电力交易市场化模板(10篇)

导言：作为写作爱好者，不可错过为您精心挑选的10篇电力交易市场化，它们将为您的写作提供全新的视角，我们衷心期待您的阅读，并希望这些内容能为您提供灵感和参考。

篇1

物理实验能力是指能顺利地完成物理实验活动，并实现实验目的的基本素质。高中物理电学实验主要强调学生设计实验能力的培养，目的是让学生学会灵活地运用理论知识来设计物理实验。很多高中生都觉得物理实验枯燥乏味，特别是电学实验，更是抽象难懂。怎样提高电学实验的教学效率是每位高中物理教师不断探索的课题。笔者认为，教师在教学中应重视学生学习兴趣的激发，强化学生对物理概念和现象的理解，并按照学生的实际认知水平和学习能力设计实验教学方案，以提高学生的实验能力。

一、明确教学重点

在讲课前，物理教师首先要认真研读和分析考试大纲，明确物理电学实验的考点，而考查的重点就是教学的重点。教师在设计教学方案时，应紧密联系教学重点进行备课，在具体教学中要时刻突出这部分的物理知识，以提高学生对重点知识的认识，使学生在学习时做到主次分明、条理清晰，以更好地学习物理电学实验。

二、创设教学情境

在电学实验教学的课堂上，为使学生良好地掌握教学重点和难点内容，教师应该善于利用多媒体、文字、影像、网络等教学资料，为学生创设出合理的教学情境，使学生在轻松、愉悦的学习氛围中掌握电学实验的精髓。我们物理教师也要及时更新教学理念，重视学生的实验过程，强调学生创造能力的发展，而对学生的实验结果可放低要求。在课堂上，教师可与学生一起分析实验的原理，然后让学生按照可行性、准确性、操作性的原则尝试设计实验方案，并适当地引导学生学会知识的迁移，这样不仅使学生的实验能力得到发展，还能帮助学生形成电学实验的发散性思维。

三、掌握仪器的使用

准确使用电学实验仪器是学好电学实验和设计电学实验的基础。高中物理实验中常用的电学仪器有电压表、电流表、电阻箱、滑动变阻器等。教师要带领学生去了解和掌握这些仪器的基本构造、使用原理、实验用途以及仪器的量程等，进而达到熟练使用仪器和准确读取数值的目的。另外，还要使学生明确每个电学实验采用的电路图，以便根据电路图来选择合适的仪器，顺利完成实验操作。

四、自主设计电学实验

实验设计是指实验者按照实验的目的和原理，结合知识积累和技能经验进行思维的创造，通过分析和思考，确定实验的装置和仪器以及具体的实验步骤。主要包括：设计实验方案、设计实验步骤、设计实验方法等。在设计实验的过程中，提高学生理论知识运用能力的同时还培养了学生的实验探究能力。学生设计实验的前提必然是熟练地掌握电学的理论知识，然后再运用自身的观察能力、分析能力、想象能力和创新能力进行实验设计。因此，在该阶段的教学中，教师在为学生进行示范实验后，应该给学生足够的时间和空间，让学生独立地安装实验装置，教师根据学生的实际情况给予适当的指导和点拨，然后让学生完成实验步骤的操作和实验报告的填写。

五、关注生活中的学问

当学生的头脑中萌生好的想法和设计时，教师要及时鼓励他们通过实验来求证，这不仅能激发学生的创造热情，同时能提高学生实际动手的能力。在电学知识的学习过程中，教师要培养学生灵活地学习的能力，尽量将课堂上学习的理论知识运用到解决生活中的实际问题上。20世纪中期，中学物理教学实验器材比较稀缺，著名物理教育家朱正元教授当时利用一些日常生活中的材料制作了大量的实验器材，同时设计了上百种具有重要意义的物理实验，他曾提出的“坛坛罐罐当仪器，拼拼凑凑做实验”，至今仍被广大物理学者所传诵。因此，教师应让学生明白“生活处处皆学问”的道理，引导学生在日常生活中巩固学习的电学实验知识。

广大高中物理教师应该提高对电学实验教学的重视力度，让学生明白电学实验在高中物理学习中的重要性。教师不仅要培养学生掌握电学仪器的能力，培养学生设计实验和动手实验的能力；还要充分利用一切有利的教学资源，使学生的学习热情得到激发。学生应该主动地投身于电学实验的教学活动中，不仅要扎实地掌握电学公式，还要能根据实验要求正确设计实验电路，学会将所学的知识运用到其他类型的电学实验中，达到举一反三、触类旁通。

篇2

意见布置了煤电改革的主要任务，指出，要坚持市场化取向，充分发挥市场在配置煤炭资源中的基础性作用，以取消重点电煤合同、实施电煤价格并轨为核心，逐步形成合理的电煤运行和调节机制，实现煤炭、电力行业持续健康发展，保障经济社会发展和人民生活的能源需求。具体表现为：

——建立电煤产运需衔接新机制。自2013年起，取消重点合同，取消电煤价格双轨制，发展改革委不再下达年度跨省区煤炭铁路运力配置意向框架。煤炭企业和电力企业自主衔接签订合同，自主协商确定价格。鼓励双方签订中长期合同。地方各级人民政府对煤电企业正常经营活动不得干预。委托煤炭工业协会对合同的签订和执行情况进行汇总。运输部门要组织好运力衔接，对落实运力的合同由发展改革委、铁道部、交通运输部备案。

——加强煤炭市场建设。加快健全区域煤炭市场，逐步培育和建立全国煤炭交易市场，形成以全国煤炭交易中心为主体、区域煤炭市场为补充，与我国社会主义市场经济体制相适应的统一开放、竞争有序的煤炭交易市场体系，为实施电煤市场化改革提供比较完善的市场载体。煤炭工业协会在发展改革委指导下做好衔接协调，研究制定交易规则，培育和发展全国煤炭交易市场体系。

——完善煤电价格联动机制。继续实施并不断完善煤电价格联动机制，当电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价，同时将电力企业消纳煤价波动的比例由30%调整为10%。鉴于当前重点合同电煤与市场煤价格接近，此次电煤价格并轨后上网电价总体暂不作调整，对个别问题视情况个别解决。

篇3

继920项目转让后，647项目的收官是否意味着电力改革和国电的战略定位和布局至此进入了而今迈步从头越的境界？显然，厂网分离的收官只是一个休止符，国电真正的清晰的战略布局和内涵式改革将取决于输配分离和配售分离改革的有效推进。

厂网分离收官

2007年5月31日，国家电网通过协议向国电集团等转让了920万千瓦发电资产,转让价格为187亿元。该发电资产涉及到包括7家上市公司在内的38家企业,相对于119.7亿元的账面净资产,此次交易的溢价为56％。

2002年启动电力体制改革，当时允许国电保留920项目，主要是希望能用这部分资产支付国电公司主辅分离的改革成本，为下一步从电网中剥离电力修造、送变电施工和勘探设计等辅业单位做准备。据悉，国电解决主辅分离的员工问题耗费约187亿元，而920项目的出售正好填平了主辅分离的改革成本。

2007年12月14日，国电647项目资产的出售也达成了初步协议。根据电监会公告，国电647万千瓦发电资产的主要受让方为华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中电投集团、神华集团和湘投控股等七家电力公司。此次双方签署的协议是安全生产责任、管理权和领导班子三项权限的移交，正式转让协议签署、资产交割、工商变更等实质性工作将在今年1月后进行。

据报道，647项目以资产评估价格为基础，同时参照可比市场交易价格，以溢价20％出售（资产溢价17％，另加因控股所产生的3％的溢价），也就是说溢价水平不到920项目的一半。相对于920项目的资产质量，647项目资产主要为老厂，人员负担较重，成本优势较差。根据2002年的改革，647万千瓦发电资产保留在国电公司的用途是补充国电的资本金。

显然，国电647项目资产的最终协议转让，意味着尾大不掉的厂网分离改革基本破题。这虽然比2002年提出的要求两年内变卖转让迟到了三年左右，但其意义则相当深远。

从某种程度上讲，647项目资产的最终转让表明，发电侧的市场化改革框架基本构造完毕，中国电力体制改革即将进入第二个环节――输配分离、配售分离阶段。下一步在发电侧的改革重点主要是清理国电公司旗下各省级和区域电网公司近年来新建的以各种形式存在的“三产”发电项目。

貌似左右为难

如果说厂网分离是发生在发电企业与国家电网、南方电网间的外部改革，那么以输配分离和配售分离为主的售电侧改革则是电网公司的一场脱胎换骨的革命。显然，在电网公司高度垄断的情况下，在售电侧推进改革的阻力将会大得多。

2006年9月1日，国家电网电力交易中心正式投入运行，并初步形成了国家、区域和省级三个层次的电力交易中心，满足省内、省间和跨区域、跨流域电量交易的需求。三级电力交易中心的搭建为国电公司总部、区域电网公司和省电力公司实施市场交易与电网调度职能的分离创造了条件。

接着，2007年10月26日国电宣布国家电网电力市场交易运营系统正式投入运营。国家电网电力市场交易平台具备电力市场运营完整业务流程所需的各项技术功能，不断为市场交易提供更好的服务。平台的搭建客观上为售电市场改革打下了基础。

目前输配分离改革争议的焦点是在国电内部实行配电业务的独立，并维系输配调度的全国性统一，还是从国电中完全独立出配电业务，使得国电成为一个相对单一的电网资源建设和提供商。

如果把配电业务独立出来，那么国电的售电业务也将受到影响。这一方案意味着国电公司将变为电网资源供应商，主要从事输电业务，而这一方案的不利之处是影响电网和电力调度的有机统一，可能会影响电力调度效率。

如果配电业务只是在国电内部实现独立，虽然解决了电网与电力调度的有机统一性，但不利于售电环节市场化改革的有效推进。即不论是发电侧市场竞争，还是售电侧电力市场竞争，国电这只看得见的手始终影响着市场运作效率，甚至可能制约市场机制的有效发挥。

因此，输配分离改革决定着电力配置和调度的有效性。如果输配业务难以科学厘定，下一阶段的配售分离改革就难以有效推进。

谁为谁服务？

根据2002年电力体制改革的整体战略规划，厂网分离、输配分离和配售分离三个递进层次的改革充分体现了权力分配的相互制约、相互依存和相互促进的关系，是电力市场根据不同职能分工协作的改革方略。即在发电侧和售电侧引入充分的市场分离，在电力输配（主要指电网资源和电力、电量等调配）领域通过引入不同的市场主体进行输配功能分离，从而防止电力市场中由于过度的资源和功能垄断而导致市场效率下降。而具体到电网资源，通过设置国家电网、区域电网和省级电网三个层次的电网资源和电力交易系统细分出多层次的电力交易市场。

目前，对于要不要进行输配分离和配售分离改革基本没有争议，争议的焦点是如何市场化的问题。对于电网公司来讲，更乐意接受的方案是在国家电网和南方电网的现有框架下引导售电侧的市场化改革，目的是不过度破坏当前电网公司的利益格局。如在电网公司内部独立出一个独立核算的配电实体，从而实现输配分离，然后在最终售电侧实现多卖家的市场竞争格局。

这一方案实际上是基于电网现有地位和功能不发生变化的情况下实行售电侧的市场化改革，它的好处是保证了输配环节的有机统一。

然而，这实际上会使得电网公司在电力市场中占据了绝对的优势地位，不论是发电侧的多卖家竞争主体，还是售电侧的多卖家竞争主体，在电力市场中必然处于与电网公司的不对等的劣势地位。

如电厂向实际买家或电力交易市场服务商销售电力资源，必须通过电网公司输电并进行电力调度，否则很难卖出去;而将来形成的多卖方电力销售服务商和电力交易市场，如果要向用户销售电力，需要通过电网公司的输配协调，否则将面临无米出售的局面。

笔者不禁要质疑，以这种方案为基础的电力市场改革，究竟是电力市场化在为电网公司服务？还是电网公司为市场化服务？

一场利益的博弈

按照现有政策，一旦区域电网成熟，国网将与区网“分家”，而国家电网公司能够调配的输配电资产、电能交易将受到挤压。

目前，国家电网公司着力推进的“一特三大”战略（即特高压输电、大核电、大水电和大煤电），在系统内推出电力交易中心和电力市场交易系统等，都在一定程度上强化了国家电网公司在电改中的博弈筹码。如特高压输电将在一定程度上弱化了区域电网的现有功能。显然，这种局面是电力体制改革小组和发电企业、售电服务商和最终用户都不愿意看到的。

输配分离如何摆脱明显的利益纠葛，如何真正实现独立，将成为电力体制改革进一步有效推进的关键。输配是否只有统一到电网公司旗下才能体现其有机统一性和更富有效率。笔者认为，未然。

首先实现彻底的输配分离。一方面，可以通过把电网公司定位为专业的电网资源运营和租赁商，并在条件成熟的条件下，将国网、区域电网打造成相互独立核算的经营实体。为打破省级行政区域对电力市场的干预，应将省级电力公司作为区域电网公司的子公司。区域电网间的输电通畅问题让独立于区域电网公司的利益第三方国家电网公司承担。

篇4

据了解，煤炭交易中心是煤炭产业市场化的结果，其市场化程度越高也将更具吸引力。而煤炭交易中心交易方式的确立意味着，原有的煤炭订货会将彻底退出历史舞台，同时随着交易价格的完善将出现“中国价格”，这将增加国内煤炭在国际领域的话语权。

从目前已经运营的煤炭交易中心来看，国内已经基本形成了煤炭产地、中转地、消费地并存的空间布局。尽管业内人士对于煤炭交易中心改变原有煤炭交易方式寄予希望，但现实中，煤炭贸易中心推行起来并不那么容易。

政府“热”企业“冷”

事实上，早在上世纪90年代初，国内就开始探索煤炭交易中心的模式。当前的煤炭交易中心与此前最大的不同，就是融入了更多电商运营的元素。在业内人士眼里，2013年被认为是煤炭深入市场化改革的重要一年。

中国煤炭工业协会副会长姜智敏曾表示，煤炭市场交易体系的建设是市场化的亮点，由太原、东北亚、陕西、秦皇岛、徐州、内蒙古等煤炭交易中心形成的煤炭市场合作机制使得交易市场更加完善。

此前，国家发改委就曾表示，“建立全国煤炭交易中心是重构煤炭市场体系的重要组成部分”，同时，要建立全国煤炭交易中心为主导，区域煤炭交易中心为辅助，地方煤炭市场为补充，长期合同为基础，电子商务等现代技术为手段的现代煤炭市场体系。

事实上，在政策推动煤炭交易中心建立的同时，地方政府的热情不容忽视。在山西，中国（太原）煤炭交易中心被确定为正厅级事业单位，内部则由省直各部门组成的交易中心监督管理委员会，负责监督管理、协调解决中心建设、运营和煤炭交易中的重大问题，指导推动煤炭交易体系建设。

正是在这种行政命令下，山西省内的几大煤炭企业同煤、焦煤、阳煤等集团纷纷被纳入交易中心进行交易。而在交易过程中，该交易中心会收取企业一定的交易费。“山西的交易中心，更多的像是一个职能部门，而不是完全意义上的交易中心。交易中心更多的是在一种自愿的原则下，加入进来。”知情人士透露。

这样看来，交易中心被赋予了行政权力。因为只要企业把煤炭运出山西或内蒙古，就必须先到交易中心办理各项手续，这实质上是一种资源垄断。

内蒙古鄂尔多斯推动煤炭交易中心的建立，也免不了政府的影子。此前，当地政府曾专门下发了《关于印发鄂尔多斯市煤炭交易与物流产业建设方案的通知》，按照该通知，到2015年，鄂尔多斯要建成1个年交易额超500亿元的煤炭电子交易平台，实现新增税费收入100亿元以上。

为此，鄂尔多斯市也给出了严格的时间节点。到2013年，当地煤炭企业煤炭产品（除坑口铁路外运部分）要全部进入交易市场挂牌或竞价交易。从2015年起，鄂尔多斯市所有的煤炭产能都必须进入煤炭交易中心交易，坚决杜绝原煤类产品直接出市销售。这被看成是内蒙古煤炭定制化加工、标准化销售、品牌化营销以及网络化交易的样本。

不仅是煤炭大省山西、内蒙古，其它类似的辽宁、陕西等地，政府都在积极推动煤炭交易中心的市场化，但实际上煤炭企业却较为冷淡。内蒙古煤炭交易中心总经理师秋明长期与煤炭企业主打交道，据他观察，这与煤炭企业经营者传统的习惯有很大关系。

他解释说，以往煤炭是卖方市场，企业主都有着稳定的长期合作伙伴，他们不用出门坐在家里也能卖煤，没有人愿意进入其他的平台，那意味着他要增加成本，最终降低利润。不过，师秋明也坦言，由于煤炭交易中心属于比较新的模式，创新相对较少，能给企业提供的价值还有待提升。

但煤炭企业普遍担心的则是，进入交易中心会面临政府行政手段的干预。同时，面对商业运作规则，在煤炭市场旺盛的时候，优先保证优质客户，这是煤炭企业必然的选择，但如果进入交易市场，这种规则可能难以保持，会因此丧失那些稳定的客户。

市场化“拦路虎”

“一方面，煤炭交易市场不成熟，导致企业认可度低；另一方面，体制造成的约束，也让企业望而却步。”国务院发展研究中心市场经济研究所副所长邓郁松介绍说。

随着一批煤炭企业逐步进入煤炭交易中心的同时，让很多人疑惑的是，作为国内煤炭大佬的神华，为何不加入煤炭交易中心？事实上，神华自成体系的全产业链，已经成为独立于交易中心之外的力量。

在师秋明看来，对于神华所处的市场垄断地位，不能一概而论。主要还在于它庞大的交易量和体量，进入交易中心不足以让它实现自己保值、增值的目的。据了解，2013年神华集团煤炭销售量达6.62亿吨，比整个山西省煤炭外运量的总和还多4千万吨。同时，它也有自己独立的电子交易平台。

截至去年12月20日，神华煤炭交易网累计成交9019.38万吨，7个月时间成交突破了9000万吨。庞大的交易量是任何一家交易中心难以比拟的，加之神华本身完整的产业链布局，成为独立于交易中心之外的资本。不过，师秋明表示，神华的交易平台只是卖方市场而缺少第三方的参与，所以更多的是类似于销售平台，它不可能把其他的市场取代了。

在刘凌云看来，类似于神华这种独家的供应链方式就是垄断，而这在市场化交易的过程中，显然有失公平、公正的原则。“我很赞同供应链方式的管理，但并不是神华这种模式，煤炭领域的供应链应当以联盟的形式呈现，就是专业的企业做专业的事。”他解释说。

篇5

随着国家把科技创新作为基本战略，大幅度推进科技创新能力提高，我国技术交易规模稳步扩大，技术市场日趋活跃，科技成果转移转化的效率也逐步提高。但是技术交易的市场化运作还有待加强，应通过机制体制创新实现其快速发展，促进科技成果转化[1]。黑龙江省依托高校、研究机构众多的资源优势，借助政策驱动，科技成果不断增加，伴随着科技服务业规模不断扩大[2]，技术交易市场不断活跃。

1黑龙江省技术交易市场现状

“十二五”以来，黑龙江省持续加强技术市场服务体系建设，创新技术市场服务理念，健全技术转移机制，推动技术市场发展，在建设科技成果转移转化服务体系、搭建技术转移转化公共服务平台、强化技术转移在大众创新创业中的实践作用等方面取得了显著成效，技术交易的规模和水平稳步提高，技术交易总量增势明显。龙江技术市场已成为集聚多方资源，结合科技推广、技术交易、科技评估、科技中介服务、科技会展等多功能于一体的科技成果交易大市场。2012年技术合同成交额突破100亿大关，提前三年完成“十二五”目标。2014年技术合同成交额达121.21亿元，共成交技术合同2134项，平均每项技术合同成交金额567.97万元[3]。

2黑龙江省技术交易市场化运作管理问题

2.1黑龙江省技术交易对经济促进的区域性差异较大。部分地区技术交易对经济促进能力较弱。部分经济发展较弱的地区技术成果需求较低，而且技术成果对经济提升能力较差。2014年，哈尔滨市登记技术合同1005项，占全省的47.09%，占全省的30.41%；大庆市登记技术合同81项，占全省3.8%，从技术合同成交额分析，排在我省技术交易前六名的是省本级合同登记站、哈尔滨、大庆、绥化、齐齐哈尔、牡丹江，合计占全省成交额的99.51%。

2.2部分产业技术交易活跃度较低。2014年，在社会经济目标构成中，社会发展和社会服务、能源生产、分配和合理利用、农林牧渔业发展、其它民用目标成为主要目标，成交额占全省总成交额94.07%。其中，以促进社会发展和社会服务为目标的技术合同占全省技术合同成交额44.58%，所占比重位居各类合同之首；能源生产、分配和合理利用的技术合同占全省成交额的36.85%，位居第二位；农林牧渔业发展技术合同占6.39%；其他民用目标占6.25%。数据说明一些行业参与技术成果的转化的热情较低，尤其是农业技术成果转化能力较弱，与我省农业大省的地位相差较大。

2.3公共财政支持的计划项目成果转化率有待提高。统计数据显示，2014年，共有582项各级政府科技计划项目通过技术市场转移、转化，成交金额17.56亿元，占全省总成交额14.49%。各类计划项目中，地市县计划占计划内项目成交额的80%以上，达81.38%。各级政府科技部门公共财政的投入项目的转化率有待提高。

2.4技术交易分析机制不健全。技术交易的数据不完整、报送体系不健全，缺乏对数据质量的有效控制以及对区域、行业的技术交易数据的更新，缺少技术交易数据的实时监测、深度分析，缺少对经济走向、行业发展、区域经济发展的预测预警。

3黑龙江省技术交易市场化运作对策

3.1建设技术交易促进黑龙江省经济发展的长效机制。充分发挥政府的调控、激励机制；引导企业、科研院所、高校加大科技成果转化的力度，增强技术市场的供应能力；提高技术成果的评估能力，控制技术成果转化的风险。

3.2丰富、完善黑龙江省技术交易市场机制。支持鼓励科技成果转化参与主体以多种方式进行科技成果转化；构建技术成果推广平台，通畅技术成果供求双方的信息渠道；完善技术市场的配套组织，为技术成果的交易提供金融与法律等专业的保障。3.3建立技术交易数据统计分析制度。发挥省科技成果转化服务平台的网络作用，在各省科技局、高新区、技术交易密集县市及重点行业、典型企业设立技术交易信息采集点，不断更新技术交易和行业区域数据库，完善技术交易统计指标体系。

3.4建立公共财政支持计划项目成果转化长效机制。国家公共财政投入的重大科技计划项目的转移和扩散是技术转移的薄弱环节，政府计划项目应建立从立项到转移的有效机制，加强过程监管，强调转化成果。

3.5构建技术交易大数据的预测预警系统。研究技术成果转化的评价机制，制定基于数据量化的技术成果转化评估体系，打造一个基于技术交易数据挖掘的全省智能经济分析系统，实现技术交易的总量、分布、模式等方面的动态调控，准确预测和定位全省区域经济和产业发展中的重大、共性和急迫性的技术需求，为发挥技术交易调控作用促进经济增长提供决策咨询。

4结论

综上所述，技术交易市场化对于科技成果转化效率提高具有重要作用，同时带动地区经济社会发展，这要求政府相关部门对我省技术交易市场存在的差距与问题引起足够的重视，加强技术交易市场化运作过程管理，完善激励制度，进而提升技术交易市场化程度，促进科技成果快速高效转化。

参考文献

[1]黄晓艳.让技术交易更加市场化[J].高科技与产业化.2014.1:78-83.

篇6

0.引言

就目前来说，我国的电力市场体系仍然是处在大力发展的建设状态，从世界当前的发展趋势和经验观察来看，无论是采用任何形式的市场体系，其中涉及到电力实时平衡调度方面的内容都必须要由国家、省级专业电力调度机构来进行全权负责，也就是说，电力的调度必须要保证与其他区域、省级之间的协调同步性。利用该系统，能够对不同层级的管理机构进行管理权赋予，这种形式的电力调度方式是目前确保电网能够稳定运行的一个有效措施。下文主要针对电力实时平衡调度交易市场运作的机制以及模型进行了全面深入的研究。

1.电力实时平衡调度机制

实时平衡交易主要是通过电网调度员来依据下一个时段的调度时刻的起始时间点中所存在的系统不平衡量多寡，来确定是否启用上调机组还是启用下调机组。同时，还要根据实时接收到的增减负荷报价，按照一定的规律对其进行排序，并且使得机组的负荷水平进行调整，直到其负荷水平在这一过程中完全满足不平衡量，即可以开始对下一个时段之内的电网供需不平衡量进行调度。

实时平衡辅助服务一般由调度员通过市场成员竞价或与市场成员进行双边洽谈签订合约，主要是平衡每个调度时段内的ACE（一般通过AGC机组实现），并使每个调度时段的电网频率及电压（一般通过调频、调压实现）维持在规定的范围内，保证电力系统运行的安全稳定性和电能质量。调度员首先启用在日前市场（或合约市场）购买的辅助服务（包括调峰、调频、调压、各种备用等），如果日前购买的辅助服务不能满足系统运行的可靠性和}？，能质量，调度员就必须在时前/实时平衡交易市场购买与备用、频率和电压控制相关的辅助服务。

2.电力实时平衡交易市场设计及运作流程

有关术语定义：该时段调度计划出力（或调度计划电量）定义为：年度合约市场交易合同分解到该时段的出力（电量）+月度合约市场交易合同分解到该时段的出力（或电量）+周合约市场交易合同分解到该时段的出力（或电量）十双边交易合同分解到该时段的出力（或电量）+日前市场交易计划在该时段的出力（或电量）十时前市场交易计划在该时段的出力（或电量）。该时段调度计划出力也称为：对应时段调度计划出力、该时段（或对应时段）的基准调度计划出力、机组在该时段（或对应时段、上调（或下调）出力的基准点。该时段调度计划奄.量也称为对应时段调度计划电量。

2.1电力实时平衡交易市场的设计

电力实时平衡交易市场进行建立的一个初衷就是能够能够让电力调度员按照接收的负荷增减要求报价来对电力出力、负荷等进行调节，从而使得整个电力系统网络中的能量能够维持在一个较好的平衡范围之内，达到安全运行的目的。

而发电商自身在进行发电的过程中，可以依据自身的发电出力状况、发电合同、报价策略等多个方面的因素来确定自身的电力发电机组是否需要加入到电力实时平衡调度交易市场中；如果说在有需要的情况下，要加入到实时平衡调度交易市场中去，就可以依据当前的市场规则不同，提前数个小时或者时间段向相应的实时平衡调度交易市场提出申报，其申报内容可以是出力范围的价格上调或者出力范围价格的下调。总之，实施调度交易中的计划制定和当前市场的单时段计划制定有着极大的相似性，而市场在运作的过程中，究竟采用怎样的报价方式和数据，这主要依据当前市场的变化和规则来进行制定；除此之外，在用户用电减少负荷报价之后，其性质就等于发电商自身必须要对出力报价进行提高，而用电方的负荷报价提高，那么就代表着发电生可以对出力报价进行降低。

2.2实时平衡交易市场运作流程

（1）发电厂必须要在规定的时间段内，利用当前的电力市场运营系统，对实施平衡交易市场上所规定出来的机组报价数据进行实施的申报。

（2）电力调度交易机构接收数据申报、校核报价数据是否有效。

（3）在实时平衡调度时，进行未来一个（或几个）调度时段的超短期负荷预测。

（4）制定实时调度交易计划并对交易计划进行安全校正。对于每个实时平衡调度时段，实时调度交易计划的调整都基于原有的调度计划，如北欧电力实时平衡交易市场是以市场成员日前的调度计划作为机组实时调整的基准出力点；英国是以实时平衡交易市场关闭前市场成员申报的出力计划作为机组实时调整的基准出力点。经过调整后的实时调度交易计划必须进行安全校正。

3.实时平衡交易市场中的结算机制

实时平衡交易中所涉及到的电量结算必须要和当前的合约市场、日前市场中所存在的电量结算是完全分开的。并且实时平衡交易市场在这一过程中的交易量与合约市场、日前市场的交易量相比较而言，其实时店家在运作过程中所产生的波动可能会远远其他市场波动。并且由于参与到下调出力的调度交易工作中，就会直接导致机组自身的收入减少，这促使绝大多数发电商都不愿意参与到下调出力的调度交易工作中。所以，为了能够让发电商积极的参与到下调出力中去，就应当在实时交易的结算规则中让下调交易对于机组来说具有更大的诱惑力。

3.1对被调度员接受的Bids和Offers的结算

在每一个实时的调度结算时间段之内，当上调机组在进行出力的过程中，应当严格按照机组自身的上调出力报价由低到高的选择顺序来对电力负荷进行调度，而在选择的过程中，要以上调机组所具有的最高报价来作为交易时段之内的一个统一价格，同时，对机组内部的电量进行实时的调整结算；当下调机组在进行出力的过程中，就应当依据机组的下调处理来按照报价由高到低的方式来选择性调度，并且选择的机组要使用最低报价来作为该机组的统一价格，同时对机组当前的实时电量进行调整结算。

总的来说，按机组在每个交易周期内被调度员接受的Bids/Offers进行结算，向提供Offers的机组付费，向提供Bids的机组收费。

3.2对不平衡，的结算

不平衡结算模块的主要功能是决定不平衡电价及不平衡电量的结算。机组在某调度时段内的不平衡电量等于其在该时段合同电量减去其实际上网电量。不平衡电量按分钟进行累加，其计算方法不平衡量结算采用2种电价：一是系统买电价格（SBP），即以成交电量为权重的加权Offer价格；二是系统卖电价格，即以成交电量为权重的加权Bid价格。

4.结语

总而言之，实时平衡调度交易主要就是通过市场化的方式来对电网内部所呈现出来的供需不平衡现象进行调节，以此来使得电网调度不仅能够充分的满足电力需求，还能够严格按照市场的发展规律来进行调度。而实时平衡调度交易市场还是当前用电市场中一个有效的补充，它不仅仅为市场的各个用电成员提供了一个良好的调度交易机会。还利用其自身对于电价实时平衡的能力，灵敏的反应出了当前市场经济的信号，这能够便于电力平衡调度进行市场价（下转第141页）（上接第98页）格平衡，良好的对整个经济市场进行把控。 [科]

【参考文献】

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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。

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、 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。

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。

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。

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。

转贴于 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。

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。

篇8

关键词：自立式 钢烟囱 倾斜 直埋 地脚螺栓

1 工程概况

本工程结构顶标高+240m，筒身内径Φ7300mm，两只钢筒自1.5m～98.96m筒身相向倾斜，斜率为0.014，

98.96m以上斜率为0。钢管支撑布置在两只钢筒中心线的平面外侧，两根主立管规格Φ2000*40mm从1.5m标高筒座环壁引上，在约80m标高处合二为一，再往上至218.0m标高筒身抱箍上，南北视图呈直角三角形布置。

筒体、支撑及附件总重约3600t，通过四个钢筋混凝土环壁传给基础承台。混凝土筒座环壁表面倾斜与上部结构轴线垂直，2只钢筒和2根支撑管通过同样倾斜的462根M52直埋地脚螺栓和110根M90直埋地脚螺栓与环壁相连，并设有剪力槽，法兰底部设置对应剪力件，砼与法兰之间用H70灌浆料填充。螺栓定位精度和施工质量直接影响到底法兰、法兰压板的穿孔率和整个结构的安全性。烟囱基础环壁地脚螺栓分布如下图所示：

2 质量标准

在项目划分表烟囱单位工程――基础分部工程最后增加06地脚螺栓分项，及0601地脚螺栓安装检验批。并考虑：①参照主产房及锅炉基础相关标准，直埋地脚螺栓安装允许偏差为：同组螺栓中心位置偏差±2mm，顶标高允许偏差+5～+10mm，垂直度偏差小于L/450。②烟囱基础施工图总说明：地脚螺栓采用45#钢直埋型，因此在施工过程中禁止采用直接点焊螺栓或螺母固定的方式。③烟囱上部结构施工图总说明：支座环（底法兰）上螺栓孔的允许偏差，孔与孔之间尺寸，不超过1.5mm，孔径不超过1.5mm。④但又不宜忽视螺栓数量大、间距小、圆形分布、倾斜直埋、环壁内钢筋较密等实际存在的困难，以及烟囱底法兰不同于主产房及锅炉钢柱、设备底座等工厂化制作好后再运现场安装的情形，而是可以根据定位后的螺栓坐标现场加工开孔，因此照搬照抄主产房及锅炉基础相关标准用于本工程过于严格。

综合以上因素，要求对每根螺栓独立控制：①螺栓顶中心坐标允许偏差±4mm。②螺栓顶标高允许偏差+5～+10mm。③垂直度不便测量，改为控制锚固板中心坐标偏差±4mm。④由于螺栓丝牙长度有限，定位板和锚固板面标高允许偏差±10mm。⑤螺栓、螺母禁止电焊。⑥锚固板底部螺母必须贴紧，定位板上下螺母必须拧紧等。本工程按以上标准安装及验收均一次合格，且未影响后序法兰等钢构架安装。

3 施工准备

以单个小基础（斜撑基础）为例：①基础承台混凝土浇筑前应布置好地脚螺栓敷设架埋件，由于环壁竖向插筋密集，埋件不宜过大，选择T1515。埋件应尽量避开插筋，实在无法避开的允许将钢筋折弯后避开敷设架埋件。埋件的顶标高平承台混凝土面。②环壁中心附近的承台顶面，留设5块T3030埋件，用于搭设测量平台。③基础承台大体积砼保温结束后，进行底板清理，定位轴线测设，弹线放样，轴线验收等工作。④需要用到汽车吊、电焊机、全站仪、水准仪、钢卷尺、撬棒、小锒头、样冲等机械和工器具。⑤编号及坐标计算：以1#钢筒为例，同一角度内外两根螺栓编为一组，同组栓锚固板与螺栓顶编号相同，M52螺栓以数字顺时针编号1～120，M90螺栓以大写字母顺时针编号A～K，在CAD中建模，利用list命令查询锚固板与螺栓顶坐标。

4 施工过程及工艺

①敷设架安装：敷设架垂直立于基础承台面埋件上，底标高-1.5m，高度3.6m。立拄选用L75*6，横杆和斜撑选用L63*6。锚固板和定位板的位置暂时空着，待后面根据倾斜角度边测量边安装。敷设架必须有足够的刚度，并留有一定的安全系数。②锚固板、定位板安装：M52螺栓每组内外两根共用一块锚固板（定位板），规格-550×160×28（-550×160×18），开孔尺寸2*Φ54。M90螺栓编号A～K共11根，锚固板和定位板均为整块马蹄型，宽度280mm，开孔尺寸11*Φ92。确定锚固板、定位板、螺栓安装的相对位置。根据设计倾斜角度，计算出锚固板横杆（材料L63*6）两端标高，用水准仪、钢尺在敷设架立杆上标出，焊接固定后，整圈锚固板横杆应该形成一个平行于法兰的倾斜面。在环壁中心搭设3m高测量平台，测量平台必须有足够的刚度，保证测量过程中不晃动，实际将测量平台与敷设架连接，以增加二者整体稳定性。在测量平台大致的中心位置架设全站仪，以厂区坐标控制点为后视基准点，按锚固板标记点坐标理论值，定位锚固板。由于螺栓数量多，完全靠全站仪测量定位锚固板的工作量太大，而大部分M52螺栓的分布是按圆心均匀分布的，所以可用套模样板加快安装速度。实际利用15mm厚双面胶合板，切割成约1.5m长圆弧板，可包含约8组螺栓。全站仪定位选择其中任意4个坐标测量，其余用圆弧板定位。连续两次使用圆弧板必须有重叠，重叠范围至少1组螺栓，以消除累计误差和校核前次圆弧板定位的精确度。定位板横杆安装与锚固板横杆相同，但为便于螺栓吊装和控制螺栓顶坐标，定位板横杆焊接固定好后定位板暂不安装。③地脚螺栓安装：M52螺栓（55kg/根）、M90螺栓（150kg/根）用汽车吊配合吊至敷设架内，穿过锚固板对应螺栓孔，将底部螺母和定位板下方的一个螺母拧到指定丝牙位置。将定位扳搁置在横杆大致位置，再将螺杆从底部反穿过定位板，拧上最上面一个螺母，将螺栓挂住。

在测量平台大致的中心位置架设全站仪，以厂区坐标控制点为后视基准点，按螺栓顶中心点坐标理论值，定位定位板和螺栓。

借鉴锚固板的安装经验，用全站仪和圆弧板顺序测量螺栓顶中心坐标，微调时可利用撬棒撬或小锤子敲击，然后将定位板临时点焊。如图所示：

再利用水准仪测量螺栓顶标高，通过调节夹住定位板的上下两个螺母调节螺栓标高，调整到位后，将两个螺母并紧、定位板焊死。然后再次复测螺栓顶中心坐标，此时定位板已不可调节，但偏差已相当小，只需利用螺栓与锚固板、定位板开孔的间隙即可调整到位。

④验收及丝牙保护：安装完毕经验收，全部符合要求后，应及时对所有螺栓上部的丝杆采取保护措施，以免在后续施工中损坏丝牙。先给丝杆涂上一层黄油，再用塑料纸进行包裹，包括定位板下方的部分。因为定位板以上外露部分较短，所以未使用硬套管。

5 其他注意事项

①敷设架、锚固板、定位板、测量平台等焊接尽量对称进行以减少焊接变形，且应在最后一次复测和微调螺栓顶中心坐标前完成。②安装前应对螺栓及螺母进行验收，以防有不配套的情况出现。③夏季施工，需考虑温度的影响。④浇筑混凝土时，要采取措施锚固板下方容易空鼓，以及混凝土积聚在锚固板上使敷设架变形、螺栓移位，混凝土浇筑完后应复测螺栓顶中心坐标。

6 结束语

随着各项施工工艺的不断完善、总结、提高，在电力行业、化工行业、道桥建设中，甚至民用高耸建筑领域，这种结构，这种高密度倾斜直埋螺栓的应用必定还会有其前景。希望本文能为今后类似工程建设提供一定的借鉴价值。

参考文献：

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中图分类号：TP311文献标识码：A文章编号：1009-3044(2008)19-30058-02

Generate-Electricity-Plan Module in Power Market Operation System Based on J2EE

DING Jie

(Software Engineering College, Southeast University, Nanjing 210000, China)

Abstract: In this paper I recommend Power Market in China, the import of Power Market Operation System and its hardware and software. The main content and the key technique of Generate-Electricity-Plan Module are analyzed. A high applicability module which can support all kinds of requirements is designed.

Key words: Power Market Operation System; J2EE; SWING; C/S

随着我国电力供需矛盾的逐步缓和，按照“完善省级市场、发展区域市场、培育国家市场”的方针，引入市场竞争机制，规范市场秩序，提高运营效率，加快建设结构合理、公平竞争、开放有序的三级电力市场体系，促进资源优化配置和电力自身的发展，已成为当前我国电力市场改革的必然选择。

2006年，国家电网电力交易中心和各网省电力交易中心相继成立，三级电力市场体系建设已正式启动。由于三级电力市场体系是一个全新的事物，与以往的电力市场相比，对电力市场理论水平、技术实现及工程实施提出了前所未有的要求。因此，为配合适合国情的统一开放的电力市场体系建设，开发适应于三级电力市场体系要求的交易应用平台，支持各级电力市场的协调运作，具有非常迫切的理论价值和现实意义。

1 国内外研究现状

综观各国电力市场的改革之路，对于英国、澳大利亚等国，由于国家较小，且电力网架结构较强，都采用全国统一的电力市场，而并未建立分层分区的多级电力市场体系。虽然美国有多个电力市场存在，但从本质上看，美国电力市场体系与我国三级电力市场体系并不相同。我国电力市场改革经历了省级电力市场试点和区域电力市场改革阶段，但都是单层电力市场。因此，国内外的研究与实践对我国三级电力市场体系下的电力市场交易应用平台研究与系统开发，没有直接照搬的理论，也没有直接可引入的系统，而必须由国内自主开发。

目前国内的电力市场交易运营系统主要有电科院和国电南瑞两家单位研发。电科院开发的系统是基于B/S结构（Browser/Server结构）即浏览器和服务器结构，在这种结构下，用户工作界面是通过WWW浏览器来实现。因为浏览器已成为windows等操作系统标准配置，B/S结构最大的优点就是不需要安装专门的桌面应用客户端软件，所以客户端维护方便。其缺点是软件功能上受浏览器的制约，一些超越了浏览器可以支持的功能要求，浏览器无法直接实现，如电力系统常见的负荷曲线、电气接线图显示等功能。这种情况就需要通过安装插件的方式来弥补浏览器的不足，在J2EE的运行环境里，通常需要安装jre插件，然后用applet的方式来实现这些功能需求。

国电南瑞开发的系统采用B/S 和C/S相结合的体系结构。C/S结构即客户机/服务器结构，在客户机上运行的是基于客户机客户端桌面应用程序。与B/S结构的一个显著区别是客户端桌面应用程序在功能实现不受浏览器的制约，相比之下，有更强的界面展现能力。另外一个特点是客户端程序，它不仅仅是系统的输入输出界面，同时可以方便地实现如数据的本地备份、本地备份数据的导入等数据管理功能，这样就可以在很大的程度上方便用户的操作、减轻用户的劳动程度。对于人机交互有较高要求情况下适合于采用这种方式，在电力系统的专业应用领域内的自动化系统的人机界面通常都是采用这种模式，典型的有实时监控、负荷预测、计划编制等。C/S结构的主要缺点是需要客户机在安装上专门的客户端程序，这个缺点可以通过Web下载、人工安装、自动升级等办法来改善。

系统采用B/S 和C/S相结合的体系结构，主要的出发点是结合二者的优点，B/S结构可以用来实现数据申报和信息等功能，C/S可以很好地满足电力市场运营系统中与电力系统的专业应用有着密切关系的应用程序对于人机界面的需求。

2 研究基础

电力市场运营系统总体结构由交易中心主站系统、市场成员终端（系统）、以及电力市场运营系统与“SG186”一体化平台接口组成。

2.1 硬件组成

采用企业级以上数据库服务器，支持集群、RAID等技术特性，关键设备采用冗余配置。备份软件与设备安全可靠，使用方便，能够自动执行备份策略。

采用企业级应用服务器，具有良好的可靠性和灵活的可扩展性，CPU、内存等可因系统性能的需要而进行扩充。

客户工作站采用高性能PC工作站。

遵循电力二次系统安全防护总体方案，根据需要选择交换机、路由器、防火墙等网络设备。达到保证网络安全通畅，符合系统运行的总体目标要求。对内符合安全可靠高速局域网的要求，对外满足Web网站响应速度指标的要求和具备抵御网络攻击的能力。

2.2 网络结构

系统运行环境主要包括服务器和网络环境。数据库服务器、应用服务器、Web服务器、接口服务器和客户端。在物理上，系统可部署在多台服务器上，相同作用的服务器可以根据需要采用双机备份的模式提高可靠性。

电力市场运营系统的服务器部署在省公司信息网的核心服务器区，省公司内部客户端通过信息网以http的方式访问部署在应用服务器和Web服务器上的相关服务。对暂时不能接入电力交易数据网的市场成员，应采用虚拟专用网（VPN）接入，满足业务需要。电话拨号作为一种备用手段。同时进行访问限制，电厂的用户终端只能访问用于数据申报和信息下载的Web服务器。

2.3 软件结构

电力市场交易运营系统采用三层架构体系。用于支撑交易中心业务的应用软件层构筑在专用技术支撑平台和通用技术支撑平台之上，通过标准接口系统与调度自动化系统、计量系统和门户系统接口。（系统总架构见图1）

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图1 电力市场交易运营系统总体架构

1)通用技术平台提供硬件级和操作系统级的支撑。硬件平台以高可靠和高可维护性的企业级服务器构建。此方案能够在保证系统高性能和高可靠的前提下，提供高度灵活的配置方案，并显著降低使用和维护费用。

2)应用软件部分提供电力市场运营业务所需的全部功能。包括：数据申报、合同管理、交易管理、信息、市场预测、市场分析、市场监视、综合管理和系统管理服务等。

3)架构图中黄色标出部分即为发电计划编制开发模块。各类交易计划的编制，在满足电力市场交易规则的同时，还应满足电网的安全要求。除去专用技术及通用技术支撑，也需要来自同级其他功能模块技术数据的支持。

3 主要内容及关键技术

3.1 主要内容

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图2 计划编制流程图

首先通过负荷预测取得本省统调用电量，然后扣除固定受电计划、资源可再生类竞价单元电量计划以及预留的调试电量，得到火电发电空间；然后根据火电竞价单元实际完成基数电量、火电发点空间和年度总基数电量计划计算出等进度系数；火电竞价单元的根据自己的年度基数电量计划和等进度系数，计算出基数电量的发电计划。根据各竞价单元的检修计划、平均负荷率、平均故障率计算出发电量限额，发电量限额扣除发电权和外送电交易电量后，对前面算出的基数电量计划进行调整，新增出来的发点空间由其余未超出限额的竞价单元迭代分配；最终发电量计划为考虑限额的基数电量与交易电量的叠加。

3.2 关键技术

3.2.1 Web Services技术以及xml文件的解析（下转第62页）

（上接第59页）

计划及其相关功能模块的基本数据有相当部分是由所处网络不一的省网公司下属单位提供，这就需要有数据的横向交换。本课题使用Web Services技术以xml字符流的形式传送。Web Services 就是一个应用程序，它向外界暴露出一个能够通过Web进行调用的API。在本地利用配置xml，wsdl文件建立客户端程序通过Web来调用这个应用程序，得到所需数据的xml后运用DOM（Document Object Model）以及java特有的反射机制动态解析xml文件，并将数据动态存储至数据库相应表中。

3.2.2 实现可以灵活配置的算法设计

通过平台化工具定制计划编制依据、过程和目标模板，实现不同市场、不同类型的计划编制。根据理论研究和现场运行经验，首次提出将计划编制划分计划模板定制和计划编制两部分。计划模板定义部分能够自定义计划编制的所有数据源、计划编制业务逻辑，将计划编制规则公式化。能够考虑系统负荷需求、设备检修、电网受阻、节能减排、进度适当等多种优化目标。计划编制能够从整体最优出发，考虑多个计划周期。此外，计划编制支持发电、购电等多种计划口径，计划编制和合同、交易有机协调。通过计划模板定义，能够在无编码的情况下同时支持多种计划编制原则，适应不同市场的个性需求。计划编制时则只需选择计划编制模板和计划编制时间，自动形成发电计划。

3.2.3 以用户要求的报表形式展现结果

由于系统框架自带的报表制作工具操作比较复杂,不利于格式多变的计划编制展示。所以利用第三方jar包Formula One提供的报表制作插件，直接将计划编制的结果以excel表格的形式展现，以替代原有的以Swing中JTable组件的展现形式。并提供excel文件下载。以最直观，用户最容易接受的方法来完成计划的编制。

4 高适用实现

正如所有的软件开发所遇到的问题一样，计划编制模块的需求也是不断变化的。这不仅仅是随时间的推移出现新的要求，还有因为各个地区不同的计划编制习惯差异造成的不同。这必将导致系统计划编制模块版本模式差别越来越大，既要花费大量人力开发满足不同需求，又使得将来系统维护变得更加繁琐。于是本系统在次功能模块上力求在总结提炼各个地区通用计划编制方法流程，充分体现出参数，算式的灵活性的基础上，解决上述实际问题。

实际模块将所有参数分为函数（Function），变量（Variant），参数（Parameter）三个类型，提供相应的class支持其实现功能。在用户界面上提供工具方法供用户自由选择参数自定义算法算式。对算式字符串进行解析并最终生成计算模块，由此计算得计划编制所需数据并展现出来。根据业务不同动态呈现不同的人机界面，选择不同算法。运用java的反射技术，在同一个数据模型里实现多态，灵活的对界面中的数据进行显示，实现呈现界面的可配置。

5 结束语

根据国家电力体制改革目标和国家电网公司的电力发展规划要求，适合国情的统一开放电力市场体系建设已经到来。三级电力市场交易应用平台研究成果将对我国三级电力市场的交易运营、仿真培训、分析评估与辅助决策等电力市场应用建设具有十分重要的理论价值和指导作用。开发的原型系统将可直接应用到包括国家、区域和省等各级电力交易中心，用于电力市场交易运营，并创造巨大的经济效益和社会效益。

发电计划编制模块作为整个电力市场交易运营系统不可缺少的重要部分，其实现结果的好坏也直接关系到整个系统的运作。本文以C/S架构为基础设计实现的计划编制模块能够很好地满足多种开发需求，其中对于高适应性模块的设计思想同样也可用于其他类似软件系统的功能模块。

参考文献：

[1] William Crawford , Jonathan Kaplan. J2EE设计模式[M]. 中国电力出版社, 2005.

[2] 宋燕敏, 闵涛, 曹荣章. 电力市场运营系统的自适应设计构想[J]. 电力系统自动化, 2005(25).

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2013年11月，伴随着上海、北京碳交易市场锣声的响起，中国最大两座城市的碳交易市场正式启动。中国引入的碳交易市场机制，目的不仅在于解决生态保护问题，对于解决人、社会和区域的公平发展问题也是一种有效的机制和方法。而中国在碳交易方面迈出这样的关键一步，也是我国环保市场培育和发展的突破性进展。

上海和北京启动碳交易市场

2013年11月26日和28日，上海和北京先后启动了碳交易市场。11月26 日，伴随着国家发改委副主任解振华和上海市市长杨雄共同敲响的锣声，上海碳交易市场正式启动。当天中国石化上海高桥分公司和上海石化共购买了申能集团6000吨碳配额，完成了基于配额的首笔碳排放权交易。在这个过程中，兴业银行上海分行获得首笔碳交易结算银行证书，成为上海碳交易试点首家交易资金存管和清算银行，并开始为60家参与企业提供交易开户服务。上海开启的碳排放交易首日累计成交量为1.2 万吨，成交金额 31.7万元。

2013年11月28 日，北京市碳交易市场正式开启。北京碳交易主要包括排放数据报告、第三方核查、配额分配、买卖交易和履约五个环节。当日上午，中国石化北京燕山分公司成功购买京能集团2万吨碳配额作为第一笔碳排放权交易，拉开北京市碳交易市场大幕。之后，中国节能环保集团下属中节能绿碳（北京）公司出资购买方兴地产（中国）有限公司旗下中化金茂物业公司每年1000吨碳排放指标（配额），此交易成为中国建筑业碳交易的第一单。

据介绍，“十二五”期间，国家给北京市下达了万元GDP能耗下降17%、万元GDP二氧化碳排放下降18%的目标。根据测算，通过二氧化碳的配额交易，其减排量对北京市完成目标的贡献率可达40%以上，将有效降低社会综合减排成本。目前，北大、清华等院校，包括中国疾控中心、中日友好等15家医院，国家博物馆、国家图书馆、国家大剧院等成为重点控制排放单位。

目前，加上于2013年6月18日上线的深圳碳排放交易平台，7个碳交易试点城市中的3个已经进入了正式碳交易阶段，北京、上海、广东的碳市场启动，也预示着中国探索符合中国国情的碳交易市场，进一步推动应对气候变化和低碳发展走出了关键一步。

碳交易是未来碳金融的制高点

碳交易市场的发展是从1997年《京都议定书》签订以后开始的。为了能够完成《京都议定书》中承诺的减排目标，当时参与签订《京都议定书》的附件国家（发达国家和转型国家）便开始了构建碳交易市场的行动，以强制碳排放企业节能减排，推动全球碳交易市场的形成。据了解，《京都议定书》通过引进三个灵活的市场机制以解决公共环境问题。其中联合履行（JI）和国际排放贸易（IET）机制打通的是发达国家之间的碳交易市场，清洁发展机制（CDM）则是连接发达国家和发展中国家的碳交易桥梁。

为了构建完善的碳交易市场，发达国家纷纷从立法、教育、传播等方面加快碳交易市场的推进，并持续挖掘其商业潜力，碳交易市场也逐渐成为推动低碳经济发展最为重要的机制之一。不过从根本上来说，碳交易并不是实体“碳产品”的交易，而是一种虚拟经济和实体经济相互结合的交易模式。

其中欧盟构建的碳交易市场最为完善，也是目前世界上最为活跃的交易市场。据了解，从2005年1月1日起，欧洲开始实施“欧洲排放交易体系”（EUETS）。EUETS是世界上最大的碳排放交易计划，涉及到了电力、石油、钢铁等多个行业部门。该计划不仅覆盖了欧盟各个成员国，而且还包括瑞士、挪威等非欧盟国家。为了扩大欧洲排放交易体系的影响度，2004年11月份EUETS指令，允许其成员从2005年起可以购买清洁发展机制（CDM）和联合履行机制（JI）产生的核证减排指标，这样就有限度地实现了EUETS与CDM、JI的衔接。通过其他交易机制的衔接，欧洲排放交易体系就逐渐成为了一个真正意义上的国际碳交易市场。

美国虽然没有签订京都议定书，但是美国也在积极构建国内的碳交易市场。2003年芝加哥气候交易所（CCX）开始运营实行的是会员制，最初拥有美国电力公司、杜邦等13家创始会员，后来随着影响的扩大，会员也越来越多。CCX交易的产品称为碳金融工具合约，碳金融工具合约不仅包括碳配额，还包括碳减排量，如CDM项目产生的碳减排量。CCX是世界上第一个并且也是北美地区唯一一个自愿交易平台，但是会员对其承诺的减排量必须承担法律义务。CCX交易的品种极其丰富，包含二氧化碳等《京都议定书》规定的所有6种温室气体。

不仅欧盟和美国建立了碳交易市场，各附件国家基本上都建立了自己的碳交易市场。例如，加拿大1998年启动了“加拿大GERT计划”；澳大利亚2000年建立了“澳大利亚SFE交易所”；英国2002年建立了“英国排放交易体系”；挪威2005年建立了“挪威排放交易体系”；法国2007年建立了“法国未来电力交易所”等。

这么多国家集中精力来发展碳交易市场，其目的还在于通过构建碳交易市场，通过制定国际碳交易市场规则，以推动国内低碳经济的发展。碳交易市场甚至成为部分发达国家以此来争夺未来碳金融发展，以及国际经济竞争的制高点的工具。碳交易这种通过金融资本引导和推动实体经济的发展模式，也被相当多的经济学家认为是未来世界经济发展的方向。

而对于中国来说，我国和发达国家的差距正是在这里。如果中国不紧跟形势变化，中国与美国和欧洲的差距将迅速拉大，极有可能成为碳交易市场的牺牲品。一个典型的例子是，从2011年开始，欧盟基于“碳交易”基础之上的碳关税已经开始实施，其“屠刀”直接指向了欧盟以外的发展中国家。

2012年1月1日，欧盟将对所有飞经欧洲的航空公司收取高昂的碳排放税，亦即“碳关税”。 包括中国国航、南方航空、东方航空三大国有航空公司，春秋航空、吉祥航空等民营航空公司，国泰等港澳航空公司及多家货运航空公司在内的33家中国航空公司被纳入名单，并分属不同欧盟成员国管理。根据中国民航局的初步测算，若国内航空公司所有飞欧盟的航班均被纳入欧盟温室气体排放交易体系，则每年中国民航业将向欧盟支付的“买路钱”将高达近8亿元，2020年超过30亿元，从2002年到2020年的9年间，将累计支出约176亿元，这就是欧盟掌握“碳交易”游戏规则的结果。

正因为如此，我国相关行业的专业人士从2009年就开始呼吁积极参与国际碳交易，建立中国自己的碳交易平台。因为根据欧盟规定，如果航空公司所在国有自己覆盖航空业的碳市场，飞欧洲航班的碳排放额度可以在本国抵消，面对中国航企在日益逼近的巨额“碳关税”面前，即将陷入高价向发达国家购买碳减排量的尴尬境地，中国建立统一的碳交易市场实在是太有必要了。

中国仍旧在“摸着石头过河”

中国在2012年以前一直没有正常运营的碳市场，这也直接导致了我国在国际碳交易方面的被动局面。据了解，由于专业人才和中介机构的短缺，中国从事碳交易的中介结构很少有权力和能力核实CDM项目，也没有能力编制高质量的CDM项目设计文件，同时他们对CDM交易的制度、规则了解不多，无法独立在二级市场上进行交易。中国目前虽然是国际碳交易市场上最大的供给国，每年创造大批的碳减排量，但是中国仍处在国际碳交易链条的最低端，没有定价的权力。

而出现这样的现象，其中一个重要的原因是，在原有的机制下，主要的第三方认证机构都是欧洲国家来设计和制定的。此外，很多的交易标准，如黄金标准等也是由欧美发达国家来制定的。正是由于中国缺乏自己的碳交易体系，也就造成了在国际碳交易市场规则制定中，中国根本没有发言权。其中一个令国人昼夜难安的现实就是，中国根本自己无法控制自己的核证减排量（CERs）价格，并且CERS的价格一直被发达国家人为的压低，成为国际碳交易市场上的“初级产品”出售国。面对如此碳交易的“霸权”，为了对抗国际买家的压价，中国政府后来只能通过政府行政限价的方式来弥补损失，但是通过行政手段来限制市场交易价格已经受到越来越多国内外人士的批评，同时这也不符合市场经济发展的大趋势。

我国已经充分意识到这一问题的严重性。经过长期的准备，2012年，国家发改委办公厅《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准北京市、天津市、上海市、重庆市、湖北省、广东省及深圳市成为碳交易市场首批试点城市。深圳、上海、北京是我国最主要的一线城市，其碳交易市场的启动，也被认为是中国形成全国统一碳交易市场的破冰行为。目前，其他四个省市也将在2014年-2015年间陆续启动。

不过，由于我国碳交易市场刚刚起步，制度设立、交易规则等还属于“摸着石头过河”阶段。国家发改委气候司司长苏伟就指出，碳排放权交易市场的建设是一项涉及面广、技术要求高的系统工程，是一项长期持续的工作，中国需要不断探索和积累经验。“相比国际上相对成熟的欧盟碳交易体系，我们国家作为发展中国家，市场成熟度比较低，低碳意识和碳价观念还有待加强。鉴于欧盟碳交易体系最近也遇到了很多问题，因此中国要培养战略眼光和前瞻意识。”

面对融入国际统一碳交易市场的巨大难题，国家发改委副主任解振华表示，中国碳交易市场近几年的任务还是积累经验。解振华指出，近几年的任务是首先把中国自己的碳交易市场建立起来，建立一套符合发展中国家国情的机制，然后再和国际接轨。国际碳交易市场的游戏规则应体现发展中国家特点，让其能够跟发达国家的市场与规则相融合。“最后达成一个既适合发达国家，也适合发展中国家，又能够体现区别责任原则的规则，这样我们就可以参加到全球碳市场当中去，”解振华说。

最近几年，由于欧债危机冲击，欧洲经济活动疲弱无力，工业活动减少，欧洲对排放权购买的需求减少，欧盟碳交易市场正深陷困境。而碳市场价格的不断下跌，也直接冲击了正在探索中的我国碳排放权交易。比如2008年8月，碳排放许可的价格每吨在40美元以上，高昂的价格促使一些企业开始增加使用绿色的清洁能源、更新设备，而到2013年12月，欧洲碳交易市场上的碳排放许可价格几乎崩溃，已经跌到每吨4美元以下。这种剧烈变化的碳排放权市场交易价格也预示着我国需要防范交易市场不完善、市场供求关系不透明，乃至宏观经济波动的冲击。目前，碳交易统一的国际市场尚未形成，国际上既有场外交易机制，也有交易所交易；既有由政府管制产生的市场，也有参加者自愿形成的市场。随着碳交易参与国地理范围不断扩展、市场结构多层次深化、财务结构日益复杂、市场规模迅速扩容，我国建立完善的碳交易市场依然任重道远，碳资产管理中心、碳金融信息服务中心、碳商品交易中心、碳金融衍生产品创新中心等机构都亟需建立。

市场化减排路线渐明

我国是温室气体排放数量最大的国家，中国面临着巨大的节能减排压力。碳交易作为一种运用市场化机制实现碳减排目标的重要手段，有利于将节能减排的压力传导到企业，促进企业选择低成本减排路径。有关机构预测称，在2014年，中国的地区碳交易市场将覆盖7亿吨碳排放，而澳大利亚、美国加州、欧洲的碳交易市场则分别覆盖3.82亿吨、1.65亿吨及21亿吨碳排放。