关键词：欧盟，电力市场，业务分拆
1欧盟电力市场化改革的总体进展情况
建立统一的欧盟大市场，是欧盟经济一体化发展的必然结果和内在需求。欧盟在1985年提出了著名的以实施单一市场为目标的“白皮书报告”，并于1993年1月1日正式启动了这个拥有10个国家、3.7亿人口的大市场建设计划，自2004年5月东欧等10国的加入，目前欧盟成员国已扩大到27国，人口达5亿。
作为基础服务性行业，电力行业在欧盟统一大市场建设的进程中启动晚、推进难。1996年欧盟“电力市场化改革指令”，主要内容是要求各国实施电力市场化改革，开放用户选择权，推进欧盟统一市场的建立。2003年，欧盟总结了推行改革7年来的经验和教训，电力市场化改革第二号指令，加大推进欧盟统一电力市场的建设力度。该指令对成员国的电力市场化改革提出了硬性规定，并要求各国将这些规定体现在本国的电力法或能源法律的修改中。该指令主要包括以下内容：一是对市场开放设立了明确的时间表，要求各成员国必须执行，从2007年7月开始电力市场对全部用户开放；二是对电网运行管理机构的独立性做出明确要求，要求在2004年7月和2007年7月输电运行机构和配电运行机构分别成为独立法人，自然垄断业务与其他竞争业务分离，但也要求各国建立保证电力供应安全和保证电力社会普遍服务的机制，以及建立市场化的跨国输电容量分配机制等。
欧盟定期对各国电力市场化改革进程和对欧盟电力市场化改革指令的执行情况进行评估。欧盟推进的统一电力市场化改革取得了成绩，但由于欧盟各国在文化、传统、法律以及电力工业结构等方面存在较大的差异，市场化改革也存在着一些问题。欧盟2005年11月的评估报告指出：
一是大部分国家已经在按照要求将欧盟指令规定的内容在本国的法律中明确，但是很多国家的实施时间都比规定的晚，而且至今还有希腊、西班牙、卢森堡和葡萄牙等4个国家未实施该指令。
二是欧盟电力市场化改革的重要标志是开放用户选择权。按照指令规定，2007年7月1日所有国家都必须对全部用户开放选择权，目前已经有11个国家实现了对全部用户开放供电选择权，其他国家的开放程度也达到了50%以上。但从反映市场实际竞争度的2个指标，即大用户更换供电商的比例和市场集中度来看，市场并未达到有效运作。截至2005年11月，累计更换供电商的大用户比例达到50%以上的仅有6个国家，大部分在30%以下。市场集中度用发电容量最大的3个电源公司所占市场份额总比例表示，仅有北欧5国和英国的市场集中度值低于50%，有一些国家的市场集中度在80%以上。
三是在业务拆分方面，大部分国家都按照要求从法律上将输电运营公司分离出来，且其中有6个国家真正实现了产权上的分离，另有2个国家未按照要求实现分离。而就独立的配电网运行机构而言，有50%的国家还需要按照欧盟指令要求进一步从法律上将其从竞争业务中分离出来。
四是在市场价格方面，尽管2002年后由于各种因素的影响，电价出现了不断上升的趋势，但总体来看，欧盟自推进统一市场以来所有用户的价格都有一定程度的下降，即当前的价格低于1997年的实际价格。2005年哥本哈根经济学院做了一项研究，通过电力价格和竞争开放度等统计数据，证明了欧盟电价的下降与市场竞争开放之间具有相关性。
2欧盟统一电力市场的推进情况
欧盟推进电力市场化改革的主要目标是要建立欧洲统一电力市场。欧盟2005年的电力市场评估报告指出，欧盟各国之间的跨国交易还不充分，2002年跨国交易量占欧盟用电量的8%，2005年这一数字为10.7%，仅增加了2个百分点。为了进一步扩大跨国电力交易，欧盟开展了3个方面的重点工作：一是加快泛欧洲输电网建设进程；二是推行统一的输电交易和阻塞管理机制；三是促进各国深化改革，推动各国电力市场之间的连接和融合，建设泛欧洲电力市场。
在泛欧洲输电网建设方面，欧盟认为建立统一的欧盟电力市场，需要有相对统一、有利于协调的电网运行规则和交易政策，还要有足够的基础设施来保证电力的跨国传输。欧盟曾提出，到2005年各成员国拥有的跨国输电容量应该达到该国总发电容量的10%，但由于受输电网通道征地困难、缺乏投资激励机制等因素影响，目前意大利、葡萄牙、西班牙、英国、爱尔兰和波罗的海沿岸国家的跨国输送能力还达不到要求。欧盟正在加紧推进泛欧洲跨国能源传输系统建设计划的实施，该计划1996年提出大纲，2003年6月欧盟从保证能源安全和促进统一电力市场的角度对计划进行了修改，提出了一些优先考虑的电力联网项目，2003年12月，又将新加入欧盟的10个国家的跨国联网项目考虑进来。根据欧盟建议的跨国输电和输气计划的建设项目，2007—2013年期间将投资280亿欧元。
在统一输电阻塞管理机制、跨国输电交易机制等方面，欧盟近两年做了许多工作。对于输电阻塞管理机制以及输电定价机制，欧盟要求各系统调度机构加强协作，逐步采用市场化的输电容量分配机制，包括采用明确的容量拍卖机制，或是在市场交易中采用隐含的容量拍卖机制，有关跨国输电线路成本分摊以及相应价格制定机制也正在重点研究中。
在推进各国电力市场融合方面，欧盟提出“逐步建立区域电力市场作为向统一市场过渡的步骤，最终建设泛欧洲电力市场”。一是增加和扩大提前一天电力市场交易范围和流动性，实现电力交易所的合并和市场连接，目前已经开始或计划在一些区域内实施。目前在欧盟地区已经建成的主要电力交易所有9个，近几年交易所之间已开始相互融合，包括：2002年，位于德国莱比锡的电力交易所(LPX)与位于德国法兰克福的欧洲能源交易所(EEX)合并成为欧洲能源交易所；2004年6月，荷兰电力交易所(APX)收购了英国电力交易所UKPX(更名为
APXUK)，两个交易所分别在阿姆斯特丹和伦敦开展电力交易；2005年7月，比利时电力交易所成立，于2006年初开展提前一天的电力交易，同时该交易所开始筹备与荷兰电力交易所和法国电力交易所中的提前一天市场交易连接；根据西班牙和葡萄牙建设伊比利亚区域电力市场的协议，葡萄牙将建立合约交易市场，并计划在2007年与1998年建立的西班牙现货交易市场合并，形成伊比利亚区域电力市场。二是已经开展了如何建立一天以内交易和平衡市场机制的连接，以更有效地促进跨国之间的交易。
3欧盟电力市场化改革面临的挑战
3.1统一电力市场的推进面临挑战
欧盟在2005年的年度电力市场评估中指出，各国市场之间还缺乏有效整合，表现在两个方面：一是欧盟境内各国之间的电价差异很大，如南部的意大利现货电力市场价格比北欧现货市场价格高出一倍。二是跨国交易水平较低。
欧盟认为阻碍统一电力市场发展有三个主要原因：一是许多国家的电力市场仍呈现很高的集中度，市场准入存在壁垒；二是没有建立起有效的市场化机制来合理安排跨国输电容量的使用，使现有的一些基础设施使用不足；三是各成员国之间电网互联规模较小，成为统一电力市场发展的最大的障碍。
3.2市场价格风险增加
欧洲电力改革的一个重要目标就是降低电力价格，推行改革几年后电价也确实有所下降。但是自2005年以来，欧洲批发电力市场的价格出现了大幅度上升，一年内上涨幅度高达60%以上。据专家分析，价格上涨主要有两个方面的原因：一是燃料价格的上升，主要是天然气价格随着国际石油市场价格的攀升而大幅度攀升，而欧洲大部分现货市场价格是由天然气发电的价格决定的；二是欧洲C02排放权交易机制的建立，使排放配额的价值体现在电价中。然而，通过对个别国家电力市场价格与其占主导地位的燃料价格上涨曲线进行详细分析，不难发现，燃料价格的上升并不能解释欧洲大部分现货市场电力价格的上升，如德国，理论上其发电成本主要受煤炭价格的影响，而煤炭价格2005年以来保持相对平稳。因此欧盟怀疑市场价格上升的另一个原因是市场没有正常运转。
欧盟于2005年6月展开了对能源行业的调查，主要调查影响电力批发市场价格的因素以及市场准入、联网和业务分拆等问题。2006年2月欧盟发表了调查的初步报告，列出了影响市场正常运转的5个关键方面：市场集中度问题、纵向一体化带来的问题、市场整合问题、透明度问题以及价格形成机制问题。2006年5月欧盟对几家一体化的大型能源公司，如德国的RWE和EON，展开了反垄断突袭调查，最严厉的制裁可以是处以高达公司销售收入10%的罚款。2007年欧盟委员会提出建议，要求对当前大型能源企业实施拆分。
3.3面临新一轮的电力发展和投资的需要
欧盟推行电力市场化改革的一个重要基础是有较为充足的备用容量。市场化改革后，随着一些机组的退役，备用容量逐渐降低。根据剑桥能源咨询公司的研究，如果仅考虑目前在建的发电项目，到2010年欧盟有15国的平均备用系数将从现在的22%降到10%左右，高峰期将缺电2600万kW。
3.4业务拆分和企业并购的矛盾
欧盟要求各成员国对输电业务和配电业务与其他竞争性业务实现法律上的拆分，但没有要求产权上的分离。但在规模效益和协同效益的驱动下，自欧盟推行电力改革以来，企业并购活动日益频繁。在英国，供电企业已经从原有的12家公司减少为6家公司，而一些仍保持一体化的能源公司不断向国外扩展，在多个国家拥有电力业务，法国电力公司就是一个典型的例证。法国政府认为，法国电力公司的一体化已经证明了其经济性，而从出现的并购现象来看，市场的选择也要求企业达到经济规模。
通过对电力市场的评估，欧盟认为业务拆分不彻底可能影响了市场的有效运作，正在研究是否需要进一步严格要求电力公司从产权上分离业务，然而这样的考虑无论是大型能源企业还是拥有大型能源企业的成员国政府都是不愿意接受的。
3.5欧盟和成员国政府的意见冲突
实际上，欧盟电力市场化改革进一步推进的最大障碍是与成员国政府意愿之间的冲突。吸取2003年英国运营核电的英能公司近乎破产以及欧洲几次停电事故的教训，目前欧盟各成员国政府都将本国的能源供应安全问题放到最重要的位置，强调改革必须以电力供应安全为前提，包括短期电力供应安全和长期有足够充足的电力供应。近两年来现货市场价格的上涨，以及未来电力发展新需求，使得一些成员国政府更倾向于建立本国龙头电力企业来保护本国用户的利益。这与欧盟要求降低市场集中度、提高市场运作效率的意愿是相违背的。
总体来看，欧盟电力市场改革的目标是进一步推行市场化，增加竞争度，提高效率；各国政府则更多关注能源供应安全，对市场作用缺乏足够的信心，倾向于对市场进行必要的干预。
4对我国电力市场化改革的几点启示
欧盟在推进统一电力市场建设中的经验和教训，值得我国在开展电力市场化改革过程中深入思考：
4.1建设统一开放的电力市场体系是我国电力市场化改革方向
欧盟在推进经济一体化的过程中启动了统一电力市场的建设，尽管遇到各种困难，但促进电力在各国之间的自由流动和交易，给欧盟各国经济发展带来了积极作用。我国“十一五”国民经济和社会发展规划指出，要建立统一开放、竞争有序的现代化市场体系，统一开放的电力市场体系将是我国现代市场体系建设的重要组成部分。如何建设统一开放的电力市场?从欧盟经验中可以看出，统一开放的电力市场其核心内涵是用户具有选择权，各电网经营区、各行政区域之间的电力市场相互开放。要达到这一目标，我国需要加强电网建设提高市场交易的物理支撑能力，需要建立公平开放的电网接人和价格机制，需要建立提供灵活交易手段的竞争平台；为保证竞争的公平性，需要将电网业务和其他可竞争业务分离，并对电网业务实施有效监管。然而统一市场不是一蹴而就的事情，需要一个“明确目标、合理选择路径和手段、逐步推进”的过程。
4.2面对电力快速发展，我国改革中必须考虑促
进对电力长期投资的激励机制
建立有效的长期投资激励机制，这是许多西方国家实施市场化改革中没有深入考虑的，也是我国推行市场化改革与其他西方国家推行市场化改革根本性的不同点。近年来，欧盟各成员国开始重视能源安全问题，原因之一就是欧盟许多国家的电力设备进入大规模退役期，市场机制是否能够有效吸引投资，在欧盟的电力市场化改革中还没有找到令人信服的答案，因此欧盟在第二项电力改革指令中允许政府在必要的时候对市场给予干预。我国正处于电力快速发展时期，在电力市场建设中必须考虑如何吸引电力长期投资。在电力发展规划方面，由于我国未来的电力发展不仅要满足用户用电需求，还要满足国家能源战略的要求，而战略问题是难以用市场机制来解决的，因此需要建立集中规划和市场决策相结合的发展机制。
关键词：电力市场竞价模式 辅助服务市场 风险管理 价格机制 市场规则
一．引言
电力市场化改革在国外已经经历了十年多的实践，在国内也进行了三年多的试点实践。目前，英国的电力市场在运行了八年之后，正在针对发电公司市场控制力太大而出现的投机报价问题，进行第二阶段的改革；美国加州电力市场因缺电导致电价急剧上扬，出现了二次世界大战后的第一次分区停电，美国联邦政府正在提出补救措施，并修改竞价模式和规则；我国是发展中国家，前十几年，为了解决严重缺电的局面，我国实行了“集资办电”的政策，从而形成了许多产权多元化的新电厂。由于新电厂还本付息的缘故，其电价远高于老电厂，且电网公司对这些电厂在还款期内承诺了发电利用小时数和上网电价。由于上述原因，我国的发电市场竞价规则绝不会向国外的那么简单。本文结合我国电力工业的现状，借鉴国外的电力市场运行经验，对我国电力市场竞价模式和规则设计的基本原则、发电侧电力市场价格机制、期货市场与风险管理、省级电力市场竞价模式、区域电力市场竞价模式、电力市场中的“期货交易市场、日前交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题、电力市场技术支持系统的建设问题等，进行了深入的分析与研究。提出了适合中国国情的电力市场建设的若干建议。
二、电力市场竞价模式和规则设计的基本原则
电力市场化改革的目标是：引入竞争机制，降低销售电价、优化资源配置、提供优质服务，促进电力工业的可持续发展。电力市场竞价模式和规则设计应满足这个目标，其基本原则如下：
1、 在设计电力市场的竞价模式和规则时，必须充分考虑如何保证电网的安全稳定运行。安全是最大的经济，一次电网大事故足以抵消搞电力市场所获得的效益。保证安全不仅仅体现在制定购电计划时要进行安全校核，更重要的是在设计电力市场竞价模式和规则时要充分考虑电网安全运行。
2、 在设计电价机制时不仅要考虑如何降低电价，还要促使电价机制有利于电源和电网的长期发展，有利于激励在电力行业投资。制定价格机制必须兼顾发电商和消费者的利益，一方面促进发电商之间的竞争以降低上网电价，另一方面降低消费者的用电电价。
3、 电力市场初期，以竞价上网所产生的部分效益补偿市场成员的“搁浅成本”，经批准后，部分用于电力市场技术支持系统的建设，部分用于电网建设，部分用于建立电价平稳基金，剩余部分用于降低销售电价。
4、 竞价模式和规则的设计要保护投资者的利益，要保证竞争的充分性，保证市场信息对所有市场成员的公开。防止市场成员之间的串通、倾销、哄抬电价等投机行为，真正将上网电价降下来，使消费者获得效益。
5、 为了确实有效地保护环境，在竞价上网的规则中，应考虑环保指标对发电排序次序的影响。
6、 为了保证电力市场运行的有序性、竞争的充分性、电价和电力供给的平稳性，必须扩大期货交易在电力市场中的份额的比例，制定期货市场的交易规则。
7、 为了让发电商和供电商共担风险，可引入金融上的差价和约模式规避发电与供电双方风险。
8、 在制定市场运营规则时，需要对电网辅助服务保持一定的政策倾向性，激励发电商为电网提供高质量的辅助服务。
9、 市场规则应包含对电力交易全过程公平性的监管。
三、发电侧电力市场价格机制
1、 买方市场中的电价机制：边际电价价格机制
在这种情况下，由于有充足的发电能力，发电商企图通过降价获得更多的市场份额。购电者将根据所有发电商在某一时段的报价进行由低到高的排队，按照这一次序逐步满足该时段需求电量，该时段的发电边际价格为最后满足该时段电量需求机组的报价。
必须强调的是：采用边际价格形成购电价格时，必须让发电商进行充分的竞争，才有可能使边际价格尽可能接近发电的社会平均成本，否则有可能导致边际价格过高，使发电商获得暴利。
2、 缺电市场中的价格机制：“按实际报价结算”价格机制
在缺电的电力市场中，由于电资源稀缺，如果不限价，发电商报多高的价格，用户都得承受。如果采用边际电价为统一的购电价格，购电价格将急剧上扬，对消费者将是雪上加霜。最近加州电力市场的危机充分证明了这一点。因此，在缺电的情况下，严格采用“按实际报价结算”价格机制。
3．在输电线路不出现阻塞的情况下，发电富裕的市场中采用全网一样的“边际电价”价格机制，缺电市场中采用“按实际报价结算”价格机制；
在输电线路出现阻塞的情况下，采用分区域竞价的电价机制。这样，有利于投资者向缺电的区域中建新电厂，电力富裕的区域中的高耗能、高污染、效益差的机组将逐渐被淘汰。
四、期货市场与风险管理
电力市场竞争具有一定的不确定性，因此，对于参与现货市场的发电商或中介商来说，存在较高的风险，不仅有可能造成电价波动过大，甚至造成电力供应不足。在激烈的市场竞争中，较难保证稳定的电力生产，从而使生产的计划性和成本的控制无法实施。为了便于市场各方进行风险管理，需要提供一定的风险规避手段。期货交易是有效的形式。期货交易的引入是为了防范风险，利用其套期保值，保证电力市场的运行的有序性、电力供应的电价的稳定性。在期货市场上，差价合约是非常重要的规避买卖双方风险的金融手段。
差价和约是交易双方为了回避现货交易风险而签订的一种中长期合同，其本质是纯粹的财务合同，而与商品的实际交割无关。在合同中双方商定一个交易价格，当现货市场价格低于合同电价时，购电方应将少于合同电价支付给售电方。如果现货市场高于合同电价，则售电方应将多于合同电价的电费退还给购电方。通常差价合约涉及的电量只是双方交易电量的一部分，交易双方都希望保留一部分交易电量进入现货市场，以获得更多的市场获利机会。在电力市场中，差价和约不仅仅是财务合同，同时也是实物合同。发电商必须完成承诺的发电量。如果未完成合同电量，其差额部分将要求发电商赔偿，赔偿额为现货价格与期货价格差价与未完成合同电量的乘积。只有这样才能保证电力市场的价格平稳。
从协议构成形式，差价合约可以分为授权差价合约、双边差价合约。所谓授权差价合约，是指合约电价和电量由授权部门负责制定的合约；所谓双边差价合约，是指合约电价和电量由交易双方商定的合约。在当前的单一购买者模式下，通常应用授权差价合约形式。
五、省级电力市场竞价模式
1．省级电力市场总的竞价模式
电力工业从一体化垄断模式向竞争的市场模式转变是一项艰巨复杂的任务，需要慎重而行。国际电力市场改革的经验告诉我们，电力工业打破垄断的改革必须根据本国电力发展已形成的特点选择适当的模式，经过研究论证，制定目标明确的计划，并在法律法规的支持下，逐步有序地实施。
中国的电力市场改革也应该借鉴这样一条原则。电力工业市场改革的最终目的是最大限度地利用市场手段来提高电力工业生产效率，降低电力生产和供应成本，实现资源的优化配置。
而就目前电力工业发展程度和相关社会经济环节来看，这一目标必须分阶段逐步来实现。通过在电力生产的不同环节逐步引入竞争，充分考虑已形成的电力供应特性和电力网络结构，结合电网未来发展格局，分级构筑市场结构，选择并制定适当的市场运行机制，建立健全市场管制体系，使电力市场改革平稳地向前发展。
省级电力市场化改革，比较稳妥的做法是：近期实施以现行体制为基础的有限竞争的电力市场，远期实施完善的电力市场。
有限竞争的电力市场是一种计划与市场结合的模式，这种模式仅开放发电市场。一般说来，开放发电市场，既有利于在发电市场中引进竞争，同时也较易管理，对电力公司的现有体制不需要作大的变动，是一种比较平稳的作法。
完善的电力市场是一种纯市场模式，这种模式中发电市场和用户市场同时开放，实现了供求的双向选择，特别扩大了用户的选择权。在这种模式下，电价起到调节支点的作用，市场中的发、用电方能够自觉遵守运营规则。
1）发电侧竞争的电力市场—模式Ⅰ
这一模式，可以看作是运用市场机制、开展商业化运营的最初级阶段，在技术设备、人员素质、运行管理尚未达到一定先进程度时，为尽快提高电力工业的综合水平，保障社会用电和国民经济的发展，可采用这一模式。
这一模式可分为以下两个阶段：
A．发电侧有限竞争的电力市场阶段
在这一阶段下，在省级行政辖区内，发电端均成为独立的发电公司，省级电力公司拥有省内220kV及以下电压等级的输配电网及所有变电设备和调度中心的资产经营权。?
这一阶段的基本特点是: 网厂分开，现有的发电企业、较大容量的地方发电企业逐步改造成为独立发电公司，分省网、地区网进行有条件的公开竞争，电量日清月结，市场法规法则及技术支持系统初步建立。这一阶段下，实现保证基数电量下的有限竞价上网，保证上网机组完成基数电量，基数电量以内的电量以核定电价结算，剩余电量实行竞价上网。
这一阶段考虑了历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等。
这一阶段下，省电力公司将负责省内电网(输配)的规划、建设、发展和运行，在政府行业监管部门的监督下进行电力电量的销售和传输。公司上游与接网的独立发电公司和经营省际电力电量交换的网级公司相连，下游直接面对用户。省电力公司的销售对象是电的消费者。公司要进行各种市场调查和长、中、短、实时负荷预测，并向上游环节支付购电费来购电。由于省电力公司处于垄断经营地位，其电量销售价格将受政府行业监管部门的控制，但售电价格中应合理的包含输电配电环节的相关费用，以保证公司资产的合理回报和自我发展需求。
B．发电侧完全竞争的电力市场阶段
这一阶段下，省级辖区内所有发电厂均已变为独立发电公司。独立发电公司公开完全竞争上网，半小时制报价；形成比较完备的市场法规、法则、及技术支持系统。在发电侧有限竞争的电力市场阶段实行一段时间后，必然要过渡到该阶段。在这一阶段，要解决一个省电力公司的购电市场问题。网厂分开以后，无论发电企业在性质、规模、所有制成分上有什么不同，为了保证省公司商业化运营秩序，省域内的任何电厂都要参加省公司的发电侧电力市场，取消基数电量，发电公司发电量实行完全竞争发电。在参与市场经济活动时一律平等。
2)输电网开放，多个购买者模式---模式Ⅱ
模式Ⅱ的目标是形成完全开放、竞争有序的电力市场。是在模式Ⅰ的基础上，进一步完善发电侧市场竞争，同时根据国家电力体制改革进程适时进行配电市场的相互竞争，使电价水平有明显降低。其特点是:
在模式Ⅰ的基础上，发电侧实行完全竞价上网，配电市场有序地放开，成立独立的地市供电公司。
如果国家政策允许，一部分大用户可在某区域内直接从独立发电公司购电，通过输电网和配电网进行输送，用户和独立发电公司向输电网和配电网交纳相关费用，如果条件成熟，可允许大用户跨区域选择供电公司，包括直接从独立发电公司购电或与其他供电公司交易。
这是在市场机制完善情况下采取的一种模式。在这种模式下省电力公司已完全转变为电网公司，独家垄断经营输电环节，供电企业和大用户向电力生产企业直接购电，电网公司负责网际功率交换、电网安全运行及电力市场运作，并负担电力的运输职能，收取过网费。其过网费的收取受国家相关公共事业管理机构的监管。
电网企业在转变为完全的输电公司、收取过网费以前，可进行一定时间的过渡，使部分电力由电网经营企业向发电企业收购后，转售给供电企业和大用户，另一部分电力由供电企业和大用户向发电企业直接购买，电网经营企业收取过网费。
3）零售竞争模式---模式Ⅲ
零售商向用户发出告示，用户根据电价及服务质量选择零售商，与零售商签订供用电合同；这一阶段，不仅在发电环节，而且在零售环节，都展开较完全的竞争；
2． 水、火电竞价模式：
1)所有火电厂均参与期货市场的交易。
2)省调度中心可直接调度的火电厂参与日前电力市场的交易。
3)自动化水平较高的火电厂（AGC机组，负荷跟踪能力强的机组）参与实时市场与辅助服务市场的交易。
4)在期货市场上，采用边际电价的结算规则，通过多次拍卖竞争形成成交电量和成交电价。对一年以上的期货市场根据年发电量的多少进行报价；对月期货市场则根据月增加多少发电量（相对年期货市场上已成交的电量）进行报价。
5)在日前市场上，将期货市场上的成交电量，分解到日，并将期货日电量按系统负荷曲线的归一化的标幺值分解到各调度时段，从而形成各时段的期货电量。负荷曲线与各时段的期货电量的差值为日前电力市场的竞价空间。在日前市场上，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，防止过高的边际电价使电厂获取过高的超额利润。
6)在实时市场上，只有负荷跟踪能力强，具备专用的数据通道的机组参与实时市场的竞争。实时市场的竞价空间为超短期负荷预测值与预购电计划发电出力的差值，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。
7)在辅助服务市场上，具有辅助服务能力的机组可参与竞价。在调频辅助服务市场上，交易中心公布所需调频容量，机组按容量与电量分别报价，交易中心将根据容量价格与电量价格之和，按控制的边际电价结算规则组织竞价，但调频服务的结算价格不得低于有功市场上机组的边际结算价格，以鼓励机组参与调频服务。在热备用辅助服务市场上，机组按容量与电量分别报价，但竞价排序指标为：电量报价与系统故障概率之积，加上机组容量报价。据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。
8)地区小火电竞价模式：由于小火电的数量较多且不具备专用的通讯通道，这些电厂仅参与年和月的期货竞价市场。每天的出力曲线为将根据分解到日的电量和负荷曲线的标幺值确定。值得强调的是：对于有条件的省级市场，小火电竞价上网应在省级期货市场上进行，而不是按地区组织竞价，实现更大范围内的资源优化配置；对于不具备一定条件的省级市场，在总的小火电电量一定的条件下，小火电分地区竞价上网。
9)供热机组竞价模式：在供热季节这类机组将根据“以热定电”的原则，不参与竞价，按固定出力曲线上网发电，其电价按物价局核定的价格进行结算。在其它季节，将与其他机组一样参与竞价。
10)水电竞价模式：对于水电厂较少的省市，建议水电不参与竞价上网，采用租赁的办法，由电网公司经营。水电调度经济原则是：利用有限的水电发电量降低日前市场、实时市场和辅助服务市场上火电系统的边际发电电价。
3． 机组分组（类）竞价上网的模式
在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差异分成几种类型，按照一定的市场运行规则，采用机组分组（类）竞价上网的模式。
4． 发电集团之间竞价上网的模式
在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差别进行均匀搭配，形成几个（最好10个左右）的发电集团（每个发电集团内，都要包括老机组、新机组、还贷机组等），按照一定的市场运行规则，在发电集团之间实行竞价上网。
5． 省级电网交易中心在大区电力市场中的作用
根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。在这一模式中，各省的电网交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。省电网交易中心将组织全省的发电厂的剩余电力到大区竞价。因此省电网交易中心将向大区申报卖电和买电的报价曲线。由此必须制定省电网交易中心作为商的交易规则。
六．区域电力市场竞价模式
大区电力市场可以采用三种基本的运营模式：双边交易模式、单一购买者模式；电力经纪人模式。
1） 双边交易模式
在初期，市场成员为各省电网公司。市场各方单独议价、签订合同；或者，由大区市场运行机构提供信息交换的场所（包括BBS）。
交易双方为各市场成员，而与大区市场运行机构无关。通常在合同中规定了违约条款，若未能履行合同，由违约方补偿对方的损失。这种模式适用于远期合同和提前电力市场。
为了方便双边合同市场，大区系统运行者应设立电子公告板(BBS)，各省可根据公告进行电量和容量买卖，这种公告板有助于各省间有效地交换信息。
在这种模式中，大区调度中心不参加双边交易，但必须保证交易过程中系统的安全性和可靠性。一般情况下，系统运行者不必关心合同价格，仅关心系统需要提供的交易及交易时间，应有一系列规则明确规定双边市场下各机构的责任。有时候，由于输电堵塞或发电输电设施突然发生故障，不得不减少或中断合同交易量。在这些情况下，大区调度中心必须将各类交易进行排序，确定相对重要性，通知各市场参与者减少或取消交易。通常，首先减少不确定的交易，然后是短期交易，最后是长期交易。
2） 单一购买者模式
在该模式中，要求各省分割一部分负荷电量集中到大区电力交易中心形成大区供电厂竞价的电量。所有市场成员参与报价，并由大区单一购买者按照优先采购低价电力的原则安排交易计划。
该模式的特点是：购售电交易必须在大区联营中心内进行，大区联营中心负责大区内交易额的平衡。市场交易不是完全“自由”的，而是受到调控。这一模式的核心是一个招、投、评标过程和最优决策模块。缺电的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最低售电价，电力有余的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最高购电价，大区交易中心进行价格的高低匹配，给出成交的统一电价，作为结算的基础。
实行该模式的基础是：各省电力公司与大区交易中心预先签订多边合同，并有独立机构对大区交易中心进行监督。
3）电力经纪人模式
根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。
在这一模式中，各省的交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。大区交易中心为经纪人，每小时通知各方潜在买家和卖家的价格，该模式主要应用于小时电力市场。
各市场成员申报其买卖电的报价，由经纪人系统按照高低匹配法对潜在的交易进行匹配，并决定交易价格、以及进行系统的安全校核。详细步骤如下：
第一步:收集报价资料。收集市场成员的报价情况，卖电报价代表一省提供额外电量的价格，买电报价代表一省降低生产可避免的成本。所有报价必须在交易前一小时提交大区经纪人。
第二步:价格排序。大区经纪人收到所有报价后，将其进行排序，售电报价从低到高排序，买电价格从高到低排序。
第三步:报价匹配。一旦收集到买方和卖方的报价，大区经纪人将进行排序，并对最低卖价的省与最高买价的省进行比较。然后，将次低的卖价与次高的买价进行比较，这一过程延续到无报价可比或最低卖价高于最高买价为止。这一过程称之为高低比较法。由此确定成交的双方。并不是所有高低配对后的经济交易都从技术角度是可行的。缺少输电线路、输电堵塞或系统运行者规定的稳定极限会使现货交易不能进行。当不能进行交易时，大区经纪人将比较余下的最高买价和最低卖价。
第四步:确定交易价格。对成交的双方，其交易价格为双方卖价和买价的平均值。为了能有收入回收输电投资，可以对这种平分利润的办法进行修改，卖方和买方各支付一部份收入给输电公司。
第五步:通知交易各方。找到交易并确定交易价格以后，中间机构在交易前的一定时段内将有关信息告知各方。
第六步:实施交易。各省确认其参与交易，并进行交易。至少应在交易前十分钟确认。
我们认为：区域电力市场将来可能采用第三种模式。这种方式有利于电网的安全运行，适合于各省采用不同的竞价模式和市场规则（这是因为各省的情况不同）
有一种观点认为：电力交易应在大区范围内进行，不需要省的交易中心，而由大区电力交易中心取而代之；在单一买主的情况下，这意味着在大区范围内，所有省的电价趋同。这对于经济发达且发电成本较高的省份，其电价是下降了，而对于经济不发达且发电成本较底的省份，其电价是上升了，这与我国以省为实体的经济可能发生矛盾。
七．电力市场中的“期货交易市场、现货交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题
通常按照提前时间的长短，在电力市场中设置期货交易市场、日前市场、实时市场，并将热备用、调频作为服务商品划分到辅助服务市场中。然而不同市场之间的协调的意义没有被人们所认识。事实上，年期货电量分配到各月和月所有期货电量分配到各日是否合理？关系到未来电价是否平稳？电力生产是否平稳？日交易计划的制定能否为实时市场提供更多的安全充裕度和竞价空间？基于上述理由，提出多级市场的协调方法，其中包括：
1）年度与月度市场之间的协调；
2）月度市场与日前市场之间的协调；
3）日前市场与实时交易市场的协调；
4）辅助服务市场和日前市场与实时交易市场的协调。
1．年度与月度市场之间的协调
为了保证年度期货合同与月度交易计划的良好衔接，在月度交易计划中应该考虑年度期货合同在月度市场上的分配。在交易管理系统中，年度与月度合同相互协调内涵是：根据全年的负荷曲线、机组检修安排情况，追求各月年期货电量与该月的总负荷电量的比值尽可能相等，以保证不同月份的电价尽可能平稳和供需之间的平衡。
月度与年度计划相互协调的关键是：在某月的运行结束后，应该根据市场目前的运行结果，调整剩余月份的年度合同电量的分配。详细算法叙述如下：
1）预测未来剩余月份的月度负荷需求；
2）计算各月的年期货电量对月总电量的比例；
3）选择年期货电量对月总电量的比例最小的月份，按照一定的步长，增加该月的年期货电量；
4）检验年期货电量是否分配完毕？是，则计算结束；否则，去[2]。
2．月度期货市场与日前电力市场之间的协调
由于各交易主体的合同电量与合同电价已经在年和月的期货交易决策中确定，就日合同电量的分配决策问题而言，不在于如何进一步降低购电费用，而是追求期货电量在空间和时间上的均匀性和现货市场价格的平稳性。期货电量时间上的均匀分布有利于机组连续开机，避免机组的频繁启动；空间上的均匀分布将使得潮流分布均匀，保证足够的输电容量裕度留给现货市场，这既有利于电网的安全运行，又为现货市场准备了更大的竞价空间。现货市场价格的平稳性体现在：对负荷大的交易日，分配的期货电量的数量也应该大，只有这样，才可能避免由于现货市场各日的竞价空间不平衡使得现货价格产生很大的波动。基于上述理由，我们建议：电力市场技术支持系统中增加日合同电量分配决策模块。
3．日前市场与实时市场的协调
为了保证系统安全可靠运行，必须协调好日前市场与实时市场之间的关系。在这两个市场之间，不仅考虑到本级市场的经济性和安全性，还必须为下级市场预留足够的调度控制空间。这样，在考虑主要的不确定性因素的基础上，日前交易计划与实时调度过程之间就能够自然衔接、平缓过渡、井然有序，从而全面提高经济效益和社会效益。
为了协调日前市场与实时市场，引入交易计划的调度流畅性以及调度流畅度指标。
调度流畅性是交易计划适应不确定性因素的情况下调度和控制空间大小的性能。调度流畅度是交易计划的调度流畅性的度量指标。
为了简单起见，调度流畅度指标采用以下评价标准：
调度流畅度用在各节点的负荷增长模式一定、考虑发电和输电约束的条件下，交易计划能够承受的系统总负荷增长的最大幅度来表征。在给出的交易计划基础上，若总负荷增长，按照固定比例将负荷增量分摊到各节点；若求得系统能够承受的最大负荷增长量，则流畅度指标用与系统总负荷的比率表示，即下式所示。
=/*100%
该标准下的流畅度指标与传统的负荷备用率在形式上相似，但是从特定意义上额外考虑了备用总量的分布特性，从而比传统的负荷备用率概念优越。流畅度指标越大，说明多级市场之间越能够平稳过渡。
在评价系统能够承受的负荷增长幅度时，规定各节点的负荷增长模式给定。这一假设是有代表性的，因为对于一个特定的系统而言，负荷增长模式具有相对固定的规律。为了简化起见，可以令负荷增长模式与各节点上的负荷成比例。
4． 辅助服务与实时交易市场和现货市场的关系
辅助服务市场将向现货市场和实时市场提供机组的调配范围、备用范围。实时和现货市场将根据这一范围所规定的约束条件，进行预调度计划的优化决策和实时计划的优化决策。换句话说，在决策预调度和实时购电计划时，应优先保证辅助服务市场计划的实施。
八．电力市场技术支持系统的建设
电力市场技术支持系统是基于计算机、网络通信、信息处理技术及安全管理模式，并融入电力系统及电力市场计算分析理论的综合信息系统。以技术手段为电力市场公平、公正、公开竞争和电网的安全、稳定、优质、经济的运营提供保证。
根据电力市场特点，电力市场技术支持系统设计要特别注重以下几条原则：
电力市场技术支持系统的建设应遵循总体详细设计（其中包括数据库、数据流程、各功能模块的详细设计），分步实施的方针。
系统的整体设计应紧密结合电力市场的实际情况，不但要满足于现时电力市场各种运营模式、竞价模式和结算模式变化的需要，具有良好的适应性。同时还要适应于将来华中区域性电力市场运营、电力体制深化改革和电力市场进一步发展（例如，供电侧开放的电力市场）的需要。
在设计中，应充分保证系统的开放性、可扩展性、可靠性、安全性、实用性，并充分考虑将来与大区电力市场技术支持系统的接口与协调，应充分考虑与地区（市）级电力市场的接口与协调。
电力市场技术支持系统应注重平台系统的建立，应有一个比较稳定的系统平台，应采用开放式、分布式体系结构，以利于系统的集成扩充和发展，适应技术发展和电力市场逐步完善的需要。
数据接口应采用最新国际标准（如IEC API标准），实现各功能模块间的数据交换和访问。在网络结构设计上应注意局域网和公用网之间的衔接和数据交换，考虑身份鉴定，密码设计等安全措施，保证系统的安全。同时，还应注重整个系统的数据流向及数据间相互关系的建立。
电力市场技术支持系统应采用国际标准、国家标准、行业标准及通用技术。
电力市场技术支持系统尽可能用电子商务的思想（技术）进行设计。
电力市场计算分析的高级应用软件应考虑：（1）期货交易市场与现货交易市场的协调，（2）现货交易市场与实时交易市场的协调，（3）辅助服务市场与现货交易市场和实时交易市场的协调。并能详细给出上述交易市场间的数据流向。
应考虑系统在线运行的监视与管理功能，考虑数据备份，考虑市场暂停或技术支持系统故障全停等意外情况下的应急措施和恢复措施。
参考文献
关键词：低碳经济；碳排放；交易市场
引言
2020年9月22日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上指出：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳(CO2)排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。同时，为落实党中央、国务院关于建设全国碳排放权交易市场的决策部署，根据国家有关温室气体排放控制的要求，2020年12月31日，生态环境部公布了《碳排放权交易管理办法(试行)》，自2021年2月1日起施行，这意味着我国按下了减碳的加速键、按下了碳排放市场建设的加速键。但受我国经济发展起步较晚的影响，与发达国家相比，目前我国的碳排放交易市场建设相对滞后，部分行业还需转型升级才能满足国家关于碳排放的控制要求。电力行业是我国国民经济最重要的能源供应行业。随着我国经济的不断发展，电力需求不断增长，如何解决发展与减排之间的矛盾，成为当前电力行业需要思考的重要问题。在全球气候变暖的背景下，发展以低能耗、低污染为基础的“低碳经济”已成为全球热点。通过借鉴国外发达国家的经验，建立碳排放交易市场有助于我国2030年碳中和目标的实现。电力行业作为我国CO2排放的第一大行业，2019年CO2排放量在我国碳排放总量中占比超过40%，因此其是碳排放市场的重要参与者，是控排方面的高度关注行业。2021年1月1日，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，首个履约周期到2021年12月31日截止，涉及2225家发电行业重点排放单位。火电企业如何在电力和碳排放交易双重市场竞争中实现高质量的发展，压力与挑战并存。
1低碳经济下我国的碳排放交易市场分析
历经了10年发展，我国的碳排放交易市场已建立了碳排放监测报告与核查制度、碳配额管理制度和市场交易制度3项核心制度和碳排放数据报送系统、碳排放权注册登记系统、碳排放权交易系统、碳排放权交易结算系统四大支撑系统，为在全国范围内开展碳排放市场交易奠定了基础。2020年，我国八省市试点碳市场共成交配额约5683万吨，总成交额约15.62亿元。广东碳市场配额交易量和交易额继续领跑试点碳市场，2020年共约成交3154.73万吨配额、占试点总成交量约56%；完成80377.74万元成交额、占试点总额的半数以上。2020年试点碳市场平均碳价最高的是北京为91.81元/吨，最低的是福建为17.34元/吨，而其余六省市的碳价则落在20～40元/吨[1]。
1.1拥有明确的政策体系
2010年10月10日，国务院下发《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》(国发〔2010〕32号)，文件中明确提出要“加快建立生产者责任延伸制度，建立和完善主要污染物和碳排放交易制度”。该文件对碳排放交易市场的建设提供了依据和政策支持。2011年10月29日，国家发展改革委办公厅下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准在北京、上海、天津、湖北、重庆、广东和深圳七个省(市)开展碳排放权交易试点工作，为后期“在全国建立统一的碳排放交易市场”做好准备。不同的地区根据自身的经济发展制定了更加明确的措施，对交易情况制订了相关的管理措施，结合地区的产业发展情况，对登记注册系统进行了优化，根据碳排放交易市场的相关要求，制订了相关的核查、管理规则，从地方出发推动碳排放市场的正常发展。在碳排放交易市场进行一段时间的试运行和发展后，各地区又结合实际的发展情况，对各项交易数据进行分析，优化分配方式和管理办法，维护碳排放交易市场的平稳运行[1]。生态环境部分别于2020年12月29日和30日下发关于印发《2019—2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》《纳入2019—2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》并做好发电行业配额预分配工作的通知、《碳排放权交易管理办法(试行)》，全国碳市场第一个履约周期正式启动。至此，我国已基本建立了碳排放交易市场完整政策体系[2]。
1.2根据地区实际情况确立范围
碳排放交易市场的发展对于推动低碳经济发展有着重要作用，而碳排放交易市场覆盖的范围决定着国家和城市在减碳方面的工作方向。不同的碳排放交易市场在设计过程中会结合城市的实际发展情况，对城市的发展行业进行包含，这将对碳排放交易市场的配额和整体交易情况产生直接的影响。2019年，我国7个试点区域的碳排放市场交易配额达到11.66亿吨，广东、上海和湖北是配额量最大的3个省市，且线上的配额量达到了2187万吨，平均成交价在35.39元/吨。在行业的覆盖中，各个碳排放交易市场都将能源生产行业和高碳结构的行业纳入了控制排放的监管范围。电力行业因CO2排放总量大，被列为全国碳市场第一个履约周期，率先在全国开展交易。同时，不同地区因在工业方面的发展具有一定的差距，城市的工业结构也有所不同，因此对碳排放交易市场覆盖的范围进行了进一步的优化，对建筑行业、服务行业、港口业等进行包含和覆盖，进一步优化了减排情况，推动了低碳经济的发展。
1.3免费分配为主要分配方式
碳排放交易市场的发展因碳排放总量的变化而变化，而碳排放总量的变化对碳配额总量的设置起着决定作用。不同城市的碳排放交易市场在设置配额总量时，会根据城市发展状况、经济发展方向以及不同行业发展过程中消耗的能源情况进行设置，从多个方面出发，对配额总量进行协调。目前我国碳排放交易市场主要采用的分配方式为免费分配，但配额分配方式共包含3种。除免费分配外还有拍卖分配和混合分配。免费分配需要不同地区根据实际情况，将碳核算作为基础制定相应的目标，在市场主体中进行免费分配配额。我国在排放配额的初期主要施行免费分配方式，在后期逐渐加大有偿分配的占比，以此促进国家在减碳方面的建设[2]。广东在碳排放交易市场中针对不同行业进行不同比例的配额有偿分配尝试，2020年度碳排放交易市场中电力企业免费配额比例为95%，钢铁、石化、水泥、造纸企业的免费配额比例为97%，而航空企业则100%免费分配，探索在同一碳排放交易市场下对不同行业的节能减排力度进行调整，以更好地发挥碳排放交易市场推动行业低碳转型目标达成的作用[3]。
1.4自主形成碳定价
我国在各地区的碳排放交易市场逐渐形成后，开始了相关的场内交易，并且根据交易的实际情况，形成了一定的碳定价。随着我国碳排放交易市场的不断发展，不同区域的市场之间有着一定的差距，但是自身都保持着有效性。通过对2018—2019年试点区域交易数据进行分析可以发现，2019年碳排放交易市场累计成交量和成交额较2018年同比分别增加了11%和24%，广东碳排放交易市场配额总成交量和总成交额位于试点区域首位，北京碳排放交易市场成交均价最高达到了83.27元/吨，广东和湖北碳排放交易市场较活跃。各地区因节能减排成本、市场供需关系、配额发放的宽松程度等一系列因素，结合区域特点自主形成了碳定价。
2碳排放交易市场对火电企业的影响
2021年，发电行业作为市场主体参与全国碳市场第一履约周期的正式启动。随着碳排放交易市场的不断发展，免费配额比例将逐步降低，有偿分配的占比将逐步提高，同时在“30/60目标”的推动下，碳排放交易市场的压力传导机制将逐步显现，碳价将趋于更加合理区间。火电企业将面临较大的压力，一是在火电减排潜力越来越小的情形下，碳排放交易市场将进一步提升火电机组的运营成本；二是将加速效率低、能耗高、落后的小机组的淘汰和关停；三是火电机组利用小时将进一步下滑，通过机组灵活性改造后，将更多地参与电力调峰市场；四火电机组要实现长期二氧化碳的深度减排，要积极探索研究碳捕获与封存(carboncaptureandstorage，CCS)技术应用，即探索研究在火电机组中加装CCS装置实现低碳化；五是碳排放权因其稀缺性而形成一定的市场价格，具有一定的财产属性，是继现金、实物和无形资产后又一新型资产类型。但目前，火电企业都暂无专业的碳资产财务人员来核算和管理碳资产[4]。
3火电企业在碳排放交易市场中应对策略
3.1加强政策研究，完善体制机制
一是火电企业作为同一市场主体参与电力市场和全国碳排放交易市场，要加强政策研究，紧盯区域及国家配额分配方案，积极开展碳盘查工作，掌握主动[5]；二是要健全和完善企业内部组织机构，明确细化职责分工，建立碳管理各项规章制度；三是要结合企业生产经营情况，准确评估碳排放情况，结合配额指标，制定企业利益最大化的碳排放市场交易策略。若企业当年获得的配额指标高于实际排放量，富裕的配额指标可以在碳排放交易市场进行出售，为企业创造效益；四是若企业当年获得的配额指标低于实际排放量，则应选择时机在市场中储备一定的CCER(中国核证自愿减排量)，降低企业的清缴成本。CCER是全国碳市场的补充机制，2021年2月1日起施行的《碳排放权交易管理办法(试行)》第二十九条规定：“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”。从试点区域碳排放交易市场交易价格分析，CCER价格总体上低于配额价格，因此可以降低企业成本。
3.2通过技术改造或掺烧生物质燃料
全国碳排放交易市场在运行初期，因配额分配总体充足，企业履约压力增加不明显，随着全国碳排放交易市场覆盖行业逐步增加和“30/60目标”的驱动，预计碳排放配额指标将会逐步收紧，火电企业的履约压力将逐步增加。火电机组要通过提升发电效率、参与深度调峰市场、掺烧生物质燃料等方式降低碳排放量。一是结合区域热力市场需求适时将纯凝机组改为热电联产机组，提升发电效率，降低碳排放量。若是供热机组，应积极开拓供热市场增加供热量，提升热电比，降低碳排放量。二是预计未来一段时间内，我国仍将存在大量高参数、大容量、低排放火电机组，其任务主要是承担基本负荷、满足电力市场调峰需求和供暖需求，因此需要对现有机组进行灵活性改造。大型、高效火电机组在进行灵活性改造后，作为主要调峰电源参与调峰辅助市场服务，其年度发电量会降低，尽而其排放量也会随之降低。三是火电机组要积极开展掺烧试验，通过掺烧生物质等燃料替代来降低碳排放量。生物质燃料源自生物质，其在生长过程中有效吸收了大气中的CO2，在作为燃料或工业原材料过程中，虽然一般会再次把CO2排放到大气中，但从生命周期的角度看能够实现CO2的净零排放，即所谓的“碳中性”。因此火电机组掺烧生物质燃料的比例越高，可实现碳排放总量大幅下降。
3.3通过CCS技术助力火电机组实现低碳化
CCS技术是指将CO2从工业或相关排放源中分离出来，输送到封存地点，并长期与大气隔绝的过程，这种技术被认为是未来大规模减少温室气体排放、减缓全球变暖最经济、可行的方法。在“30/60目标”的驱动下，火电企业要想实现长期深度减排，CCS技术将发挥重要作用，CCS可以捕获90%的碳排放量，在燃煤电厂加装CCS装置将可实现煤电机组的低碳化。随着国华电力公司15万吨/年燃烧后碳捕集和封存全流程示范项目开工和我国首套1000吨/年相变型CO2捕集工业装置在华能长春热电厂已于2020年11月成功实现连续稳定运行，预计未来CCS技术将与火电产业实现深度融合，助力火电机组实现低碳化。
3.4加强培训和引导，提升员工应对碳排放交易市场能力
火电企业在碳排放交易方面需要聘请专业的培训机构对我国碳排放交易市场的发展历程、相关政策及对企业的影响开展全员培训，提升员工低碳意识，树立低碳生活理念。例如下班时关闭所有电源、减少使用传真打印机、夏季将空调温度设为26℃、尽可能少的使用塑料袋及一次性水杯等。同时因碳排放交易市场衍生的碳核查、碳交易、碳会计、碳审计、碳资产管理等工作专业性较强，需要安排涉及该工作的员工进行专项培训，培养碳市场的专业人才，提升企业应对碳排放交易市场的能力[6]。
[关键词]大宗商品；电子交易市场；存在问题；发展趋势
自改革开放三十多年以来，我国的经济发展水平已经得到了较快发展，根据相关资料显示，我国2010年的经济总量已经超过了日本，并跃居世界第二，我国2013年的贸易总额已经超过了美国，位居世界第一。我们都知道，实体经济的发展对于大宗商品有着相对广泛的风险管理个性化需求，但是随着我国外部经济环境的不断变化与内部经济结构的不断调整，使得我国的经济增长速度出现回落，进而导致实体企业面临着非常激烈的竞争环境，最终实体经济的发展将对大宗商品的风险化管理提出了更加精细化以及个性化的需求。
一、现阶段大宗商品电子交易市场存在的常见问题
（一）现阶段大宗商品电子交易市场的审批设立相对混乱，且投资市场成本相对较低，市场投资主体的盈利目的显著
目前，大宗商品电子交易市场的审批设立相对混乱。究其原因，主要是由于多来源以及低门槛的设立而引起的。比如，在上海的十三家大宗商品的电子交易市场中，仅仅只有一家电子交易市场是经过政府批准之后成立的，而其他的是在工商局进行登记并注册的。尽管全部都需交由中央层级相关政府机构进行审批，但是仍然存在政出多门的不良现象，我国的发改委、商务部以及银监会等部门都有着审批权。根本原因在于我国大宗商品的电子交易市场在定位上不清晰，造成相应的主管单位难以明确。大宗商品电子交易市场的投资市场成本相对较低。在我国目前的《大宗商品电子交易规范》之中规定，建立一定的电子交易市场应具备满足条件的基础设施，还应具备提供交易服务的能力、物流配套服务能力与信息服务能力，然而却没有明确规定最低注册成本[1]。由于电子交易市场的投资成本相对较低，而且相关的主管部门在审批上又比较宽松，使得电子交易市场的实际投资主体逐渐增多。通常情况下，大宗商品电子交易市场的投资主体有着较强的盈利性，为了尽快收回投资成本，经常出现违规操作的现象，比如虚报交易量等，从而使得电子交易市场的交易风险系数日益增加。
（二）现阶段大宗商品电子交易市场发展中缺乏一定的政策支持以及法律约束力
现阶段，中国大宗商品的电子交易市场在法制建设方面远远滞后于我国电子交易市场的实际发展速度。目前，我国还没有颁布一部相关的大宗商品电子交易市场规范化法律法规。现有的大宗商品的电子交易市场操作规范基本上是按照2003年《大宗商品电子交易规范》来设立的，且仅仅适用于行业规范或者是行业操作标准，但是却不具备一定的法律效力[2]。当大宗商品电子交易市场出现纠纷的时候，不能找到相应的法律依据，很难稽查与惩处。
二、大宗商品电子交易市场的发展趋势
（一）大宗商品电子交易市场在规模与数量上的发展趋势
现阶段，中国的大宗商品交易市场中的交易品种分布存在多元化的特点，相应的能源以及化工类的品种有所增加，而且大宗商品的电子交易市场在交易方式上也呈现出多样性的特点。如表1所示：
从我国大宗商品电子交易市场的未来发展途径上来看，至少可以分为两条，如图2所示：
具体来说，A路径主要是指在国内与国外的相关环境条件之下，大宗商品的电子交易市场在数量上已经基本饱和，而且由于激烈的市场竞争，总数将会逐渐缩减到三百家左右。保留的大宗商品电子交易市场在规模上将显著提高，有着区域性的定价优势。B路径主要是指随着现代化电子商务的不断发展，在目前的五百家基础上，将总数逐渐增加到六百家左右，然后再在优胜劣汰的市场竞争之下，总数逐渐缩减到四百家左右。但是由于目前大宗商品业所面临的清理整顿，电子商务的大发展特殊性阶段是一种短期性的判断。A路径是指电子商务在大宗商品电子交易市场实际发展过程中发挥着决定作用的发展趋势判断，而B路径则偏向于应对2012年的《国务院关于清理整顿各类交易场所切实防范金融风险的决定》，具体来说就是除了依法经过国务院或者是国务院的期货监管机构严格批准设立的交易场所之外，任何的单位一律不能以集中竞价交易方式、电子撮合交易方式、匿名交易方式以及做市商等方式实施标准化的合约交易[3]。
（二）大宗商品电子交易市场在业务层面上的服务创新趋势
为了促进我国大宗商品电子交易市场的又好又快发展，需要从业务层面上进行服务创新。具体可以从以下几个方面进行阐述：首先，在交易服务模式上的创新。应根据自身的交易市场定位、具体的资源特点与优势以及相应的服务群体与服务客户进行有效确定服务模式，从而满足不同客户的个性化需求。其次，在物流服务上的创新。目前，我国大宗商品市场中的物流服务具有信息化、快捷化以及智能化的发展趋势，物流信息化已经转变为大宗商品现货市场以及物流企业的核心竞争力之一。所以，需要从物流服务的仓储环节、加工环节、包装环节、运输环节、配送环节以及质押监管环节等进行创新，实现电子商务以及金融服务的共同发展。不断推动新型的供应链融资研发，借助车货配载手段、运力交易手段、在途查询手段以及路径优化手段等保证物流的智能化[4]。再次，在金融服务上的创新。要想实现金融服务上的创新，需要将供应链的相关核心企业为起点，向银行的横向服务进行延伸，形成低成本以及高效率的在线化融资产品，逐渐实现相应资金流的高效化、电子化以及集成化。设计创新型的“在线票据”模式、“在线订单”模式、“在线保理”模式以及“在线仓单”模式，从而形成供应链的全环节融资服务，从根本上形成交易市场、仓储物流企业以及金融机构的共赢局面。最后，在信息服务上的创新。大宗商品电子交易市场在信息服务上的创新应立足于预判性以及前瞻性，借助交易市场相应的信息集聚能力以及电商成功运营的经验，不断引入物联网技术以及云计算技术等，建立起综合化的信息资讯平台与数据中心，从而形成主流化的价格信息，为企业提供准确以及全面的信息服务。
结语
总而言之，为了进一步促进大宗商品电子交易市场的健康发展，相关人员需要对大宗商品电子交易市场发展过程中存在的常见问题，进行系统化分析研究，制定出科学的解决方案，确保大宗商品电子交易市场的正常运行。此外，从大宗商品电子交易市场的发展趋势来看，必须要以市场需求为导向，将产业链的相关核心企业资源作为依托，从业务层面上在交易服务模式、物流服务、金融服务以及信息服务方面进行创新，实现实体经济与大宗商品电子交易市场的共同发展。
参考文献
[1]刘莉.中国大宗商品电子交易市场存在问题及发展趋势研究[J].宁波大学学报（人文科学版），2015，02：88-93.
[2]曲剑午.新形势下大宗商品电子交易市场的发展趋势与服务模式创新[J].山西煤炭管理干部学院学报，2015，01：2-3+6.
在重庆电力交易中心的股权问题上，国网态度的转变，推动了新一轮电改的大幅度提速。
8月23日，国家电网董事长、党组书记舒印彪与重庆市委书记孙政才会谈，就重庆电力市场建设、配网改造、交易中心构建等问题达成一致，双方确定以市场化的手段推进改革，尽快组建电力交易中心。十天后，重庆电力交易中心火速成立，重庆市市长黄奇帆与国家电网主要负责人为交易中心揭牌。
经过长达一年的主导权之争后，重庆在新一轮电改的激烈博弈中落下帷幕。“这是国家电网人事变动以来，其管理层首次对电改表明积极的态度。”分析人士指出。
在各地电力交易中心的控制权上，电网如何从垄断走向妥协？地方政府和企业的主要诉求是什么？双方如何展开激烈博弈？这是否意味着新一轮电改稍显成效？
重庆破冰
其实，国家电网新任掌门人舒印彪起初在电力交易中心独立的问题上态度坚定，抵触势头比较明显。
据国家电网公司内部一份《关于做好售电公司、市场交易用户供电服务工作的通知》文件要求，各省公司于2016年10月15日前，要组织对经营区域内售电公司、各类园区及10千伏及以上用户逐户进行上门走访，主动了解用户需求。其中，对部级开发区（工业园区、220千伏及以上符合市场交易准入条件的大用户，各省公司分管领导要亲自上门走访。
舒印彪今年5月份刚刚上台后，甚至曾经跟手下说，谁把大客户丢了，谁就要受到处罚。
然而，仅仅半年时间，局势便峰回路转。“从抵触到妥协，一方面是国网公司开始顺从当前的电改大趋势，与其被动，不如参与；另一方面，重庆跟它对着干，对其产生了巨大的影响和冲击，它也挡不住”，上能电力集团董事会副主席陈正强在接受《能源》杂志记者采访时分析。
结算权与输配电价不再是阻碍重庆电改的重要因素。可以预见，随着国网态度的放缓，重庆电力直接交易规模将迅速扩大。
资料显示，此前虽然此前山西、湖北两省在电力交易中心的股份制问题上国网均做尝试，但始终未踏出建设性一步。
山西方面，即便《山西省电力体制改革综合试点实施方案》明确指出要成立国网山西省电力公司相对控股、多方市场主体参股的电力交易中心，但最终成立时依然是国家电网独资。湖北方面，虽然湖北电力交易中心已完成注册，但迄今并未揭牌成立。
诸如此类的问题引起了中央改革办的注意，其在今年7月份的电改专项督查报告指出，改革各方思想认识不一致、利益诉求差异大，走形、变样风险增大.而且，受地方和部门利益制约，总体进展较为缓慢。同时，国家电网公司政策性业务与经营性业务交叉，输配电价构成不透明；此外，电力市场建设滞后，难以形成有效竞争格局，要求在试点基础上加快电力体制改革步伐，确保改革如期完成。
与此同时，电改部际联席会议也作出部署：应加快批复电力体制改革方案，加快电力交易机构组建和运行，要求电网企业支持地方政府组建股份制的交易中心，支持多方代表参加电力交易机构市场管理委员会，支持增量配售电业务向社会资本放开。
股权博弈
在电力交易中心股权制问题上，南方电网贵州公司早于半年前便试水尝试。
今年3月16日，贵州省经信委、省发改委、国家能源局贵州监管办公室、省能源局联合下发《关于成立贵州电力市场管理委员会的通知》、《关于以公司制形式组建贵州电力交易中心的通知》，明确贵州电力交易中心按照有限责任公司的形式进行组建。
据悉，贵州电力交易中心有限责任公司不以营利为目的，仅向市场主体合理收费，用以支付办公、人工等运行成本，主要包括注册费、年费、交易手续费等，并通过为双边协商交易、集中竞价交易和挂牌交易三种交易模式进行。
“贵州一直是南网公司很难经营的一个省份，因为该省很多工业的形态是以能源、金属尤其是电解铝，高耗能的产业为主，因此这些企业希望电力部门给予优惠，并向他们提供支持。再加上贵州电网投资比较大，南网在历史上并没有好好支持，双方关系一直很僵，较劲很厉害。”一位参与贵州电改的知情人士向《能源》记者透露，“各方积极参与电力交易中心的股权争夺，本质上是对主导权和话语权的争夺”。
事实上，作为新一轮电改中利益被撼动的一方，电网公司希望通过对交易中心的掌控来降低影响；但地方政府也想主导本地的电力体制改革以坐享红利，从而造成了两者之间的博弈。
“以重庆、贵州为例，成立电力交易中心，将改变传统电网企业统购统销的模式，发电企业和售电公司或用电企业可通过交易中心自主买卖电能，将有效降低企业成本，激励和保障各类市场主体参与市场竞争的积极性。”中国电力企业发展促进会规划部副主任薛静对《能源》记者说。
在目前成立的33家电力交易中心中，除了南方电网公司区域内的广州、贵州、广东电力交易中心为电网绝对控股（广州、贵州电力交易中心为南网绝对控股，各持股66.7%、80%，广东电力交易中心为广东电网公司控股、省内发电、售电等其他市场主体和第三方机构参股），由国家电网先后成立的27家电力交易中心（1家部级，26家省级）均为国网独资，为国家电网全资子公司。
“成立相对独立的交易中心，只是一种对电力市场雾里看花般的理解。就两个交易中心的成立而言，与其说是在新一轮改革下的创新之举，倒不如说是电网企业在新形势下一种顺势而为的主动调整。”中国社会科学院财经战略研究院能源经济研究中心副主任冯永晟指出。
在他看来，成立交易中心既非促进电力竞争的充分条件，也非必要条件，但却是顺应现有体制下利益再调整的绝佳方式。
“本质上，这仍属原有体制下内部协调方式的变化，以适应当前面临的一些难题。在交易中心下能够实现的各种收益，比如用户购电成本的降低等，根本上来源于电网企业内部运作方式的调整。又如刚刚完成的银东直流交易，其实用户用电成本的降低，并非来自于电力市场竞争，而是电网内部的协作经济性。因此，建立电力交易中心并不代表建立了电力市场；进入电力交易中心，也不代表参与了电力竞争。”
博弈继续
《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号）中提出：“要建立相对独立的电力交易机构，形成公平规范的市场交易平台”，并出台配套文件《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》。
目前，我国的电力交易机构设在电网企业内部，在这种“一体化设置”情况下，电网企业有可能借助信息不对称优势和各种技术性手段谋求不当利益，直接影响到电力市场交易的公平和公正，这也是市场化改革以来电网企业被广为诟病之处。
对此，《意见》鲜明地提出了推进交易机构相对独立的要求，将原来由电网企业承担的交易业务与其他业务分开，形成规范运行、公平公正的交易平台。电力交易机构由电网“内设部门”向“相对独立”的重大转变，为电网真正实现无歧视开放奠定了基础。
但各方势力针对电力交易中心的属性问题仍然展开了一场声势浩大的辩论。
一方观点认为：中心“相对独立”是各方博弈后妥协的产物，电力交易中心可能继续为电网企业“控制”，导致电改不彻底、甚至夭折；改革伊始，就应该一步到位，做到电力交易中心的完全独立。而另一方观点认为：中心“完全独立”实质上是一种另起炉灶、重搞一套的观点，忽视了电网企业作为电力市场重要参与者的地位和作用，不符合电力运行规律，不利于电力市场的平稳起步和有序推进。
对此，薛静分析：“电力改革是一个循序进行的过程，长期看，电力交易市场化是必然趋势，无论两大电力交易中心及省级电力交易中心是否相对独立或完全独立，未来电力交易都会进一步摆脱因电力特性所构成的输配电网的物理约束，走向更自由的严格市场化。”
能源评论人张友良则认为，“相对独立”是既有依赖又不附属，既有独立又不脱钩。电力交易中心从“内设部门”变成“独资法人实体”完全满足“相对独立”的本质要求。电力交易中心独立性是多一点还是少一点，并无太大意义，如果非要说有意义的话，或许仅在于，哪种模式更有利于电改的平稳起步、有序推进，更有利于推动电力交易中心发展。
其实，新电改明确要保障公益性用电服务，除了公益性用电以外，鼓励商业性的电力市场化交易。而以股份制组建的交易中心定位就是面向市场的企业，在接下来的交易过程中，它的企业性质可能会进一步延伸，电力用户可以大规模通过跨区域的输电通道与发电企业直接发生交易。这对于我国普遍存在的清洁能源消纳问题的解决是有利的。
在电力交易这一平台上，竞价上网也将为一些具有成为成本优势的发电企业带来较好的市场机遇。不过，应该先区分好什么样的才算是合理的竞价，什么样的是恶劣的竞价，会不会出现恶性的竞价现象，整个过程可能还需要一段时间的实践探索。
依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2017〕9号)及其配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》精神，按照国家发改委批复的《陕西省电力体制综合试点方案》有关要求，为了有效向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，形成有效竞争的市场结构和市场体系，经省政府同意，现将《陕西省售电侧改革试点实施细则(暂行)》印发你们，请认真贯彻执行。
陕西省发展和改革委员会
2017年6月6日
陕西省售电侧改革试点实施细则(暂行)
依据《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2017〕9 号)及配套文件《关于推进售电侧改革的实施意见》精神，按照国家发展改革委批复的《陕西省电力体制改革综合试点方案》有关要求，结合陕西省电力工业发展实际，制定本试点实施细则。
一、工作思路、基本原则
(一)工作思路
贯彻落实中共中央国务院关于电力体制改革有关文件精神，按照管住中间、放开两头的要求，逐步向社会资本开放售电业务，培育售电侧市场竞争主体，让更多的用户拥有自主选择权。坚持市场化方向和安全高效、节能减排原则，积极推动电力体制改革创新，着力构建主体多元、竞争有序的电力市场体系。促进能源资源优化配置，提高能源利用效率和清洁能源消纳水平，更好地服务三个陕西建设和发展。
(二)基本原则
1. 坚持市场方向。通过逐步开放售电业务，充分引入竞争，完善电力市场运行机制，发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场，确保售电侧改革与电力体制其它领域改革协调推进。
2. 坚持安全高效。售电侧改革应首先满足供电安全和环保政策要求，放开能效高、排放低、节约型的发电企业和单位能耗、环保排放符合国家标准、产业政策的用户参与交易。
3. 鼓励改革创新。创新市场主体准入与退出制度，参与交易的市场主体采用公示和信用承诺制度，不实行行政审批。通过整合分布式发电、智能电网等新兴技术，向用户提供智能综合能源服务，促进需求侧管理，实现电力消费的优化和进步。
4. 完善科学监管。保证售电市场公平开放，建立规范的购售电交易机制，完善市场主体信用体系。进一步强化政府对电网输配等自然垄断环节和市场其他主体的严格监管，规范市场主体行为。
二、市场主体
(一)电网企业
电网企业是指拥有输电网、配电网运营权，承担其供电营业区保底供电服务的企业。
1. 基本供电。履行确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电的基本责任。当售电公司终止经营或无力提供售电服务时，电网企业在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，承担其供电营业区保底供电服务，并向不参与市场交易的工商业用户和无议价能力的用户供电，按照政府规定收费。若营业区内社会资本投资的配售电公司无法履行责任时，由电网企业代为履行。
2. 普遍服务。对供电营业区内的各类用户提供电力普遍服务，保障基本供电;无歧视地向用户提供报装、计量、抄表、维修、收费等各类供电服务;保障电网公平无歧视开放，向用户提供输配电服务,公开相关区域内10千伏至110千伏电力设施基本情况，包含但不仅限于线路型号、变压器容量及使用容量、备用间隔数量、已批复待接入容量、实际接入容量等;在保证电网安全运行的前提下，按照有关规定收购分布式电源发电;受委托承担供电营业区的有关电力统计工作。
3. 信息报送和披露。按时向省发展改革委、国家能源局西北监管局报送有关统计数据和信息;定期向市场主体电力供需和电网安全约束等相关信息。
4. 交易结算。按规定向交易主体收取输配电费用(含线损和交叉补贴)，代国家收取政府性基金;按照陕西电力交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。
(二)售电公司
售电公司分三类：第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。
售电公司以服务用户为核心，以经济、优质、安全、环保为经营原则，实行自主经营，自担风险，自负盈亏，自我约束。鼓励售电公司提供合同能源管理、综合节能和用电咨询等增值服务。遵守电力市场交易规则及有关管理规定，严格履行购售电合同，承担保密义务，除按规定履行信息披露义务外，不得泄露用户其它信息，服从全省电力统一调度管理，科学管理用户负荷，逐步形成一定比例的需求响应能力。
同一营业区内可以有多个售电公司，但只能有一家公司拥有该营业区配电网运营权，并负责提供保底供电服务。同一售电公司可以在多个供电营业区内售电。
(三)电力用户
在电网企业独立开户、单独计量的企业。执行大工业和一般工商业电价，具有独立法人资格、财务独立核算、信用良好、能够独立承担民事责任的电力用户可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。
1. 大用户：进入陕西省电力直接交易准入目录的用电企业，现阶段为年用电量1000万千瓦时及以上，可直接参与电力直接交易，或是在一个交易周期内，只能委托一家售电公司参与。
2. 中小用户：年用电量在300万千瓦时和1000 万千瓦时之间的企业，在一个交易周期内，只可自主选择一家售电公司参与。
3. 园区用户：可以以园区为主体打包，年用电量在1000万千瓦时及以上的，可直接参与电力直接交易;年用电量在300万千瓦时和1000 万千瓦时之间的，在一个交易周期内，自主选择一家售电公司参与。
三、市场主体准入与退出
(一)售电公司准入条件
1. 按照《中华人民共和国公司法》，进行工商注册，具有独立法人资格。
2. 资产总额：
(1)资产总额在2千万元至1亿元人民币的，可以从事年售电量不超过6至30亿千瓦时的售电业务。
(2)资产总额在1亿元至2亿元人民币的，可以从事年售电量不超过30至60亿千瓦时的售电业务。
(3)资产总额在2亿元人民币以上的，不限制其售电量。
3. 拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备以及固定经营场所，具备用户管理、交易、结算功能的技术支持系统，满足参加市场交易的报价、信息报送、合同签订、客户服务等功能。
4. 拥有至少1名电力工程类高级职称和3名电力工程类中级职称专职管理人员，拥有10名以上掌握电力系统基本技术经济特征的相关专职专业人员，具备电能管理、节能管理、需求侧管理等能力，有三年及以上工作经验，满足参与电力市场交易的管理、服务等工作需要。
5. 售电公司参与交易周期内用户的总用电量在3000万千瓦时以上。
6. 单个售电公司参与集中竞价交易申报电量不可超过当期竞争电量总规模的10%，超出部分削减至零。视为关联企业的多个售电公司申报电量之和不得超过当期竞争电量总规模的15%。
7. 拥有配电网运营权的售电公司除上述准入条件外，还需具备以下条件：
(1)拥有配电网运营权的售电公司的注册资本不低于其总资产的20%。
(2)按照有关规定取得电力业务许可证(供电类)。
(3)增加与从事配电业务相适应的专业技术人员、营销人员、财务人员等，不少于20人，其中至少拥有2名电力工程类高级职称和5名电力工程类中级职称的专业管理人员。
(4)生产运行负责人、技术负责人、安全负责人应具有五年以上与配电业务相适应的经历，具有中级及以上专业技术任职资格或者岗位培训合格证书。
(5)具有健全有效的安全生产组织和制度，按照相关法律规定开展安全培训工作，配备安全监督人员。
(6)具有与承担配电业务相适应的机具设备和维修人员。对外委托有资质的承装(修、试)队伍的，要承担监管责任。
(7)具有与配电业务相匹配并符合调度标准要求的场地设备和人员。
(8)承诺履行电力社会普遍服务、保底供电服务义务。
8. 国家法律法规等规定的其他要求。
(二)电力用户准入条件
用电项目建设核准(备案)手续齐全，符合国家产业政策要求，列入国家行业准入公告名单(未实行行业准入的除外);能源消耗达到国家标准;环保排放达到国家标准;用户及其负责人无不良金融、司法记录和拖欠电费记录，信用良好;拥有自备电源的用户应按规定承担国家依法合规设立的政府性基金，以及与产业政策相符合的政策性交叉补贴和系统备用费;微网用户应满足微电网接入系统的条件(有关微电网接入系统标准和条件另行研究确定);未被列入国家或省政府负面清单，未被实施差别电价和惩罚性电价的企业。
(三)售电公司准入流程
售电公司准入资格采取注册制度，不实行行政审批。按照一注册、一承诺、一公示、三备案的程序，列入市场主体目录后即可获得参与市场资格。注册、承诺、公示、备案应该遵循自主自愿、公平诚信、公开管理、科学监管的原则。
1.一注册。陕西电力交易中心负责售电公司注册服务。符合准入条件的售电公司可向陕西电力交易中心办理注册，获取交易资格。
2.一承诺。售电公司办理注册时，应按固定格式签署信用承诺书，并向陕西电力交易中心提交以下资料：营业执照、法人代表、资产证明、从业人员、经营场所和设备等基本信息和银行账户、售电范围等交易信息。拥有配电网运营权的售电公司还需提供配电网电压等级、供电范围、电力业务许可证(供电类)等相关资料。
3.一公示。接受注册后，陕西电力交易中心要通过信用中国(creditchina.gov.cn)等政府指定网站，将售电公司满足准入条件的信息、材料和信用承诺书向社会公示，公示期为1个月。
4. 公示期满无异议的售电公司，注册手续自动生效。陕西电力交易中心将公示期满无异议的售电公司纳入自主交易市场主体目录，实行动态管理。
5. 公示期间存在异议的售电公司，注册暂不生效，暂不纳入自主交易市场主体目录。售电公司可自愿提交补充材料并申请再次公示;经两次公示仍存在异议的，由省发展改革委核实处理。
6.三备案。陕西电力交易中心按月汇总售电公司注册情况向省发展改革委、国家能源局西北监管局和大公国际资信评估有限公司备案，并通过信用中国网站和陕西电力交易平台向社会公布。
7. 售电公司注册信息发生变化时，应在5个工作日内向陕西电力交易中心申请变更。业务范围、公司股东、股权结构等有重大变化的，售电公司应再次予以承诺、公示。
(四)市场主体退出
1. 市场主体违反国家有关法律法规和产业政策规定、隐瞒有关情况或者以提供虚假申请材料等方式违法违规进入市场、严重违反市场规则、不能保持准入条件要求、发生重大违约行为恶意扰乱市场秩序、未尽定期报告披露义务、拒绝接受监督检查的，由省发展改革委、国家能源局西北监管局组织调查确认，提出警告，勒令整改。拒不整改的列入黑名单，强制退出市场，法定代表人、单位和机构情况记入信用评价体系，不得再进入市场。被强制退出的售电公司，其所有已签订但尚未履行的购售电合同由陕西省发展改革委征求合同购售电各方意愿，通过电力市场交易平台转让给其他售电公司或交由电网企业保底供电，并处理好其他相关事宜。
2. 市场主体依法被撤销、解散的或依法宣告破产、歇业的，企业违反信用承诺且拒不整改或信用评价降低为不适合继续参与市场交易的，被有关部门和社会组织依法依规对其他领域失信行为做出处理，并被纳入严重失信主体黑名单的，强制退出市场。
3. 售电公司因运营不善、资产重组或者破产倒闭等特殊原因退出市场的，应至少提前30天向陕西电力交易中心提出申请，退出之前应将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜，否则不得再参与市场交易。
4. 拥有配电网运营权的售电公司申请退出时，应妥善处置配电资产。若无其他公司承担该地区配电业务，由电网企业接收并提供保底供电服务。
5. 电力用户无法履约的，提前30天书面告知陕西电力交易中心、电网企业、相关售电公司以及其他相关方，将所有已签订的购售电合同履行完毕或转让，并处理好相关事宜。
6. 退出市场的售电公司在省发展改革委、信用中国网站同时向社会公示10个工作日，公示期满无异议的，由陕西电力交易中心从自主交易市场主体目录中删除，同时注销市场交易注册，并向省发展改革委、国家能源局西北监管局和大公国际资信评估有限公司备案，通过信用中国网站和陕西电力交易中心电力交易平台向社会公布。
四、交易和结算
(一)交易组织
陕西电力交易中心负责陕西省内市场交易组织，披露和市场信息，提供结算依据和服务，根据交易结果制定交易实施计划，对市场主体及交易合同等进行备案。
(二)交易方式
在陕西电力交易中心注册的发电企业、售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中交易，拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司购售电业务。
(三)交易价格
按照国家电力体制改革有关文件要求，逐步放开的发用电计划部分通过市场交易形成价格，未放开的发用电计划部分执行政府规定的电价。市场交易价格可以通过双方自主协商确定或通过市场竞价方式确定。参与市场交易的用户购电价格由市场交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴))、政府性基金三部分组成。
(四)结算方式
发电企业、电网企业、售电公司和用户应根据有关电力交易规则签订多方合同。
与售电公司有委托协议的用户按照电网企业、售电公司、电力用户多方合同约定向电网企业缴费，电网企业向电力用户开具增值税发票;发电企业按照交易结果从电网企业获取上网电费，向电网企业开具增值税发票;电网企业按照实际购售电合同履行情况，向售电公司支付或收取价差电费，售电公司向电网企业开具或获取相应的增值税发票。
拥有配电网运营权的售电公司承担配电区域内电费收取和结算业务。按照政府核定的配电价收取配电费;按合同向各方支付相关费用，并向其供电的用户开具发票;代收政府性基金及附加，交电网企业汇总后上缴财政;代收政策性交叉补贴，按照国家有关规定支付给电网企业。
(五)保底服务
为确保无议价能力、不参与电力市场交易，以及参与电力市场交易后签约售电公司无法履约的用户用电，由用户所在区域对应的电网企业提供保底供电服务，价格按照政府核定的目录电价或政府确定的定价规则执行;参与电力市场交易后签约售电公司无法履约的用户，应选择新售电公司购电，否则将由提供保底服务的电网企业按照政府确定的价格执行，直至用户与新售电公司达成购电协议。
五、电力输配
电网企业负责电力传输配送，做好输配电服务，确保安全可靠供电。对并网运行的发电、输电、变电、配电等相关设备，不论其产权归属或管理方式，均按有关规定纳入相应电网调度机构的调度范围。电网调度机构参与售电公司、用户接入方案的审核及安全校核。
具有新增配电网资质的配售电公司应做好用户并网和设备投运管理工作，并向电网调度机构备案，拟并网方应根据有关法律法规，与电网企业签订并网调度协议，接受统一调度，并严格遵照执行。并网程序执行《电网运行准则》(GB/T31464-2017)相关要求。配电网布局必须严格按照省级总体规划有序组织实施。加强电网公平接入、电网投资行为、成本及投资运营效率的监管。符合省发展改革委准入条件的市场主体依据规划向地方政府能源管理部门申请参加增量配电网项目的建设。地方政府能源管理部门应当通过招标等市场化机制公开、公平、公正优选确定项目业主，明确项目建设内容、工期、供电范围并签订协议。要严格遵循投资管理规定，先规划、后建设，避免重复投资、无序发展造成资源浪费。
六、用户接入
电网企业要加强内部管理，简化流程，为售电侧用户高效办理电网接入手续。任何单位和个人不能阻碍用户接入电网。用户接入工程出资原则上由用户自行承担。
七、信用体系建设与风险防范
(一)信息披露
建立信息公开机制，省发展改革委在官方网站定期公布市场准入退出标准、交易主体目录、负面清单、黑名单、监管报告等信息。市场主体在省发展改革委、信用中国网站和陕西电力交易中心电力交易平台分别公示公司有关情况和信用承诺，公告公司重大事项，并定期公布公司年报。
(二)信用评价
建立市场主体信用评价机制，依据市场主体履约等情况，建立市场主体信用评价制度，评价结果向社会公示。建立黑名单制度，对严重违规的市场主体，提出警告，勒令整改。拒不整改的列入黑名单，不得再进入市场。
(三)风险防范
研究售电公司参与电力市场的交易保证金制度，探索建立售电市场和售电业务违约风险防范机制，对影响电力安全或对市场主体造成严重影响的售电公司，省发展改革委会同国家能源局西北监管局实施限制交易或强制性退出，并与其他相关部门共享信息，实施联合惩戒。
一、虹口区电子交易市场现状
(一)市场经营管理者基本情况
1．中硅电子交易市场。上海中硅电子交易市场经营管理有限公司设立于2003年10月，注册资本200万元，全部由自然人以货币出资。该公司自行研发并建立“中国硅产品交易网”交易平台，开办硅及其相关产品的电子交易。
2．钢联钢铁电子交易市场。上海钢联钢铁电子交易市场有限公司设立于2005年7月，注册资本1000万元。目前正准备在虹口重新注册网络市场经营管理公司。
3．中联钢铁电子交易市场。上海中联钢铁电子交易市场经营管理有限公司设立于2005年4月，注册资本1667万元，6家企业以货币出资，由北京中联钢铁电子商务有限公司控股。目前已建成“中国联合钢铁网”交易平台，主营钢材电子交易。
4．斯迪尔电子交易市场。上海斯迪尔电子交易市场经营管理有限公司设立于2003年12月，2004年由普陀区迁入虹口，注册资本2000万元，由1个自然人及6家企业共同出资，其中货币资金1600万元，非专利技术作价出资400万元。市场通过“上海钢材网”交易平台，为钢材相关企业提供在线交易、物流配送等服务。
5．大宗钢铁电子交易中心。上海大宗钢铁电子交易中心有限公司设立于2004年4月，2006年12月由浦东新区迁入虹口，注册资本2000万元，由浙江物产金属集团有限公司、中储物流在线有限责任公司、马鞍山钢铁股份有限公司、萍乡钢铁有限责任公司、中国建筑第六工程局及1个自然人共同投资组建。经营范围主要包括网上提供钢铁产品的电子交易及相关配套服务、钢铁电子商务技术与信息服务，是目前我区规模最大的网络电子交易市场。
6．中规钢材电子交易市场。上海中规钢材电子交易市场经营管理有限公司设立于2006年3月，注册资本为2000万元，均为自然人投资。
(二)市场经营运作情况
目前，中硅电子交易市场和中规钢材电子交易市场尚未正常开展经营，另外四个市场运作情况正常。从会员数量和交易规模来看，有逐年上升的趋势，发展前景较好。
(三)电子交易市场目前存在问题
1．确认经营场地较困难。电子交易市场的主办方虽然名为市场经营管理公司，但在其公司住所内看不到经营者从事商品经营活动。电子交易市场的交易行为都在Internet网络上完成，市场经营管理者一般是自行购买服务器，通过自行开发或购买的网上交易、信息软件来构建市场交易平台。目前看来，这些服务器的架设地都在上海，有的设在公司注册地，有的请电信部门的机房托管，托管地址比较分散。电子交易市场的实际经营场地如何确认?以市场经营管理公司住所为准，还是以托管服务器的地址为准?这些问题目前还没有相关法律法规明确，是横亘在工商部门面前的一个监管难题。
2．场内经营者主体资格的确认问题。目前，市场经营管理者与入场交易商都会订立进场合同，即通过会员制招募会员，并收取相应会员费。会员的准入标准由各市场自行制定，其中首要条件是交易商必须为经工商行政管理部门登记注册、从事与交易商品有关的现货生产、经营和消费活动的企业法人，以防止场外游资进入市场进行炒作，但是对于会员资格的续存以及会员退会都没有具体规定。这与传统商品交易市场中工商部门对场内经营者的准人监管存在较大差异，由于没有地域限制，外省市的企业能否直接入场?入场交易商是否需要再办理市场内的营业执照?这些都是需要明确和统一的问题。传统商品交易市场内，经营者即使不告而别，一旦发生交易纠纷，可以启动先行赔偿，再向经营者进行追偿：在市场退出机制方面，辖区工商部门既是监管部门，又是登记机关，可以进行无缝衔接，政府监管风险不大。而电子交易市场在理论上的经营规模是无限大的，全市乃至全国范围内的经营者都可以加入经营队伍，交易的间接性、成交地的广泛性、行政机关的管辖权如何确定，不同地域的监管部门如何配合等诸多问题，无疑大大提升了监管的难度和风险，
3．经营风险的潜在威胁。电子交易市场内每日流动的资金量庞大，动辄百万，甚至数千万、上亿元。虽然，各市场经营管理者大多与开户的银行签订了资金监管协议，实现三方共同监管。但是，万一市场主办者恶意抽逃和转移资金，那必将产生极其恶劣的影响和后果。不仅关系大量资金安全，甚至可能引起相关生产资料的国内、国际价格波动，进而直接影响到国家的经济秩序稳定。因此，对电子交易市场潜在的经营风险威胁绝对不可小觑和掉以轻心。
(四)工商部门监管现状
现行的丁商行政管理法律法规，如《公司法》、《公司登记管理条例》、《产品质量法》、《合同法》、《商标法》、《广告法》、《反不正当竞争法》等，对电子交易市场都是有约束力的，这是工商部门进行监管的基本依据，也是工商部门确定电子商务监管内容和切入点的基本依据，
目前，虹口工商分局采取两级监管模式，市场合同科主要负责规范市场主办方的主体资格，市场运作模式、监管方式创新等方面的调研和走访，工商所主要负责市场经营者公司住所规范、商标广告监管、工商年检等方面的日常管理。
二、电子交易市场监管对策思考
目前我国关于电子商务特别是电子交易的相关立法滞后，由此导致有关电子交易的标准规范以及政府管理职权划分不明确，给工商部门带来一个较为尴尬的局面：若消极监管或保守监管，作为市场监管“兜底”的工商部门有可能吞下“不作为”的苦果：若积极实施全面监管，工商部门就有可能陷入“监管越权”的泥沼。
但是，电子交易市场终究还是市场交易行为，不论是传统的有形市场，还是新兴的、虚拟的无形市场，都应在工商部门监管范围之内，因此，工商行政管理机关监管理电子交易市场责无旁贷。在现行的法律法规体系框架下，工商部门可以做好以下四个方面的工作。
(一)建立和推广电子交易市场认证制度
在网络上承担身份认证任务的被称为认证机构(certificate authority，CA)。认证机构一般由独立的、不以盈
利为目的的第三方担任，它的主要功能包括：签发和管理电子商务证书：产生、管理使用者密钥、CA密钥等。当参加电子交易的各方向认证机构申请电子商务证书时，需提交有关身份证明经认证机构验证，然后签发证书。在电子交易进行时，一方可以向对方提交证书证明自己的身份，对方可要求认证机构验证双方身份。可以看出，认证机构的重要作用是保证电子交易的安全。
考虑对场内交易商建立和推广CA身份认证和网上电子营业执照结合的双重认证体系，共同强化和确保网上交易安全。目前虹口区几家电子市场中只有中硅市场率先通过专业认证公司开展会员网上身份的CA认证，并在市场运作中取得明显的效果。
(二)制定和推荐使用电子交易市场示范合同文本
电子交易市场每天都发生大笔经济业务，交易商与电子交易市场之间、交易商之间都要签订各类电子合同文本，如《入市协议》、《在线挂牌电子交易合同》等。现行每个市场的合同文本都不相同，部分合同文本中约定的当事人的权利义务并不平等。因此，制订统一的电子交易市场示范合同文本有助于维护当事人的合法权益，减少合同履行中各种纠纷的产生，降低经营风险，同时也便于工商部门对电子交易市场的监管。
虹口工商分局可利用电子交易市场相对集中的优势，在电子交易市场现有各类合同文本的基础上，拟定示范合同文本的初稿，通过征询市场主办方、入场交易商意见，邀请市局相关处室、人民法院、社会法律工作者等召开座谈会等形式进行广泛讨论，修改后形成最终稿。经后推荐区内各电子交易市场试点使用，然后向全市电子交易市场推广。
工商部门通过网上巡查、现场抽查等方式对电子交易市场使用示范合同文本情况进行检查，限制电子交易市场使用自制合同文本，提高示范合同文本的使用率，对违反法律法规的强制性规定条款，制发修改通知书，并定期向社会公示。
(三)强化对市场主办者的规范和监管
1．建立电子交易市场协会
目前，电子交易立法滞后，而且缺少实施细则和配套法规，在现实情况下，各电子交易市场主办者根据《合同法》和《上海市商品交易市场管理条例》，遵照国家质量监督检验检疫总局《大宗商品电子交易规范》的有关规定，制定各自交易市场的管理办法，但由于缺乏指导，大多立足于市场自身利益的考虑，规则之中不少条款显失公平、“霸”气十足。
虹口工商分局考虑通过市场协会这一平台，组织各个电子交易市场制定统一的市场章程、交易规则、财务会计制度、风险管理和内部控制制度等，以便于工商部门监管。同时，通过行业自律，促进各市场之间相互监督，减少不规范操作。
2．控制无序竞争
(1)实行数量上的相对控制
电子交易市场利用网络平台进行交易，决定了其交易外延的无限扩大性。从数量上而言，更多同种行业电子交易市场的设立是对社会资源的浪费，同时也不利于其经营规模的扩张。因此，严把电子交易市场的准入关。控制相同类型市场的数量能有效遏制无序竞争。
(2)实行区域相对集中
电子交易市场是一种新型的市场业态，工商部门此前没有过多、过深的接触和研究，对其监管目前尚处于探索阶段。如果实行区域相对集中，有利于属地工商部门深入研究和应对，也便于统一监管模式和提升监管水平。况且，电子交易市场的选址与其经营品种之间又有着千丝万缕的关系，金山区的化工品电子交易市场毗邻石化基地，虹口区的钢材电子交易市场依托于大柏树地区的钢材批发商圈，充分说明电子交易市场需要扎根于传统商业的土壤才能茁壮成长。因此，电子交易市场的准入要考虑实行区域相对集中，这既有利于市场发展，也有利于政府监管。
3．规范市场运作模式
(1)对入场交易商的主体资格进行把关。入场交易商必须是经依法登记设立的企业法人，且具有场内交易商品行业的生产、经营资质。
(2)对资金运作进行介入监管。通过制定相关的指导性意见，指定监管银行等途径来控制资金运作风险，保证市场正常经营。
(3)齐抓共管，形成监管合力。汇同经委、金融办、整规办、证监局、法制办等部门加强日常监管，杜绝市场内期货或变相期货交易行为的发生。
(四)建设专业化的工商监管队伍
工商部门要对电子交易市场实行有效监管，就必须转变观念、努力学习，打造专业化、职业化的监管队伍。
1．精于计算机和网络知识。应该以掌握和灵活运用计算机及网络操作技能为目标，培养一批专业电子交易监管人才，这是对市场实行介入监管的基本前提。
2．提高发现和查处能力。在实行网上巡查的过程中，要善于发现问题，熟悉掌握工商常用法律法规，并具备查处能力，以及时发现并提出解决问题的办法。
[关键词]市场分析系统 电力交易运营系统
中图分类号：X773 文献标识码：X 文章编号：1009914X（2013）34036101
电力交易运营系统往往包括：能量管理系统，以确保电网安全稳定运行；交易管理系统，主要对电力市场运营进行控制；电能量计算系统，主要对电能数据进行采集、传递、统计，为市场决策提供依据；电能量考核和结算系统，通过该系统实现电能的结算和对运营的考核；合同管理系统，对电力企业与其他企业的合作合同进行管理；报价处理系统，对相关市场报价数据进行市场校验和预测；市场分析与预测系统，对市场信息进行采集，分析潜在的市场，以保障运营的安全性；信息系统，及时市场信息，保证市场竞争的公平性。对电网运营情况进行分析，是确保电网安全、正常运行基本前提，进行市场分析是电力企业生产与消费合理配合的保障，是电力企业实现发展的重要措施。
一、电网运营情况分析
对电网的电力、潮流进行分析和检修工作，保证电网系统正常运转，是电网运营情况分析的主要职能和目标。由于电力企业更多关注企业的经济效益，在电力交易运营系统中对电力运营情况的分析较为缺乏。根据电网运营情况，交易中心可以全面了解电网基础运行的状况，为交易工作提供依据。电网运营情况的分析主要包含以下方面：对受阻电力进行数据统计，即对电网安全、电力生产受阻、环保停机等原因造成电力受阻的情况和成因进行详细数据记录和分析；对过去月、季、年的检修情况进行汇总，分析月平均检修量，分析一年中最大和最小的月检修量，为检修计划提供数据依据；对当前总装机容量、受阻容量、检修容量、负荷需求、临时外送需求等进行数据统计，计算系统备用容量，对备用容量的分析一方面可以确保电网正常运转，另一方面可以为市场开发提品支持；对分区域、分线路等进行网损统计；对发输电设备的利用率进行分析。根据以上信息企业交易运营系统对电力交易运营进行平衡分析，对电力企业的月度、季度、年度进行平衡分析，分析电力企业的电力余缺情况，以便及时调整，避免电力不足影响市场消费，避免产能过剩造成浪费，确保电力企业的经济效益。影响电力余缺的主要因素包括装机、新机、退休机组、外购容量、检修容量、受阻容量、外送容量、旋转备用容量等，由于检修容量和负荷需求不稳定，平衡分析难度较大。
二、市场运营情况分析
市场运营情况的分析是电力企业运营系统分析的重点，市场分析为企业的发展决策提供依据，市场分析的质量直接关系到电力企业的发展状况。市场分析主要包括交易前的市场预测和交易后的结果分析，为企业的进一步发展提供准确的数据信息依据。
（一）市场预测和发电方案的制定
电力企业的生产与销售不同于其他行业，其电力的生产与销售具有同步性，因而电力市场的开发需要坚定稳健性原则。电力企业运营系统最基本的一项功能是通过对前期交易记录进行统计、分析，设计后期的交易方案，对方案进行结果预测，检测方案的可行性和方案为企业带来的经济效益。根据市场需求和企业电网运营情况，结合企业的发展目标，各电力企业制定不同发电方案。节能减排是新时代的需求，也是实现可持续发展的必要措施，对火力发电厂提出了更高的要求，因此电力企业从火力发电厂购电时在需要格外注意其节能减排的编制，预估投资成本、煤耗损量和二氧化硫的排放量。
（二）购售电量分析、成本分析
采用同比、环比等比较方式对电力企业当月的外购电量和外送电量进行比较，分析外购和外送的原因，分析其稳定性，为下月的交易计划提供参考。对月度、季度、年度的外购、外送的成本进行分析，对发电厂的内型、购售的区域进行统计分析，计算出总成本、平均购进和售出价格，根据购售区域分析平均的购电量和购电价格。
（三）交易统计
电力企业运营系统对企业的各种交易数据进行统计，对交易的类型进行分类，提供查询功能。电力企业的交易类型主要包括发电权的交易、年度、季度、月度购售电力合同等交易，在不同类型交易的基础上对交易的数量、交易的电力均价、交易量、计划量、完成量等进行数据统计。
（四）交易成果分析
交易成果的分析是在交易数据统计的基础上分析企业的经济效益。根据不同的交易类型，进行特定的效果分析，如发电权的交易主要侧重对节能减排效果进行分析，与火力发电厂的交易需要计算单笔交易的煤耗量、二氧化硫的排放量，计算电力生产成本和产生的环境影响；外送电力交易则侧重对购进、售出电力成本和效益进行分析。
三、市场评估
市场评估主要包括市场集中度评估和市场风险评估。市场评估是电力企业发展的指向标，有效的市场评估能促使企业在市场竞争中取得一定的优势，帮助企业有效规避市场风险。
（一）市场集中度评估
为建立电力交易规则，完善交易制度，减少市场投机行为，建立交易秩序和公平竞争的市场环境，首先需要市场集中度指标。可以根据发电可控容量和一段时间内发电量公开市场份额靠前的发电厂信息，为公平竞争打下基础，避免发电商串通报价，增加电力企业成本。再者公平的竞争需要建立完善的定价机制和交易规则，避免垄断电力企业操纵市场价格，获得特殊的竞争优势。电力企业运营系统将各企业的交易信息公开化，建立市场集中度指标，能为企业竞争提供参考依据，创造良好的市场竞争环境。
（二）市场风险评估
企业运营系统对市场状况进行评估，能帮助交易人员了解电力市场状况，及时调整交易。运营系统的市场风险评估系统能根据各种因素预测市场风险，及时进行风险预警。电力企业的风险主要包括发电侧风险、售电侧风险和政策风险，企业的市场风险主要表现为发电商市场风险、发电商的竞价风险、市场需求风险、售电企业区域竞争风险等。电价上涨或下降的严重不合理，电力容量和负荷需求差值较大时都有可能导致电力企业市场运行风险。运营系统的市场风险评估系统可以通过对各项指标的进行计算，与设置的上下限进行比较，超出范围时发出预警，提醒相关交易人员注意风险防范。
结语
电力市场分析是电力交易运营分析的重要部分，电力企业交易运营系统中的市场分析系统能对各种市场相关数据进行统计、分析，将电力市场的概况、企业运营状况展现给交易者，为交易者进行交易提供信息数据，提供决策参考。另外市场分析系统能对各方面的市场因素、企业因素进行综合分析，预测潜在风险，提供风险预警，帮助企业有效规避市场风险。
参考文献
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发电侧电力市场的交易按时间可分为期货交易、现货交易、实时交易（实时电力电量平衡）3种模式。期货交易是一个过程，指在未来相当长的一段时间后交割的电网企业与大容量的发电企业的合同。事实上，电力交易包括期货合约和长期合约，期货市场与商品期货合约的流通代表着高度完善的市场形态，为建立规范的电力期货市场需要投入大量的人力和物力；与此相反，长期合约并不需要规范电力期货市场［2］，只要有当事人签署的合同，简单而实用，这是目前电力期货市场的主要途径。在未来，随着电力市场的发展和完善，长期合约的比例将逐步减少最终由期货合约取代。现货交易更接近于实际运行时间（1天或1h后），发电企业可以根据负荷预测和电网运行实现更加准确的交易［3］。在现货交易市场中，各发电机组采取竞价上网的方式，每台发电机组向电力交易中心提供线性、非降现货电量竞价函数。由于现货交易市场的结算电价为系统边际电价，因此发电机组参与现货电量竞价的电价应低于或等于系统边际电价λs（t）。对于成功竞价的发电机组i，其对应时段的现货交易上网电量表达式如下。
2发电成本分析
发电成本包括燃料费、管理费、检修费和发展费。参与竞价的单位可以是机组、发电厂或发电公司，竞价的周期可以是年、月、日或小时。下面先研究单时段发电成本曲线，包括二次成本曲线和线性成本两种情况。通常认为发电成本是发电功率的二次函数，即对发电公司（或发电厂、发电机组）i，设发电功率P在短时间（如1h）内恒定不变，则1h内该发电公司的发电成本Ci与发电功率Pi间有如下的二次函数关系。
3竞争性报价策略及其最优算法
发电厂进行竞争性报价的策略主要可以分为以下3种［4］。1）基于预测市场出清价（MCP）的竞争性报价方法如果一个发电厂可以准确预测MCP，那么只要报出稍微低于MCP的价格即可获利。由于在大多数电力市场中可供查询的公开数据十分有限，因而十分精确地预测MCP比较困难。2）基于预测其他竞争对手报价行为的方法这种方法需要对整个市场中所有竞争对手的报价策略和费用函数的各项参数进行预测，然后利用概率论或者模糊数学的方法得到报价方案。3）基于遗传算法（GA）的竞争性报价方法这是目前最为先进的报价方法。电力市场不是一个完全意义上的竞争市场，而是一个典型的寡头垄断市场。遗传算法是经济学上研究寡头垄断市场常用的工具之一，是专门研究两个及两个以上有利益冲突的个体，在有相互作用的情况下，如何进行各自优化决策的理论。因此，用遗传算法来研究电力市场主体的行为应该是很合适的。
4遗传算法在竞价策略分析中的应用
近年来，新出现的人工智能技术（如神经网络、遗传算法等）已越来越多地应用于电力工业领域。遗传算法是一种基于自然选择和群体遗传学的随机、迭代、进化和并行搜索的算法。与传统方法相比，具有可并行性、全局最优性、不依赖问题模型的特性，以及计算简单等优点。遗传算法应用在竞价策略中，是允许发电企业直接测试市场报价策略的一般假设，但要基于一定的前提条件。例如，先假设机组容量和系统结算价格相关的拍卖利润，并进一步假设前者是同时与表单关联，并测试了大量可能的交易规则，从中搜索出有利的投标策略。遗传算法仅需要很少的信息，其高效、灵活的特性对竞价策略的分析将是非常有效的。
4.1利润函数主要研究的对象是基于利润最大化的火力发电企业竞价决策模型，其目标函数是单个报价时段单个机组利润的最大化。
4.2算法寻优遗传算法的优化过程可以理解为：在正常工作条件下的电力企业，根据市场出清价格预测未来期间的接收或释放电能最优化，同时要满足约束条件的限制，通过对目标函数评价其优劣的市场信息。第一步：参数编码让该单元的运行周期为24h，每1周期被分成48个时隙。考虑到实际需要和减少计算时间，可以合并几个小时的时隙。据市场交易规则，相应地每个周期产生4～10个报价，即初始报价程序。第二步：生成初始报价方案基于模糊神经网络的系统边际价格预测区间来控制其误差范围，以满足涡轮机技术条件下的限制。可以将基础报价员的报价心理分为冒险型、中性型和保守型三种类型，构建了初始报价方案。第三步：适应度函数在投标约束时，引入惩罚函数的影响。如果目标函数值较大时，如果少量的违反约束，那么解决方案是好的，需要相应的程序应给予大量引用的适应值。第四步：遗传操作选择算子，采用排序适应函数的方法，将同一代群体小的M个染色体按适应度函数值从小到大排列，记为1至m。直接取分布概率为。
5结语
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