電力交易市場化精選(九篇)
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第1篇：電力交易市場化范文
意見要求抓住有利時機深化電煤市場化改革。指出，煤炭是我國的基礎能源，占一次能源生產和消費的70%左右。電煤是煤炭消費的主體，占消費總量的一半以上。深化電煤市場化改革，搞好產運需銜接，對保障電煤穩定供應和電力正常生產，滿足經濟發展和群眾生活需求具有十分重要的意義。20世紀90年代以來，我國煤炭訂貨市場化改革不斷推進，價格逐步放開，對納入訂貨范圍的電煤實行政府指導價和重點合同管理，對保障經濟發展曾經發揮了積極的作用。但由于重點合同電煤與市場煤在資源供給、運力配置和價格水平上存在著明顯差異，限制了市場機制作用的發揮，造成不公平競爭，合同簽訂時糾紛不斷，執行中兌現率偏低，不利于煤炭的穩定供應，越來越不適應社會主義市場經濟發展的要求，改革勢在必行。2012年以來，煤炭供需形勢出現了近年來少有的寬松局面，重點合同電煤與市場煤價差明顯縮小，一些地方還出現倒掛，電力企業經營狀況有所改善，改革的條件基本成熟。為此，應抓住當前有利時機，堅定不移地推進改革。
意見布置了煤電改革的主要任務，指出，要堅持市場化取向，充分發揮市場在配置煤炭資源中的基礎性作用，以取消重點電煤合同、實施電煤價格并軌為核心，逐步形成合理的電煤運行和調節機制，實現煤炭、電力行業持續健康發展，保障經濟社會發展和人民生活的能源需求。具體表現為：
——建立電煤產運需銜接新機制。自2013年起，取消重點合同，取消電煤價格雙軌制，發展改革委不再下達年度跨省區煤炭鐵路運力配置意向框架。煤炭企業和電力企業自主銜接簽訂合同，自主協商確定價格。鼓勵雙方簽訂中長期合同。地方各級人民政府對煤電企業正常經營活動不得干預。委托煤炭工業協會對合同的簽訂和執行情況進行匯總。運輸部門要組織好運力銜接，對落實運力的合同由發展改革委、鐵道部、交通運輸部備案。
——加強煤炭市場建設。加快健全區域煤炭市場，逐步培育和建立全國煤炭交易市場，形成以全國煤炭交易中心為主體、區域煤炭市場為補充，與我國社會主義市場經濟體制相適應的統一開放、競爭有序的煤炭交易市場體系，為實施電煤市場化改革提供比較完善的市場載體。煤炭工業協會在發展改革委指導下做好銜接協調，研究制定交易規則，培育和發展全國煤炭交易市場體系。
——完善煤電價格聯動機制。繼續實施并不斷完善煤電價格聯動機制，當電煤價格波動幅度超過5%時，以年度為周期，相應調整上網電價，同時將電力企業消納煤價波動的比例由30%調整為10%。鑒于當前重點合同電煤與市場煤價格接近，此次電煤價格并軌后上網電價總體暫不作調整，對個別問題視情況個別解決。
——推進電煤運輸市場化改革。鐵道部、交通運輸部要加強對有關路局、港航企業的指導，完善煤炭運力交易市場，依據煤炭供需雙方簽訂的合同和運輸能力，合理配置運力并保持相對穩定，對大中型煤電企業簽訂的中長期電煤合同適當優先保障運輸。對簽訂虛假合同、造成運力浪費或不兌現運力、影響資源配置的行為要依法依規加大懲罰力度。鐵道部要周密制定電煤鐵路運輸管理辦法，進一步建立公開公平的運力配置機制。
第2篇：電力交易市場化范文
關鍵詞：技術交易；成果轉化；運作管理
隨著國家把科技創新作為基本戰略，大幅度推進科技創新能力提高，我國技術交易規模穩步擴大，技術市場日趨活躍，科技成果轉移轉化的效率也逐步提高。但是技術交易的市場化運作還有待加強，應通過機制體制創新實現其快速發展，促進科技成果轉化[1]。黑龍江省依托高校、研究機構眾多的資源優勢，借助政策驅動，科技成果不斷增加，伴隨著科技服務業規模不斷擴大[2]，技術交易市場不斷活躍。
1黑龍江省技術交易市場現狀
“十二五”以來，黑龍江省持續加強技術市場服務體系建設，創新技術市場服務理念，健全技術轉移機制，推動技術市場發展，在建設科技成果轉移轉化服務體系、搭建技術轉移轉化公共服務平臺、強化技術轉移在大眾創新創業中的實踐作用等方面取得了顯著成效，技術交易的規模和水平穩步提高，技術交易總量增勢明顯。龍江技術市場已成為集聚多方資源，結合科技推廣、技術交易、科技評估、科技中介服務、科技會展等多功能于一體的科技成果交易大市場。2012年技術合同成交額突破100億大關，提前三年完成“十二五”目標。2014年技術合同成交額達121.21億元，共成交技術合同2134項，平均每項技術合同成交金額567.97萬元[3]。
2黑龍江省技術交易市場化運作管理問題
2.1黑龍江省技術交易對經濟促進的區域性差異較大。部分地區技術交易對經濟促進能力較弱。部分經濟發展較弱的地區技術成果需求較低，而且技術成果對經濟提升能力較差。2014年，哈爾濱市登記技術合同1005項，占全省的47.09%，占全省的30.41%；大慶市登記技術合同81項，占全省3.8%，從技術合同成交額分析，排在我省技術交易前六名的是省本級合同登記站、哈爾濱、大慶、綏化、齊齊哈爾、牡丹江，合計占全省成交額的99.51%。
2.2部分產業技術交易活躍度較低。2014年，在社會經濟目標構成中，社會發展和社會服務、能源生產、分配和合理利用、農林牧漁業發展、其它民用目標成為主要目標，成交額占全省總成交額94.07%。其中，以促進社會發展和社會服務為目標的技術合同占全省技術合同成交額44.58%，所占比重位居各類合同之首；能源生產、分配和合理利用的技術合同占全省成交額的36.85%，位居第二位；農林牧漁業發展技術合同占6.39%；其他民用目標占6.25%。數據說明一些行業參與技術成果的轉化的熱情較低，尤其是農業技術成果轉化能力較弱，與我省農業大省的地位相差較大。
2.3公共財政支持的計劃項目成果轉化率有待提高。統計數據顯示，2014年，共有582項各級政府科技計劃項目通過技術市場轉移、轉化，成交金額17.56億元，占全省總成交額14.49%。各類計劃項目中，地市縣計劃占計劃內項目成交額的80%以上，達81.38%。各級政府科技部門公共財政的投入項目的轉化率有待提高。
2.4技術交易分析機制不健全。技術交易的數據不完整、報送體系不健全，缺乏對數據質量的有效控制以及對區域、行業的技術交易數據的更新，缺少技術交易數據的實時監測、深度分析，缺少對經濟走向、行業發展、區域經濟發展的預測預警。
3黑龍江省技術交易市場化運作對策
3.1建設技術交易促進黑龍江省經濟發展的長效機制。充分發揮政府的調控、激勵機制；引導企業、科研院所、高校加大科技成果轉化的力度，增強技術市場的供應能力；提高技術成果的評估能力，控制技術成果轉化的風險。
3.2豐富、完善黑龍江省技術交易市場機制。支持鼓勵科技成果轉化參與主體以多種方式進行科技成果轉化；構建技術成果推廣平臺，通暢技術成果供求雙方的信息渠道；完善技術市場的配套組織，為技術成果的交易提供金融與法律等專業的保障。3.3建立技術交易數據統計分析制度。發揮省科技成果轉化服務平臺的網絡作用，在各省科技局、高新區、技術交易密集縣市及重點行業、典型企業設立技術交易信息采集點，不斷更新技術交易和行業區域數據庫，完善技術交易統計指標體系。
3.4建立公共財政支持計劃項目成果轉化長效機制。國家公共財政投入的重大科技計劃項目的轉移和擴散是技術轉移的薄弱環節，政府計劃項目應建立從立項到轉移的有效機制，加強過程監管，強調轉化成果。
3.5構建技術交易大數據的預測預警系統。研究技術成果轉化的評價機制，制定基于數據量化的技術成果轉化評估體系，打造一個基于技術交易數據挖掘的全省智能經濟分析系統，實現技術交易的總量、分布、模式等方面的動態調控，準確預測和定位全省區域經濟和產業發展中的重大、共性和急迫性的技術需求，為發揮技術交易調控作用促進經濟增長提供決策咨詢。
4結論
綜上所述，技術交易市場化對于科技成果轉化效率提高具有重要作用，同時帶動地區經濟社會發展，這要求政府相關部門對我省技術交易市場存在的差距與問題引起足夠的重視，加強技術交易市場化運作過程管理，完善激勵制度，進而提升技術交易市場化程度，促進科技成果快速高效轉化。
參考文獻
[1]黃曉艷.讓技術交易更加市場化[J].高科技與產業化.2014.1:78-83.
[2]薛富宏.黑龍江省科技服務業發展水平評價研究[M].哈爾濱：哈爾濱理工大學,2014.
第3篇：電力交易市場化范文
部結構采用M52～90地腳螺栓連接。具有螺栓數量大、間距小、圓形分布、傾斜直埋等特點，不同于主廠房鍋爐柱腳、設備或套筒結構鋼內筒等結構的地腳螺栓，在火電建設中未見有類似工程案例，因而總結施工工藝，對今后類似工程提供借鑒價值。
關鍵詞：自立式 鋼煙囪 傾斜 直埋 地腳螺栓
1 工程概況
本工程結構頂標高+240m，筒身內徑Φ7300mm，兩只鋼筒自1.5m～98.96m筒身相向傾斜，斜率為0.014，
98.96m以上斜率為0。鋼管支撐布置在兩只鋼筒中心線的平面外側，兩根主立管規格Φ2000*40mm從1.5m標高筒座環壁引上，在約80m標高處合二為一，再往上至218.0m標高筒身抱箍上，南北視圖呈直角三角形布置。
筒體、支撐及附件總重約3600t，通過四個鋼筋混凝土環壁傳給基礎承臺。混凝土筒座環壁表面傾斜與上部結構軸線垂直，2只鋼筒和2根支撐管通過同樣傾斜的462根M52直埋地腳螺栓和110根M90直埋地腳螺栓與環壁相連，并設有剪力槽，法蘭底部設置對應剪力件，砼與法蘭之間用H70灌漿料填充。螺栓定位精度和施工質量直接影響到底法蘭、法蘭壓板的穿孔率和整個結構的安全性。煙囪基礎環壁地腳螺栓分布如下圖所示：
2 質量標準
在項目劃分表煙囪單位工程――基礎分部工程最后增加06地腳螺栓分項，及0601地腳螺栓安裝檢驗批。并考慮：①參照主產房及鍋爐基礎相關標準，直埋地腳螺栓安裝允許偏差為：同組螺栓中心位置偏差±2mm，頂標高允許偏差+5～+10mm，垂直度偏差小于L/450。②煙囪基礎施工圖總說明：地腳螺栓采用45#鋼直埋型，因此在施工過程中禁止采用直接點焊螺栓或螺母固定的方式。③煙囪上部結構施工圖總說明：支座環（底法蘭）上螺栓孔的允許偏差，孔與孔之間尺寸，不超過1.5mm，孔徑不超過1.5mm。④但又不宜忽視螺栓數量大、間距小、圓形分布、傾斜直埋、環壁內鋼筋較密等實際存在的困難，以及煙囪底法蘭不同于主產房及鍋爐鋼柱、設備底座等工廠化制作好后再運現場安裝的情形，而是可以根據定位后的螺栓坐標現場加工開孔，因此照搬照抄主產房及鍋爐基礎相關標準用于本工程過于嚴格。
綜合以上因素，要求對每根螺栓獨立控制：①螺栓頂中心坐標允許偏差±4mm。②螺栓頂標高允許偏差+5～+10mm。③垂直度不便測量，改為控制錨固板中心坐標偏差±4mm。④由于螺栓絲牙長度有限，定位板和錨固板面標高允許偏差±10mm。⑤螺栓、螺母禁止電焊。⑥錨固板底部螺母必須貼緊，定位板上下螺母必須擰緊等。本工程按以上標準安裝及驗收均一次合格，且未影響后序法蘭等鋼構架安裝。
3 施工準備
以單個小基礎（斜撐基礎）為例：①基礎承臺混凝土澆筑前應布置好地腳螺栓敷設架埋件，由于環壁豎向插筋密集，埋件不宜過大，選擇T1515。埋件應盡量避開插筋，實在無法避開的允許將鋼筋折彎后避開敷設架埋件。埋件的頂標高平承臺混凝土面。②環壁中心附近的承臺頂面，留設5塊T3030埋件，用于搭設測量平臺。③基礎承臺大體積砼保溫結束后，進行底板清理，定位軸線測設，彈線放樣，軸線驗收等工作。④需要用到汽車吊、電焊機、全站儀、水準儀、鋼卷尺、撬棒、小鋃頭、樣沖等機械和工器具。⑤編號及坐標計算：以1#鋼筒為例，同一角度內外兩根螺栓編為一組，同組栓錨固板與螺栓頂編號相同，M52螺栓以數字順時針編號1～120，M90螺栓以大寫字母順時針編號A～K，在CAD中建模，利用list命令查詢錨固板與螺栓頂坐標。
4 施工過程及工藝
①敷設架安裝：敷設架垂直立于基礎承臺面埋件上，底標高-1.5m，高度3.6m。立拄選用L75*6，橫桿和斜撐選用L63*6。錨固板和定位板的位置暫時空著，待后面根據傾斜角度邊測量邊安裝。敷設架必須有足夠的剛度，并留有一定的安全系數。②錨固板、定位板安裝：M52螺栓每組內外兩根共用一塊錨固板（定位板），規格-550×160×28（-550×160×18），開孔尺寸2*Φ54。M90螺栓編號A～K共11根，錨固板和定位板均為整塊馬蹄型，寬度280mm，開孔尺寸11*Φ92。確定錨固板、定位板、螺栓安裝的相對位置。根據設計傾斜角度，計算出錨固板橫桿（材料L63*6）兩端標高，用水準儀、鋼尺在敷設架立桿上標出，焊接固定后，整圈錨固板橫桿應該形成一個平行于法蘭的傾斜面。在環壁中心搭設3m高測量平臺，測量平臺必須有足夠的剛度，保證測量過程中不晃動，實際將測量平臺與敷設架連接，以增加二者整體穩定性。在測量平臺大致的中心位置架設全站儀，以廠區坐標控制點為后視基準點，按錨固板標記點坐標理論值，定位錨固板。由于螺栓數量多，完全靠全站儀測量定位錨固板的工作量太大，而大部分M52螺栓的分布是按圓心均勻分布的，所以可用套模樣板加快安裝速度。實際利用15mm厚雙面膠合板，切割成約1.5m長圓弧板，可包含約8組螺栓。全站儀定位選擇其中任意4個坐標測量，其余用圓弧板定位。連續兩次使用圓弧板必須有重疊，重疊范圍至少1組螺栓，以消除累計誤差和校核前次圓弧板定位的精確度。定位板橫桿安裝與錨固板橫桿相同，但為便于螺栓吊裝和控制螺栓頂坐標，定位板橫桿焊接固定好后定位板暫不安裝。③地腳螺栓安裝：M52螺栓（55kg/根）、M90螺栓（150kg/根）用汽車吊配合吊至敷設架內，穿過錨固板對應螺栓孔，將底部螺母和定位板下方的一個螺母擰到指定絲牙位置。將定位扳擱置在橫桿大致位置，再將螺桿從底部反穿過定位板，擰上最上面一個螺母，將螺栓掛住。
在測量平臺大致的中心位置架設全站儀，以廠區坐標控制點為后視基準點，按螺栓頂中心點坐標理論值，定位定位板和螺栓。
借鑒錨固板的安裝經驗，用全站儀和圓弧板順序測量螺栓頂中心坐標，微調時可利用撬棒撬或小錘子敲擊，然后將定位板臨時點焊。如圖所示：
再利用水準儀測量螺栓頂標高，通過調節夾住定位板的上下兩個螺母調節螺栓標高，調整到位后，將兩個螺母并緊、定位板焊死。然后再次復測螺栓頂中心坐標，此時定位板已不可調節，但偏差已相當小，只需利用螺栓與錨固板、定位板開孔的間隙即可調整到位。
④驗收及絲牙保護：安裝完畢經驗收，全部符合要求后，應及時對所有螺栓上部的絲桿采取保護措施，以免在后續施工中損壞絲牙。先給絲桿涂上一層黃油，再用塑料紙進行包裹，包括定位板下方的部分。因為定位板以上外露部分較短，所以未使用硬套管。
5 其他注意事項
①敷設架、錨固板、定位板、測量平臺等焊接盡量對稱進行以減少焊接變形，且應在最后一次復測和微調螺栓頂中心坐標前完成。②安裝前應對螺栓及螺母進行驗收，以防有不配套的情況出現。③夏季施工，需考慮溫度的影響。④澆筑混凝土時，要采取措施錨固板下方容易空鼓，以及混凝土積聚在錨固板上使敷設架變形、螺栓移位，混凝土澆筑完后應復測螺栓頂中心坐標。
6 結束語
隨著各項施工工藝的不斷完善、總結、提高，在電力行業、化工行業、道橋建設中，甚至民用高聳建筑領域，這種結構，這種高密度傾斜直埋螺栓的應用必定還會有其前景。希望本文能為今后類似工程建設提供一定的借鑒價值。
參考文獻：
[1]李棒.自立式鋼煙囪的設計[J].科技信息（科學教研），2008（11）.
第4篇：電力交易市場化范文
二十世紀八十年代，以英國為首的西方國家為提高資源利用效率，降低電力生產成本，提高服務水平，開始對電力工業進行市場化改革，打破了傳統電力工業一體化管理模式，實行廠網分開，輸配分離，競價上網，電力工業開始從壟斷經營走向市場競爭。嚴格管制、高度壟斷、垂直管理等電力工業所具有的傳統屬性隨著市場競爭機制的引入而逐步減弱。新的市場交易機制的形成和運做提高了電力工業的效率，同時也給各個市場主體帶來前所未有的市場風險，特別是價格波動的風險。2000年夏季美國加州電力危機的出現以及最近世界最大的電力和能源服務商安然能源公司的破產使人們對電力市場運營的復雜性有了一個新的認識。在滿足全社會利益最優的條件下如何穩定現貨市場，使電力市場的參與者能有效地防范和回避市場風險，已成為電力市場穩定發展的重要保證。
遠期合約（Forward Contracts）、期貨合約（Future Contracts）和期權（Option）等金融衍生產品的引入，不僅使市場參與者所面臨的價格風險大大減少，而且有助于提高電能供應的安全性和可靠性。建立一個包含電力遠期、電力期貨和電力期權交易的電力金融市場，以穩定電價和規避風險，是電力市場發展的必然趨勢。
我國競爭性電力市場的實踐探索始于1998年。1998年底，國務院決定開展“廠網分開”和“競價上網”試點，要求在上海、浙江、山東和遼寧、吉林、黑龍江6省市進行“廠網分開、競價上網”的電力市場試點工作。其中，浙江電力市場包括實時交易、日前交易和長期交易，其余5個試點電力市場包括日前交易和長期交易。2002年《電力體制改革方案》出臺后，電力市場化改革取得了實質性進展，五個獨立發電集團、國家電網公司和南方電網公司相繼成立。但2004年至今，東北區域電力市場曾經進入試運行，經歷了暫停，重啟的過程，目前已暫停運營，進入總結階段；華東區域電力市場曾經進入試運行階段，目前暫停運營：南方區域電力市場進入模擬運行階段。盡管目前市場處于暫停狀態，但電力交易仍然存在，特別是各級電力交易中心（包括國網和南網電力交易中心）成立后，電力交易相對活躍。
國內外研究現狀
Kaye R J等最早分析了電力市場中以現貨電價為基礎的電力遠期合約。
Green R等對英國電力合約市場的情況進行了研究。
Deng S J介紹了各類電力衍生產品及其在電力市場風險管理中的應用。
馬歆，蔣傳文等（2002）對遠期合約、期貨合約、期權合約等金融衍生工具在電力市場中的應用作了研究。認為電力金融合約市場的建立有助于電力現貨市場穩定有序的發展，同時對電力金融合約市場中的風險控制問題進行了討論。
王思寧（2005）對金融衍生工具風險體系中的市場風險進行了概述。
曹毅剛，沈如剛（2005）介紹了電力衍生產品的概念、原理和在國外的發展以及定價理論研究現狀，對電力期貨及期權合約進行了討論，并對我國開展電力衍生產品交易提出了若干建議。
李道強，韓放（2008）指出日前市場、雙邊交易和電力金融產品等非實時電力交易是為適應電力商品的特殊性而提出的金融交易模式。
何川等（2008）介紹了北歐電力市場差價合約的設計方案、運行機制、市場功能等方面，并分析市場主體應用差價合約的套期保值策略。
劉美琪，王瑞慶（2009）指出了電力金融產品市場應包括股票、債券等長期資本市場和期貨、期權等短期金融衍生產品市場，分析了電力遠期、電力期貨、電力期權等金融衍生工具的特點、作用及其不足，指出了我國電力資本市場中存在的問題，提出了相應的改革建議，對我國電力工業的市場化改革具有一定的參考價值。
黃仁輝（2010）建立電力金融市場的集合競價交易模型、連續競價交易模型、做市商交易模型和信息對市場價格的影響分析模型，通過交易模型和信息影響非必須模型展現電力金融市場的運行機理。并根據電力金融市場特點以及電力金融合約價格與電力現貨價格之間的關系特性，提出點面結合的電力金融市場風險預警模型與方法，為電力金融市場風險預控提供一種思路。
吳忠群（2011）運用不確定性下的最優決策原理，證明了電力的不可存儲性對電力期貨交易的影響，論述了其形成機制，分析了其運行結果。在常規的金融期貨交易規則下，電力期貨市場對現貨市場的價格發現功能將因投機者退出而喪失。
林欽梁（2011）證明了北歐電力市場運行的有效性，探討了電力行業參與者如何套期保值，并對電力現貨市場的價格進行預測。
孫紅（2013）通過對幾種主要的電力金融交易形式的探討，總結了電力金融市場建設中需要注意的問題。
電力金融市場概要
電力金融市場架構。電力金融市場包含了交易主體、交易對象以及交易規則等三個方面內容，如圖1所示。
交易主體為投資者、電力經紀人、電力自營機構和做市商等。電力兼營機構是指自己參與電力金融交易，而不能其他市場參與者進行交易的機構。
交易對象。目前常見的電力衍生品合約主要有電力期貨合約、電力期權合約、電力差價合約、電力遠期合約等。
交易機制。主要包括了電力衍生品交易的結算機制、信息披露機制、風險控制機制、價格形成機制和價格穩定機制。
黃仁輝對電力金融市場微觀結構進行了闡述，將電力金融市場微觀結構分為五個關鍵組成部分：技術（technology）：各種支持電力金融市場交易的軟硬件，包括各種硬件設備、信息系統和人才。規則（regulation）：與電力金融市場交易相關的各種交易規則，保證市場秩序和穩定。信息（information）：電力金融市場信息主要包含政策信息、供求信息、交易信息、市場參與者信用信息。市場參與者（participants）：電力金融市場的市場參與者由投資者、電力經紀人、電力自營機構、做市商、市場組織者/運營者、市場監管機構等組成，普通電力用戶、個人投資者也有機會參與市場，但他們必須通過電力經紀人參與市場交易。金融工具（in-struments）：各種電力衍生品合約，如金融性電力遠期合約、電力期貨合約、電力期權合約、電力差價合約、金融輸電權合約等等。
北歐電力金融市場。北歐電力交易市場建于1993年1月，是目前世界上第一個開展多國間電力交易的市場。電力市場的主體是挪威、瑞典、丹麥、芬蘭四國在電力交易方面同時與俄羅斯、波蘭、德國等有跨區域的能源交易。
北歐電力市場有四個組成部分：一是場外OTC市場：二是場外雙邊市場：三是場內交易市場，其中包括日前現貨市場、日間平衡市場和電力金融市場：四是由各國TSO負責運營的北歐電力實時市場。電力金融衍生品交易存在于場內金融市場、場外OTC市場和雙邊市場，場內金融市場有期貨合約、期權合約和差價合約交易，OTC市場有標準化的遠期合約交易，雙邊市場則進行個性化的合約交易。
北歐電力金融市場。美國有多個獨立的電力市場，由不同的運營商負責運營，其中最成熟的是PJM電力市場、紐約州電力市場和新英格蘭電力市場，其市場模式大致相同，并以PJM電力市場的規模最大。在美國，從事電力金融產品交易和結算的交易所主要是紐約商業交易所（New York Mercantile Exchange，NYM-EX）和洲際交易所（Intercontinental Exchange，ICE）。
國際電力衍生品交易所。世界上先行進行電力市場化改革的國家在改革進程中相繼引入了金融衍生品交易。最早引入電力期貨交易的是美國的紐約商業交易所（NYMEX），1996年其針對加利弗尼亞——俄勒岡邊界電力市場（COB）和保羅福德地區電力市場（PV）設計了兩個電力期貨合約并進行交易，2000年又針對PJM電力市場設計了PJM電力期貨合約并進行交易：同年開展電力期貨交易的還有芝加哥期貨交易所（CBOT），針對Common Wealth Edison和田納西峽谷地區推出兩種電力期貨合約：紐約ISO、PJM和新英格蘭又推出過虛擬投標作為風險管理工具；金融輸電權（FTR）這樣的期權產品也得到了廣泛應用。北歐電力市場（Nord Pool）是世界上第一家跨國的電力金融市場，1993年挪威最先建立了電力遠期合約市場，第一個期貨合約于1996年引入Nord Pool，繼而又陸續引入期權和差價合約。北歐電力金融市場運營歷史最長，市場機制相對完善，衍生工具品種較為齊全，市場的流通性很好，被認為是成功電力金融市場的典范。之后的數年時間里，荷蘭、英國、德國、法國、波蘭、澳大利亞、新西蘭等國家也根據需要開展了電力金融衍生品交易。英國電力市場以場外遠期合約的雙邊交易為主，2000年開始引入期貨交易，但均為物理交割，相對于金融結算而言期貨流通性差，2002年倫敦國際石油交易所曾因電力期貨交易呆滯而取消了該期貨，后隨著電力交易體系的改進，2004年再次引入了金融結算方式的期貨。澳大利亞電力市場以多形式的金融合約交易為主，逐步發展了雙邊套期合約、區域間的套期保值合約、權益保護合約等，后來又引入了季期貨交易，采用現金結算。
先期從事電力金融衍生品交易的國家如下表所示：
電力金融衍生品
遠期合約。遠期合約是遠期交易的法律協議，交易雙方在合約中規定在某一確定的時間以約定價格購買或出售一定數量的某種資產。該種資產稱為基礎資產，該約定價格稱為交割價格，該確定時間稱為交割日。遠期合約是最簡單的一種金融衍生產品，是一種場外交易產品（Over the Counter）。遠期合約中同意以約定價格購買基礎資產的一方稱為多頭，同意以同樣價格出售基礎資產的一方稱為空頭。在合約到期時，雙方必須進行交割，即空方付給多方合約規定數量的基礎資產，多方付給空方按約定價格計算出來的現金。當然，還有其他的交割方式，如雙方可就交割價格與到期時市場價格相比，進行凈額交割。
電力遠期合約交易的合約內容，除規定交易雙方的權利和義務外，一般還包括供電時間、供電量、價格和違約時的懲罰量等主要參數，合約中也應說明將總交易電量分攤到實際供電小時的原則和方法，以便于操作。遠期合約簽訂的方式主要有雙邊協商、競價拍賣和指令性計劃3種。雙邊協商方式是由買賣雙方通過雙邊協商談判而直接達成年、月或星期的遠期合約。競價拍賣方式要求電力市場參與者在規定時間提出未來一段時間內買賣的電量及其價格，由電力市場運營者按照總購電成本最小及系統無阻塞為原則，來確定遠期合約的買賣方及遠期合約交易的電量和價格。電力市場環境下的指令性計劃方式則由主管部門按計劃實施，通常應用在有特殊要求的電力需求或者緊急調度情況下。
電力期貨合約。期貨合約是指交易雙方簽訂的在確定的將來時間按確定的價格購買或出售某項資產的協議。電力期貨明確規定了電力期貨的交割時間、交割地點以及交割速率。此外，物理交割期貨必須在期貨到期前數日停止交易，使系統調度有足夠的時間制定包括期貨交割的調度計劃。
根據電力期貨交割期的長短，可分為日期貨、周期貨、月期貨、季期貨和年期貨。根據期貨的交割方式可分為金融結算期貨和物理交割期貨。物理交割是指按照期貨規定的交易時間和交易速率進行電力的物理交割，該交割方式由于涉及電力系統調度，需要在期貨到期前數日停止交易，并將交割計劃通知調度，以保證按時交割。金融結算方式則不需交割電力，而是以現貨價格為參考進行現金結算，該方式下電力期貨可交易到到期前最后一個交易日。根據期貨交割的時段可分為峰荷期貨和基荷期貨。峰荷期貨是指期貨規定的交割時間為負荷較高時段的期貨，而基荷期貨則是指交割時段為全天的期貨。
曹毅剛，沈如剛論述了主要交易所電力期貨合約的概況。如表2所示。
各國電力期貨的應用情況如表3所示。
以下列舉了具有代表性的美國紐約商業交易所（NYMEX）針對PJM電力市場電力期貨合約，共有42種PJM電力期貨產品，為月期貨。
電力期權。電力期權是指在未來一定時期可以買賣電力商品的權利，是買方向賣方支付一定數量的權利金后，擁有在未來一段時間內或未來某一特定時期內以特定價格向賣方購買或出售電力商品的權利。電力期權合約不一定要交割，可以放棄，買方有選擇執行與否的權利。
根據電力期權標的物的流向，可分為看漲期權和看跌期權。看漲期權的持有者有權在某一確定的時間以某一確定的價格購買電力相關標的物，看跌期權的持有者則有權在某一確定的時間以某一確定的價格出售電力相關標的物。
根據期權執行期的特點，可分為歐式期權和美式期權。歐式期權只能在期權的到期日執行，而美式期權的執行期相對靈活，可在期權有效期內的任何時間執行期權。此外，比標準歐式或美式期權的盈虧狀況更復雜的衍生期權可稱為新型期權，如亞式期權和障礙期權等。
根據電力期權的標的物，可分為基于電力期貨或電力遠期合同的期權即電力期貨期權，以及基于電力現貨的期權即電力現貨期權。電力期貨期權的交易對象為電力期貨、電力遠期合同等可存儲的電力有價證券，而電力現貨期權的交易對象為不可存儲的電力。
電力期權合約具有更大的靈活性，它存在四交易方式：買進看跌期權、賣出看漲期權、買進看漲期權、賣出看跌期儀，提供給那些剛做完賣出或買入交易在發現電力現貨市場價格變動不利于自己時做反向交易來彌補損失的一方。
以下列舉了美國紐約商業交易所（NYMEX）針對PJM電力市場的電力期權合約，共有3種PJM電力期權產品。
差價合同。差價合約，實質上是一種以現貨市場的分區電價和系統電價之間的差價作為參考電價的遠期合約。由于遠期合約和期貨合約的參考價格都是系統電價，但在現貨市場中發電商和購電商都以各自區域的電價進行買賣，不同區域之間有可能會因線路阻塞導致電價差別較大，可能會給交易者帶來巨大的金融風險。北歐電交所于2000年11月17日引入了差價合約。
差價合約的成交價格反映了人們對這種差價的預期值，其可能是正值，也可能是負值，還可能是零。當市場預測現貨市場中某個區域的分區電價可能高于系統電價時，差價合約的成交價格為正。反之，成交價格為負。預期相等時，成交價格為零。
第5篇：電力交易市場化范文
“中國的自愿減排目前只是星星之火，兩三個月才出來一單。”北京環境交易所(下稱北京環交所)副總經理剛博士有些無奈地告訴本刊記者。
一年前，中國企業首度進行碳交易。2009年8月5日，天平汽車保險股份有限公司(下稱天平公司)從北京環交所購買了一件看不見抓不著的東西――8026噸碳權。這是中國企業第一次以碳中和為名的自愿買碳行為。
天平公司花了28萬元所買的，其實是“自愿減排額度”(VERs)，是北京奧運期間，市民響應“綠色出行”活動，乘坐環保交通工具所產生的碳權。
天平的買碳壯舉，目前看來，依舊只是株孤零零的小苗。要讓碳的國內需求起飛，得需政府的助力。
今年10月下旬，國務院在下發的《國務院關于加快培育和發展戰略性新興產業的決定》中首次提到，要建立和完善主要污染物和碳排放交易制度。這是國家第一次在官方文件中提到碳交易，即傳遞了一個政策信號――國家高層明確了建立國內碳交易市場的態度。
那么，中國碳交易市場逐步打開，碳價如何確定?對傳統產業和新興產業各意味著什么?中國自己的碳交易之路應該怎么走?
碳價幾何?
《中國經濟和信息化》：中國的碳交易價格是如何確定的?北京環交所的碳交易價格是多少?
剛：碳能成為商品，是因為歐洲排放貿易的制度要求，碳價多少，歐洲理所當然處于決定地位。在這種情形下，中國在碳價格方面還沒有定價權。
國際碳市場最重要的價格是歐盟碳配額價格，價格波動則受多重因素影響，如經濟因素、經濟周期、相關能源價格、短期政策因素等，天氣因素也會對碳價構成影響。
中國企業參與的碳交易主要涉及的是CDM(清潔發展機制)項目產生的碳信用額度的價格。歐盟碳配額價格上升時，中國的碳信用額度價格也上升，但后者的價格通常比前者低一些，單價差價最高可達8歐元，大部分時期差價比這個小得多。
自愿減排項目產生的碳信用額度的價格更低，這由減排項目標準的嚴格程度和自愿減排市場規模大小所決定。目前歐盟碳市場價格為15歐元，噸左右。CDN項目產生的碳信用額度價格一級市場為10歐元，噸左右、二級市場為12歐元，噸左右。
北京環交所參考了世界一些場外交易市場的價格，目前自愿減排項目產生的碳信用額度定價是35元，噸，是否科學還有待觀察。
幾家歡樂幾家愁
《中國經濟和信息化》：碳交易市場的建立將給鋼鐵、煤炭等傳統行業帶來什么影響?對新能源行業又意味著什么?企業需要如何應對?
剛：應該說碳交易市場的發展對這些行業都是巨大的機遇。碳交易是市場化配置資源的基礎性制度，它有效的提供了一個激勵給企業，使企業自主的減排行為成為企業福利增進的源泉。
對于新興行業來說，中國碳交易市場的建立將給這些行業產生的碳信用額度提供交易和增值的機會，提供給企業一個新的利潤增長點，是市場化補貼新能源產業發展的手段，對新能源等新興產業的商業化開發和利用有好處。另外，中國碳交易市場的建立還能誘發企業的學習效應和規模效應，促使企業成本的降低。
對于鋼鐵、煤炭等能源密集型傳統行業來說，碳交易市場為那些積極減排的企業提供了出售配額或碳信用額度的獲利機會，同時也為那些減排成本較高的企業提供了靈活、低成本地完成減排目標的方式。
企業對于碳市場的發展除加大投資開發低碳技術以外，還應該加強對碳市場的認識，關注碳市場政策發展動向，評估自身碳減排潛力，建立碳資產管理制度。積極參與碳市場交易，積累碳交易環境下的知識和能力，為碳市場的全面到來做好充分的準備。
中國特色碳交易
《中國經濟和信息化》：有專家稱，中國發展碳交易要遵循先自愿后強制、先現貨后期貨的順序，你怎么看?
剛：中國碳排放交易體系建立的初期目標是企業不應承擔過多的責任，特別是不應承擔碳排放總量絕對控制的責任。第一階段，中國的主要任務應該是設計出合理的激勵碳價，以此促進低碳技術的準備和成熟，為碳的總量限排打下基礎。
國際上碳交易的現貨市場出現不久期貨市場就迅速發展了，自愿市場很大程度地依附于強制市場，所以基本上不存在一個先自愿后強制、先現貨后期貨的次序。中國首先要做的是選擇一個先行行業和先行區域，明確實施強制減排。發出強制碳減排的信號，才會有能力建設自愿市場，并讓它得到較大發展。
《中國經濟和信息化》：在北京環交所的實踐過程中，您覺得在中國建立碳交易市場有哪些困難?原因是什么?
剛：沒有強制減排碳交易體系是中國碳交易市場困難的根本原因。自愿減排行動受企業認識和能力的限制，受發展階段的限制，很難承擔起中國節能減排的重任。同時，企業的自愿減排構不成制度要求，形不成規模和制約力。
《中國經濟和信息化》：如何既保證中國經濟發展質量，又利用市場機制激活國內碳交易市場?中國應該選擇什么樣的發展道路?
剛：中國的工業化發展處于中后期階段和城市化進程尚待持續，以及能源結構改進余地偏小，決定了中國碳排放絕對增長是客觀需要。因此，中國第一階段的強制設計方式應是：控制碳排放增長的速度，而不是排放的絕對數量，通過對高排放行業的現有設施實施排放限制，對新增和新建設的排放設施實施較高的技術標準組織生產。碳配額的交易就可以在現有排放企業間進行了。這樣實際控制的是碳排放增長的速度和強度。
中國碳交易發展的終極模式，和歐洲的碳市場不會有本質的區別。如果說有區別，也只是在制度設計上，更符合中國自身的需要，但只是局部的創新和細微的調整，屬于微創新和微革命的范疇。世界碳市場的發展已經為中國積累了理論和實踐的多重樣本和經驗。
此外，建立碳交易試點也很有必要。碳試點能夠幫助企業實現低成本減排，還有實現碳價格的功能，任何市場的發展都需要一個價格信號和激勵。
試點先行
《中國經濟和信息化》：目前在中國選擇碳交易試點的標準是什么?
剛：對于試點區域的選擇，至少應當符合兩個標準：整體經濟發展水平較高和地域范圍具有一定廣度。區域內對能源生產和能源密集型工業要有一定區位優勢，這樣碳排放體系對地方經濟發展更具有無損性；地域范圍方面，要避免或減輕“排放轉移”的問題。要讓市場具有足夠的容量和交易主體；另外，區域經濟發展特征、自然條件應當有較大差異。
這是由碳交易試點的任務所決定的。因為中國經濟發展和自然條件在東、中和西部之間相差較大，如何平衡這些區域之間的利益關系對于碳交易試點很重要。而碳交易試點要為更大地域范圍內的碳交易積累有價值的經驗就應當具有與全國經濟發展和自然條件相近的特點。
另外，根據中國經濟發展的現狀。可以將全國劃分為三種類型的減排區域，分別是先行核心減排區、預備減排觀察區和自愿減排區。碳交易試點應當從先行核心減排區開始。
第6篇：電力交易市場化范文
為了有效緩解實體經濟企業困難、應對經濟下行壓力、增強經濟可持續發展能力，日前，國務院出臺《降低實體經濟企業成本工作方案》（以下簡稱《工作方案》），將降低能源成本作為降低實體經濟企業成本六大途徑之一。這是基于我國實體經濟用能量巨大，用能成本相對較高，不同能源行業市場化程度不同，不同能源品種價格下降空間不一而做出的科學決策。
加快推進能源領域改革，放開競爭性環節價格。《工作方案》明確提出，2017年基本放開競爭性領域和環節價格管制，形成充分競爭的機制，使能源價格充分反映市場供求變化，提高價格靈活性，突出強調做好以下兩個方面的工作。一是加快推進電力、石油、天然氣等領域市場化改革。盡可能在上述各領域、各環節打破壟斷，引入競爭機制。二是完善光伏、風電等新能源發電并網機制。在當前能源和電力需求增長趨緩的形勢下，隨著可再生能源開發利用規模不斷擴大，部分地區也出現了較為嚴重的棄風棄光棄水等突出問題，必須加以妥善解決。
加快推進電力體制改革，合理降低企業用電成本。《工作方案》將降低企業用電成本作為降低企業用能成本的最有力、最直接、最有效的手段。明確要求以進一步深化電力體制改革作為推動電力價格下降。一是加快實施輸配電價改革試點。2014年，先行在蒙西、深圳電網啟動輸配電價改革試點。2015年，將試點范圍擴大到湖北、安徽、云南、貴州、寧夏等5省區。2016年，進一步擴大到北京、天津、山西、陜西、江西、湖南、四川、重慶、廣東、廣西等12個省級電網和華北區域電網，同時將開展電力體制綜合改革的試點省份也要納入到輸配電價改革試點。目前，國家發展改革委正在統一組織對上述試點地區的電網公司交叉開展成本監審。二是積極開展電力直接交易，擴大市場化交易電量的比例。2016年3月，國家電網公司和南方電網公司分別掛牌成立北京電力交易中心和廣州電力交易中心。國家電網公司經營范圍內的山西、湖北和重慶很快成立電力交易機構；南方電網公司經營范圍內的廣東、廣西、貴州和云南也相繼成立股份制的電力交易中心。三是繼續實施好煤電價格聯動機制。2015年，經過國務院批準，國家發展改革委對外公布了修訂完善的煤電價格聯動機制。主要內容歸納為“一個公開、四個明確、一個區間”。即電煤價格指數公開，明確依據、明確計算價格公式、明確周期、明確執行時間，電煤的波動區間30―150元。2016年1月份，通過實施煤電價格聯動，燃煤機組上網電價、一般工商業電價平均降低每千瓦時3分錢。四是簡化企業用戶電力增容、減容、暫停、變更等辦理手續，縮短辦理時限。2016年6月30日，國家發展改革委下發了《關于完善兩部制電價用戶基本電價執行方式的通知》，主要思路是：第一，要放寬基本電費變更周期，按容量申請由一年一申請調整到一季一申請，按最大需量計費的，由按季申請調整到按月變更。取消對暫停用電次數的限制。第二，將一年內規定暫停兩次修改為不做暫停次數限制。第三，暫不執行申請過減容或暫停用電的兩年內不得再申請減容和暫停用電的規定，暫不執行新裝、增容用戶兩年內不得申請減容和暫停用電的規定。
釋放能源價格改革紅利，有效減緩企業負擔。隨著《工作方案》逐步落實，企業用能成本將進一步下降。一是降低輸配價格。初步核定蒙西、深圳和2015年試點的5省區在第一個監管周期輸配電后形成的降價空間80億元。可以預計，2017年，在全國范圍內推行輸配電價格改革帶來的降價空間更大。二是降低交易成本。今年市場交易電量占總消費量的比例尚不到20%，隨著電力交易市場的不斷擴大，企業用電支出將進一步減少。三是降低天然氣價格。近兩年，我國推行“凈回值”法天然氣價格機制改革，實現存量氣與增量氣價格并軌，調整了天然氣門站價，非居民用氣最高門站價格每千立方米降低700元，考慮到地方根據各自情況調整非居民用氣銷售價格的工作尚未完成，政策效果將進一步顯現。
第7篇：電力交易市場化范文
關鍵詞：電煤管理；價格聯動；電價改革
一、當前電力企業生產經營面臨的困難
發電企業面臨電煤供應不足、燃料成本大幅上漲、電價不能及時聯動、利潤將大幅下降等問題。
1、電煤供應得不到保證。近幾年，由于新建裝機大幅增加，而煤炭產量和鐵路運力沒能同步增加，造成煤炭供應偏緊和鐵路運力嚴重不足，2008年全國重點電煤訂貨合同總量只能滿足發電企業用煤的50-60%左右，其余用煤完全靠市場采購，數量和價格都很難落實。近年盡管電煤庫存逐步回升，但由于各主要耗煤行業壓縮的煤炭需求得到釋放，用電需求大幅增長，加上鐵路運力的瓶頸制約，全年電煤供求形勢不容樂觀。
2、電煤價格上漲和煤質下降增加成本。除電煤價格直接上漲外，電煤質量下降也變相提高了煤價，增加成本。據統計，2000年，全國原煤平均發熱量為5082大卡，2007年原煤平均發熱量為4539大卡，下降了10.7%。2000年至2005年，山西全省電煤發熱量下降741大卡，如果按標煤單價300元/噸計算，意味著噸煤成本提高32元/噸。電煤價格的大幅上漲和質量的下降，造成發電企業的成本大幅上升。
3、發電量減少影響銷售收入。受新投產機組迅猛增加的直接影響，發電企業發電設備利用小時數明顯下降，據統計，2007年，全國60萬千瓦以上電廠發電設備累計平均發電利用小時數為5011小時，同比下降187小時，其中火電利用小時數為5316小時，同比減少296小時。
4、利潤將大幅下降。受燃料成本大幅增加、運輸費用大幅提高、發電利用小時下降、銷售收入減少以及電價不能及時聯動等多重因素影響，主要發電企業利潤大幅下降已成必然趨勢。據五大發電集團估計，僅2008年電煤價格上漲導致燃料成本上升就將超過300億，占五大發電集團2007年320億元利潤總額的93.8%。大唐、華電、國電和中電投等四大集團都已出現集團性虧損。可以說，發電企業生產經營形勢非常嚴峻。
二、對我國電煤管理、電價改革等相關問題的思考和建議
（一）電煤問題必需深化改革，采取綜合措施加以解決
1、完善電煤管理機構。2002年電力體制改革后，電煤供應協調管理的機制和職能嚴重缺失。
從行業和企業來看，原有的國家電力公司到網省電力公司燃料體系已經打破，但新的從發電集團公司到基層發電企業的燃料體系沒有完全建立起來，缺乏有效的電煤行業協調機制，使得無論是產運需銜接過程中的問題，還是電煤供應中統計信息收集問題，都遇到了較大困難。從國家層面來看，電煤管理的職責似乎是在國家發改委，但職能分散在幾個專業司局里，缺乏一個綜合的、權威的機構來實施電煤管理，致使多年來電煤的生產、供應、價格問題一直成為相關單位比較頭痛的“大事”之一。
2、加強煤炭宏觀調控。面對日益突出的電煤矛盾，加強煤炭的宏觀調控可謂當務之急。這方面需要做的工作很多，筆者認為，目前要從以下三方面入手：首先是要增加供給。從理論上，價格是供求的直接反映。電煤供應緊張和價格上漲，說到底還是供求形勢所決定，說明需求的增長超過了供給的增長，前述的數字已說明這個問題。要解決這個問題，無非是從兩方面下手，一方面是減少需求，即減少電廠投產，減少發電，從而減少對電煤的需求。另一方面是增加供給，目前看雖然也面臨不少困難，但相對來說比較現實。而增加供給的根本辦法是要增加產量。因此建議國家要加大新煤炭建設的力度，加快建設大型煤炭基地，培育大型煤炭企業集團，同時加大老礦更新改造力度和安全生產的投入，挖掘生產潛力，增加煤炭產量，保障電煤供應，增加有效供給。
三是要建立有效的協調機制。由于電煤的生產、運輸、消費牽涉到煤炭、鐵路（也包括交通）、電力等眾多行業，而這些行業的管理水平、發展水平、市場化程度、行業特征都存在較大差異，在煤炭的生產、運輸、消費整個產業鏈上必然存在不同的利益和矛盾，因此，建立有效的電煤協調機制尤為重要。建議國家要加快建立解決煤電運銜接平衡的長效機制，統籌各行業對電煤和運輸能力的需求，將應急狀態逐步轉入正常的經濟運行狀態，建立健全常態電煤供應機制，避免再度出現電煤制約性的電力供應緊張局勢。
3、盡快建立電煤交易市場，促進電煤交易的數量和價格長期穩定。電煤的生產、供應、價格與發電企業息息相關，影響甚大。建議國家要抓緊對建立煤炭交易市場和期貨市場進行研究，盡快創造條件設立集中的煤炭交易市場，促進大型發電企業與主要煤炭生產企業簽訂中長期煤炭供用合同或合約，既可以反映市場供求，更好地發揮價格信號的引導作用，又可平滑煤炭價格波動帶來的影響，規避市場風險，同時可以大大地減少電煤交易成本。
4、采取有效措施，保證電煤合同有效執行，保持電煤價格相對穩定。一是要加強對煤炭訂貨合同執行的跟蹤檢查，合同一旦簽訂，要求煤電雙方企業都必須保質保量保價履行合同，不得隨意變更合同內容或不執行合同，提倡誠信經營，著眼長遠發展；二是要關注和協調煤炭、電力兩種體制和兩種市場形態所帶來的不配套、不協調的現實情況和矛盾，加強協調和指導，在煤電價格不能及時聯動情況下，要求煤價不漲或少漲，敦促大型煤炭企業盡社會責任；三是在特定和非常時期，比如煤炭價格劇烈波動時，可依據國家有關規定，對煤炭價格采取干預措施，包括對電煤實行最高限價或實行重點大型煤炭企業煤炭提價備案制度等，加強政府對電煤價格適當而必要的調控。
（二）煤電價格聯動機制需要完善和改革
1、煤電價格聯動機制存在不足。煤電價格聯動政策在電力市場化改革不到位的情況下，不失為一種行之有效的臨時價格調整措施，也發揮了積極的作用。但不可否認的是，這種機制也存在許多不足，表現在：從宏觀和機制層面看，這種機制仍是典型的成本推進型價格上漲模式，與市場供求基本脫節，與電力市場化改革的方向相去甚遠。從實施和技術層面看，一是實施這種機制要進行大量測算、協調，費時費力，管理成本比較高；二是由于在電煤數量、統計、價格、成本等方面與企業的信息不對稱，最終電價上漲幅度也不一定科學合理；三是測算和計價的基礎不夠完整。
2、煤電價格聯動機制改革和完善的思路。從長遠看，走徹底的煤電市場化改革道路是解決煤電價格矛盾的唯一和根本的出路。要按照國務院相關文件的要求，進一步深化電力體制改革，加快電力市場化改革進程，在堅持放開煤價的基礎上，放開上網電價，由發電企業根據成本及市場供求情況自主確定上網電價，或在電力市場中競價上網，并實行上網電價與銷售電價的市場聯動，將發電市場與終端用戶緊密連接起來，讓電力用戶體會和感受到發電市場甚至是煤炭市場的波動變化，讓價格充分反映市場供求的變化及資源的稀缺程度。從近期看，要進一步完善煤電價格聯動機制。由于受多種因素的制約和影響，電力市場化改革進展緩慢，近期完全放開上網電價的愿望還難以實現，在一定的時間內，煤電價格聯動機制仍將實施。
（三）著手研究煤電價格聯動方案，適時疏導電價矛盾
第8篇：電力交易市場化范文
日本電力在1951年5月以后，放開實行民營化，就形成了區域壟斷的9家電力公司，這9家電力公司在區域都是實行發、輸、配垂直一體化的管理體制。由于日本的一次能源基本都是依賴進口，9大電力公司之間電源結構趨同，因此在國內不存在北電南送、西電東送問題和電源結構調整的問題。9大電網之間是弱聯系，交換的電力和電量很少。
日本政府由通產省負責對電力實施管制。管制的主要內容是：電價、環境保護和規劃。電價管制的原則：一是成本主義原則——按完全成本作為核定電價的基礎；二是共同報酬的原則——合理的利潤，最早的總資本報酬率為8％；三是公平負擔的原則——采用成本加利潤的辦法。對環境保護的管制主要是限制二氧化碳的排放和對核電建設的環境評價；對規劃的管制主要是對長期供求規劃和核電建設規劃要與電力公司共同討論。
1999年出臺的新電力法是為了促進競爭，實現電力自由化。它的主要內容：一是放開占市場份額30％的特別高壓用戶（2萬伏，用電2000千瓦以上），允許這些用戶自主選擇電力公司，直接參與電力零售；二是新建電源項目實行招標。新電力法的施行，雖然放開了30％的電力市場，但到目前只有2％至3％的用戶更換了供電商。
從2000年3月電力市場放開，實行自由化。政府計劃到2004年對現行開放作一個回顧：首先要檢查的是自由化以來的實際情況；第二，了解海外自由化發展狀況；第三是要檢查電力作為公用性事業，在保持其公用性方面做得如何，在此基礎上再考慮自由化的范圍是否要繼續擴大，是不是要全面自由化。
美國：兩種方案兩個結果
美國電力改革的核心是放松管制，引入競爭，提高效率，降低電價。1978年公用事業管制政策法出臺，允許企業建立電廠并出售電力給地方公用事業公司。1992年能源政策法案出臺，同意開放電力輸送領域，并要求在電力批發市場引入競爭。1996年，聯邦能源管制委員會要求開放電力批發市場。廠網分開只明確必需進行功能性分離，分開核算。
美國在放松電力管制過程中，出現了加州大停電和電價飛漲、電力公司申請破產保護這樣的重大問題，令政府驚惶失措，令世人震驚。美國的電力改革是從加州開始的，由于充分相信市場的力量，“市場能解決一切問題”，大部分照搬英國改革模式，改革方案中存在固有的缺陷：
一是強迫電力公司出售50％的發電容量，而同時沒有要求電力公司和發電商之間簽訂長期穩定的供購電合同。二是要求電力公司必須100％從現貨市場購電，沒有期貨市場，市場無法提供反映長期供求關系的價格信號。三是缺乏科學合理的價格傳導機制，對最終用戶的零售價格凍結，而批發市場價格可以大幅波動和上漲，使得處于中間環節的電力公司無所適從，價格倒掛，最終申請破產保護。四是保證電網用電增長需要的供電責任不落實，將這一重大責任寄托于市場的自我調節。另外，環保主義者對環境保護的不切實際的苛求，也是造成加州十年沒有建發電機組，投產新的輸電線路的原因之一。
美國出現了加州這樣的問題，但美國最大的東部PJM&127;電網根據實際情況選擇了縱向整合電力改革模式，獲得了成功。具體做法是：
1將各電力公司發電、輸電、配電、供電進行功能性分離，財務分開核算。將輸電分離交給系統獨立運行者管理，不要求強制出售發電廠，引入競爭機制，逐步放開供電，用戶有權選擇供電商。
2PJM負責輸電系統經營，進行職能管理，&127;提出輸電計劃對發電廠進行調度，不擁有輸電資產，公平為市場參與者提供輸電服務和電力交易市場。
3電力公司及供電商分別對用戶供電負責，供電負荷要有發電容量保證并有必要的備用容量，不足將受處罰。
4發電容量來源由三部分組成：（1）本公司電廠；（2）雙邊交易合同；（3）現貨市場和一天期貨市場。電力市場交易容量約占15％左右。
5為反映電網內部能力限制和擁堵，電力市場實行分區邊際定價機制。
在美國本土的48個州中，現在已有24個州正在制定和實施電力改革計劃，其中弗吉尼亞和西部的一些州，已經根據加州出現的情況，決定放慢改革的步驟，內華達州已經決定將電力改革延期4年。
2000年美國聯邦能源管制委員會提出要建立區域輸電機構，在跨州的一定區域范圍內，創造一個中間沒有隔離層、沒有獨斷層的完整的輸電經營系統。區域輸電機構的重要作用，一個是集中精力把輸電基礎設施建設好，一個是監督系統的運行潮流。
英國：電力市場化改革的始作俑者
英國的電力市場化改革始于撒切爾時代。1979年保守黨贏得大選，撒切爾夫人堅信“市場萬能”，減少政府對經濟的直接干預，廉價出售政府擁有的企業，進行了一系列國有行業私有化改革。并于1988年2月發表《電力市場民營化》白皮書，拉開了電力市場化改革的序幕。
英國電力市場化改革的核心是實行私有化和在電力市場引入競爭。1990年3月31日，按《電力法》形成新的產業結構：國有電力企業被分解為12個地區配電公司、3家發電公司和一家高壓輸電公司。供電商包括地方供電公司和二級供電商。英格蘭和威爾士電力庫開始交易，允許大于01萬千瓦用戶選擇供電商。
1990～1996年上述各公司股票陸續上市，完成私有化。1998～1999年，允許所有用戶選擇供電商；新電力交易規則方案（NETA）出臺；2001年3月27日，新電力交易規則施行，以多個市場和雙邊合同取代強制性電力庫。
自行業改革以來，由于引入競爭，加強管理，減人增效，及成本低的天然氣發電比重由1％提高到22％等因素，零售電價有較大幅度下降，居民用戶價格下降28％；中型工業用戶電價下降約31％。此外，政府為減少持續降低電價的壓力，在改革之初將電價提高了約25％，為改革和電價降低提供了較寬松的條件和環境。
當不少國家紛紛效仿英國率先推行的電力庫模式的時候，英國卻又率先拋棄了這一模式，取而代之的是一些新的改革措施：
1.從2001年3月27日起取消強制性電力庫，實行新的電力交易規則。新電力交易規則NETA是一個由雙邊合同形式主導的市場，合約雙方包括發電、供電及交易商和用戶；供電商和發電商可就將來任何時候買賣電力訂立合同；允許電力合同的時間跨度從當天到幾年以后，合同需要實物交割；國家電網公司作為系統運營商，接受電力的買賣出價，以平衡1．5小時以內合同交割中出現的供給和需求的差額，并解決輸電網的堵塞問題；系統運營商調度電力直到滿足需求，市場價格為系統平衡時最后一個發電單位電價；對合約電量和實際電量不符的市場參與方，將按系統平衡時接受的電力買賣的價格支付費用，并且支付系統運營商使系統平衡的成本。
2.縱向整合。供電公司購買發電商，實現發電和售電的自我平衡，目前英國五個最大的供電公司，發電和售電是基本平衡的。
3.橫向整合。供電公司之間將出現相互兼并，平均每個供電公司的用戶規模將由300萬戶提高到500萬戶，實現規模效益。
法國：反對破碎化以實現規模經濟
法國電力公司在電力行業中占據絕對統治地位。法電占全國總發電量和裝機容量的94％，擁有100％的輸電業務，自1958年起擁有75年輸電網的獨家經營權，擁有全國96％的配售業務，擁有100％的電力進出口業務，2000年全國發電量的16％輸出國外，主要對瑞士和英國出口。在歐盟指令的推動下，法國制定并實施了《關于電力公共服務事業發展和革新的法律》，即新電力法。新電力法明確公共服務使命及其資金來源，設立公共服務基金，加入電力價格中，由用戶負擔；確立供電市場開放時間表和有選擇權用戶；建立生產許可證制度；設立一個電力監管委員會，經費由財政負擔；成立在管理上獨立于發電的輸電網管理機構；法國電力公司實行發、輸、配賬目分開；法國電力公司業務經營領域將擴大，允許對有選擇權用戶提供供熱、供氣等服務。
新電力法的實施，邁出了電力市場化改革的第一步，在2000年用電量1600萬千瓦時以上的擁有選擇權的1200個用戶中，有20戶更換了供電商。法電對電力改革主張縱向整合，實現規模經濟，反對破碎化；并要考慮長期發展戰略。法電提出到2005年的四大戰略目標：一是用戶非常滿意率達到50％以上；二是集團50％的營業額來自法國境外業務收入和境內非電業務收入；三是集團的經濟效益躋身于同類能源服務的國際性集團的前三名；四是法電集團的全體成員與企業的觀點和目標保持一致，處處體現企業價值。
盡管有來自歐盟的壓力，但法國政府對法電的政策仍沒有太大的變化：一是仍與法電簽訂三年的經濟合同；二是沒有將法電分解為若干公司的意愿，只是按電力法的規定將其發、輸、配業務實現功能分離和財務分開；三是沒有將法電私有化的意愿；四是沒有要求法電裁減員工；五是沒有給法電設定降低電價的目標。
歐盟：倡導建設統一電力市場
歐盟于1996年12月19日一致通過關于放寬電力市場的指令，內容包括：
一、有選擇權用戶可自由選擇供電商，參與的歐盟及歐洲經濟區13個國家必須依據時間表開放供電市場。
二、供電市場可采用不同的業務模式。
第三方接入：有選擇權的客戶和供電商可接入供電網絡；允許采用縱向整合化系統，但必須將發電、輸電和配電行業的會計賬目分開；可采用管制價格或協商價格。
單一買家：有選擇權的客戶可與獨立供電商簽訂合同，但所有電力均由單一買家供應，而單一買家則按約定價格向合約供電商購買電力。
三、對于發電市場，歐洲國家可選擇采用招標機制或許可證制度來監管新的發電容量。
歐盟指令后，整體而言，市場改革步伐比“歐洲競爭指引”的指令所預期的要快得多，在2000年，歐洲市場已開放了80％，遠遠超過規定的30％。
第9篇：電力交易市場化范文
關鍵詞：歐盟碳排放交易體系 安徽省 碳交易 啟示
黨的十八屆三中全會明確提出推行碳排放權交易制度，建立吸引社會資本投入生態環境保護的市場化機制。國家發展改革委于近期出臺了《碳排放權交易管理暫行辦法》，規范全國碳排放權交易市場的建設和運行。目前，世界很多國家和地區相繼建立或籌建區域性碳排放權交易體系，其中歐盟碳排放交易體系全球最大、最活躍，也相對完備，借鑒歐盟做法，對安徽省探索建立碳排放權交易體系，促進節能減碳、經濟發展方式轉變及生態文明建設具有重要意義。
一、歐盟碳排放權交易體系概述
歐盟碳排放權交易體系（以下簡稱EU―ETS）于2005年正式啟動，是世界上第一個聯合國氣候變化框架公約下最大的溫室氣體交易市場，交易額占全球總交易額的27%。歐盟28個成員國以及冰島、列支敦士登和挪威等31個國家參與交易。
（一）歐盟碳排放權交易體系原理
歐盟碳排放權交易體系核心原理是“排放上限和排放配額交易”。排放上限是指為體系內受管制企業設置一定溫室氣體排放配額量。每個配額相當于一噸二氧化碳排放權限。體系內企業必須保證其排放量在配額限定范圍內，否則將受到懲罰（試驗階段為40歐元/噸，實施階段為100歐元/噸）。企業若通過技術手段降低碳排放量，可選擇保留多余配額供將來使用或將配額出售給配額緊缺的公司，即排放配額交易。
（二）歐盟碳排放權交易發展過程
歐盟碳排放權交易體系經過第一階段的試運行和第二階段的深化，目前已進入了第三階段。
第一階段（2005―2007年），為試驗階段，目的是“在行動中學習”，為下一階段積累經驗。交易涵蓋的溫室氣體只有二氧化碳，覆蓋的工業設備僅限于火力發電、煉油、鋼鐵、礦物加工和造紙等少數行業。該階段每年碳排放配額總量均為22.99億噸，各工業設備的碳排放配額按歷史法計算，單個設備三年的總配額一次性發放，全部為免費配額。第一階段結束后，剩余配額不能轉到第二階段繼續使用。
第二階段（2008―2012年），在第一階段所有行業的基礎上，將經營歐盟境內航空企業納入交易范圍，碳排放配額總量年均為20.81億噸。該階段大部分行業排放設備的碳排放配額仍然采用歷史法計算分配，同時在部分行業和地區開始試點拍賣，單個設備三年的總配額一次發放，期末剩余配額可以結轉到第三階段。同時，該階段引入了《京都議定書》中的“清潔發展機制（CDM ） ”和“聯合履約機制（JI） ”。
第三階段（2013―2020年），交易范圍進一步擴大，石化、有色金屬、石膏、氨、鋁制品等行業納入交易范圍，同時納入更多種類的溫室氣體，比如生產硝酸、己二酸、乙醛酸排放的氧化亞氮、鋁制品生產過程排放的全氟化碳等。起始年度配額為19.74億噸，以后每年減少3600萬噸。該階段電力行業配額全部須通過拍賣獲得，其他行業設備排放配額采用基準線法計算免費獲得，且免費配額占比逐年減少。
（三）配額分配機制
碳排放權交易配額首先由各成員國提交申請，由歐盟委員會審核確定后再反饋落實到每個設施，各成員國的分配總量必須和歐盟委員會的分配總量一致。歐盟碳排放權交易體系對新進者預留并免費分配排放配額，對停工的設施沒收原先分配的排放配額。分配方法主要有兩種：一是歷史法分配。主要應用于第一、二階段，即選擇過去一段時間的實際排放量作為分配排放配額的標準，通常是歷史活動和產能的指標，乘以一個統一的排放率，來確定分配給各個設施的配額。二是基準線法分配。該方法由行業內前10%溫室氣體排放效率最優的設備平均值確定，且不受生產技術、燃料混合、規模、老化程度、氣候條件、原材料質量等因素影響。截至目前，歐盟共制定了涉及21個部門的52條基準線，囊括了EU-ETS約80%的免費配額發放。
（四）監測、報告與核查（MRV）制度
歐盟于2004年通過了《溫室氣體排放監測和報告指南》，指導第一階段的溫室氣體監測和報告活動，2007年和2011年對該指南進行了修訂，用于第二、第三階段。溫室氣體排放的監測和報告是實施排放交易的基本條件和工具，是衡量排放源是否達標的重要依據，也是歐盟碳排放權交易體系與其他國家或國際貿易機制接軌的必備基礎。為保證企業報告的真實性，避免企業通過低估排放量而獲益，所有納入排放交易體系的排放活動都要接受核查，通過核查后的排放報告于每年3月31日前提交碳排放權交易管理機構審核。企業逾期如未履約將被處罰，處以罰款、關閉設備、禁止轉讓配額等懲罰，情節嚴重追究刑事責任。
（五）碳交易登記注冊系統
碳排放配額量作為EU―ETS的核心交易產品，統一存放在登記注冊系統賬戶中。登記注冊系統負責跟蹤碳交易配額的流轉情況，并管理交易帳戶。參與EU―ETS的任何機構和個人都要在登記注冊系統中開設賬戶，登記其擁有的配額和交易記錄。2013年歐盟通過了新的登記系統法令，規定第三階段使用歐盟統一的登記注冊系統，各成員國現有的登記注冊系統僅負責管理本國的賬戶。配額的簽發、轉移和注銷將記錄在歐盟獨立交易日志中，交易日志由統一的歐盟管理機構來維護。歐盟統一登記注冊系統通過交易日志網站公布可公開的信息，包括賬戶名單、國家配額分配表、運營商經核查后的排放量、上繳配額量、遵約狀態、交易量、交易類型等。
（六）碳排放權交易市場運作
根據歐盟法律規定，EU―ETS產生的碳排放權可在二級市場進行交易，交易產品除了發放的配額外，還可使用一定比例的CER（清潔發展機制項目產生的核證減排量）和VER（自愿減排項目的核證減排量）來抵減其排放量，從而實現了EU-ETS與CDM、JI等機制的系統對接。目前，歐洲碳交易活動主要是在倫敦和萊比錫碳排放權交易所進行。企業和其他參與者可以在市場里直接交易，也可通過經紀人、委托交易所或其他市場中介開展場外交易。碳排放權交易有現貨支付、期貨支付和混合支付（現貨加期貨）三種支付方式。排放配額通常采取現貨支付。減排信用額度由于項目期長、預期風險大，往往采取混合支付。碳排放權交易所通過制定規則，規范買賣雙方支付的進度、條件和比例等詳細規則，確保期貨和現貨可以成功交割，整個EU―ETS實現穩定運行。
二、歐盟碳排放權交易體系的經驗與啟示
經過近十年的運行，歐盟碳排放權交易體系不僅成功實現歐盟范圍內整體的節能減碳，而且為國際碳排放權交易實施進行了有益嘗試，并對發展中國家積極參與國際碳減排，建立碳排放權交易體系提供寶貴的經驗借鑒。
（一）制定統一的法律與制度是前提
歐盟經過三個階段的反復實踐，通過加強立法和制度建設，制定了統一的法律框架和實施細則，建立了統一的登記注冊系統、碳排放監測和第三方核查機構及人員認證標準，設定了歐盟統一的碳排放權配額分配計劃，確保了歐盟碳排放權交易的有序開展。
（二）科學設定交易總量是基礎
歐盟制定第二階段碳排放權交易配額時，由于對未來經濟增長前景過于樂觀，對企業生產開工率估計過高，導致第二階段ETS系統內投放的碳排放權過多，特別受2008年金融危機的巨大沖擊，第二階段末碳排放權結余高達20億噸，造成碳價一路下跌至6歐元以下，整個市場長期陷入交易萎縮狀態。為解決這一問題，歐盟研究提出了折量拍賣、市場穩定儲備等方案，但這些溢出碳權的消化仍需要很長一段時間。
（三）成熟的碳金融服務市場是關鍵
為解決中小型公司和單個排放設備所有者缺乏資金和專業知識的問題，歐盟積極推動中介機構參與，促進了財務、咨詢等服務業的發展。廣泛的參與性增強了碳排放權交易金融市場的流動性，并催生出碳期貨、期權以及掉期交易等衍生產品，有助于形成更合理的碳市場價格，促進整個碳市場的持續繁榮。同時，參與的中介機構能夠對未來減排單位提供擔保，也滿足了碳排放權最終使用者的風險管理需要，增強了投資者交易的信心。
（四）嚴格的監測、報告與核查制度是保障
精準的碳排放數據對于制定溫室氣體減排戰略和排放總量至關重要。因此，碳排放權交易體系正常運作需要健全的碳排放量監測、報告及核查（MRV）制度作為保障。歐盟MRV包括監測、報告、核查三個階段共14個環節，涉及政府主管部門、參與企業、核查機構等多個利益相關方，是開展碳排放權交易的重要基礎環節。在歐盟MRV制度中，對核查者的監管十分嚴格。核查由獲得認證的核查者獨立、合理和專業地進行，企業報告和核查報告都要公開，接受監督，如發現弄虛作假，核查者與企業一并受罰。
三、對安徽省建立碳排放權交易體系的幾點建議
2011年10月底，國家發展改革委批準在北京、天津、上海、重慶、湖北、廣東及深圳開展碳排放權交易試點工作，計劃到2016年底建立全國范圍的碳排放權交易體系。安徽省碳排放權交易體系還處于基礎研究和能力建設階段，與歐盟發達國家和我國試點省份相比，存在很大差距。探索建立安徽省碳排放權交易體系，既要認真吸收歐盟好的經驗和做法，更要立足實際，開展符合省情的制度設計，扎實推進相關工作。
（一）準確把握碳排放權交易市場的功能定位
碳排放權交易市場具有市場化手段節能減碳、引導企業轉型升級，以及促進碳金融服務發展等功能。安徽省正處于工業化和城鎮化快速發展階段，今后較長時間內能源消費量和碳排放量將繼續上升，加快工業發展與降低能耗、保護環境的矛盾將更加突出，經濟結構調整面臨較大壓力。因此，安徽省碳排放權交易要立足市場化減碳功能，充分發揮碳交易市場在碳排放稀缺資源配置中的決定性作用，使環境污染成本內部化，以最低成本實現減排目標，并達到有效應對氣候變化，促進低碳經濟發展雙贏目的。根據相關統計數據，安徽省電力、水泥、化工、鋼鐵等行業企業規模較大、碳排放量較多，減排目標容易實現，建議將這些行業首批納入碳交易市場的范圍。
（二）加快碳排放權交易相關制度設計
碳排放權交易體系建設是龐大的系統性工作，對安徽省來說是一項嶄新任務。建議抓緊組織專家隊伍，研究制定安徽省碳排放權交易總體框架，對企業歷史排放水平、配額分配方法、核證制度、登記結算平臺、交易市場和監管制度等重大問題開展研究。根據相關法律法規和國家統一部署，盡快研究制定細化的操作規則和流程，確保安徽省在碳排放權交易中有統一的標準和依據。
（三）科學制定配額總量及分配方式
安徽省在制定碳排放權交易總量和配額分配方案時，要根據未來經濟增長預期，充分考慮能源消費總量增長趨勢和結構調整方向，適當控制配額總量，完善配額發放的彈性設計，以保證配額的稀缺性，保持市場交易活躍和碳價的相對穩定。同時要設計合理的碳市場穩定儲備方案，以降低經濟增長波動對碳市場運行的影響。當前，安徽省要加快建立重點企（事）業單位碳排放報告、監測與核查制度，加強重點單位溫室氣體排放管控，為開展碳排放權交易提供數據支持，為安徽省2016年底加入全國統一碳排放權交易市場做好準備。
（四）健全碳排放權交易相關保障措施
一是加大資金扶持。建議設立碳交易能力建設專項工作經費，保障碳排放權交易體系以及相關基礎研究和能力建設；待安徽省納入國家碳交易市場后，參照EU―ETS做法，從整個交易總量中拿出一定比例配額進行拍賣，所得資金再設立低碳發展專項基金，用于碳排放權交易市場建設和應對氣候變化工作。二是建立激勵約束機制。利用財政、金融等手段，優先支持碳減排履約企業申報國家、省節能減排等相關政策支持項目；對不履約企業，建立黑名單制度，各級發改部門不接受其申報國家和省相關財政支持項目；國有資產管理部門將履約情況納入績效考核評價體系，與企業負責人的考核掛鉤。三是加強能力建設。針對相關部門和重點排放單位，加快開展報送流程管理、核算指南、監測報告、第三方機構核查認證以及第三方管理等內容培訓。
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