度交易机构和省（市）电力调度交易机构应合理安排电网运行方式，保证交易计划的执行。

当发生中标发电机组非计划停运等原因需要调整跨省电能交易计划时，按以下方式处理：

（一）如发电企业所在省（市）参与该次跨省交易的其他发电企业仍有富余出力，则根据原先报价情况，按照价格优先的原则调增相应发电企业发电出力，同时保持省（市）联络线口子不变。

增出力发电企业的上网结算电价按本规则 第十七条第十七条

（五）之规定确定。

上网电费增加部分，根据计划调整责任由相应的责任方承担。上网电费增加量=（调整后上网的发电企业上网结算电价-原发电企业上网结算电价）×计划调整电量。

（二）如发电企业所在省（市）参与此次跨省交易的其他发电企业已无富余发电出力，则由省（市）电力调度交易机构向华东电力调度交易机构提出调减交易计划的申请，由华东电力调度交易机构从其他省（市）参与此次跨省交易的发电企业组织跨省交易电力，根据原先报价情况，按照价格优先的原则调增相应发电企业的出力。

增出力发电企业的上网结算电价和上网电费增加部分的确定方式同本条

（一）之规定。

（三）如华东网内参与此次跨省交易的发电企业已无富余出力，则由华东电力调度交易机构根据情况调减跨省交易计划。

为弥补购电方损失，根据调减电量，按购电价的10%，由计划调减的责任方补偿购电方。

（四）如因购电方原因需减少跨省交易电量的，由购电方省根据调减电量，按购电价的10%补偿发电企业与送出省（市）电力公司，其中发电企业和送出省（市）电力公司各为5%。

（五）由不可抗力引起的交易计划调整，受不可抗力影响方可依法免责。

（六）现有的网省、网厂运行考核、安全责任关系保持不变。

第六章 交易结算

第二十三条第二十三条 省（市）电力公司根据跨省电能交易单（协议）及交易计划调整记录与本省（市）发电企业进行跨省集中竞价交易电能电费结算，并出具电能电费结算单。皖电东送发电企业由华东电网有限公司直接结算。

第二十四条第二十四条 华东电网有限公司与省（市）电力公司，按照现行的结算办法，根据跨省电能交易单（协议）及交易计划调整记录进行跨省交易电量电费结算，并出具电量电费结算单。

（一）华东电网有限公司与购电省（市）电力公司的结算电价为购电省的结算电价；

（二）华东电网有限公司与售电省（市）电力公司的结算电价按如下公式计算，华东电网有限公司与售电省结算电价=中标发电企业上网结算电价加上售电省（市）电力公司输电费（含跨省交易网损）。

第二十五条第二十五条 华东电网有限公司按现行办法向购电省（市）电力公司收取跨省电能交易输变电费。

第二十六条第二十六条 跨省电能交易结算原则上优先于省（市）内计划电量的结算，同时遵循以下结算顺序。

（一）交易优先于季度交易、季度交易优先于月度交易、月度交易优先于短期交易、短期交易优先于实时交易；

（二）按交易协议签定的时间顺序，时间越早，优先级越高。

第七章 信息披露

第二十七条第二十七条 电力调度交易机构负责信息披露工作，确保交易信息公开透明。信息披露的范围包括注册、双边交易、集中竞价交易信息。

第二十八条第二十八条 华东电力调度交易机构应在市场主体注册成功后三个工作日内在华东电力市场交易平台上公布相关注册信息。

第二十九条第二十九条 对仅签订纸质合同的双边交易，市场主体应在合同签订后3个工作日内，将合同相关信息报送给华东电力调度交易机构。华东电力调度交易机构在得到合同信息后应于次日在华东电力市场交易平台上予以公布。

第三十条第三十条 对通过华东电力市场集中竞价交易或电子双边交易系统形成的交易合同，华东电力调度交易机构应在交易确认后次日14：00以前向在华东电力市场交易平台上进行信息披露，备案和披露的内容包括但不限于交易编号、成交时间、购电方，售电方、合同执行开始、时间合同执行终止时间、成交电力、成交电量、峰谷比、成交电价。

第三十一条第三十一条 当集中竞价交易计划因故发生撤销、变更、终止或其他重要事件时，华东电力调度交易机构应及时公告市场主体。

第三十二条第三十二条 若对已经披露的信息存在疑义，市场主体应及时告知华东电力调度交易机构。华东电力调度交易机构在收到告知后应于1小时内判断真实性并更正信息。

第三十三条第三十三条 电力调度交易机构应做好交易信息的保密工作，涉及市场主体的非市场公开信息不得向其他市场主体泄露。

第八章其他

第三十四条第三十四条 省（市）电力公司负责核定省（市）内发电企业发电机组跨省交易申报电力电量上限，皖电东送发电企业申报电力电量上限由华东电网有限公司核定，申报电力电量上限可参照以下公式计算：

发电机组跨省交易申报电力上限=发电机组最大可调出力×（1-预计综合厂用电率）×（1-预留容量裕度）-发电机组次月预计划已安排最大发电出力（上网电力）发电机组跨省交易申报电量上限=（发电机组跨省交易申报电力上限×高峰时段+发电机组跨省交易申报电力上限×电力峰谷比×低谷时段）×本次跨省电能交易天数其中预留容量裕度由各省（市）电力公司根据本省（市）情况自行设定。

省（市）电力公司用于计算发电机组跨省交易申报电力电量上限的参数应作为私有信息向发电企业和华东电力调度交易机构进行披露。

第三十五条第三十五条 跨省集中竞价交易电量是发电企业在完成基数计划电量外的增量部分，不影响基数电量的完成。

第三十六条第三十六条 在跨省交易实际执行过程中，出现下述情况时，经国家电力监管委员会华东监管局授权，华东电力调度交易机构可制定和发布本规则的临时条款，临时条款一经发布立即生效。

（一）本规则存在未尽事宜，导致交易难以正常开展；

（二）其他紧急情况。

第三十七条第三十七条 市场主体之间或市场主体与电力调度交易机构之间就交易组织、交易执行、交易结算等相关问题产生争议的，可向国家电力监管委员会华东电监局提请争议解决。

第九章 附则

第三十八条第三十八条 省（市）电力调度交易机构可根据本规则制定相关实施细则，报国家电力监管委员会华东电监局批准。

第三十九条第三十九条 本规则由国家电力监管委员会华东监管局负责解释。

第四十条第四十条 本规则自颁布之日执行。

本内容来源于政府官方网站，如需引用，请以正式文件为准。

2.电力市场的交易模式 篇二

燃煤发电企业所产生的气体污染约占总气体污染的40%。世界上很多国家针对电力行业出台基于总量控制的排污权交易市场,而初始排污权的合理分配是总量控制的核心[1]。要解决初始排污权分配问题,首先需要确定可供分配的排污总量,也就是在排污权交易市场中,排污权总量控制在什么样的范围内才合理。

当前国内外研究此类的文献中,政府通常依据环境容量确定排污总量,如在文献[2]中,规定一个长期排污总量目标为环境容量。现行的排污权交易制度中,是在初始排污权基础上,每个发电商进行交易,交易一次,则成交量为交易申报的80%。使达到排污权总量的减少,直至达到总量控制目标。在文献[3]中,排污控制总量是由政府部门根据区域环境质量目标设定的。这种总量控制方法独立于产品交易体系之外,而在现实情况中,它们之间存在交互作用。控制水平过高则使电力企业规模发展减缓,电力企业发展过缓,会使电力企业无能力采取更高效的减排措施,导致不能达到总量控制标准;同样,标准过低,电力企业不愿意采取排污措施,对以后的环境优化产生负面影响[4]。

对于初始排污权分配方法主要有两类[5]:一类是免费分配。如文献[6]根据机制设计原理,依据社会福利最大化条件构建了初始排污权免费分配模型,并分析了免费分配决策机制存在的问题。文献[7]基于经济最优性、公平性和生产连续性原则,构建了初始排污权免费分配的一个多目标决策模型。另一类是有偿分配:主要包括公开拍卖和固定价格出售[8]。与免费分配方式相比,排污权拍卖的最大优势在于:拍卖能激励企业技术创新,提高技术水平。但这种机制会减少非赢利行业的竞争力,造成一定的社会福利损失。

本文采用演化博弈分析方法,构建了基于智能Agent的多主体博弈仿真模型。通过仿真模型设计了两个仿真实验,一个是排污总量固定时的排污权交易市场,该实验的目的是为了观察在给定排污总量的情况下,各个发电企业在电力交易市场和排污权交易市场中的定价和产量行为。以解决在给定固定排污总量时,不同发电企业之间的初始排污权如何分配。另一个是排污总量不固定的产品交易市场和排污权交易市场。该实验的主要目的是为了观察在排污总量不断变化的过程中,各个发电企业在电力交易市场和排污权交易市场中的定价和产量行为,并确定最优排污总量。通过实验可以解释,为什么排污权交易市场可以很快达到均衡。

为了解决初始排污权的分配及总量控制问题,本文提出由经济与环境协调发展来确定排污总量的方法,同时解释了排污权市场交易清淡的经济因素。与其它文献通过环境容量来确定排污总量的方法相比,本文更侧重于通过经济与环境协调发展过程,以减少单位减排量使经济产品减少量之间的比例关系确定排污控制总量,即经济产品的减少比率大于单位减排比率,则这种总量控制是不经济的。如果增加排污量,使经济的增加比率少于环境破坏的比率,则认为这种总量控制是具有环境破坏性。通过这种经济与环境之间的互动来确定排污总量指标。在仿真过程中考虑于电力交易市场与排污权交易市场之间的相互影响。

1 基于多主体博弈的Swarm仿真模型

在博弈过程中,政府确定排污总量,发电企业在给定排污总量的基础上,在电力交易市场和排污权交易市场上与其它发电企业进行博弈,以寻求最优产量策略。

1.1 排污权交易市场仿真概述

博弈主体包括政府和电力企业。政府寻求经济与环境协调发展目标。电力企业寻求在排污权市场与电力交易市场上的总体利益最大化目标。其博弈过程可以描述如下。

(1)初始时,政府给定一个排污总量,通过免费发放等方式给电力企业分配排污权。

(2)电力市场交易决策:在生产过程中,依据其所获取的排污权进行生产。依据其生产成本及现有装机容量决定最优发电量。依据现有的排污技术、所拥有的排污权和最优发电量来决定在排污权市场购买或卖出排污权。电力市场采用边际出清价方式,即每个发电企业提出其供给量和供给价,电力交易中心按照市场需求的方式,由低到高的方式对每个发电企业的报价产品进行采购。成交价以市场出清价,其高于出清价的电量不参与交易。

(3)排污权交易市场决策:需要购买或卖出排污权的发电企业在排污权市场上进行交易。如果在排污权市场上购买或卖出排污权,则在下一次电能生产时增加或减少其排污权。排污权交易市场采用高低匹配的竞价方式。高低匹配亦称为撮合交易[9],即买家按照报价由高到低依次安排优先级,卖家按照报价由低到高依次安排优先级。首先交易优先级高的卖家和买家,然后交易优先级次高的市场参与者,以此类推。交易完成后则转向(2)进行产品市场决策。

(4)当市场达到均衡时,政府再次调整排污总量,转向(1)开始新一轮博弈。

为了便于分析发电商在两个市场上的交易,我们对电力交易市场及发电企业作以下假设:

(1)假定发电企业i的成本函数:

其中:ia、ib为生产成本系数。iq为产量。

(2)发电企业i的市场需求函数:

(3)发电企业的决策目标函数:

其中:πi为发电企业i在博弈中所获取的利润。pqi-ci(q i)是发电企业i在电力交易市场上所获取的利润。ip为电力交易市场出清价,iq为发电企业i在电力交易市场中的销量,c i(q i)为发电企业i的生产成本函数。pi,w(wi,best-wi)是发电企业i在排污权交易市场获取的利润。pi,w是发电企业i在排污权交易市场的成交价。wi,best=dqi,best是发电企业i产量最优时的排污权,wi=dqi是发电企业i的现有排污权。

1.2 发电企业在电力交易市场上的博弈仿真模型

在仿真系统中,每个发电企业是一个独立的参与者,具有独立的决策能力和自适应学习能力,并且可以依据利益最大化原则动态调整自己的发电量和报价决策。其古诺博弈均衡时的产量:

由于发电企业的最优发电量还受到装机容量和排污权拥有量的限制。因此其在生产中的决策函数为三者最小值。即:

其中:qi,max为装机容量;为排污权许可下的生产量,其中d为单位排污量,iw为其排污权拥有量。

市场价格:

企业i卖出或购入的排污权:

为了实现其利润最大化目标,在电力交易市场和排污权交易市场上所获取的边际收益相等。即发电企业i排污权销售价格:

1.3 发电企业在排污权市场上的博弈仿真模型

由于电力交易市场是完美信息市场,且假定每个发电企业均按成本报价,因此卖出价格可由市场来确定。

排污权交易市场中高低匹配竞价机制的具体规则可以描述如下:

(1)计算所有购买排污权的发电企业、销售排污权的发电企业之间每笔申报价折算后的价差,计算公式为:

其中:dP为价差;bP为购买排污权的发电企业的申报价格;sP为销售排污权的发电企业的申报价格。

(2)按价差从大到小排序。价差小于零的不能成交,不参与排序。

(3)按照排序从价差最大的一笔交易开始,计算购、售双方每笔交易的成交量和成交价:

(1)待成交量是指价差不小于零的各组价、量中,购、售发电企业在上一笔成交之后,剩下的是未成交的排污权。

(2)成交价格为购买排污原始申报价格与销售排污权原始申报价格的算术平均值:

(4)按照价差排序计算下一笔的成交价格和成交电量。如果同一组价、量在不同笔交易中同时出现,则应从该组的待成交量中先扣减该笔之前已成交部分的量,再成交;如果某一组价、量的待成交量为零,则该组价、量成交完毕。

(5)价差相同时,则按待成交量的比例分配。

(6)市场中没有达成交易的发电企业,对其卖出或买入排污权的价格进行调整,并转向电力交易市场。

2 仿真实验

仿真中假设电力交易市场的需求函数为:Pd=1.5986-0.0055Qd。各发电企业的生产容量及生产成本函数系数如表1所示。排污总量调整系数∆w=0.05。排污权交易调整系数∆S=0.1。单位排污量d=1,也就是每单位排污0.1 g。

仿真实验进行了两次,一次是在排污总量固定时排污权交易市场交易出清情况,及其对电力交易市场的影响。一次是在排污总量以单位量不断减少的过程中,观察排污权交易市场交易出清的情况。

2.1 总量固定时排污权交易市场博弈仿真

图1和图2给出了排污权交易市场中各个发电企业进行博弈的均衡过程。其中图1给出了各个发电企业的排污权成交量。在排污权交易市场中,成本高的发电企业(企业6和7),其排污权向生产成本低的发电企业(企业1、3和5)的流动。

图2给出了各个发电企业的交易价格。其边际成本由上至下是越来越大。这主要是因为,电力市场中的成交价是相同的,因此,生产成本越低的发电企业,其边际产品的收益越高,当电力交易市场达到均衡时,电力交易市场的边际收益和排污权市场的边际收益是相同的。因此其排污权交易的报价也较高。

2.2 总量变化时两市场均衡仿真

图3给出了排污总量每减少一单位,电力交易市场上成交总量的变化情况。从图3中可以看出,随着排污权交易市场中排污总量的减少,电力交易市场中发电量也不断地以不同的变化幅度变化。单位减排相同时,总的减排量不断减少时,存在一个区域,引起产量增加。同样存在单位减排引起相同的产量减少。存在单位减排,引起发电量突然跃变性减少。这个变化因素对政府制定经济与环境协调策略具有重要意义。

图4给出了排污权交易随排污控制总量变化而变化的趋势图。市场中的排污权成交量随着排污总量的减少而减少,其交易量有一个先增加后减少的过程。初始时,卖出排污权的企业多,购买排污权的企业少,市场处于供给大于需求阶段,因此其成交量少。随着总体排污权的减少,卖出排污的发电企业变少,但购买排污权的发电企业个数增加,市场供求双方处于相对均衡阶段,因此总的成交量增加。但随着总体排污权的进一步减少,虽然购买排污权的发电企业增多,但卖出排污权的发电企业个数减少,市场供给小于需求,因此其成交量也减少。

3 结论

从仿真过程中可以得到以下结论:(1)在排污权交易机制的总量控制中,可以通过对排污总量的控制,使市场中排污权的供求相对均衡。此时的成交量最大。但交易一旦达成,市场立即处于出清状态,交易变得冷淡。随着技术创新的发展,排污权有剩余,或新的发电企业的进入,排污权交易市场又开始进行交易。但其均衡也能很快地达到。也就是说排污权交易市场交易是否兴旺与排污技术的发展有关,反过来,排污权交易市场激励发电企业采用新的排污技术。(2)在排污权交易机制的总量控制中,在总量确定时,存在一些临界点,如果大于这个临界点时,则会造成每减排一单位的污染,其经济损失的比率大于增加一单位污染所产生的经济收益的比率。此时,若再减少污染排放,就会产生过度激励问题,影响社会总体福利。这些临界点对于制定排污总量具有参考意义。(3)给定排污总量,对于初始排污权分配,可能采用电力交易市场中成交量最大时各个发电企业所拥有的排污权数量。在竞争环境,成交量最大时,市场价格最低,整个社会的福利也就最大。

摘要：世界上很多国家针对电力行业出台基于总量控制的排污权交易市场,而总量和初始排污权的分配是排污权交易市场的核心问题。采用演化博弈理论,依据经济与环境协调发展的关系,以减少单位减排量使发电量减少量和增加单位减排量使发电量增加量之间的比例关系确定排污控制总量。在此基础上构建了基于多主体博弈的Swarm仿真模型,并给出了一个仿真实例。政府制定排污控制总量,发电企业在产品市场和排污权市场中进行价格、产量决策。通过仿真发现随着排污总量的不断减少,电能生产存在一个先减少、后增加、再减少的过程,并且减少与增加的幅度是不同的,这为电力行业制定排污总量提供了科学依据。

关键词：排污权交易,演化博弈,经济与环境,Swarm仿真,总量控制

参考文献

[1]吴亚琼,赵勇,吴相林,等.初始排污权分配的协商仲裁机制[J].系统工程,2003,21(5):70-74.WU Ya-qiong,ZHAO Yong,WU Xiang-lin,et al.The Bargaining and Arbitration Mechanisms of the Allocation of the Initial Emission Permits[J].Systems Engineering,2003,21(5):70-74.

[2]Portney P R,Stavins R N.Public Policies for Environmental Protection[M].Published in the United States of American,2002.

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3.电力市场的交易模式 篇三

关键词：碳配额；市场；交易模式

一、背景

气候变化是一个全球性问题，近年来，全球多数国家和地区越来越重视并共同做出大量努力来应对该问题。1992年，《联合国气候变化框架公约》通过，至今共有189个缔约方。《框架公约》规定，每年举办一次缔约方会议，至今已经举办了21届。历年缔约方会议通过了很多重要的协定及草案，其中最重要的成果是1997年通过的《京都议定书》和2015年通过的《巴黎协议》。在《京都议定书》的基础上，国际碳交易市场开始发展起来，其中重要的碳交易市场有欧盟碳交易体系（EU ETS），区域温室气体减排行动（RGGI），和美国加利福尼亚，加拿大魁北克，中国北京、上海、广东、深圳、天津、重庆、湖北，韩国，新西兰，日本东京，日本埼玉及加拿大安大略等地的碳交易体系。《巴黎协议》的通过将促使更多国家和地区加快碳交易市场的建设。碳市场的发展将有利于全球碳配额与碳信用达到更优化的配置，大幅度地降低整体减排成本。并且，成熟的碳市场也能够减弱碳市场价格波动的幅度，降低企业的气候风险。我国的碳市场以碳配额交易为主，本文将探讨我国碳配额市场的建设，以期促进我国碳市场的整体发展。

二、我国碳配额市场发展现状

首先，我国碳配额市场取得了一定的发展。2011年，国家发展改革委同意开展碳排放权交易试点。2013年6月开始，我国在两省五市陆续建立了七大碳交易市场，包括北京环境交易所的碳交易中心、上海环境能源交易所、广州碳排放权交易所、深圳碳排放权交易所、天津碳排放权交易所、重庆碳排放权交易中心和湖北碳排放权交易中心。各碳交易市场均以配额交易为主。由表1可见，经过两年多的运行，我国各碳交易市场在交易量和交易额上都形成了一定规模。

其次，我国的碳配额市场目前在由区域性分割市场向全国统一市场转化的过程中。目前，我国各区域市场有各自的碳配额简称或代码，不同市场的碳配额不能跨区域流动。表2显示了各区域碳市场的分割现状。由于各市场间交易的产品不能相互流通，使跨市场套利机制失效，各碳市场配额价格差异明显。在全国范围内，碳配额无法实现资源最优配置。各地区减排成本差异较大，提高了我国碳减排的整体成本。在2015年9月25日中美《气候变化联合声明》中，中国承诺2017年启动全国统一的碳排放交易体系。目前，我国正在紧锣密鼓的进行全国性碳市场的建设。

数据来源：各区域性碳市场网站

三、我国碳配额市场的交易模式分析

我国目前七大市场在碳配额交易模式的细节上各有特色，但是从整体框架上看，除重庆碳排放权交易中心外，小额交易均采取竞价形式，主要分为单向竞价和双向竞价两类，而超过一定额度的交易都允许或必须以协议转让形式进行。需要说明的是，各交易系统对交易模式的具体表述各不相同，但本质上却是类似甚至相同的。

（一）单向竞价与双向竞价并存。（1）单向竞价。单向竞价是指交易中的一方向市场提出包括交易标的保留价，数量和交易方向等条件在内的交易申请，对该申请有交易意向的所有对手方在规定时间内进行自由竞价，最终由报价最优者优先成交的交易模式。如卖方提出卖出申请，则买方中出格最高者优先成交。如买方提出买入申请，则卖方竞价者中要价最低者优先成交。北京环境交易所碳排放权电子交易平台的公开交易模式、深圳碳排放权交易所的电子竞价交易模式、广州碳排放权交易所的单向竞价模式和湖北碳排放权交易中心的公开转让模式均属于单向竞价交易模式。

我国的单向竞价交易模式有以下特点：

第一，北京和深圳的单向竞价既允许买方竞价，也允许卖方竞价。而湖北和广州的单向竞价只允许卖方申请，买方竞价。

第二，一般单向竞价模式都允许部分交易，但北京的公开交易模式分为整体竞价交易和部分竞价交易，其中整体竞价交易只允许一个买方对一个卖方一次性成交，不允许部分交易。

第三，北京、深圳和广州的单向竞价分为自由竞价和限时竞价两个阶段，而湖北只包含自由竞价一个阶段，但允许申请挂牌方在竞价过程中修改申请条件。

第四，除湖北外，单向竞价一般以价格优先，时间优先为原则，湖北的公开转让模式允许在价格优先和数量优先中选择。

（2）双向竞价。双向竞价是指买方和买方、卖方和卖方之间同时进行竞价。买方中出价高者和卖方中要价低者优先成交。上海环境能源交易所的挂牌交易模式、天津排放权交易所的网络现货模式、广州碳排放权交易所的挂牌竞价模式都属于双向竞价交易模式。其中，广州的挂牌竞价分为申报和配对两个阶段。我国碳配额交易双向竞价的模式采用最普遍的价格优先、时间优先成交原则，均允许部分成交。

（二）协议转让方式。碳配额的协议转让是指买卖双方自行达成交易协议，确定交易价格，数量等交易条件，然后再通过碳配额交易市场进行交易的模式。协议转让的价格原则上可以由双方自行确定，不受市场价格的影响。各碳交易市场对协议转让的方式表述略有不同，也可称为协议或协议交易。而深圳的大宗交易本质上也属于协议转让模式。下面统称协议转让。

协议转让一般用于单次碳配额交易量在一定数量以上的交易。我国碳配额的协议转让可以分为三大类。第一类市场的协议转让在一定交易量以上是强制性的。如北京1万吨以上，上海10万吨以上和天津20万吨以上的单笔碳配额交易，必须采用协议转让的方式。第二类市场只是为协议转让设置了交易量门槛，协议转让模式是自愿选择的。如湖北1万吨以上，深圳1万吨以上和广州10万吨以上的单笔交易才可以选择，但不强制使用协议转让的交易模式。第三类市场没有任何交易量的限制。如重庆碳排放权交易中心任何数量的碳配额交易均采用协议转让模式。另外，北京环境交易所也规定，任何交易量的关联交易都必须采用协议转让的模式。

（三）其他交易模式的灵活补充。除了单向竞价、双向竞价和协议转让模式之外，一些碳市场还进行了碳配额交易模式的创新性尝试。主要有广州的挂牌点选和深圳的定价点选模式，两者本质上类似。买方或卖方向市场提出包含交易价格，数量，交易方向等在内的交易申请，即挂单，意向对手方点选价格最高的买方或价格最低的卖方挂单进行交易。点选模式允许部分成交。

四、对我国碳配额市场建设的建议

建立统一的碳配额市场是我国的必然趋势，因此，首先需要进行全国性碳配额市场的基础设施建设，如建立统一的交易系统，清算交割系统，信息公布平台，重大气候风险的管理体系等。另外，需要加快配套法律体系的建设，使碳配额交易有法可依。碳市场交易的监管涉及到气候监管，金融监管等多个方面，需要各相关部门配合建立统一的监管系统。同时，也应建立全国性的行业自律协会，共同对市场进行监管。

同时，我国应加快碳配额一级市场的配套建设。我国碳配额的二级交易市场已经有了一定程度的发展，但目前我国只有广州有真正意义上的碳配额一级市场。一级市场的稳定性直接影响二级市场的稳定，而且一级市场的价格也会对二级市场起到指导作用。我国应建立合理、透明且稳定的碳配额一级市场分配制度，以维护市场的信心，保证市场的健康发展。

我国碳配额交易的影响因素很多，且各地具体情况差别很大，因此在建立全国统一市场的过程中，应该秉着抓大放小的原则，允许各地碳配额市场在国家规定的范围内充分发挥灵活性。如允许在一定范围内进行交易模式的创新与补充，自行建立市场准入的门槛，协议交易的门槛，交易的收费标准等。另外，在保证绝大部分碳配额可以全国流通的基础上，允许各地保留一部分不可跨区域流动的碳配额，循序渐进，既保证全国市场的效率，也能够减轻全国市场对地方经济的冲击。各区域市场通过相互竞争与学习，最终会选择出最适合碳配额交易，也最适合各地方经济发展的市场形式。

最后，在保证我国碳配额市场发展稳定的前提下，也要逐步与国外碳交易平台对接。积极做好走向世界的准备，顺应未来全球市场的必然趋势。

参考文献：

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[3] 彭斯震，常影，张九天. 中国碳市场发展若干重大问题的思考.中国人口，资源与环境，2014（09）： 1-5

[4] 张伟伟，马海涌，杨蕾. 国际碳市场对接及其对中国的启示[J]. 财经科学，2014（02）

4.电力市场的交易模式 篇四

随着市场经济的不断发展, 电力工业中引入竞争与市场机制, 进行有效的电力体制改革势在必行。电力市场的建立可更合理地配置资源, 提高资源利用率, 促进电力工业与社会、经济、环境的协调发展[1]。

随着电网规模的不断扩大, 电力市场的运行和管理问题不断凸显, 采用何种方式的交易计划, 从而能够协调多个各级调度交易中心并保证电力资源的优化配置和电网的安全稳定运行, 是目前亟待研究与解决的关键问题。

由于我国地域广阔, 电网的运行管理主要采用分层和分区结合的调度管理模式。电能的交易可能同时涉及多个区域的电力网络, 而这些电力网络可能涉及多个电压等级、多个管理区域, 所以各层调度中心之间的协调分布式协同计算是必须解决的问题:即在上层调度交易中心的支撑下各个区域的调度中心协调完成各个区域电网的安全审核, 从而完成整个大电网的安全审核。

本文在研究电网各调度中心的计算机互联系统的基础上, 基于Web服务技术, 提出一种电力市场日交易计划的分布式计算模型, 模型的实现有利于日交易计划的高速、有效、安全的计算与实施。

2 电力市场日交易计划计算模型

电力市场日交易的目标是在满足电力系统运行约束下, 是整个系统的购电成本 (包括购电费用Ei, t;机组启停费用Si、iT) 最小[2], 其目标可表示为:

其中:N为参与竞价的总的机组数或者区域数;T为竞价交易的总时段数;Vi (t) 为机组i的开停机变量;Vi (t) =1表示开机;Vi (t) =0表示停机。

电力交易中心对发电商有2种可能的结算方式:

(1) 按机组实际报价结算;

其中:Ci, t=f (Pi, t) 为机组i在竞价交易时段t的报价曲线;ΔT为竞价交易时段长度。

(2) 按电网边际成本结算

其中:Co, t=max{Ci, t Vi, t (t) }, 为边际电价;ΔT为竞价交易时段长度。此处我们将采用第二种电价计算方式。

为了方便讨论, 我们考虑以下6个简单约束 (可根据实际情况增减相应约束) : (1) 系统功率平衡约束; (2) 机组出力约束; (3) 机组爬坡约束; (4) 支路功率约束; (5) 节点电压约束; (6) 区域电力市场交易约束。

于是可通过以上大规模、非线性规划模型完成电力市场日交易计划的计算。由于以上问题的复杂性, 需要多级调度中心的协调分布式计算来加快问题的求解速度和稳定性。

3 基于Web服务的电力市场交易计划分布式计算思想

为实现分层分区调度管理模式的分布式协同计算, 我们引入分布式计算技术:Web服务技术[3]。

Web服务的基本架构由3个参与者 (服务提供者、服务请求者和服务代理) 和3个基本操作 (发布、查找和绑定) 构成。服务提供者发布服务至服务代理的目录, 服务请求者利用该目录查询服务并获得调用服务的相关信息, 然后调用所需服务。如图1所示。

电力市场日交易计划需要上层与下层调度中心的协作计算。下层调度中心进行各区域内交易计划计算, 并向上层提交计算结果与相关数据, 上层调度中心则进行各区域交易计划的汇总和计算。计算过程如图2所示:

结合日交易计划迭代计算流程, 并考虑到迭代过程中有大量的业务逻辑可以进行复用, 我们结合Web服务技术, 给出了如图3所示的基于Web服务的电力市场交易计划的分布式计算模型[4]。

模型主要是由客户端、Web Services服务器、Register Service、基于分布式并行数值计算包实现的求解第2节中给出的日交易计划模型的计算程序包组成。系统提供的服务可以通过浏览器直接浏览、查询和调用, 从而进行日交易计划计算, 也可以通过向外提供Web服务接口, 从而被集成入其它的电网调度管理系统中。

4 小结

本文对电力市场中的日交易计划的数学模型进行了详细分析, 并结合该模型给出了日交易计划的计算流程, 最后结合Web服务技术和日交易计划分层求解思想给出了一个基于Web服务的日交易计划分布式计算模型, 该模型可以有机的对现有算法和代码进行有机的集成, 具有很好的扩展性和适用性。

摘要：对电力市场中的日交易计划的模型和计算流程进行了分析, 并结合当前分布计算的热点技术Web服务技术, 给出了一个基于Web服务的分布式日交易计划计算模型, 该模型可以有机的对现有算法和代码进行有机的集成, 具有很好的扩展性和适用性。

关键词：电力市场,Web服务,分布式计算,非线性规划

参考文献

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[3]W3C.Web Services Architecture[EB/OL].http://www.w3.org/TR/ws-arch/.2004.

5.电力市场的交易模式 篇五

【关键词】市场经济环境；用电检查；模式

前言

电力用电检查工作包括用户停送电通知、用户用电业务办理、用电稽查、安全用电指导、抄表收费、客户服务等，电力用电检查是电力企业服务用户的主要窗口，是用户和电力企业沟通的主要桥梁，在市场经济环境下，电力企业要想不断提高自身的市场竞争力，加快电力企业的快速发展，就需要加强用电检查管理[1]。

1.用电检查的概述

1.1用电检查的定义

用电检查是指电力企业为了保证电力系统的正常供电和供电安全，对用户用电进行检查、指导、监督等，从而保证用户用电的安全、经济、合理[2]。用电检查主要包括对用户用电装置的质量进行检查、对用户电气设备的运行状况进行检查、用户节约用电状况检查、用电计量装置、继电保护装置运行状况检查、用户违章用电、窃电行为检查等。

1.2用电检查的作用

用电检查是电力企业管理的一项重要工作，电力企业可以通过用电检查发现电网系统中存在的故障及潜在的故障，并制定合理的故障排除措施，确保用户的用电安全；用电检查工作涉及到用电业务管理、用户装表接电管理等业务，是电力企业和用户沟通的重要窗口，也是确保用户安全用电的基础，因此，加强用电检查管理是增加电力企业市场竞争力，提高电力企业经济效益的重要手段[3]。

1.3用电检查的特点

电力企业的用户涉及到社会的各行各业，用电用户也是动态变化的，因此，在进行用电检查管理时，也需要根据用户的情况对用电检查的内容、形式等进行调整，从而适应市场变化。电力用电检查的主要特点有：随着用户用电装置使用年限的增加，用电装置逐渐出现设备老化、磨损、失灵的现象；用户用电业务的改变，导致用户的相关信息不断发生变化，从而导致用电检查处于动态变化；随着科技的快速发展，用户违章用电、窃电等行为也逐渐高科技化。

2.用电检查的现状

随着电力改革的深入，电力企业的用电检查管理职能逐渐消失，导致电力管理部门对电力安全管理不到位，对用户安全用电缺乏有效地监督管理，目前，用户用电设备故障占整个电力系统共故障的50%，这对电力系统的安全运行造成很大的影响。目前，电力企业的用电检查思想观念比较落后，在进行用电检查时，仍采用传统的用电检查模式，使用的用电检查管理手段过于陈旧，很难满足电力市场经济环境的要求，这严重的影响了电检查的现代化发展。

受社会舆论的影响，电力企业过分强调社会服务的义务，忽略了通过用户维护电力系统安全的重要性，导致电力企业维护电力安全和用电秩序受到影响，从而增加了窃电、违章用电等行为。用电检查人员在进行用户用电服务时，由于双方的意见不合，检查人员很容易和用户发生矛盾，从而导致电力企业的用电检查协调工作很难顺利的进行，对电力企业的服务质量造成影响。

3.市场经济环境下提高用电检查管理模式的措施

3.1建立完善的用户资料

在进行用电检查时，需要用到大量的用户基础资料，但在实际工作中，用户信息变化的频率很大，有很多新的资料没有提供给电力企业，导致电力企业在进行用电检查过程中，出现各种各样的问题，因此，为做好用电检查工作，电力企业首先要完善用户的资料。电力企业要根据用户的资料，对用户的计划用电、安全用电、节约用电等进行分析，并对用户的用电情况进行跟踪管理，从而有效地提高用户的用电安全。

3.2依靠现代技术提高用电检查水平

随着科技的快速发展，信息化管理已经成为电力企业管理的重要方向，因此，为提高用电检查的管理水平，促进电力企业的信息化发展，电力企业要加大用电检查信息化技术的引用。利用信息化技术能及时查看用户的各种信息，并对用户的历史数据和变化状况进行分析，帮助检查人员制定合理的用电检查方案，为用电检查的安全性、可靠性提供保障。

3.3提高用电检查的针对性

电力企业要提高对商业用户、私人企业的用电检查针对性，这些用户的用电成本比较大，很有可能出现违章用电、窃电的行为，因此，电力企业要将商业用户、私人企业等用户当做日常用电检查的重点对象，每月不定期的对这些用户的用电量进行检查，从而有效地降低这些用户的违章用电行为。

3.4提高用电检查的准确性

用电用户不仅有企业、商业用户，还有大量的居民，如果对每家每户进行用电检查，这样不仅会增加用电检查的投入，还极大的降低了用电检查的效率，因此，为提高用电检查效率，电力企业可以采用重点抽查法进行居民用电检查。电力企业在进行居民用电检查时，可以对用户表箱的锁头、铅封等进行检查，将没有锁头、铅封的用户当做重点检查对象，因此，这些用户很有可能出现违章用电、窃电等行为；检查人员在进行用电检查时，要对用户电能表的转盘进行检查，如果电能表出现反转、不转等现象，要将这部分用户当做重点检查对象；当用户的空调机数量大于2台时，用电检查人员要对这部分用户进行重点检查，因为这部分用户的用电量比较大，为减少家庭用电开支，就会冒险窃电。电力企业只有不断降低用电检查的盲目性，提高用电检查的准确性，才能有效的提高用电检查水平。

3.5建立完善的举报制度

电力企业要建立完善的举报制度，通过广大用户对违章用地、窃电等行为进行监督，电力企业要给予积极举报违章用电、窃电的群众一定的奖励，从而有效地提高广大群众和电力企业职工的举报窃电的积极性，这样极大的减少了用户违章用电、窃电的行为。

4.总结

用电检查对电力企业的快速发展有十分重要的意义，电力企业要建立完善的用户资料、采用先进的科学技术、不断提高用电检查的针对性、准确性，有效地提高用电检查的管理水平和质量，提高电力企业的供电服务质量，从而为用户的用电提供安全、保障。

参考文献

[1]王海平，卢艳侠，王平.市场经济背景下的用电检查管理模式研究[J].科技与企业，2012，（20）：125-126.

[2]谢秋丽.分析供电企业用电检查营销策略[J].科技与企业，2014，（07）：142-143.

6.电力市场的交易模式 篇六

一、浙江省网上商品交易市场的四种主要交易模式

目前，浙江省网上商品交易市场的交易模式，主要有现货网上中远期交易模式、现货网上即期交易模式、网上商铺模式和网上信息模式。已登记的网上市场，交易中一般都采用会员制(与CA数字证书结合建立网上身份认证机制)、网上竞价交易或网上商谈、第三方支付(与银行的网上交易系统结合)和第三方物流形式，采用集中交易方式进行标准化合约交易的网上中远期交易模式，在交易机制中具有期货交易的若干特征。

(一)现货网上中远期交易模式

网上市场的这种交易模式，是市场会员通过网上交易平台，进行标准化合约的网上集中竞价交易，在交易达成后通过网上银行进行支付，并由分布在全国各地的仓库实现交货和提货，在交易中信息流、资金流和物流相互配套，形成了完整的网上交易。浙江塑料城网上交易市场和宁波液体化工电子交易市场等7家浙江网上市场都属于这种交易模式。以浙江塑料城网上交易市场为例，网上交易采用会员制形式，现有会员单位2500家，以中塑交易网为电子交易平台，实施中塑仓单集中竞价交易。在交易达成后，卖方将货就近交到第三方仓库，买方将货款打入银行账户，交易完成。正是采用标准化合约网上集中竞价交易方式，浙江塑料城网上交易市场才能通过选取200个品种的塑料原料，根据现货交易和仓单交易的价格，每日发布两次中塑指数，评述塑料行情走势并提供分析预测，成为中国塑料原料的交易中心和价格中心，使现货网上市场在一定程度上发挥了类似期货市场的价格发现功能。

(二)现货网上即期交易模式

以浙江钢铁现货电子交易市场为代表的这种网上市场的交易模式，交易中卖家(市场会员)将要卖出的钢铁运入市场的监管仓库，仓库验货后卖家在钢铁网上挂牌销售，买家和卖家就价格、交货方式等商议达成交易后，卖家开具“中国钢铁平台网销售提单”给买家，买家通过网上银行或支票、电汇等方式支付货款，卖家收到货款后，通知仓库出库。卖家也可以自行在网上发布信息，与买家商议并完成交易。目前，浙江钢铁现货电子交易市场有交易会员1300多家，信息会员3.3万多家，资源信息3万多条。

(三)网上商铺模式

网上商铺模式的交易特点是为现货市场的经营者在网上建立网上商铺，通过网上商铺发布信息、展示商品、洽谈商务和达成交易，实现有形市场与无形市场的无缝结合。浙江织里童装市场网上交易城和濮院羊毛衫网上市场都属于这种交易模式，浙江织里童装市场网上交易城，依托织里童装市场为近两百家经营户建立了网上商铺。采购商浏览商铺商品后与卖家进行在线洽谈，洽谈好后签订网上合同，采购商通过网上银行支付，卖家自行配送或通过网上市场订单合成配送。为建立可信的电子商务平台，买家、卖家和物流方通过CA中心认证三方身份，签订合同时卖家采用数字证书签章技术、采购商采用和银行共同研发的电子签名技术，支付时可以把钱打入网上市场的商城通账号。

(四)网上信息模式

这种模式是通过网上市场发布商务信息和广告来促成交易的。例如瑞安怡兴房网，在网上发布房源供求信息，需求者浏览网页后，如果对某套房子感兴趣，与经纪人联系，由经纪人带其看房，并与其具体洽谈，洽谈成功后到公司签约。

二、期货交易的特点及其与现货交易和远期交易的比较

期货市场是在现货市场和远期市场的基础上发展起来的，在发达的市场经济体系中，期货市场与现货市场和远期市场，共同构成了各有分工但又密切联系的多层次市场体系，他们具有各自的特点和区别。

(一)期货交易的特点

期货交易与现货交易和远期交易有本质的区别，期货交易的特征主要有以下五个方面：

1、交易合约标准化。期货交易的对象是标准化的合约。标准化合约是指除价格外，期货合约的所有条款都是预先由期货交易所规定，具有标准化的特点。期货合约标准化给期货交易带来很大的便利，交易双方不需要对交易的具体条款进行协商，便于合约的流通，节约了交易成本。

2、交易集中化。期货交易必须在期货交易所内进行。期货交易所实行会员制，只有会员才能进场交易，场外的客户只能委托期货经纪公司代理交易。期货市场是一个高度组织化的市场，并且实行严格的管理制度，期货交易最终在期货交易所内集中完成。

3、实施双向交易，应用对冲机制。双向交易，是指期货交易者既可以买入期货合约作为交易的开端(即买入建仓)，也可以卖出期货合约作为交易的开端(即卖出建仓)，即通常所说的买空卖空。对冲机制，是指在期货交易中，大多数交易者并不通过合约到期时进行实物交割来履行合约，而是通过进行与建仓时方向相反的交易来解除履约责任，具体说就是买入建仓后可以通过卖出相同合约的方式解除履约责任，卖出建仓后可以通过买入相同合约的方式解除履约责任。

4、实施保证金交易形成杠杆机制。为了保证合约能够得到履行。期货交易实行保证金制度，即期货交易的参与者必须首先在其所属的期货经纪公司开立账户，存入一定数量的初始保证金，然后按照初始保证金的数量要求开始期货交易。由于交易者在进行期货交易时只需要交纳少量的保证金，一般为成交合约价值的5％～10％，就能完成数倍乃至数十倍的合约交易，这种以少量资金就可以进行较大价值额投资的特点，被形象第称为“杠杆机制”。期货交易的杠杆机制使期货交易具有高收益高风险的特点。

5、实施每日无负债结算制度。期货交易实行每日无负债结算制度。即在每个交易日结束后，对交易者当日的盈亏状况进行结算，在不同交易者之间根据盈亏进行资金的划转，如果交易者亏损严重，保证金账户资金不足时，则要求交易者必须在下一日开

市前追加保证金，以做到“每日无负债”，负债将被强行平仓，来保证期货市场的正常运行。

(二)期货交易与现货交易的区别

现货交易与期货交易之间存在很大的区别，两者交易的对象不同、交割的时间不同、交易的目的不同、交易的场所不同、结算的方式不同，以及交易保障的制度也不同，具体差异如下表1所示。

(三)现货远期交易与期货交易的比较

远期合约交易，即远期交易，是现货交易的一种形式，期货交易是在远期合约交易的基础上发展起来的。期货交易与远期合约交易的共同点是都采用先成交、后交割的交易方式，但两者也有很大的区别。主要表现在以下几个方面：

1、交易目的不同。远期合约交易买卖双方交易的目的是为了最终实现实物商品的交收或交割，而期货交易买卖双方交易的目的是通过套期保值规避风险或投机获利。

2、交易的功能作用不同。期货交易具有公认的价格导向和风险转移功能，而远期合约交易尽管在一定程度上也能起到调节供求关系，减少价格波动的作用，但由于远期合约缺乏流动性，其价格的权威性和分散风险的作用大打折扣。

3、交易合约是否标准化。期货合约是符合交易所规定的标准化合约，对交易商品的品质、数量及到期日、交易时间、交割等级都有严格而详尽的规定，而远期合约交易商品的品质、数量及交割日期等由双方自行决定，没有固定的规格和标准。

4、是否缴纳保证金与是否逐日结算。远期合约交易通常不缴纳保证金，合约到期后才结算盈亏。而期货交易必须在交易前缴纳合约金额的5％-10％作为保证金，并由清算公司进行逐日结算，有盈余时可以支取：有损失且账面保证金低于维持保证金水平时，必须及时补充。

5、头寸结束方法不同。期货头寸结束的方法有三种，一是由对冲或反向操作结束原有头寸，即买卖与原头寸数量相等、方向相反的期货合约；二是采用现金或现货交割：三是实行期货转现货交易。远期合约交易由于是交易双方按各自需要达成的协议，其价格、数量和期限都无规格，若一方中途违约，通常不易找到能无条件接替承受约定义务的第三方，违约方只能提供额外的优惠条件才能要求解约或找到第三方接替。

6、交易参与者的类型不尽相同。远期合约的参与者大多是专业化的生产商、贸易商和金融机构，而期货交易者更具有大众意义，市场的流动性很大，参与期货交易的可以是金融机构、公司，也可以是个人。

三、防止现货网上交易市场从事期货交易的思路及对策

既然采用集中交易方式进行标准化合约交易的网上现货市场，已具有期货交易的若干类似特征，对此类网上市场的监管，不妨尽可能地借鉴国家针对期货市场已有的相对成熟的监管办法，来类似地规范现货网上市场的中远期交易行为，控制现货交易的风险，保障现货网上市场运行的安全。《浙江省网上商品交易市场管理暂行办法》(以下简称《浙江办法》)，对网上远期交易模式中采用集中交易方式进行标准化合约交易的规范，提供了政府监管走在前面的参照作用，是值得他人借鉴和完善的。

(一)对现货网上市场会员(经营者)依法设置进入门槛后，应再进行筛选和个别剔除，以控制远期交易大众化投机的风险。《浙江办法》在19条中规定，市场交易者是从事与交易商品有关的生产、经营或服务活动的企业或个体工商户，并要求市场举办者将经营者营业执照报管辖地工商行政管理机关备案。该项措施基本满足了远期合约的参与者是专业化的生产商、贸易商和金融机构的理论要求，初步将个人排除在采用集中交易方式进行标准化合约交易的网上市场之外，避免了远期合约交易的大众化，明显区别于期货交易。但主要以投机为目的的个人，很容易注册成个体工商户后跨越设置门槛再注册成市场会员。因此网上市场的举办者，针对初步符合条件的网上市场会员，还需要根据交易目的和动机等因素进行筛选和个别剔除，

(二)坚决禁止现货网上市场的举办者及其管理人员入市或变相入市交易。《期货交易管理办法》第10条对期货交易市场有明确的类似规定，在《浙江办法》的第19条中，对采用集中交易方式进行标准化合约交易的网上现货市场，也给予了明确的规定。在此方面像规范期货市场一样规范远期市场是非常必要的，一方面因为当前现货网上市场交易的佣金，是其举办者收入的重要来源，在利益机制的引导下，容易出现“抛砖引玉”式地自买自卖诱导客户交易，以图赚取更多的佣金，使网上市场的成交量和成交价格等偏离正常：另一方面因为网上市场举办者及其管理人员可能比其会员拥有不对称的信息优势，难以保障交易的公平性。

(三)建立保障交易资金安全的第三方监管制度。为了防止市场举办者侵占或挪用交易资金(或交易保证金)，必须建立交易资金第三方监管制度，负责交易资金监管的第三方银行，也需要监督，以防止其侵占或挪用交易资金。负责交易资金监管的银行，可以参照《期货交易管理办法》对银行的要求，优先选择由国务院期货监管机构批准的有资质从事期货保证金存管的银行。在资金监管方面，起步就该考虑按照期货监管的要求进行规范，为某些现货网上市场的进一步发展打下良好的基础。

(四)建立网上市场交易的监控机制，通过监控成交量来保障市场成交价格的正常。参照《期货交易管理办法》中建立持仓限额和持仓报告制度的思路，如同《浙江办法》中要求对大宗商品的交易进行实时监控一样，要求网上市场举办者根据某商品的市场流通总量以及经营者的经营情况，核定全年和每天的最大合同订货量，限制无现货背景的买空卖空，避免市场过度投机引起价格异常起伏。

(五)合理限定远期合约的履行期限，以保障和规范现货交易的目的和功能。例如《浙江办法》的第19条中规定，网上市场远期合约交易的合约期限一般不超过半年，对生产周期超过6个月的农产品，合约期限也不允许不超过一年，这样就进一步保障和规范了现货网上市场交易的目的是定位在现货交易，而不是期货交易。

(六)根据《期货交易管理办法》的规定，明确禁止现货网上市场从事变相期货交易。《期货交易管理办法》第89条明确规定，任何机构或者市场，未经国务院期货监督管理机构批准，采用集中交易方式进行标准化合约交易，同时采用以下交易机制或者具备以下交易机制特征之一的，为变相期货交易，一是为参与集中交易的所有买方和卖方提供履约担保的：二是实行当日无负债结算制度和保证金制度，同时保证金收取比例低于合约(或者合同)标的额20％的。《浙江办法》在第19条的第二、第三项，对采用集中交易方式进行标准化合约交易的现货网上市场，依据现有法规不

折不扣地规范了交易规则，明确禁止了现货网上市场逾越红线变相从事期货交易。

(七)绝对禁止现货网上市场在交易中应用对冲机制，建议谨慎使用杠杆机制，以保障现货市场交易的基本目的和功能，规避投机交易的市场风险。对冲机制和杠杆机制。是满足期货市场特有交易目的和功能的交易机制，是实现期货市场投机、转移风险和价格发现功能的法宝。而现货市场交易的目的和功能，目前在政治上在经济上都仍然应该是毫不动摇地满足人民群众日常生产和生活的需要，在行政监管中还不太适合过早将其定位在价格发现和投机方面(虽然目前也具有这方面功能)，当前需要保障现货网上市场实现商品使用价值交换的市场基本目的和功能。对冲机制和杠杆机制作为市场内在的交易机制，是通过一系列的交易制度建立的，只要限制了某些交易制度在现货‘网上市场中的使用，就禁止了这些内在交易机制的生成及其带来的风险。采用集中交易方式进行标准化合约交易的现货网上市场，在交易中同时实行保证金制度和当日无负债结算制度的，事实上已经导致了杠杆机制的形成和使用。

值得探讨和明晰的是，目前现货网上中远期交易模式中采用集中交易方式进行标准化合约交易的保证金，性质究竟是合同法中处理现货交易违约责任所指的违约金，还是定金?或是《期货交易管理办法》所指的交易保证金?目前在现货网上远期交易中，如果交易一方失约，理论上应该根据合同法的相关规定进行调整，而不是根据《期货交易管理办法》中的相关规定进行处理。这样《浙江办法》中没有禁止使用的保证金制度及每日无负债结算制度，才不会使处理远期现货交易纠纷所适用的法律依据与期货交易的混淆不清。

四、结语瞻望

7.林业碳票市场交易模式研究 篇七

“十二五”时期,中国明确提出了“单位GDP能耗下降16%、碳强度下降17%”的目标。为了达到这个目标,中国着力于建立碳汇交易市场,运用市场机制来实现减排的目标。但到目前为止,中国的碳汇市场发展在起步时间、发展速度和交易量方面都落后于国际发达国家,导致中国在国际碳市场中缺乏话语权。为了加快中国碳汇交易市场与国际的接轨,早日进入国际碳汇交易市场系统,建设出立足于实际的碳汇交易市场机制,进行林业碳票市场交易模式的研究具有重要的理论价值和实际意义。

1 林业碳汇市场分析

1.1 林业碳汇市场的构成要素

在一个市场的交易中,3种基本要素是必备的,分别是:供给方、需求方、交易商品或者服务。随着市场机制的日趋变化、完善,根据市场类型的发展需求,各种复杂的交易市场往往还包含着其他要素,一般称其为第三方。然而在现实情况中,相当一部分的碳排放者并没有以对等的经济成本来购买其获得的林业碳汇服务,剩余的部分成本是由政府来承担的,由此出现了一个问题———外部性的产生。因此,构建一个市场化的碳汇交易市场,其目的就是要将在整个碳汇市场交易中被政府隔断的市场的两个基本要素整合起来,构成一个完善的并且可以实际反映供求关系的市场。

1.2 林业碳汇市场的主体

1.2.1 需求方

森林碳汇的购买者,也就是需求方,主要是发达国家因为环境变动和国际强制义务约束而被要求采取节能减排措施的一些企业以及其他单位或者一般的公众。具体来看,在目前的国际森林碳汇市场交易中,需求方主要是欧盟国家的企业以及世界银行,它们获得森林碳汇信用额的主要方式是通过在发展中国家投资植树造林来获得。

1.2.2 供给方

森林碳汇的提供者,也就是供给方,主要是森林权拥有者以及经营者。目前,在京都的碳交易市场上,森林碳汇的供给方主要包括亚洲以及拉丁美洲的一些发展中国家,如印度、马来西亚、巴西和中国等。在中国的碳汇交易市场中,森林碳汇的供给方主要是国有林场、集体林场和其他森林资源的所有者或经营者,如个人、企业以及其他组织。

1.2.3 第三方独立认证机构

在京都市场上,整个森林碳汇交易市场中的一个不可或缺的重要参与者就是第三方独立认证机构,这也是森林碳汇市场区别于其他市场的一个重要因素。在京都的碳交易市场上,第三方认证机构是由CDM执行理事会所制定的,是一个具备企业性质的经营实体,其主要职责是核查参与碳汇市场交易中的森林碳汇项目的合格性和涉及的碳汇信用数量的真实性。

2 林业碳票市场交易模式的构建

2.1 碳票设计

“碳票”是指碳储存所造成的碳减排量或碳汇量所体现的碳排放权的票据化形式。“碳票”交易本质上就是碳排放权交易,其中制定碳票的基准价格是关键,可以采用成本加成法。环保、林业部门核算了森林碳汇成本后,再加上一定的内部利润,以此为基准价格。实际交易价格还要对国际市场的碳交易价格、国内林业碳汇市场的交易价格进行考虑,同时应顾及各区域不同的实际情况和当地企业承担能力。在区域碳交易市场的初步实施阶段,可以暂时采用试行价格,发展一段时间后再根据发展情况、具体的市场行情对交易价格进行一定程度的调整。

2.2 林业碳票市场交易模式的设计

目前《京都议定书》尚未对我国的二氧化碳减排量进行强制性的规定,所以我国尚处于相关法律法规不完善的阶段。因此,政府必须从宏观上对重庆的碳交易实施进行控制,同时对政策和制度进行创新,从而促进碳交易市场的形成,推动有碳汇需求的企业和其他单位参与碳交易市场,进行交易活动。碳交易市场的管理权应掌握在政府手中,可以由政府出面建立碳交易的管理部门。具体来说,碳票交易主要包括以下环节:注册登记、远程交易、即时报价、网上交割以及核证标准等技术系统,同时包括建立资金结算系统等。在碳票模式实施时,可以以已有的交易所为基础来建立碳票交易中心,设定必要的交易法规,并进一步完善交易体系,以此来执行碳交易。对交易涉及的每个环节进行严格管理,并且明确各个环节的标准,如碳汇产品的生产、交易和碳汇的测量等标准,不断加强对核证和监督等第三方机构的管理。

3 林业碳票市场有效交易的政策设计

3.1 控制碳排放总量,实施碳交易有效运转

先对不同类型的企业进行排放量分类,再对排放温室气体的工业企业等进行规定限定的排放总量,设定不同类型企业的排放量上限。规定了各类型企业的最高排放量后,一旦企业排放量超过该限定,则必须对企业超额排放量进行处罚,且处罚力度有效,额度务必超过一般情况下排放所需缴纳的费用,以此来激励企业采取有效措施去以最低成本减排,从而去参与碳交易,实现碳交易市场的有效运转。

3.2 建立碳票交易平台体系,加强监督管理

要想构建一个能够良好运作的碳票交易平台,碳票交易的详细法规是关键。从碳排放权分配到获得和交易碳排放许可证、监管部门进行监管并且提出要求、超过许可的排放量接受处罚等,建立完善的交易体系,并且出台日常运行维护办法,可以适当学习产权交易等运行情况,来结合实际进行规定。为了保证碳票交易平台的正常运作,还要设立违反交易规则的惩处规定。同时还要加强对核证和监督部门的管理,确保每个环节的有效实施。

3.3 政策鼓励企业参与示范碳票交易与自愿减排

政府可以给予参与示范碳票交易和自愿减排的企业一些优惠政策支持,例如给予其组织和推荐申报国家有关专项节能减排项目的优先权,并率先取得节能专项资金支持,提前享受政府授权的中介机构所提供的技术、管理等咨询服务。企业实行自愿减排,其生产的产品通过认证机构的认证后,可以获得购碳标记,同时对这些产品进行一定的税收减免,当政府有相关采购、招标计划时,会优先采用这些产品。

值得一提的是,虽然国际上已有较为成熟的碳交易市场,由于碳票市场交易模式是充分考虑了我国的实际情况和节能减排目标后建设和进行的,因此在交易的未成熟阶段并不计划参与国际碳市场,在碳票交易市场建立路线上,采用了一种先发展国内,再发展国外的思路。目的是建立完善的碳票交易体系,从而在国际的碳市场上建立权威,掌握主动话语权,等到国内市场发展得较为成熟时,再加入国际市场中。完善的国际协议是统一的国际碳交易市场建立的基础,在国际协议未出台之前,一个国家的排放活动不可被别国干预。

参考文献

[1]王祝雄.林业应对气候变化作用和意义重大[J].今日国土,2009(7):13-17.

[2]李怒云,王春峰,陈叙图.简论国际碳和中国林业碳汇交易市场[J].中国发展,2008(3):9-12.

8.电力市场的交易模式 篇八

从近几年的电力市场化改革情况来看,国家主要推行的区域电网统一电力市场建设过程中,由于各省(自治区、直辖市,下同)经济发展水平不同、电价水平不同等多方面因素的影响,电力市场化改革遇到了较大的困难和阻力,区域电网统一电力市场在处理有关各方利益的协调等方面,也面临着各种错综复杂的尖锐矛盾。

在推进区域电网电力市场建设中,是以区域电网统一电力市场为主推进电力改革,还是以省为主推进电力改革(区域分层交易的共同市场),存在不同看法。一种观点认为,以区域电网统一电力市场为主,有利于打破省际分割、优化资源配置、克服电力市场无序竞争、减少资源浪费;另一种观点认为,要尊重现有省为主体的实际,既要考虑资源优化配置,更要考虑资源公平配置,并且中国目前大部分电力交易(90%以上)在省内完成,现阶段,以省为主的市场模式可以克服省际之间经济社会发展不平衡的问题,如果现在就实施区域电网统一电力市场,在当前财政体制以省为单位的格局下,难以得到真正的推广。各方认识不一也影响了电力市场体系的规范建设。因此,需要以科学发展观为指导,建设符合中国实际情况,有利于低碳经济发展、各省经济协调发展、节能减排、提高市场效率、促进资源优化配置与公平配置的电力市场体系模式。

在电力市场建设中[1,2,3,4,5,6,7,8,9,10],能否先建立与中国体制(经济体制与政治体制)改革进程相适应、适合国情的过渡的电力市场体系模式?这样的市场体系模式既能包容各种市场模式(各种模式的省级电力市场、区域电力市场、跨省跨区电力市场等),又能实现资源优化配置与公平配置。在此基础上,通过过渡的电力市场体系模式逐步培育市场成员的市场意识,随着体制改革的推进、各种配套政策的完善,以及各省(或区域内各省)经济发展水平差距的不断缩小,同时伴随着市场的不断开放和市场机制的不断完善,类似于美国、英国、澳大利亚、北欧等电力市场体系模式的形成过程,在市场成员的推动下,自发地过渡到区域统一市场或国家统一市场或跨省跨区统一市场。

在上述背景下,本文分析了设计中国电力市场体系模式所面临的基本形势,给出了互联电网电力市场体系模式架构,提出了10种符合目前中国国情的电力市场体系模式,对主要市场体系模式进行了比较研究。

1 设计电力市场体系模式面临的基本形势

1)中国正处于从计划经济向市场经济过渡的计划与市场并存的“双轨制”阶段(转型经济阶段),正处于城市化与工业化高速发展阶段,电力工业也正处于优化电源结构、转变发展方式的转型阶段,市场在资源配置中的基础性作用还没有形成规范的制度。相应地,中国的电力市场化改革,也不可能超越其经济发展的转型经济阶段。在转型经济阶段,政府宏观调控、国有经济控制力、发展低碳经济、电力工业发展与节能减排等都将对电力市场建设产生巨大的影响,这决定了中国现阶段的电力市场既不同于一般商品市场,也不同于市场经济发达国家的电力市场。

转型经济下的制度安排既不同于计划经济,也与完全市场经济存在一定差异。中国转型经济最重要的特征是渐进式转型,在转型过程中力求保证经济社会发展的连续性,要充分考虑稳定这个约束条件,经济发展要以政治稳定、社会稳定为基础,要实现社会稳定,必须处理好各方利益的平衡协调问题,在存量经济发挥作用的同时,注重发展增量经济,这是渐进式转型能够确保经济稳定增长的一个重要前提。

在体制转型过程中,各种体制之间相互依存、相互制约,不可能改好了一个再改下一个,否则会出现很大的体制间“不协调成本”,某些体制的改革“超前”或“滞后”(瓶颈),都是无效率的。在所有相关领域(包括政治体制和社会政策)都同时推进改革,同时考虑各种体制之间在转型过程当中(也就是在没有彻底完成改革之前)的相互协调,应是体制改革的基本政策方法。

2)中国区域间、省间的能源分布与需求极其不平衡,电源结构和负荷特性存在着较大的互补性,发电成本和用电效益之间存在着较大的差异。

3)中国的财税体制、行政管理体系、电价体系、电网安全责任体系的形成,都是以省为基础。各省经济发展不平衡,对电价的承受能力差异很大。上述因素决定了省这一级在中国电力市场体系中的重要作用。从资源优化配置与公平配置的角度出发,现阶段各省的电力资源将在优先满足本省需求的前提下,将余缺部分进行跨省跨区优化配置。

4)目前的区域电网电力市场与中国的区域经济发展体系不相协调。国内目前区域电网覆盖的省与促进区域经济协调发展的区域所覆盖的省一般是不一致的,而国家对不同区域经济的发展,一般有不同的配套政策;在目前的国情下,区域电网统一电力市场在促进区域电网内各省经济的持续协调发展、实现各方利益的平衡协调等方面难度很大。

5)清洁能源快速发展,对市场建设目标有新要求。能源问题成为国际经济社会发展的重大问题,气候变化成为世界经济秩序和能源发展的重要因素,发展低碳经济、发展清洁能源是世界上主要国家共同的战略选择,发展清洁能源已成为中国能源战略调整的重要内容。国内已大力发展以水电、核电、风电和光伏发电为代表的清洁能源,这就要求电力市场建设需要优化市场目标,通过设计合理的电力市场模式和规则来满足低碳经济发展、清洁能源发展,减少排放(污染物减排、温室气体二氧化碳减排等)。

2 设计电力市场体系模式遵循的基本原则

电力市场建设,必须与本国的经济体制与政治体制改革进程相适应,必须与本国的经济发展阶段相适应,必须与本国的经济模式相适应,必须与发展低碳经济的目标相适应,必须考虑效率目标与发展目标的有效协调,必须考虑资源优化配置与资源公平配置的有效协调,必须考虑市场风险、建立电力市场的风险防范机制,必须确保各方利益的平衡协调,必须有利于促进各省经济的协调发展,必须从能源产业链(如煤电产业链)整体效率的角度,来设计电力市场体系模式。

设计电力市场体系模式应遵循以下基本原则:

1)与中国体制改革进程相适应原则,与中国的经济模式相适应原则。构建电力市场竞争主体要充分考虑国有经济占主体的情况,要充分考虑政府宏观调控对电力市场建设的影响,要充分考虑对各省经济发展的影响。

2)安全稳定原则。确保电网安全稳定运行及连续可靠供电,保证电力市场平稳运营。

3)公平开放原则。应尊重市场主体的意愿,提高市场交易信息的透明度,保障市场的公开、公平、公正。

4)发展低碳经济和节能减排原则。电力市场建设需要具有“绿色”内涵,必须优化市场目标,以促进节能环保为前提条件,设置合理的电力市场机制和市场规则引导节能减排、促进清洁能源消纳。

5)协调发展原则。处理好市场运营与政府宏观调控的关系,处理好电力企业之间、电力企业与电力大用户之间的关系,促进国民经济与电力工业的和谐发展。

6)积极稳妥原则。要从当前电力工业的实际出发,逐步扩大交易主体和交易范围,最终实现全电量竞争。

7)促进电力工业持续、健康发展原则。中国作为经济持续发展的发展中国家,经济的快速增长客观上决定了电力需求将保持持续、稳定增长。电力市场体系建设应以促进电力工业发展为目标。

8)必须从与电力工业有关的能源产业链(如煤电产业链)整体效率的角度,来设计电力市场体系模式。

9)必须逐渐符合中国大范围优化配置资源的要求。

10)必须考虑到各省政府电力行政管理政策长期存在的现实,充分调动各省政府的积极性,推进市场建设。

11)必须考虑市场风险、建立电力市场的风险防范机制。

3 互联电网电力市场体系模式架构

3.1 中国电力市场体系模式架构

电力市场体系应包括3个层面的内涵:

1)市场架构的层级。在中国,市场体系的架构主要有以下8种:①单一的区域统一市场模式;②省、区域两级市场协调运作的模式(区域共同市场模式);③省、区域、国家三级市场协调运作的模式;④区域、国家两级市场协调运作的模式;⑤省、国家两级市场协调运作的模式;⑥省、跨省跨区两级市场协调运作的模式;⑦单一的跨省跨区统一市场模式;⑧单一的国家统一市场模式。

2)交易市场的种类,主要指电能交易市场、辅助服务交易市场、电力金融交易市场等;

3)交易品种,如电能交易市场中的期货交易、现货交易、电力用户与发电企业直接交易(大用户直购电)、发电权交易等。

本文主要研究市场体系的架构层级,其他方面可参见文献[1,2,3,4,5]。

3.2 各类市场的协调模型

各类市场的协调模型主要有以下8种:

1)各市场间余缺调剂型。本市场电力电量富余时,向其他市场售电,电力电量短缺时向其他市场购电。

2)指定参与型。指定某类机组参与某类市场(某个平台)。

3)自愿参与型。建立自愿参与的电力市场,通过事先定义区域间、省间交易的种类以及相关规则,为各省提供更加灵活的电力电量交易平台;同时建立和完善跨省跨区备用共享机制。

4)协调运作、分层交易型。 采用“自下而上预决策及申报、自上而下决策、整体优化,多级多类优化协调、逐级逐类细化”的协调机制。

5)份额电量竞争型。要求各省开放一定比例的市场份额,组成跨省跨区交易空间。

6)功能分工型。中长期合约交易在某类市场(某个平台)进行,短期、日前、实时交易在另一类市场(某个平台)进行。

7)全电量竞争、差价合约型。各类市场根据各自的市场规则,独立地开展市场交易。允许各类市场存在不同的交易规则、交易时间、交易品种、交易方式。在各类交易平台交易结束后,将所有交易结果转化为金融合约。通过建立统一交易平台,组织包括所有互联电网市场成员在内的全电量竞争、差价合约的日前集中交易市场。在日前集中交易市场中,使市场成员参与电力资源的优化配置,实现发电权的自动转移。

8)集中竞争型。除实时平衡交易及辅助服务外,其他所有交易在一个平台进行。

4 主要电力市场体系模式设计

1)体系模式Ⅰ:

以余缺调剂为主,省、区域、国家三级电力交易平台协调运作的体系模式。

分别建立国家、区域、省电力交易平台,电力交易首先在省交易平台进行,省交易平台无法平衡的电力电量余缺,省电力交易中心作为本省电厂的委托代理,到区域交易平台调剂,区域交易平台无法平衡(调节)的电力电量余缺到国家交易平台平衡(调节)。这里的电力电量平衡包括中长期平衡和短期平衡。

中国目前区域电网覆盖的省与促进区域经济发展的区域所覆盖的省一般不一致,而国家对不同区域经济的发展,一般有不同的配套政策;在目前国情下,区域电网统一电力市场对促进区域电网内各省经济的持续协调发展、实现各方利益的平衡协调等方面难度很大;而目前按发展区域经济建立电网是不现实的,因此,建立国家、区域、省的三级电力交易体系,是确保中国的区域经济发展的可选方案之一。

国家电力交易平台负责跨区之间的省间交易;区域电力交易平台负责区域内的省间交易;省电力交易平台是国家和区域电力交易平台的基础,负责省内交易,并作为本省电厂的委托代理,参与跨省跨区交易,国家与区域电力交易平台的成交合同(跨省跨区交易合同)都将在省交易平台中履行,省交易平台在电力电量平衡中发挥着基础性的作用。

该体系模式基本维持了电力电量平衡和电力交易的现有格局。对电力需求比较平稳的市场而言,该体系模式具有一定的优越性和合理性。

2)体系模式Ⅱ:

以余缺调剂为主,省、跨省跨区两级电力交易平台协调运作的体系模式。

建立省、跨省跨区两级电力交易平台,电力交易首先在省交易平台进行,省交易平台无法平衡的电力电量余缺,到跨省跨区电力交易平台平衡。

在跨省跨区交易平台上,涉及跨区交易,由国网交易中心负责组织、区域交易中心配合;涉及区域内跨省交易,由区域交易中心负责组织。省交易平台由省交易中心组织,并作为本省电厂的委托代理,参与跨省跨区交易;条件具备时,电厂也可以直接参与跨省跨区交易平台进行交易。

建立统一的跨省跨区交易平台,有利于跨省跨区资源的统一优化协调,有利于跨区交易与跨省交易之间的有效协调,有利于理顺交易各环节、压缩交易链条、提高交易组织效率、提高数据交换效率,有利于更好地消除各方对市场的分割、实现各类市场间的有效衔接,有利于实现交易信息有效共享。省交易平台以省内发电机组中长期合约为基础,开展省内外送电交易、发电权交易、电力用户与发电企业直接交易等,通过与跨省跨区交易平台的协调运作,落实跨省跨区交易的送电资源和消纳空间。跨省跨区交易平台和省交易平台均采用“中长期合约交易为主,短期灵活交易为辅”的交易模式。中长期合约交易为主的交易模式,与现有的机制形成良好的衔接,对市场各方利益调整不大,符合中国国情,有利于市场推进。

该体系模式架构以统一的跨省跨区交易为主要特征,以省内多品种交易为基础,逐步构建统一开放的电力市场体系。

3)体系模式Ⅲ:

市场主体指定参与,省、区域、国家三级(或省、跨省跨区两级)电力交易平台协调运作的体系模式。

在国家、区域和省分别建立交易平台(或建立省、跨省跨区两级电力交易平台),根据有关原则,明确规定参与国家、区域、省(或省、跨省跨区)电力交易平台的发电机组,任一发电机组只能参与一个交易平台进行交易。

该体系模式对发电机组的交易范围进行了人为划分,对特定类型发电机组可以参与哪一级交易平台进行了明确规定。该体系模式看似比较简单易行,但存在如下问题:对发电机组可以参与哪级交易平台进行人为规定,带有一定的计划色彩,违背了自愿参与交易的原则,也不符合电力市场化改革的方向。

4)体系模式Ⅳ:

各市场主体自愿参与,省、区域、国家三级(或省、跨省跨区两级)电力交易平台协调运作的体系模式之一。

区域内经济发展水平、购售电价格水平比较接近的省称为A类省(包括省内发电厂、省电力公司等,下同)。

与区域内其他省相比,省内产业对电价波动承受能力差,经济相对不发达,如果该省内的电厂直接在国家、区域交易平台(或跨省跨区交易平台)交易,对该省的经济发展负面影响较大,不利于促进该省经济的发展,该类省称为B类省;省内电网与区域电网联系薄弱或无联系的省称为C类省。

B类省、C类省的省电力公司作为该省电厂的委托代理与A类省一起在国家、区域交易平台(或跨省跨区交易平台)交易。条件成熟时,B类省、C类省的发电企业,再直接与A类省一起参与统一平台交易。

对于B类省、C类省,可采用以下模式参与跨省跨区交易(国家、区域交易平台或跨省跨区交易平台):

首先,省内电网调度的电厂在省内交易,省电力调度交易机构首先进行省内电力电量平衡,依次制定各电厂年、季、月、日的初步发电交易计划;对于在省内市场交易不成功的电厂,可以重新进行参与跨省跨区交易的二次报价。

其次,根据省内电网与区域电网的联络线输送能力、已签订的各类联络线输电合同、电厂报价等,申报跨省跨区交易在一定条件下的购电报价曲线和一定条件下的售电报价曲线。

最后,根据省交易平台在跨省跨区的交易情况(年、季、月、日),相应调整确定(修正)各电厂的发电交易计划。

该体系模式类似于北欧、英国、美国、澳大利亚电力市场的形成过程。

5)体系模式Ⅴ:

各市场主体自愿参与,省、区域、国家三级(或省、跨省跨区两级)电力交易平台协调运作的体系模式之二。

将发电企业划分为AA类、BB类。

AA类发电企业,既可参与省外市场各类交易(参与国家交易平台的跨区交易、区域交易平台的跨省交易,或参与跨省跨区交易平台),也可参与省交易平台(年度、季度、月度、日前交易),自由选择(只能选择其中之一)。

BB类发电企业,只能参与省交易平台。

跨省跨区交易平台逐步向省内发电企业开放,进一步减少交易环节,形成多买多卖、多方竞争的态势。充分考虑节能、环保、价格、余缺等因素,短期以月度为主组织开展多种形式的灵活交易,适时组织开展跨省跨区集中竞价(包括发电权交易、大用户与发电企业直接交易等)工作,形成有利于节能减排的跨省跨区交易模式。随着跨省跨区交易平台不断发展,省交易平台持续开放,逐步形成统一开放的电力市场体系。

6)体系模式Ⅵ:

“自下而上预决策及申报、自上而下决策、整体优化”的省、区域、国家三级(或省、跨省跨区两级)电力交易平台协调运作的体系模式。

该体系模式采取“自下而上预决策(预安排)及申报、自上而下决策、整体优化,多级多类交易优化协调、逐级逐类细化”的思路,各省交易平台将省内的电力电量供求数据曲线有效地传递到区域交易平台,并进一步传递到国家交易平台;同时,国家交易平台制定的跨区域交易计划应作为区域交易平台制定区域内交易计划的边界条件,区域交易平台制定的跨省交易计划应作为省交易平台制定省内交易计划的边界条件。或者:各省交易平台将省内的电力电量供求数据曲线有效地传递到跨省跨区交易平台,跨省跨区交易平台制定的跨省跨区域交易计划作为省交易平台制定省内交易计划的边界条件。

该体系模式的详情参见文献[1] 。

7)体系模式Ⅶ:

“份额电量竞争”的省、跨省跨区两级(或省、区域、国家三级)电力交易平台协调运作的体系模式。

一定比例的电量在跨省跨区交易平台(或区域、国家交易平台)交易,其他比例电量在省交易平台交易。

该体系模式中,在跨省跨区交易平台与省交易平台的交易电量比例如果适当,可以规避风险,但具体操作复杂、协调难度大。

该体系模式曾经在华东、东北、南方等区域电力市场试点。

8)体系模式Ⅷ:

“交易功能分工型”的省、跨省跨区两级(或省、区域、国家三级)电力交易平台协调运作的体系模式。

类型1:中长期(年度、月度)交易在跨省跨区交易平台(或区域、国家交易平台)进行,日前、实时交易在省交易平台进行。

类型2:中长期(年度、月度)交易在省交易平台进行,日前交易(余缺调剂交易)在跨省跨区交易平台(或区域、国家交易平台)进行,建立日前余缺调剂交易市场。

类型3:各级交易平台(以及各交易平台之间)先进行各类自愿参与的交易。交易品种视各级交易平台的规则而定,可包括年度、季度、月度交易、日前交易、发电权交易、电力用户与发电企业直接交易(包括各类电网企业之间的双边合同、各类发电合同)等。在各级交易平台交易结束后,在跨省跨区(或区域、国家)日前集中交易平台上,市场主体(售电方、购电方)在已签订的各类合同的基础上,根据剩余发电能力或购电能力,进行余缺调剂。

9)体系模式Ⅸ:

“全电量竞争、差价合约”的省、跨省跨区两级电力交易平台协调运作的体系模式。

在跨省跨区交易平台建立日前集中交易市场。

首先,各级交易平台以及交易平台之间先进行各类交易。交易品种视各级交易平台的规则而定,可包括年度合约、月度竞价、日前竞价等。在各级交易平台交易结束后,将所有交易结果转化为金融合约。组织包括所有互联电网市场成员在内的全电量竞争、差价合约的日前集中交易市场。在日前集中交易市场中,将实现发电权的自动转移。对于在各级交易平台上成交价格高于互联电网日前集中市场边际价格的机组,自动出让发电权;对于在各级交易平台上交易价格低于日前集中市场边际价格的机组,自动成为发电权受让机组。

互联电网日前集中交易市场是一种帕累托改进。首先,各级交易平台的交易完成了社会福利的初始分配,保证了各市场成员的利益。而将所有交易结果转化为金融合约为发电资源的进一步优化配置提供了可行性。组织互联电网日前集中市场交易促进了社会福利最大化,通过发电权自动转移机制,将互联电网日前集中交易带来的社会福利增量分配给了发电权自动转移双方,实现了帕累托改进。

但是,该体系模式中的发电权自动转让与发电权交易[6]有本质的不同。发电权自动转让是一种强制转让行为(集中竞价后,一些市场主体的部分发电权电量强制转让),可能会损害某一方利益。发电权交易是一种自愿交易行为,交易电量和交易电价由买卖双方/多方协商确定。

该体系模式类似于华东电力市场,也是一种统一市场模式。

10)体系模式Ⅹ:电力市场体系目标模式(帕累托最优的电力市场模式)。

根据经济学原理可知,完全竞争的统一市场将达到帕累托最优。因此,条件具备时,可建立互联电网的统一电力市场交易平台(区域统一市场或国家统一市场或跨省跨区统一市场),运用市场竞争机制,实现帕累托最优。帕累托最优是指资源分配的一种状态,在不使任何人境况变坏的情况下,不可能再使某些人的处境变好。

5 主要电力市场体系模式的分析比较

以余缺调剂为主的体系模式Ⅰ和Ⅱ,考虑了目前省间经济发展的不平衡,与国内目前的“财税体制、行政管理体系、电价体系、电网安全责任体系”以省为主的现状相适应,基本维持了电力电量平衡和电力交易的现有格局,这是该体系模式目前正在运行的重要原因。但是,这两类体系模式存在以下几个方面的缺点:首先,省内先平衡的模式,可能导致地方政府或是大量建设地方电源而拒绝接受外来电力,或是限制电力资源外送;其次,中国能源资源和经济发展的严重不平衡性,要求其电力发展在全国范围内进行资源优化配置,这两类体系模式可能不利于能源发展战略的实施。因此,仅是一种过渡的体系模式。

体系模式Ⅲ和Ⅶ曾在华东、南方电力市场应用过,但并不成功。该模式看似比较简单易行,但带有一定的计划色彩,违背了自愿参与交易的原则,也不符合电力市场化改革的方向。

体系模式Ⅳ,Ⅴ,Ⅵ,体现了自愿参与交易的原则,符合电力市场化改革的方向。

体系模式Ⅷ中的类型3,允许各级交易平台以及交易平台之间先进行各类自愿参与的交易,余缺部分在跨省跨区(或区域、国家)日前集中交易平台上进行统一调剂,体现了市场主体自愿参与的原则,不会出现市场主体间的利益较大转移,既适合经济比较发达的省份,也适合经济相对不发达的省份。

体系模式Ⅸ符合电力市场化改革的方向,但可能出现市场主体间的利益较大转移。

体系模式Ⅹ是市场体系模式的目标模式。

体系模式Ⅰ,Ⅱ,Ⅳ,Ⅴ,Ⅵ,Ⅷ适合经济发展水平差别比较大的省份。

体系模式Ⅲ,Ⅳ,Ⅴ,Ⅵ,Ⅶ,Ⅷ,Ⅸ,Ⅹ适合经济发展水平比较接近的省份。

本文的10个体系模式中的省、跨省跨区两级电力交易平台协调运作的体系模式,与省、区域、国家三级电力交易平台协调运作的体系模式相比,压缩了交易链条,提高了交易效率和数据交换效率;有利于更好地消除各方对市场的分割,实现各类市场间的有效衔接。

体系模式Ⅰ~Ⅸ均为过渡模式,条件具备时,可以过渡到目标体系模式Ⅹ。

体系模式Ⅰ~Ⅸ以及目标体系模式Ⅹ,条件具备时,建立完善的中长期电力批发交易市场、电力日前交易市场、电力实时平衡市场、电力辅助服务市场、电力零售市场、电力金融市场(防范市场风险的,以电力期货、电力期权、电力保险等为主要交易品种的电力金融市场)。

6 结语

电力体制改革是迄今为止规模最大的单个工业重组之一。其核心是市场化,即采用市场机制来克服传统政府管制的弊端,促进电力工业长期、健康地发展。电力市场体系模式的设计(交易制度的设计)是电力体制改革的重要内容,往往是交易制度的错误设计而不是电力本身固有的特点导致了较为剧烈的电价波动,影响电力市场的有效运行。近20年来,电力体制改革在某些国家和地区进行得比较成功,而在另一些国家和地区则遭遇严重挫折。“‘创造(设计)’运行良好的竞争性电力批发市场和零售市场是一项重大的技术和制度挑战,很容易搞糟,也很难做好[7]”。因此,必须进行科学论证,设计合理的市场体系模式及交易制度。

科学发展观的第一要义是发展。中国正处在加速工业化和城市化的发展阶段,经济在相当长时间内将维持快速增长。电力工业作为支撑国民经济发展的基础,要服务于经济社会的持续快速发展,不能出现任何大起大落的情况。因此,电力市场建设要促进电力工业发展,促进经济可持续健康发展。同时,电力市场建设必须充分尊重电力运营的客观规律,以确保电力安全稳定运行为前提。既要促进电力发展,又要控制好市场风险,应首先选择风险小、符合实际、能够解决主要矛盾的市场体系模式。

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