时间：2023-06-12 16:20:36
导语：在电力市场的交易模式的撰写旅程中，学习并吸收他人佳作的精髓是一条宝贵的路径，好期刊汇集了九篇优秀范文，愿这些内容能够启发您的创作灵感，引领您探索更多的创作可能。
一、酒店管理专业教学模式分析
由于行业的高速发展所引导的人才需求，很多院校的酒店管理专业都在根据这一实际情况对自身的专业培养方案进行着调整，然而，目前酒店管理专业课堂教学模式仍然普遍存在不足，具体表现在以下几个方面：
（一）课堂教学与实际工作情景的差异性
这一点主要体现在场地问题上，学生上课的地点一般都是学校教室，当然，专业老师也更适应这种教室教学的方式。然而实际酒店实习工作和课堂讲授练习的差距是非常大的。酒店行业作为服务行业，它得主要工作是直接面对不同类型的客人并进行服务，这个过程中也许会产生各种不可预见或者突发性问题，这些问题的处理，需要随机应变能力与经验的积累。作为酒店服务人员除了要按规定完成标准化服务，还需要为客人增加个性化服务，这过程中是投诉最为容易产生的。或者又比如说，一些突发性的应急事件，比如客人突发疾病以及人身安全事故的处理办法等问题，是无法让学生在课堂上比较真实和完整去学习或者体验到的，这些内容很现在更适合在真实的场景中去学习的。
（二）书本知识与酒店实际所需相脱节
对于酒店管理专业来说，教材的选用上，无论是什么样的教材，可能都会存在教材内容过于理论，更新速度比不上酒店发展速度这个问题。同时，如果酒专业教师是从高校硕士或者博士毕业后直接进入学校教学的话，这些老师理论知识比较丰富，而缺乏实际工作背景，对于酒店这个行业来说，如果教师缺乏相关的从业经验，那么他们讲课就有可能存在只有理论知识而缺乏实践经验的问题。
（三）“双师型”教师与行业逐渐脱节
这一点主要针对从事过酒店相关工作的教师。虽然这部分老师在讲授课程比较注重与实际案例举例，模拟操作等实践性教学方式去讲课，让同学们可以快速的了解酒店工作的一些情况。但是这类型的教师一般在离开企业之后，就较少的再去实地接触这个行业，在此同时，酒店行业又在不停的发展着，那么老师们的实践经验的保质期将是多久？他们所讲解的实践案例和知识是否能够一直适应实际行业发展？ 二、酒店现场教学改革与实践的思路 通过以上对不足之处的分析，可以看到一个核心问题，那就是酒店管理这个专业比之很多专业来说，有着非常强的实践性，需要随时随地与行业保持紧密联系。因此，理论与实践真正的相结合是此专业培养应该重点思考的问题。那么，根据上面的分析，怎么去弥补专职教师在知识讲解这一块的不足，是酒店管理专业教学改革和人才培养的一个重要思考点。所以，酒店专业的教学很显然应该打开思路，不能只是局限在课堂上，而是要适应酒店行业来设置教学课程和制定最合适的人才培养方案。
聘请酒店行业管理阶层专家到学校开设专业教学讲座，是本校酒店管理专业改革的思路之一。这一思路首先把《酒店管理概论（双语）》课程作为试点课程进行了教学改革。本课程是酒店管理专业学生专业知识结构的重要组成部分与理论基础。为了顺应培养学生的能力要求与酒店行业对人才的要求，本课程的加入行业人士融入教学的方式来增加课程的实用性，也就是说，在原有教学基本上，在教学中通过引入酒店行业精英人士站在企业的角度来为此课程开设3类讲座的方式，实现学生系统思考、分析能力，以及学科知识与行业真正融合。课程教学团队采取“1+N”教学团队的形式，即由1位我系专业教师及N位行业导师组成（如下所示）。
1=专业教师：笔者本人;
N=行业导师A：冷先生，四川迈进信息技术有限责任公司董事长，四川省人才服务兴业协会副会长;
行业导师B：魏先生，成都雅居乐豪生大酒店人力资源经理;
行业导师C：戎先生，成都城市名人酒店名人会总监。
《酒店管理概论（双语）》课程的理论模块包括对酒店的认知，酒店财务管理、战略管理、营销管理等方面的内容。为了增强学科知识与行业的结合，3位行业导师对课程内容中的3个部分的理论教学内容为同学们从行业角度进行授课。行业导师授课的3个模块是：‘酒店人力资源管理’，‘酒店营销管理’和‘酒店业的品牌打造，创新与发展’。
另外，由于此课程加入了行业导师元素，对于课程的考核模式也有一些改进和调整，具体思路如下。原本考核方式仍然保留，即平时表现占据成绩的30%，期末闭卷考试占据成绩的70%，选择考试方式保留的原因是基于本课程是大学一年级酒店管理专业学生的基础入门理论课程，试卷考核方式更加适合。但是，在平时成绩的组成上，把课程教学改革和它进行结合。平时成绩不再是由考勤+课堂提问+课堂作业，而是变为考勤+项目任务：小组课题设计与演讲;也就是说平时的这30%成绩，是由1/3的考勤和2/3的项目任务来组成，项目任务的设置也主要围绕着行业导师的授课讲座内容进行。
三、此次教学改革的特点与实施结果
此次对《酒店管理概论（双语）》课程进行的教学改革，有其显著的特点，这是其他酒店类课程教学改革比较少涉及的，因此可以算是一次创新性的改革。特点主要体现在以下两点：
师资由学校老师和行业老师共同组成。
上面改革方式阐述中提及，课程改革的核心主要是教学团队与教学模块的改革，即“1+N”教学团队的形式，即由1位专业教师及3位行业导师组成。
教学内容明确划分为理论模块和行业模块，各自占学时多少。
由行业导师授课的“行业模块”的总课时达到了6学时，占总学时的18.75%。
本次教学改革在实际实施后，我们对学生反应做了一个随机访问，由班主任对本课程授课班级的学生进行随机抽取，谈话获取反馈信息。 从学生反馈的信息来看，将课程内容模块化并且引入行业导师进行专业授课的教学方式新颖，学生积极性高，教学效果非常好。但是，根据班主任的反馈信息中，学生也提出了希望增加行业模块的比重等意见。在后续改革中，我们会充分考虑学生意见，改进我们在此次教学改革中的不足之处，完善我们的教学改革思路与方案，切实执行让学生实际受益。
《酒店管理概论（双语）》课程本次的教学改革，对本专业今后更多课程和教学方式的改革有着方向性的指导作用，尤其是我们把专业教师单独对某一门课程教学的这个方式改成了由专业教师和行业专家结合，共同对某课程教学的方式，此方式可以用在更多实践性强的专业和课程上去，让课程和教学得取得更好的效果。
此次教学改革，紧贴地方经济发展，注重校企合作，制定多元化的人才培养目标。从长远看来，将逐渐导入并实施校企合作的教学模式，将课堂搬到行业中进行，辅以传统教学模式，引导学生发展职业化，并尽快适应工作岗位要求。并且，先通过本课程进行改革，再针对多门专业课进行调整，着力培养“创意应用型、复合应用型、技能应用型”的人才，并以行业为导向，培养具备酒店管理相关知识和餐饮服务与管理的专业系统知识和专业技能、既懂管理又具备服务技能，具有国际视野的多元化目标的高素质应用型人才。
参考文献：
[1] 项目导向式酒店管理专业实训教学研究[J]，张丽萍 当代职业教育，2013.12
[2]《酒店管理》，郑向敏，清华大学出版社，2013.1
【关键词】电力市场 合同交易
20世纪70年代开始，全世界掀起了电力市场化改革的浪潮，以前电力工业采取的是政府垄断式的管理模式，电改后开始引入竞争机制。这使得发电商、配电公司、电力用户等都变为了市场主体，他们拥有了更多的自利，同时也面临着更严峻的风险问题。其中最难管控的就是电价的波动风险。一个完善的电力市场应该拥有许多不同的合同来吸引市场参与者，能够让市场参与者有机会去控制成本和风险，并获得恰当的收益。
一、电力合同市场概述
电力是人们当代人们日常生活中必不可少的物品，需求弹性非常小，而电力商品又具有不可储存的特殊性，使得电价经常因为现货交易的供需不确定性产生剧烈的波动。为了规避或减少电价波动带来的风险，学者们发现可以引入一些合同交易来实现，让无限的风险有限化。电力市场中的合同交易是市场交易主体通过签订书面或电子合同，再按照合同执行电能买卖交易。合同可以是一种固定的协议，要求必须按照约定内容执行；也可以是一种可选择的合同，给予合同一方或双方选择的权利，可选择执行或不执行。电力合同的内容包括双方基本的权利和义务，以及供电时间、供电量、供电价格、违约惩罚金额等等。
电力市场参与者一般采用三种形式签订合同：双边协商、竞价拍卖、指令性计划。第一种双边协商形式是由交易双方进行沟通和谈判达成共识，并将谈判结果制定成具体的合同；第二种竞价拍卖形式由购电方、售电方、电力市场运营者三方参与，购（售）电方在指定的时间内上报在未来指定的期限内购买（出售）的电量及电价，由电力市场运营者按照总购电成本最小和系统无阻塞为原则，确定最终匹配出合同交易的双方和具体交易的电量和电价；指令性计划形式主要在特殊情况下使用，由电力管理部门在紧急调度或者有特殊情况的电力需求时，按政府下达的计划数量实施。
合同交易主要有远期合同和期货合同两种，指交易双方之间达成的明确规定在未来某个期限内或具体的日期按照双方协商好的价格交换某一数量的某种物品的协议。远期合同和期货合同的区别主要有：
（一）标准化程度不同
远期合同中的具体内容都是按照交易双方的意愿来确定的，所以每一份远期合同的内容都可能不同；期货合同则不同，它的合同内容包括数量、质量、交割时间和地点等都是确定的，只有价格是在成交时根据市场行情确定的。
（二）交易场所不同
远期合同的交易场所不固定，只要交易双方约定好任何地方都可以作为交易场所；期货合同的交易场所是固定的，必须在期货交易所内进行。
（三）履约方式不同
因为远期合同之间的差异性，导致它不太容易进行转让，所以绝大数远期合同只能进行实物交易；期货合同因为其标准化的合同形式，和固定的交易场所，非常容易进行转卖，所以大多并不涉及实物所有权的转移。
二、力市场中的合同交易
（一）电力市场中的合同类型
第一，灵活的电力远期合同，指合同双方具有一定的灵活性，可以根据自身情况制定合同的交割计划。其中一种是买方灵活的电力远期合同，指买方可以根据自身的实际需求情况确定要交割的电量，并且可以在交割时进行合同转卖。另外一种是卖方灵活的电力远期合同，与第一种相反，是卖方决定交割电量，买方按卖方确定的电量接受用电。
第二，电力差价合同主要适合电力联营体交易模式的电力市场。类似于期权合同，单向差价合同就相当于购电方（售电方）买入看涨期权（看跌期权）；而双向差价合同相当于一个合同价格确定的远期合同。
第三，可选择的远期合同中规定了合同电价、中断电价。当合同约定的时间达到时，现货市场电价比中断电价小，售电方卖电给购买方；当现货市场电价比中断电价大，售电方按照约定的中断电价支付给购电方，不再售电。
（二）合同交易对电力市场的意义
在电力市场改革初期，许多国家都采用大量的合同交易的方式进行风险管理。例如最典型的英国，在开启电力市场化进程后，前期超过80%的电能交易都是通过远期差价合同来进行的，而在政府推广NETA模式后，该比例提升到了95%。
电力远期合同交易将不能够大量存储的电能进行了“虚拟”的储存，事实上等同于提供了其他可储存商品的某种事前保护作用，而且让市场参与者可以根据自身的情况进行选择，以锁定未来不确定时期的电量和电价，规避电力市场风险。同时签订合同的谈判过程也意味交易双方透露了各自的一些情况，利于信息的交流。合同交易也在一定程度上可以减少拥有较大市场份额发电商操纵电力价格的能力，因为它减少了一些未来发电商可以操纵的现货电量。总体来说有利于给用户提供稳定的电力供应，也可以为发电商带来稳定的需求，维持电力市场的稳定性
三、结论及展望
电力市场中的合同交易具有平稳电价、规避风险的作用。因此对于我国的电力市场改革也有非常重要的借鉴意义。结合目前我国的电力市场改革情况来看，我们进一步工作应该主要包括以下内容：
第一，考虑我国还在电力市场化改革的初级阶段，目前电量和电价并未完全市场化，可以结合我国实际情况借鉴合适的合同交易模式。
第二，随着电力市场改革的不断推进，必然会面临同样的电价波动风险，各市场主体需要防范于未然，提前做好准备。
参考文献
[1]汪朝忠.我国实施电力双边交易模式的可行性研究[J].经济体制改革，2015，02：194-200.
[2]韩锦瑞，曾鸣，段金辉，李娜.国外电力双边交易市场模式对比分析及启示[J].华东电力，2013，01：17-23.
[3]刘军虎，陈皓勇，张显.电力市场远期合同交易的实验分析[J].经济经纬，2006，06：26-29.
[4]张少华，李渝曾，王长军，言茂松.电力市场中的远期合同交易[J].电力系统自动化，2001，10：6-10+50.
8月下旬，德国首都柏林已有一丝秋意。如同西欧其他拥有悠久历史的城市一样，柏林呈现出平和洁净的景象。而作为德国第一大城市，这里拥有最密集的人口以及建筑，随处可见的电动汽车以及充电桩、西部城郊田野里的风力发电机以及造型奇特的大型绿顶的圆柱沼气发酵槽。这些无不在提醒着来访的游客这是一座拥有众多新能源类型的“绿色”城市，而正因此，在这里孕育了众多的能源公司。
从市中心的波茨坦广场出发，驱车十五分钟，由《能源》杂志组织的德国电力市场考察团一行人就来到了众多能源从业者纷涌而至的欧洲能源科技园。之前，这里则是提供柏林城市热和电的煤气厂。
煤气厂 1860年建成，一直使用到1995年，2008年城市煤气公司由于其能源功能丧失其卖给了一个地产商。而这位地产大亨找到了德国能源署前署长科勒先生，希望将这座旧时代的能源基站改造成新能源时代的柏林标志。
在经过一番改造之后，这里吸引了上百家能源公司的入驻，从像施耐德那样的大公司到一些新能源技术研发的初创公司，大约2000名从事能源相关的人员在这里工作。而对于入驻的能源公司，科勒提出了一个要求――公司从事工作必须涉及能源转型。
对于德国而言，能源转型已经是实施了20多年的一项能源政策。当1990年能源转型政策落地之时，可再生能源发电量在德国发电总量中所占的比例几乎可以忽略不计。而到了2015年，可再生能源电力在总电量中的比例则上升到32.5%。2020年，这一比例将达到35%。
伴随着德国能源转型的成功，一些新的能源技术以及服务类型开始衍生出来。更为重要的是，一个与如此清洁的能源系统相匹配的成熟能源市场开始建立起来。
多元化的市场主体
在科技园里，《能源》杂志记者看到了未来能源图景，随处可见的电动汽车和光伏板，一个完整的智能微网系统以及储能系统还有一套灵活的监测系统。更为惊人的是，这里已经实现了100%新能源发电。
据科勒先生介绍，在园区里建设1MW电池组，对于风电、光伏波动一次调频。由于购买新的电池很贵，经济上不划算。园区和奔驰合作，将电动汽车上已经使用3-5年电池拆卸下来使用，据预测这种老化电池还可以再使用8-10年。随处可见的电动汽车，通过用电低峰充电、高峰放电，也发挥了调频作用。并且这里安装了60多种充电桩，成为了德国电动汽车示范中心。
对于这个未来能源场景的实现，园区里很多公司都参与其中，施耐德设计整个能源监测和管理系统。而在施耐德设计的能源组合中，对不同发电类型、天气、供需等情况进行模拟。除了像施耐德这样的国际化大公司，围绕着能源服务，园区里还有很多“小而美”的初创公司。
在这里，我们拜访了GETEC公司。这是一家拥有20年历史的家族企业，也是一家新型能源服务公司。在德国企业中，它还比较年轻。GETEC成立之初，主要从事的是合同能源管理业务。彼时德国电力市场还没有开放，GETEC主要通过自己小的机组给企业提供热和电。后来伴随着电力市场的逐步开放，它逐渐进入了售电市场，而现在已经没有任何发电资产，只是通过电力市场进行购电交易，并给客户提供能源管理的服务，同时投资、管理一些商业中心的配电网。
随着可再生能源消纳问题在德国的日益突出，GETEC也找到了新的业务板块――储能电池。它投资建设了世界第一大储能电池功率，占地1000平米，也是用奔驰电动汽车退役下来的电池组装而成。GETEC商业部门负责人Moritz Matthies称，这是电池第二生命周期。“这组电池站给生产精密设备的工业用户使用，他们对电的使用情况敏感，希望提高电力使用质量。回收成本5年之内，电池可以使用10年。我们也是第一个不要补贴的储能项目。”
在德国，像GETEC这样新生的能源服务公司还有很多。灵活、快速适应市场的商业模式，成为了他们生存的密匙。独立售电商们成为德国售电侧商业模式创新的引领者，他们一方面寻找具有相同特点的用户群体为他们量身订做售电套餐，另一方面和许多不同行业的公司合作，将售电业务和智能家居、合同能源管理、节能服务等进行结合，试图在单纯的售电业务之外寻找到更多延伸空间。
而在这样一个庞大的市场中，那些传统的巨头们令人难易忽略。1998年，德国通过《电力市场开放规定》，吹响了电力市场化的改革号角。通过电力市场化改革，强化行业内竞争，消除垄断，拆分垂直一体化的企业，实行电网接入开放。在此之前，德国电力市场也是高度一体化的垄断市场。四大电力而对于意昂（E.ON）、巴登-符腾堡州能源公司（EnBW）、莱茵能源公司（RWE）、大瀑布公司（Vattenfall）四大德国传统电力商拥有了德国超过80%的电力装机，并且业务几乎涉及电力的全产业链。
伴随着电力改革的进程，高度垄断的四大能源巨头逐步被拆分。然而，从 1998年至今，历经近20年的改革，作为传统的电力巨头们，意昂、巴登-符腾堡州能源公司、莱茵能源公司、大瀑布公司至今仍然主导德国能源市场。
在当今的德国，发电行业和中国一样非常集中，上述四大能源集团拥有了56%的装机容量以及发电量占到德国总发电量的大约59%。在配电环节，产权比较分散，是一个充分竞争的市场。此外，最值得关注的就是售电环节。虽然经历了拆分，四大能源公司也是德国最大的零售商，2012年占到终端用户售电45%。而正是由于各种类型的售电公司出现，让用户拥有更为充分的选择权，选择并更换电力供应商。
市场主体的多元化，以及能够提供差异化服务并且能够降低客户用电成本的售电主体才会吸引更多的客户。
独立的交易平台
在柏林，考察团拜访了大瀑布公司。这家100%瑞典国有公司，涉及了热电生产、销售以及配电各个环节。一名工作人员向我们介绍。近些年来，公司发生了两个比较重要的转变：一是发电业务板块向低碳转移，逐渐出售褐煤电站。二是从售电向能源服务转型。“到2012年，德国建立比较健全的电力市场规则。从2011到2012年间，Vattenfall将煤炭、电力、天然气等交易都进入市场。并且以小时、日、十天为单位的市场需求确定一次能源的消费。”
在汉堡，Vattenfall建立总的交易中心，在电力市场以每十五分钟出售，并且根据价格信息，调整发电站的出力。Vattenfall的交易无疑证明了一个成熟的能源市场，特别是电力市场，离不开一个成熟的中介平台。
在欧洲，由于历史和区域分布的原因，大致可以划分为8个区域电力市场。这8个区域电力市场分别是：伊比利亚电力市场（Iberian market）、意大利电力市场（Italian market）、东南欧电力市场（SE Europe market）、西欧电力市场（W Europe market）、东欧电力市场（E Europe market）、英国和爱尔兰电力市场（GB/IRL market）、波罗的海电力市场（Baltic market）、北欧电力市场（Nordic market）。其中运作时间最长历史最悠久的当属北欧四国的北欧电力市场Nordpool。
2000年 6 月，德国成立了一家电力交易所――莱比锡电力交易所。而后，在法兰克福第 2 个电力交易市场欧洲电力交易所开始营业。2005年两个电力交易所合并，组成欧洲电力交易所，总部设在莱比锡，欧洲能源交易市场EEX已经成为中西欧影响最广泛的电力交易市场。
据资料显示，欧洲能源交易所的最大股东为欧洲期货与期权交易所股份公司，占股达56.14%，其次为4家德国能源供应公司，占股11.97%，欧洲能源交易所所在的萨克森州占股11.90%，德国以外的国际能源贸易公司占股11.27%，其他银行、能源供应商/公共事业单位等各占股3%～4%，工业行业的股东占股0.75%。
欧洲能源交易所为会员制，业务类型包括为会员现货和期货交易产品，为会员的交易提供清算服务，以及为会员提供担保和风险承担的服务。
2015年，通过EEX电力交易平台交易的电量达到3000TWH，其中现货交易电量大约为524TWH，期货交易电量为2537TWH。除了德国，EEX平台的客户还来自于卢森堡、法国、英国、荷兰、比利时等欧洲国家甚至澳大利亚以及美国的一些客户也通过EEX进行交易。
电力交易主要两种形式就是场外交易（OTC）和电力交易所交易。OTC交易是一种双边交易，交易双方将直接进行交易。在电力交易所交易时，售电和购电方完全是匿名进行的，也就是交易双方互不相识。
在电力交易所内，电力产品成为了标准化的商品，通过电力交易所交易时，市场参与者将订单直接放到交易所系统里，系统会将所有订单集合在一起。交易者可以将自己的买卖订单放到交易所，当买卖订单相互满足时，即签订交易合同。
每一个签订的合同，合同双方都必须履行一定的职责：买方需要消耗合约规定的电量并支付电费，而卖方需要完成电力的供应。由于交易是完全匿名的，所以所有交易必须通过交易所来清算。
与此同时，通过电力交易所交易的电价都是对外公布的，但是参与交易的交易者仍然是匿名的。通过匿名交易，市场参与者不需要考虑现有的客户关系，交易策略也不必对外公开。在欧洲能源交易集团（EEX）可以进行电力期货以及现货交易，其中现货市场交易由其子公司（EPEX Spot）负责。
据EEX电力部门经理Norbert Anhalt介绍，在EEX交易平台中，现货商品是以每15分钟、每小时为单位，而期货市场以天、周、月甚至年为单位。而他们所服务的客户中一半为电力企业，一半为财物型的企业。在交易所内部，事业部门负责交易的日常运行，而此外交易监督部门也异常重要，是对该交易所内的交易进行监督。交易所类似股票交易所的功能同时，其盈利模式是在成功的交易中收取佣金。
此外，交易所作为交易双方的中间合作商，将承担客户的亏空风险，换句话说当签订合同的一方无法履行合同时，交易所将替代对方，负责履行这个合同。这也是交易所交易对比场外交易的一大优势，因为交易所将承担客户无法支付的风险。
Norbert Anhalt认为负责这项工作的EEX的子公司European Commodity Clearing AG（ECC AG）非常重要。
改革十年来，电力工业有效的激励机制、约束机制和持续发展机制还没有形成，电力垄断经营的体制也没有完全消除，电力市场秩序仍然比较混乱，电量计划分配、项目行政审批、电价计划管理方式仍然在起主导作用。同时在一些电力企业效益增长缓慢甚至滑坡的情况下，电力企业职工的收入和福利出现了不正常的超常增长。以上问题的确是客观现实，但这主要是电力改革不到位、国有企业公司治理结构不健全以及政府监管不足造成的，需要通过深化改革和加强监管来解决。
因为上述问题而否定电力改革的市场化方向，幻想回到发、输、配、送垂直一体化垄断经营的旧体制，却是值得警惕的。电改十年之际，重申国发5号文件确定的电力市场化改革方向，是深化电力体制改革的基础，也是事关改革能否最终取得成功的原则问题。
电改基本逻辑
在电力市场化改革以前，全世界电力系统的运作模式几乎一样。
在所有权上，由国家所有或者私人所有，但都是一股独大；在技术体系上，都采用集中发电、同步交流的技术模式；在组织结构上，采用垂直一体化的组织结构，享有经营区域内的特许垄断；在价格制定上，电价按成本加成原则由政府制定；在运行方式上，使用一种标准的“经济调度”方法调度机组发电，即电网调度机构根据发电厂运行成本的高低来决定投入哪台发电机组。
传统电力模式对各国电力工业发展有着十分积极的影响，不仅有效地控制了垄断对消费者造成的利益损失，而且对电力工业长期发展起到积极作用。
在实行以私有电力为主的国家，稳定的监管政策保障了投资回收和合理的利润率，降低了电力投资的风险，促进了电力工业的长期投资和电力技术的进步。实行电力“国有国营”的国家，政府对国有电力公司的投资、风险保障和长期发展政策保证了电力工业的发展和经济社会对电力的需求。
尽管如此，传统电力模式仍存在经济效率上的不足。对以私营电力为主的国家，由于政府监管保护消费者利益，电力公司所取得的经济效益提高和成本的降低，通常被监管机构通过降低电价的方式转给了消费者，由此使得电力公司没有任何动力去提高经营效率。
同时，由于保障投资回报和合理利润，监管无形中促使电力公司在投资上大手笔，造成过度投资。与此类似，在实行国有电力的国家，由于政府对国有电力公司的要求主要在于满足供电而非利润指标，国有电力公司通常出现经理人员缺乏正确的激励机制、公司冗员、投资不足和浪费等问题。
正是由于传统电力模式的缺陷，导致自20世纪80年代以来世界范围内的电力市场化改革浪潮。电力市场化改革的基本逻辑是：
第一，在能够引入竞争的领域（发电侧和用电侧）引入竞争机制，让市场在资源配置中能够发挥作用。
第二，在不能引入竞争机制的输配环节，提高政府监管的有效性。在组织体制上，成立专门的监管机构，加强监管的力量；在管理方式上，制定明确的规则，改进定价机制和价格管理方式，加强对垄断企业的监督。
为了使监督更有效，防止“店大欺客”，往往在行业组织体制上进行一些改革，有的把调度机构从电网中独立出来，有的把输电和配电切开，有的输配一体，但分成几个公司进行运营（比较竞争）。
尽管国情独特，中国电力体制改革依然秉承了以上基本逻辑。2002年国务院5号文件提出了“打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开放有序、健康发展的电力市场体系”的改革目标，和实施厂网分开、竞价上网、建立电力市场、成立监管机构、实行新的电价机制等改革任务。
电改成效多大？
电改实施十年来，对改革成效如何评估，各方认识很不一致。持极端批评意见的人士认为，“电力市场化改革搞得太早了”，十年前的电力改革是不成功的，是在一个错误的时间、以错误的方式、出现了错误的效果的“三错”改革。对电力市场化改革的具体批评，则集中在“电荒”、电价上涨、企业职工收入超常增长等几个方面。
2002年以来的电力市场化改革与过去20年开放发电市场的集资办电改革明显不同。在集资办电时期，改革目标（增加电量）与电力企业目标（企业利润和职工利益）基本一致，而电力市场化改革给电力企业带来的主要是竞争压力，电量的增加不一定增加企业的利润和收入，利润和收入更多地是需要靠内部挖潜和提高效率来解决。
因此，一些电力企业和个人对市场化改革的不满，是可以理解的。但由此而否定电力改革的市场化方向，显然是值得警惕的。
必须承认，尽管十年电改不尽如人意，改革也远没有完成，但电改仍取得了相当进展。厂网分开基本实现，发电侧的竞争格局初步形成，电力工业长期垂直一体化经营的垄断体制初步得到改变。由于厂网不分所带来的调度、交易不公的状况有了很大改进。电力国企改革和政府管理体制改革取得一定进展。在调动各方面积极性发展电源、电网方面也有新的成效。
应当承认，十年来，我国不时出现全国电力供应紧张的局面，最多时20多个省份出现拉闸限电，形成影响全国的“电荒”。关于“电荒”究竟是怎样形成的，尽管各方意见有些分歧，但与电力市场化改革无关这一点则是业界比较一致的看法。
实际上，电力市场化改革进一步调动了各方面办电的积极性，改革十年来，电力基本建设投资年均增长14.4%，电力装机容量从2003年的35657万千瓦增加到2011年的106253万千瓦，增加了1.98倍，220千伏以上输电线路长度增加了2.3倍，220千伏及以上变电设备容量增加了3.6倍，新增容量之多和电网建设速度之快是古今中外史无前例的。
改革也增强了电力企业竞争意识和活力。与改革前相比，每千瓦时供电煤耗下降54克，发电厂用电率降低12.4个百分点，输电线损率降低13.3个百分点，火电工程项目单位造价平均从4800元/千瓦下降到3745元/千瓦，下降22%，由此导致发电领域节省投资上万亿元。供电可靠性有了较大提高，城市用户供电平均停电时间从2003年的每年11.72小时下降到2011年的7.01小时，下降了40%。这在世界各国的电力市场化改革过程中都是罕见的。
至于电价，改革十年来，全国平均累计涨幅超过了每千瓦时17.54分钱，上涨了30%-40%。这其中不排除有不合理的因素，但涨价的主要因素是上游一次能源和运输费用大幅度上涨所致（十年中，一次能源价格上涨了约2.5倍）。
的确，改革十年来，电力工业有效的激励机制、约束机制和持续发展的机制还没有形成，电力垄断经营的体制也没有完全消除，电力市场秩序仍然比较混乱，电量计划分配、项目行政审批、电价计划管理方式仍然在起主导作用。
特别是在一些电力企业效益增长缓慢甚至滑坡的情况下，电力企业职工的收入和福利出现了不正常的超常增长，这主要是电力改革不到位，国有企业公司治理结构不健全以及政府监管不足造成的，需要通过深化改革和加强监管来解决。
用市场经济的办法发展电力，是许多国家的成功经验，也符合我国建立完善的社会主义市场经济体制的总目标、总方向。几十年来，中国电力发展的实践表明，走垂直一体化垄断经营的计划体制老路，用计划和行政的办法配置电力资源，决定谁发电、谁配电、谁售电，决定上网电价和销售电价的调整，决定发输配售各个环节的利益分配，决定电厂和煤厂的讨价还价，是代价高昂的，难以为继的。
尽管进行电力市场化改革所必须具备的一些技术经济条件还不完全具备，但是等条件完备了以后再进行改革，还是在改革中创造条件逐步完善，无疑应采取后一种办法。
改革前景展望
站在新的起点，面对复杂的环境，未来十年的电力体制改革必将继续按照国务院5号文件确立的电力市场化改革方向，以政企分开、有法可依、主体规范为基础，以交易公平、价格合理为尺度，以市场竞争机制确立为目标，以电力工业持续健康发展为评判。
随着改革的深化，中国的电力市场将逐步呈现出如下特征：
电网企业是电力市场发电方、购电方及所有电能利益相关者的输送物理平台，是在政府设定盈利模式下的电能输送主体。发电侧和用电侧存在众多卖方和买方，实行双向交易，供需双方均有价格响应能力，独立于电网的透明且运作有效的电力交易平台。严格监管下的电力调度机构。任何电源只要满足并网技术标准就能够平等接入电网。发电、输配电、用电及其他电的利益相关者之间都能双向互动，实时交流信息。
展望未来，电力体制改革的路线图预计将沿着以下四条主线有序展开：
第一，电力市场交易模式将由“竞价上网”向“厂网分开、用户选择、直接交易”模式转化。
国发5号文件选择的“竞价上网”模式，由于要求的配套条件（电力供大于求、发达的电网等基础设施、法规健全等）不具备，在现阶段不具可行性，目前已被各国所抛弃。电力交易模式的转换是电力体制改革的核心（电价改革内含于电力交易模式的设计之中），没有可操作的电力交易模式的设计，其他方面的改革就都失去了根据和归宿。
纵观电力市场化改革先行国家，“竞价上网”模式被抛弃后，电力引入市场竞争主要采取“厂网分开、用户选择、直接交易”模式。其特点是：电力交易由供需双方签订经济合同来实现。其中，发电是卖方，用户是买方，电网是电能输送者，调度交易机构是电力安全的保障者和电力交易的执行者，监管机构是规则制定者及安全责任和各类合同执行的监督者。
这样的体制，可以带来如下进步：
（1）发电侧引入竞争机制带来的好处可以传导给最终消费者，电力用户多样化的电力需求也可通过市场得到满足，供需矛盾均能通过市场得到调节，价格可以很好疏导出去，不至于累积价格矛盾，利于资源优化配置和节能减排；
（2）可以使长期投资得到保证，生产者、消费者都有稳定的预期，不太可能导致投资的巨大波动，从而有利于电力的长期稳定供应；
（3）可以使各方的责、权、利清晰，有利于实现依法管理。
第二，电网体制改革将由“统购统销”模式向“网售分开”模式转变。
改革措施和步骤大致如下：
1.逐步开放用户市场，完善配套政策。（1）改革初期，重点选择高新技术产业和能效水平全国领先、具有竞争优势的大用户直接与发电方洽谈电量与电价。随着改革的进展，出台能耗调节政策，实施产业差别化电价，逐步放开其他用户进入，最终过渡到完全用户选择模式。（2）逐步放开大用户交易的电量和价格。改革初期，可将大用户上年用电量作为基数电量，基数电量的购电价格仍执行原电价，超出基数电量部分由发电企业和大用户协商确定。随着改革的推进，改革政府计划分配电量办法，逐步取消基数电量，最终过渡到大用户全部电量电价均由买卖双方协商确定。
2.实行交易机构独立、调度机构中立。以此，剥离电网企业占有的行政公权力，实现电力调度、交易的公开、公平、公正，为逐步放开大用户减少技术壁垒。
第三，电价形成机制将最终实现“管住中间、放开两头”，即自然垄断的电网环节价格由政府制定，发电和售电环节的价格由市场竞争决定。
电价改革的要点是：
（1）实施输配电价改革，以成本核算为基础、宏观调控为基准，按照不同区域和不同电压等级由政府核定独立的输配电价；
（2）放松对上网电价和销售电价的计划管理，上网电价实行国家基准价基础上的市场竞价。基准上网电价由中央政府负责核准，最终上网电价在政府基准价的基础上，由买方和卖方通过双边协商或多边竞价形成。大用户的购电价格由上网电价加过网费构成。最终售电价格实行国家指导价，允许省级政府在国家指导价基础上适度调整；
（3）推行居民阶梯电价，通过采取提取社会普遍服务基金等方式，逐步放开居民电价，变“暗补”为“明补”，消除销售电价中的交叉补贴；
（4）部分工商业用户实行直接交易后，原承担的交叉补贴费用可作为“搁浅成本”，通过财政专项补贴或输配电价附加的方式消化处理；
（5）对高耗能产业参与直接交易，为体现节能减排政策导向，采取“协商电价+差别电价”进行结算，其中差别电价部分按现行政策处理；
（6）取消重点合同煤计划，实行电煤价格并轨，为理顺煤电关系、推进煤炭市场化以及建立电煤长期合同奠定制度基础。
第四，政府电力管理体制改革将以转变政府职能为重点，实行依法监管。
按照责权一致的原则，进一步理顺电力行业管理和市场监管职能，逐步实现一类职能由一个部门主要负责。
要进一步转变政府职能，改革政府项目审批核准办法，代之以市场准入；取消由政府实行电量分配的计划管理方式，代之以供需合同；加强电力需求侧管理，尤其是加强政府的规划协调职能。
关键词：低碳经济；电力市场设计
中图分类号：F407.6 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2013）08-0018-02
低碳经济视角和节能减排对我国电力市场运营提出了巨大的挑战。文章从低碳经济视角下对电力设计的具体要求出发，借鉴国外先进国家在低碳经济视角下从节能环保角度在电力市场方面的发展现状，分析了适合我国低碳经济视角下电力市场设计的主要类型，并在此基础上提出了相应的对策。从一定程度上讲，低碳经济对电力市场设计涉及到电力市场的各个领域和各个环节，希望通过文章的初步探讨能够对我国电力市场设计发挥一定的推动作用。
1 低碳经济视角下电力市场设计的具体要求
①对投资成本的要求。不可否认的是，纵观国际电力市场整体运营环境，我国在电力市场、尤其是在电力建设过程中依然存在较大投资成本压力的现实；低碳经济条件下对电力市场进行设计和规划，必定要经过降低巨大投资成本、提高投资效益的阵痛，尽管要经过一个艰难时期，也要下大决心重新审视电力市场设计对投资成本的问题，全面考虑投资成本需求，提高投资效益。
②对环境以及生态保护方面的成本要求。传统条件下，我国电力市场运营过程中采用的机组往往没有过多的考虑到环境以及生态的保护问题，使得电力市场在面对国家节能减排政策的调整之下面对较大的压力；为了能够更好适应低碳经济的各项要求，在新建的大型、大容量机组中必然要配备相关节能环保设备，以此降低能耗、提高生态环保效益，然而这些巨大的投资也使得单位电量的成本呈现上升趋势。建设资源节约型、环境友好型社会是国家必然要以一贯之的长远政策，因此在电力市场设计中一定要综合衡量好对环境以及生态保护方面的成本要求。
③对高耗能机组限制与淘汰方面的要求。传统历史条件下采用的高耗能机组在电力市场设计布局中发挥了至关重要的作用，对于满足电力市场供应、有效的保障生产生活功不可没。然而在低碳经济条件下，这些高耗能机组必须要面临着限制甚至是淘汰；尽管这些高耗能机组基本完成前期投资的回报，其总体生产成本相对较低，面对低碳经济背景，要逐步加大在新上设备中对该类机组的限制。
四是对新技术、新设备使用的具体要求。伴随着新技术的不断进步和发展，一些清洁能源发电技术逐步成熟并广泛应用到发电领域，例如风电、潮汐发电以及地热发电等。这些新技术、新设备在有效的保护生态环境方面具有巨大的优势，然而受我国电力市场特殊性以及电力需求广泛性和高需求性影响的要求，这些新技术和新设备发电还不能从根本上解决我国现实的电力需求，并且存在投资成本较大的现实问题。在电力市场设计过程中要兼顾这些新技术、新设备，但是也要综合考量我国电力市场客观实际，权衡好经济效益与生态效益之间的关系。
2 国外低碳经济视角下节能环保角度电力市场发展
现状
当前节能减排和低碳经济视角下，国外一些先进国家在自身能源结构的基础上分别对电力市场设计节能环保采取了不同的措施，概括起来，可以总结为以下两方面：一是在市场化运营前，按照宏观能源发展规划， 采用法令和投资补偿的方式，逐步、有计划地将化石类发电资源向水电、核电等低能耗资源结构转变，如德国、丹麦等国家；二是在市场化运营后，结合市场机制，配合立法、财税补贴等手段，实现节能环保目标，如英国、美国采用投资或税收补偿鼓励新能源建设，在市场中规定必须购买一定比例的可再生能源，并制定了排放指标，在市场中开辟了排放权交易品种，荷兰建立了绿色标签机制，促进绿色能源的交易。
3 低碳经济视角下电力市场设计的主要类型
①沿用传统模式的电力市场设计。低碳经济背景下，在进行电力市场设计过程中依然采用传统模式的设计轨迹，不注重对新技术、新设备的引进，不注重对原有高耗能设备设施的升级改造，而是继续沿用原来的电力管理体制以及模式——垂直一体化管理模式，这种电力市场的输电网没有进行对外开发。
②采用对冲交易模式的电力市场设计。对冲交易模式的电力市场设计的主要理念是对某一整体区域范围为服务和供应对象，对这一整体区域内的电力市场的输电网络采取系统层面上进行市场交易；或者是采取能够支持某一单一市场交易的独立发电调度模式。无论是对某一区域内的整体系统层面进行市场交易也好，还是对单一市场交易和独立发电技术也好，二者之间都会通过电网系统产生一定的联系，例如电力市场之外的双边交易或者是另外的双边合同。
③采用现货市场模式的电力市场设计。采用现货市场模式的电力市场设计本质是将电力市场置于一个独立的系统中，通过设立单独的电力市场运行机构对该独立系统进行协调和控制，重点是对发电环节予以调度，而不具备输电功能。
4 低碳经济视角下电力市场具体设计途径
一是大力创新电力市场的节能模式，鼓励更多适合低碳发展模式的发电技术进入电力市场。在低碳经济视角下进行电力市场设计，必须要对现有电力市场运营管理过程中存在高耗能、高污染的部分问题予以高度重视，根据电力市场需求以及供应状况不断创新电力市场的节能模式，例如，可以从国家层面出台相关的节能优先模式，采取低耗能发电机组有限的原则，将发电机组的耗能数据按照耗能指数从低到高的顺序予以排序，在综合考量符合需求的基础上，按照从低到高排序对机组电量进行分配，直到满足负荷为止。或者是可以采取能耗约束模式，通过对采取以年度、月度以电量为标的市场年度、月度市场竞价， 把握电力市场的降耗目标。与此同时，要积极充分和利用现代化的节能、环保等低碳发电模式，不断提高科研水平和实践应用水平，大力开展对风力发电、太阳能发电、生物质发电、潮汐发电等一系列低碳发电技术；积极创新发电资源低碳技术与投资方式的优化组合，推动更多低碳发电技术进入到电力市场，提高新能源、新技术等一些低碳发电量的使用效率和使用频率。
二是要有效选择低碳技术，大力采用碳排放限额的措施予以设计。在电力市场设计过程中，要想真正达到国家电力运行节能减排标准的低碳要求，形成环保、生态的电力市场运行系统，就必须要加快改革电力市场碳排放模式，调整电力市场的改革方向，大力引进和使用低碳技术，综合电力市场碳排放的特征以及相关低碳技术经济特征，努力设计出有利于激励低碳技术进步的电力市场。
三是打破现有电网格局，积极实现与新能源并网发电，切实采取措施有效处理好低碳经济视野下的技术成本与电力市场竞争力水平之间的关系。从我国现有电力市场格局出发，一些新进入市场的新型低碳发电技术在运行成本、管理成本方面要比传统发电高的多，并且国家对新能源电力市场方面的政策措施制度力度并没有形成统一和规范的格局，由于过高的投资成本造成低碳发电技术失去了市场竞争力。在这样的状况下，要想真正实现电力市场的低碳设计与运行，必须不断提高低碳发电技术的规模效益，加快制定国家层面的政策措施，改革现有的电网格局，努力为低碳发电等新能源发电与传统电网的并网，促使它的投资成本低于它所具备的竞争力水平。
四是采用新型低碳发电技术方面的政策措施。首先要从国家层面加快制定出台优化我国现有电力市场结构的政策措施，制定出台发展绿色电力的政策支持。低碳经济视角下要不断优化电力市场的利用方式，积极从政策层面开发绿色电力；其次要广泛开展国际合作与交流，在我国现有电力市场的基础上积极借鉴和吸取国外先进成功的经验和技术。受我国电力行业技术水平方面的限制，在短时间内完全达到低碳经济的标准非常的困难。在低碳经济背景下进行电力市场设计一定要走出去，积极开展与国外电力市场设计比较成功的国家进行合作和交流，合作开展清洁电力发展机制项目；同时加快引进发达国家一些较为成熟的技术和设计模式，不断提高低碳经济背景下电力市场设计的自我创新能力。
5 结 语
低碳电力市场能够真正地实现可持续发展，是电力市场现在和未来发展的必经之路，低碳经济是我国电力市场设计的必由之路，也是我国电力市场在未来能够适应国际竞争力、提高综合经济效益和整体经济效益的必然选择。低碳背景下进行电力市场设计在建设资源节约型和环境友好型社会过程中发挥着至关重要的作用。作为电力行业来讲，必须全面认识当前节能减排的巨大压力，在电力市场设计过程中要牢固树立低碳经济观念，统筹电力市场结构，加大低碳基础的创新与消化吸收能力，不断提高电力市场设计的优化，提高综合国际竞争能力。
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［关键词］电力市场；发电权交易；资源优化配置
［中图分类号］F426.61 ［文献标识码］A ［文章编号］1005-6432（2011）49-0157-03
电力系统具有发输配用瞬间完成、存在输电约束、输电损耗、合同电量与潮流分布不存在一一对应的关系、需要统一调度等特点,因此不可能完全依据市场经济的规律实行电力竞争,需要考虑电力系统的特殊要求。况且,建立电力市场并不是电力改革的目的,打破垄断,引入竞争,提高效率,降低成本,健全电价机制,优化资源配置,促进电力发展才是目的。由于电网结构、电源分布的差异,全电网、全方位的电力市场交易未能真正实施,同时我国设计的电力市场是以区域电力市场竞价为主,主要是一些大容量机组参与,大量的小火电机组并没有参与到区域电力市场竞价中,这部分高能耗、低效率机组的市场份额也不小,利益牵涉面广,利益平衡很困难。各发电企业资源禀赋、装备水平及经济技术指标各有不同,其发电成本差异较大,按机组容量平均分配发电量计划和按平均成本定价的原有电力管理模式不利于提高企业的生产效率,不能充分有效地发挥市场对资源的优化配置作用,不能完全实现提高效率、降低成本、减少排污的目标。如何找到一条既能平衡各发电企业利益关系又能实现资源优化配置的道路成为摆在面前的问题。
1 发电权交易产生的背景
在竞价上网的电力市场模式中,大容量、高参数、高效率、低能耗机组将获得巨大的经济效益,而小容量、低参数、低效率、高能耗机组是计划经济时代留下的产物,在一定时期为国家的电力供应作出了贡献,背负着巨大的人员包袱,能否妥善处理这部分资产和职工去留直接关系社会稳定和众多家庭的切身生活,强制小机组退出市场而得不到适当的经济补偿和自谋出路的缓冲期将激化矛盾。通过对发电电力市场的研究,依据效率优先的原则,引入期权交易的概念并演化为发电权交易,通过置换合同电量,主动采取市场营销策略,降低生产成本,谋取企业利益最大化和整体优化问题,不仅可以使参与者回避不利情况的利益损失风险,而且保留了有利情况下的获利机会。
在这种形势下,改变按机组容量平均分配发电量计划的调度方式,通过发电权交易,将高耗能机组的电量通过市场交易的方式转让给高效率机组替电,同时不改变小机组的营业收入,可以迅速达到节能降耗和保护环境的目的,显然这是一个优化配置电力资源,建设资源节约型、环境友好型社会的有效举措,也是对电力市场的有益补充。发电权交易必然对发电企业产生深远的影响,促使发电企业积极思考如何应对发电权交易、如何在发电权交易中获得更好的收益。
为了确保我国电力系统稳定运行和电力建设有序发展,国家发改委颁布了《节能发电调度办法》,相比较而言,节能发电调度在节能减排力度上更严格、更坚决一些,但实施起来会有一定的难度或者掣肘,因此需要一个能够平衡各方利益的过渡模式,而实施发电权交易就可能达到这样的目的。发电权交易是切实可行的资源优化行为,已逐步得到社会的认可,在一些地方取得了不错的实践经验,是处理电力行业历史遗留问题的过渡方式,也为节能发电调度走出了一条新路。但从尊重历史,正视现实两方面来看,这种交易方式又是朝着建设全面电力市场不得不采取的方式。
2 发电权交易的电力市场属性分析
发电权交易是指产权独立的发电企业在拥有发电权份额的基础上,由于一次能源供应不足,或机组计划外检修,或由于发电成本过高,或环保要求等原因,在同一发电公司内部或不同发电公司之间转让部分或全部合同电量的交易。通过不同类型和运行状态的机组优化组合,以效率优先为原则,动态调整发电状态,提高发电企业之间发电相互补偿效益,实现发电企业合作的“双赢”。由于国家对可再生能源的政策倾斜,一般情况下风电、水电等绿色电力,发电量是全额收购上网的,因此,主要涉及火电之间的发电权交易。
与传统电力市场不同,发电权交易是基于合同电量(基础电量)的一种市场交易机制,与我国当前所处的经济发展阶段相适应,具有符合市场属性的特质,是特殊的市场存在形式,发电权交易市场主体均为发电企业(或发电机组),市场客体是电量与电价。发电权交易实质是以高效机组和低效机组的能耗差作为交易的效益由二者分享,阻力较小,而且不会造成电网公司购电成本的增加。发电权交易的标的物不是普通的实物或服务,而是能给发电企业带来一定利益的权利,是对合同电量的再分配,以市场手段达到了优化资源配置、降低污染物排放的效果,既符合国家节能减排政策,也维护了企业自身利益和社会稳定。从发展的角度来看,发电权交易可以作为电力市场改革的突破口,通过一系列的机制改革逐步走向更加开放、高效的电力市场,这也为我国电力市场的发展提供了一条新思路。
3 实施发电权交易的必备条件
发电权交易对于实现国务院5号文件《电力体制改革方案》设定的电力体制改革目标具有重大意义。但是,由于电力工业的特殊性要求,发电权交易也必须具备一些基本条件才可以实施,已具备这些条件的省级电力市场,发电权交易势在必行,也切实可行。
(1)电力市场已出现供大于求的局面,发电装机容量增长较快,电力电量平衡富余,设备利用小时长期徘徊甚至低于5000小时,发电设备没有充分利用,这是开展发电权交易的先决条件。当电力供不应求时,发电权交易将受到影响甚至停止,不管哪类机组都将投入运行,此时,发电权交易的前提将不复存在,也无法继续实施。
(2)电力市场成员中各类机组生产成本、批复电价差异较大,为发电权交易奠定了基础和操作的空间。从机组的容量、效率、技术水平以及煤炭价格、排污政策等方面考虑,区域内机组之间发电成本差距很大,使得低能耗、低成本的机组替代高能耗、高成本机组发电成为可能。
(3)电力市场各机组能源消耗和污染物排放水平的差异使得发电权交易势在必行。由于大参数、高效率机组效率高,消耗资源较少,除尘脱硫效果较好,而一些老、小机组,往往资源利用率不高,环境污染严重,进行发电权交易已不仅仅是发电企业的要求,更是全社会的迫切要求。特别是当前“节能减排”已成为国家强制性工作目标的形势下,发电权交易可以有效地降低能源消耗,减少污染排放。
(4)发电权份额是发电权交易的基础。目前各发电企业主要通过政府主管部门按发电容量平均分配获得发电权份额,均可通过履行发电权获得企业效益,发电权份额的多寡直接影响企业的利益,这为发电企业进行发电权交易奠定了基础。即使在市场条件下,发电企业通过市场竞争获得了发电权,由于种种原因而不能履行发电合约,也可以通过发电权交易降低企业损失,因此发电权交易具有广阔的市场前景。
(5)输电网络的健全和交易平台的建设为发电权交易提供技术支撑。
4 发电权交易的目标
4.1 节约有限资源
以火电机组为主的电力市场区域内,各火电机组类型、运行状态各不相同,600MW机组与中小火电机组煤耗率差异很大甚至相差100g/kWh,如果各类机组都按相同发电利用小时进行发电,必然造成煤炭资源的巨大浪费,因此,对发电企业来说,采取办法提高资源利用率,降低消耗,节约资源是义不容辞的责任。发电权交易正是有效解决高耗能机组转让发电权、高效率机组受让发电权,双方共同受益的市场机制,且这种机制必然会取得节约有限资源的良好效果。
4.2 减少环境污染
在市场成员中存在大量的小火电,不仅能耗较高,而且往往设备老化,装备水平较低,没有脱除污染物的设备,或者脱除效率不高,而大机组,特别是近几年投产的大容量、低能耗机组,都装备了高效率的脱除污染物设备。发电权交易遵循效率优先原则,即将高能耗、高污染机组的发电权通过市场交易转让给低污染、低能耗机组而大大减排二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物等有害气体、粉尘和灰渣等污染物,对环境保护起到重大作用。
4.3 优化产业结构
由于低能耗、低污染的火电机组通过发电权交易可以获得更多的市场份额和更大企业利益,必然给资本市场发出明显信号,有利于资金向高效低耗环保的电力企业转移,而转让发电权的小火电,也可以在不发电或少发电的情况下,获得一定的收益,有利于企业升级转型,平稳过渡。
4.4 平衡各方利益
电力企业是一个资金密集、技术密集行业,投资多元化,如果强行进行产业结构调整,如关停小火电,必然会影响到各方面的利益,也不符合市场经济规律,而发电权交易可以有效平衡各方利益关系,保护投资者利益,保证电力体制改革顺利进行。
4.5 降低企业风险
发电企业面临煤炭价格不断攀升的压力,上网电价不能按照市场供需状况进行市场调节,而电力行业事关国计民生,不可能自由选择生产方式,政府实施的煤电价格联动往往滞后于市场,使发电企业效益受到严重损失。同时,发电企业也可能因为自然、市场、机组本身等原因无法履行发电计划,必然蒙受无法履约的损失。在这种情况下,可以通过发电权交易,达到趋利避害的目的,降低企业风险。
4.6 缓解电网阻塞
由于电源布局和用电负荷中心的不均衡,电网依然存在一些输电阻塞情况,通过发电权交易可以将非负荷中心发电企业的电量转移到负荷中心的发电企业替电,可以有效缓解电网阻塞,而不影响非负荷中心的发电企业利益。
4.7 促进电力改革
发电权交易能有效促进资源优化配置,提高资源利用效率,降低污染物排放,提高效率,非常符合国家能源政策,且交易主体基于平等、自愿的原则进行发电权的有偿转让,有效地维护了企业自身利益,对促进电力改革和电力行业可持续发展能起到积极作用。
5 发电权交易双方的竞争策略
本文讨论的转让方主要是一些高能耗、高污染的小火电,其变动成本也较高,小火电参与发电权交易是十分必要的,也是政府所倡导的。通过发电权交易可以提高发电企业在电力市场中的自,提高市场对资源的优化配置作用。
在发电权交易中,发电公司都是基于得益最大化,不断优化竞争策略,如果市场价格高于自己的变动成本,购买方希望购买发电权,但转让方会惜售发电权；如果市场价格低于自己的变动成本,转让方希望转让自己的发电权,但购买方不愿意购买发电权；如果转让价格远远低于购买价格,转让方将存在不能将电量转让出去的风险,发电权交易失败；如果转让方和购买方的变动成本相等,发电权交易将无法实施。因此,实践过程中确定转让价格务必综合分析本供电区域内各时段负荷特点、燃料供应价格波动周期及煤炭企业生产经营变化情况,同时考虑发电权购买方自身的生产能力、经营策略、市场变化等情况。
转让方竞价行为研究。在发电权交易中,由于转让方的数量较多,很难形成一个合作性组织,每个交易主体都以自己的利益为前提,为使自己的利益损失降到最低,转让方之间就形成了一个典型的“囚徒困境”非合作博弈,所以都会选择高价出售,而这个结果也有利于提高购买方的积极性,有利于发电权交易的实施。假设有A、B两个公司在转让发电权,C公司购买发电权,转让方中报高价者优先与购买方成交,成交电量也较多,报价低者成交量很小甚至没有交易电量。如果考虑到市场上购买力足够全部购买A、B公司转让的所有发电权,此时,转让方会考虑使用低价策略,但是存在它的低价与购买方高价进行撮合的危险,其交易价格不一定比采用高价策略和购买方的低价进行撮合的平均价低,所以在报价中,转让方依然会采用高价策略,才不至于出现发电权交易失败的风险。
购买方竞价行为研究。发电权购买方通常都是大容量、高效率、低污染低排放的大火电,大容量机组的设备利用小时偏低,对于发电权交易有着强烈的愿望,通过发电权交易,可提高机组负荷率,降低供电煤耗率,单位变动成本下降,增加企业收益。如果购买方较多,每个购买方都试图降低其报价以实现发电权交易的成功并多购买发电权以便获利更多,购买方之间也很难形成合作性博弈。
发电权交易双方博弈行为研究。在平均分配发电权的情况下,大火电的变动成本远远低于小火电的变动成本,合适的交易价格,对交易双方都可获利,因此,发电权交易对双方来说都是乐意接受的。发电权交易实践证明,在近似相同的发电环境下,博弈双方比较清楚各自发电成本情况,交易双方更愿意通过协商决定转让价格,只要转让电量确定,交易双方各自的收益都基本上确定,这是一个合作性博弈。
6 发电权交易的节能效益实例分析
对于河北电力市场而言,火电企业比重占总装机的95%以上,小火电与大火电之间的发电权交易是主要方式,各火电企业可以根据自身机组能耗、检修计划、燃料供应主动参与市场交易,不再只接受调度命令被动发电,从而实现自身利益最大化。另外,在确保电网安全的前提下,积极参与交易中心组织的中标火电的调度,优化配置网内各类型火电机组,节能减排,最终达到全社会整体优化的效果。
以大唐集团马头电厂为例,一个具有50多年历史的老企业,机组概况为2×110MW、2×200MW的老小机组,积极响应国家“上大压小”政策,主动关停机组容量620MW,每年发电权份额为39.55亿千瓦时,平均供电煤耗为395g/kWh,厂用电率9.6%,标煤单价800元/吨,低位发热量18500 kJ/kg,无脱硫设备；替代方机组容量为600MW机组(煤电一体化企业),厂用电率4.7%,供电煤耗为310 g/kWh,原煤含硫量1%,脱硫效率96%,低位发热量21000kJ/kg,标煤单价640元/吨。仅从节能和减排SO2两方面来粗略考察2010年发电权交易的效果。
[关键词] 电力市场 需求侧管理 发电权 交易机制
一、引言
1.需求侧峰谷分时电价的意义
人类的经济发展带来了能源枯竭、环境恶化等一系列全球化问题，这使人们意识到必须从粗放的经济发展模式转变为可持续发展。在电力工业中，需求侧管理就是一个主要措施。
实施销售侧的峰谷分时电价是电力需求侧管理中的一种有效手段。峰谷分时电价是电力公司根据电网负荷特性确定峰谷时段，对用户不同的用电时段实施不同的电价，以通过价格杠杆作用缓解峰时用电紧张，实现移峰填谷。这样既能减少高峰备用装机容量，节省社会资源。又能挖掘低谷电力市场和降低生产成本。
2.峰谷分时电价实施中的矛盾
销售侧峰谷分时电价有利于减少负荷峰谷差，使负荷最大程度地趋于平稳。其直接结果是减少高峰备用装机容量，减少机组启停，提高机组使用效率，降低发电成本。可见，分时电价措施的主要受益者是电厂而非电网。但目前该措施的投入，如技术开发、设备、理论研究及试验、用户宣传推广等投入，以及实施后收益减少的风险却都是由电网公司承担。亦即，存在销售侧和上网侧之间的利益不平衡矛盾。这一矛盾在实践中极大制约了网公司实施分时电价的积极性。在经济社会要求可持续发展的今天，这是一个亟待解决的问题。为此，本文提出发电权交易的思路与方法。
二、发电权交易
1.概念与交易主体
在电力市场初级阶段，通常采用“单一购买者”或称为“1+N”模式，以利于与传统调度模式的衔接。“1”指电力市场单一购买者即网公司，它代用户购电，决定各发电商的交易计划并负责实时平衡，以保证安全可靠供电；“N”指参与市场竞争的各独立发电商。本文的讨论以“1+N”模式为背景。
发电权定义为：在实施峰谷分时电价后的系统低谷时段，由满足一定技术条件的发电机组，通过和网公司的交易获得在原谷时发电调度水平上追加的发电容量的出售权。该权利的购买方（发电机组）有权在约定的时间内向发电权利的出售方（网公司）按约定的数量和时段出售电能，并按约定的价格支付发电权利金。
发电权交易提供了一个公平和有竞争性的交易管理方法，来分配由于实施分时电价而形成的、稀缺的谷时增加的发电需求。给该稀缺资源的开发者即网公司以合理的补偿，激励其推行需求侧管理。
显然，发电权交易的两个市场主体中，卖方为网公司，它行使单一购买者职能和发电调度权。买方为发电公司，但只有那些在现调度下处于低谷时段压负荷运行，同时又有良好的负荷向上调节性能的机组才是合适的交易者。如水电机组，大容量燃煤机组等。
2.合理性与可行性
发电权交易的合理性源于因推行峰谷分时电价而出现的、“稀缺”的谷时增加的用电需求。在市场经济条件下，稀缺的物品应通过交易和价格来有效配置。在峰谷分时电价措施中，网公司须支付投资代价，尽管所增加的低谷需求仍需向发电公司购买增加的发电容量和电能来满足，但与通常网公司付费采购发电容量的情况不同，在低谷时段，相对于充裕的装机容量和发电能力，所增加的低谷负荷是不足的，这就形成了将低谷时的发电机会作为稀缺商品进行交易的合理性。通过交易来拍卖谷时段发电权，能使稀缺资源得到最有效的分配，并使稀缺资源的开发者得到合理的补偿。
从可行性来看，当前电力峰谷差持续加大，谷时段有很多机组常处于需要压负荷运行的不经济状态，甚至可能会被迫停运，而一旦发生停运，机组须在短期承担高昂的启停费用和成本。因而在分时电价实施后，低谷时发电机组也愿意通过购买发电权增加发电出力，达到经济运行状态，降低运行成本，提高运行效率，并取得更多的售电收入。
三、发电权的交易方式
可见，通过发电权交易，发电公司在获益的同时把收益的一部分与网公司分享，即将原多余的发电能力从电能主市场交易中剥离出来，进入低谷时段的辅助服务市场。只不过这里辅助服务不是由网公司付费，而是由发电公司付费。该交易的关键是确定低谷时增加负荷的规模。首先，预测分时电价实施后指定时段的新增负荷，并依据峰谷电价实行前负荷水平组织电能主市场能量拍卖；然后，对新增负荷通过交易分配发电权，并据此进行实际调度和结算。分配方法（不计输电等技术约束），须对各机组按申报的容量报价由高到低进行排序，从报价最高的发电机组起依次调用，直至调用的发电权总容量与该低谷时增加负荷的规模平衡为止。被调用的最后一个发电机组的容量报价为发电权市场出清价（机组被实际调度发电，还应支付相应的合同电价或电能主市场出清电价）。在初期因竞争性不足引起发电权价格过低时，可采用PAB结算，这时有以下规划模型：
式中，和分别是第i个获得发电权的机组申报的容量价格和数量，为低谷时段的新增负荷所对应的发电容量，为发电机组在参与电能主市场拍卖后在低谷时段剩余的可用发电容量，为机组发电时相应容量段取得的净收益。
四、风险与收益分析
1.发电权卖方的风险与收益
发电权的出售方是电网公司。它出售发电权不是为了取得额外的收益，而是为了获得合理的补偿。首先是为了补偿因推广实施峰谷分时电价所支付的成本，其次可以用获得的权力金收入部分冲抵电价不匹配的风险。后者源于一个事实，即中国目前阶段的电力市场在发电侧还没有形成有效竞争，只有很少部分电量竞价上网。这就形成了作为单一购电者的网公司在实施峰谷分时电价后面临价格风险的状态，因为低谷电的采购价格不变或有所上升，而低谷电的销售价格降低，销售量上升了，上升的销售量是从能获得较高销售收入的高峰时段转移过来的。由此可再一次看到，进行必要的市场设计给网公司合理的补偿是必要的，这有利于激励其推进有益于全社会的电力需求侧管理措施。
网公司在交易中也存在一定风险。因无论发电机组最终是否接受调度实际发电，发电权意味着网公司了做出了购买低谷电力的承诺，并可通过履行承诺收费。该承诺有法律效力，当发电权要求行使，网公司须按协议的要求购入电力。如因故不能履行承诺，虽然并不会对发电机组造成实际损失，但仍可能被要求支付违约赔偿。
2.发电权买方的风险与收益
正如在发电权交易的可行性分析中所指出的，与发电权出售方相比，发电权的购买方参与交易的主要目的是在低谷时段多发电以获得收益。由于发电机运行特性决定了机组运行在正常出力范围内的成本较低。一旦超出了这个运行区域，燃煤机组必须投油助燃甚至被迫停机，此时机组的运行成本将剧增。因此，机组有动力购买发电权，降低运行成本。且机组购买发电权并不影响其在电能主市场的竞标策略和收益。
发电权购买方的风险在于，如果由于自身原因无法响应调度要求发电，则将损失应支付给网公司的权力费用。
五、结论
本文提出了发电权的概念，并对交易的必要性、可行性以及机制等问题进行了分析讨论,并得到结论：
1.基于国内竞价上网尚未普及的现状，发电权交易机制的提出，为解决网公司因实施需求侧管理的成本回收问题和终端销售收入下降的风险问题提供了一个新的思路。这充分体现了市场机制和管理激励手段对社会可持续发展和节能降耗的促进作用。
2.通过经济手段鼓励机组在降低运行成本和取得发电收入的前提下参与发电权交易，并对稀缺资源的开发者支付一定的补偿，体现了公平公正的市场本质要求。
参考文献:
[1]胡福年汤玉东邹云:峰谷分时电价策略在江苏电网的应用研究[J].华东电力,2006,34(9)
[2]丁宁吴军基邹云:基于DSM的峰谷时段划分及分时电价研究[J].电力系统自动化,2001,12
关键词：环境问题；排污权交易；排污权交易现状；市场模式
中图分类号：TK227.6文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2012）03-00-02
一、我国排污权交易现状
(一)我国在排污权交易制度方面的实践
上世纪80年代至今，我过已先后在十几个城市开展了排污权交易的实践活动，主要涉及大气污染和水污染等方面。在水污染控制的领域，1987年在上海黄浦江上游水源保护区和淮水源保护区率先进行了排污权交易的实践，我国的首个排污权交易中心于2007年11月在嘉兴挂牌成立，至此，国内的排污权交易已经正式步入规模化、正规化的轨道。
(二)我国排污权交易中尚且存在的问题
1.排污权交易制度法律体系的不完善
我国对排污权交易尚无系统的法律规定，排污权交易缺乏相应的法律保障，仅有一些法律效力较低的地方性法规，缺乏一定的规范性和权威性。国家现行的《环境保护法》、《大气污染控制法》、《水污染防治法》等法律虽然提到了排污总量控制和排污许可证制度，但尚无相配套的排污权交易制度。地方虽然根据当地实际情况制定了排污权交易办法，然而由于缺乏法律效力的约束，执行起来计较尴尬，也容易引发排污企业的抵触心理。目前，只有江苏省等个别省份的个别条例真正通过立法确立了排污权交易的地位和执行力，在一定程度上弥补了上述三个国家现行的法规的不足，但这些只是地方性单行法规，受适用范围和地域的限制，效力仅限于本行政区域，这就阻碍了一些不同地域的企业进行跨地区的排污权交易。
2.排污权交易市场机制的不完善及交易主体错位
排污权交易是利用市场机制发挥基础性作用从而进行环境保护的经济手段，因此，建立和完善排污权交易的市场机制就成了排污权的有偿取得与交易制度的建立和实施必不可少的环节。按照市场经济理论与西方发达国家的排污权交易实践，排污权交易的主体应该是市场主体，然而在我国，政府部门尚未实现角色转换，目前实施的排污权交易都是在政府干预下进行的，而非真正意义上的市场行为。某些地方甚至背离市场经济的基本原则，明文规定排污权交易必须发生在排污企业与环保部门之间。市场的作用在于提供一种引导环境资源有效配置的机制，而这种政府垄断和过分干预型的排污权交易模式，限制了市场机制的功能发挥，降低了市场主体做出市场行为的可能性，使得交易结果只能取决于个案谈判的成果，或者只能靠政府的行政安排来调动和配置资源，而排污权交易也会因此增加了蜕变为政府谋利工具的可能性。
3.交易成本较高
科斯将排污权交易的成本概括为三个部分，一是信息搜寻成本，指交易主体为达成交易而在排污权交易市场上搜寻基础信息；二是谈判决策成本，指交易主体为促成交易而在排污权交易谈判中所支付的成本；三是检测执行成本，主要指政府为维持交易秩序、促进合法交易而对排污权交易过程进行监测、引导、监督、管理所支付的成本。理论上的排污权交易是假设市场是完全竞争的，市场参与各方面都有充足的信息，交易是频繁的，价格完全由供求关系决定。但是在我国，完全的排污权交易市场尚未建立，市场主体过少，而且企业参与度不高，信息也不充分，此外，我国排污权交易的主体90%以上都是中小型乡镇企业，规模小且分部分散，因此交易费用是一个不容忽视的问题。但是交易费用的存在会降低交易主体市场行为的积极性，从而影响整个排污权交易体系，使交易成功率下降，妨碍排污权交易制度比较优势的充分发挥。
二、我国排污权交易后续市场建成模式展望
(一)展望一
明确交易主体，合理分配交易客体，真正将排污权交易做成一种市场机制导向的行为。
前面对问题的界定中已经提到过，排污权交易是利用市场机制发挥基础性作用以保护环境的经济手段，按照市场经济理论与西方发达国家的排污权交易实践，排污权交易的主体应是市场主体，尤其指排污企业。因我国应加大相关研究的力度，做好充分的市场调查，合理划定政府和企业的任务分工和管辖范畴，以此来带动我国排污权交易市场的良性发展。我国政府部门应尽快实现角色转换，逐步减轻对排污权交易市场的干预力度，放权给相关排污企业尤其是主要排污企业，让他们在交易中发挥主要作用。但是政府部门也要摆明自身的立场，要时刻关注国际市场的动态变化，并结合国际大趋势及时对国内市场做出相关调控，做好与排污权交易市场本身的配合工作，充分发挥政府这只“看得见的手”的有形作用，与市场这只“看不见的手”交相辉映，以此来达到有形无形作用同时发挥效力的效果，以刺激排污权交易市场的功能发挥，加大市场主体做出正确市场行为的可能性。
(二)展望二
界定合理的排污权价格，使得企业从排污权交易中获取相关利润。
排污权价格与企业获得排污权的边际排污成本之间存在三种关系，即等于、大于和小于关系。当市场价格高于企业所获排污权的边际排污成本时，该企业可以这一价格卖出若干单位的排污权指标，从而获取相关利润。当市场价格低于本企业所获排污权的边际排污成本时，该企业可以这一价格从市场买进若干单位的排污权指标用以排污，获取相关利润。当市场价格等于本企业所获排污权的边际排污成本时，此时该企业可采取不买进或卖出排污权指标，同时这也说明了此时该企业的边际治污成本恰好等于社会的边际治污成本，不能从排污权交易中获取额外利润。
因此，在界定排污权交易市场价格时，要综合考虑环境状况、市场需求供给状况以及企业边际治污成本和社会边际治污成本等多方面的问题，以追求环境效益的最大化为核心目的，在此基础上，合理衡量其他各相关方面的因素，以实现在环境效益最大化的同时达到经济效益的最大化。
(三)展望三
切实抓好排污权的有偿使用，真正将生态经济化，将环境权益明确化。
排污权的总量是由环境总量确定的，而环境容量是有限的，而且逐步呈现出一种日渐稀缺的态势，生态经济化是指稀缺生态资源进入人类经济系统后的资本过程，表现为稀缺资源有偿化和外部成本收益内部化。排污权的有偿使用属于排污权在环境容量资源日益稀缺的条件下，政府通过有偿使用的方式向排污者征收费用的过程，是排污权这一生态权的资本化和经济化的过程。排污权的有偿使用具体牵扯到三个方面，即政府、企业即居民，对政府而言，政府作为初始排污权的所有者，通过有偿出让初始排污权，真正实现了国有资产的价值；对企业而言，有偿获得初始排污权以后，既可以用于企业生产过程中的污染排放，也可以通过污染减排将节余的排污权有偿转让给其他企业；对居民而言，有偿使用排污权后，更加有力的保障了满足生活质量和生命质量所要求的环境质量。
三、建立排污权交易的寡头垄断市场模式
根据以上关于我国排污权交易后续市场建成模式的分析和展望，不难看出，我国排污权在交易过程中存在的最大瓶颈即排污权主客体的不确定性。电力市场一直以来都是以寡头垄断市场的模式经营，而电力部门CO2、SO2、NOX等污染气体的排放大户，要实行排污权交易必然需要这一部门的参与。在实行排污权交易后，电力部门必然受其影响。因此，如果能找到一个交汇点，使得排污权交易市场和电力市场两者相结合，那么我国的排污权交易市场就能够像电力市场那样以寡头垄断的方式去经营，这样排污权的主客体也就随之明确了。影响电力部门的主要的两个方面是排污权的价格和排污权的分配方式。在完全竞争性的排污权市场中，环境资源的价格是灵敏的，能完全反映资源的稀缺性。每个参加排污权交易的企业对于价格都有完全的信息，对于环境资源现在和未来的供求状况有充分的了解，排污权的价格随着供求状况的变化随时进行调整，排污权交易的实现都以均衡价格为条件。然而，在寡头垄断的排污权交易市场中，企业可能通过自己的买卖行为左右排污许可证的价格，市场配置环境资源的功能得不到最大的发挥。因此，对于寡头垄断条件下排污权市场的定价策略有必要进行进一步的探讨。在寡头垄断市场条件下，定价企业试图通过控制信用或许可价格，减少自己治理污染的财政负担。由于初始理责任的分配方式会影响到该企业实现自己的目标的程度，因此可以分别从拍卖和豁免两种分配方式出发，分析寡头垄断企业操纵许可价格的行为。在受到操纵的拍卖市场上，最大利益获得者是接受价格企业，而不是定价企业，然而政府的拍卖收益却减少了。但是，政府可以设计出特别的动机协调拍卖方式加以对付，对垄断企业单方面利用自己的投标控制价格的动机加以限制，缩小其在拍卖市场上的损失。
这样，迎合中国经济社会发展特点的排污权交易市场模式就建立起来了，它模仿电力市场的特点，形成一种以排污权为主体的寡头垄断市场，这样就可以刺激排污交易成本高的企业控制自己的排污量，同时使得那些排污交易成本低的企业能够得到更多的排污权，从而实现均衡水平下的排污权的合理分配。在垄断企业的控制下，排污权交易市场也能得以顺利发展下去。
马上就到“而立之年”的深圳妈湾电力有限公司（以下简称妈湾电力）最近却因为一笔碳排放配额置换交易意外地“火”了起来。
2017年5月23日，这家坐落于珠江口、与香港隔海相望的电力公司，用持有的碳排放配额与深圳中碳事业新能源环境科技有限公司（以下简称中碳科技）持有的CCER实现了等量置换。 深圳妈湾电力有限公司
这笔在深圳排放权交易所（以下简称深排所），耗时四天完成的碳排放配额置换交易规模高达68万吨，一举创下了国内单笔碳排放配额置换交易量的新纪录。
在中国即将启动全国统一碳排放交易市场的当下，如此具有标志性的碳配额置换交易自然收获了外界的颇多关注。
“这次交易的成功帮助妈湾电力实现了低成本履约，也为企业创造了可观的经济效益，更起到了一个良好的示范带动作用，一定程度上活跃了整个碳排放交易市场。”深排所总裁助理张健成对《t望东方周刊》说。
一年前的成功尝试
其实，早在2017年1月，妈湾电力就有了做这次碳排放配额置换的想法。
“当时的考量是降低碳排放的履约成本。”妈湾电力副总经理王成告诉《t望东方周刊》。
作为一家以煤炭为基础原料的发电公司，妈湾电力在每年向社会输电70多亿度的同时，也往空气中排放了大量的二氧化碳，高峰时每年可达800万吨，因此成为深圳2013年启动碳交易试点后纳入的首批控排企业。
但过去几年，妈湾电力借由一系列技术改造成功降低了二氧化碳排放量，所得配额足以负担其实际排放量，完成履约早已不成问题，如何以更低成本履约成为其着重思考的问题。
“碳排放配额置换无疑是现时政策框架鹊淖罴蜒瘛！蓖醭伤怠
妈湾电力的碳排放配额市场价值要远高于CCER，高价卖出配额，低价买入CCER，是最划算的交易。
当然，妈湾电力还需考量的另一个现实因素是，全国统一的碳交易市场将在年内启动，而统一市场启动后，CCER可能将不可再用于控排企业履约，所以想要借用CCER履约的企业只能在今年6月前完成交易，否则将再无机会。
不过，真正让妈湾电力下定决心做此次交易的原因是，此前已有了一次成功尝试，交易的另一方正是其多年的合作伙伴――中碳科技。
中碳科技是国内最早的碳资产服务提供商北京中碳技术有限公司于2015年在深圳注册成立的子公司，业务涵盖 CCER开发和交易，碳排放配额核查核证、托管、质押以及控排企业综合碳资产管理等。
一年前的2016年6月，妈湾电力在2015年度碳排放配额履约期限到来前，与负责其履约工作的中碳科技达成协议，双方用同样方式在深圳排放权交易所完成了一次碳排放配额置换。
只是，相比此次的68万吨置换量，这笔交易量只有8万吨。
“当时临近履约的最后期限，时间比较紧张，并且从全国看，碳排放配额置换交易并不活跃，我们也就比较谨慎，只是想试一试。”当然，王成也说，关键还在于，中碳科技手中当时只有8万吨的CCER指标。
但这次合作还是让妈湾电力看到了碳排放配额置换交易的无限可能，也为双方一年后的本次交易奠定了基础。
隐藏的第三方
“8万吨碳置换交易做成后，双方就一直保持着密切沟通。”中碳科技执行董事张燕龙对《t望东方周刊》说，在年初了解到妈湾电力有再做一单碳排放配额置换交易的想法后，双方进行了深入交流。
2017年春节前后，双方便就此事达成共识，随后开始讨论具体的交易方案。
“因为去年做得很成功，所以今年我们比较有信心，想做一笔更大的交易。”王成告诉本刊记者，双方最初商定的碳排放配额置换量为65万吨，是去年置换量的7倍。
但没多久，这一最初设定的置换量便被。
春节过后的3月，深圳市发改委委托第三方机构开始对域内控排企业2016年的生产数据和二氧化碳排放数据进行核查，以此为依据给每个企业分配具体的碳排放配额。
按照深圳市碳排放配额分配采用的历史强度下降法，妈湾电力每年获得的配额由其年发电量决定，发电量越大，配额越多，反之越少。据此计算，妈湾电力2016年获得的碳排放配额为680万吨。
而根据深圳市关于控排企业碳排放履约的相关规定，CCER可以抵消的碳排放指标比例上限为10%，即企业用于履约的碳排放配额中，CCER最多可占十个百分点。
“妈湾电力2016年获得的碳排放配额为680万吨，意味着其最大的置换量可有68万吨。”张燕龙说，在中碳科技的建议下，妈湾电力将置换量从65万吨提升到了68万吨。
而在此之前，中碳科技就已着手在深圳市场收购CCER指标，为这笔交易做准备。
“春节前，我们就把深圳市场上所有的CCER指标都买过来了，有100多万吨。”张燕龙说，其中最大的一笔购入量近50万吨，卖出方是深圳排放权交易所的股东之一，也是此次68万吨置换交易背后隐藏的第三方参与者。
这个第三方公司只有CCER，没有碳排放配额。因此，中碳科技从该公司购入的CCER指标全数卖给了妈湾电力，而妈湾电力卖给中碳科技的68万吨碳排放配额中的三分之二也被该公司买走。
从这点来看，妈湾电力和上述第三方公司才是此次68万吨碳排放置换交易的真正买卖方，但因两者都是中碳科技的客户，不能直接交易，所以中碳科技在其中扮演了中介角色，转而成了实际的交易方。
一笔交易两次做
张燕龙说，交易方案设计过程中，双方讨论最多的是交易策略，耗时一个多星期，“核心问题集中在，这笔交易到底要在深排所内多长时间做完。”
妈湾电力希望能在一天内完成，这样其所承担的风险最小，成本更低，但对中碳科技来说，一天完成交易就意味着将会一次性占用几千万元账目资金，企业运营压力很大。
但此时才发现一个大问题，“只有想法根本不行，交易政策和规则都是深排所说的算，任何交易形式最终都需得到后者的认可才行。”张燕龙说，双方之后将尚未成熟的交易想法告知深排所，询问是否可行。
“这对我们来说也是个难题。”张健成告诉本刊记者，该所此前做的多数交易都是碳排放配额的直接买卖，碳排放配额与CCER的置换交易做得很少，偶尔出现的也都是小额交易。
两者区别在于，碳排放配额的买卖交易是一手交钱一手交货，而碳排放配额与CCER的置换交易则是货与货之间的交换，“前一种模式在碳交易市场运作非常成熟，后一种模式则无前车之鉴。”张健成说。
即便如此，深排所为了满足妈湾电力和中碳科技的交易需求还是决心作些改变。
“交易规则的修改非常麻烦，不太可行，所以我们只能在不改变现有交易规则的前提下，探索调整具体的交易形式。”张健成说。
为此，深排所专门组建了由内部风控部门、交易部门等组成的跨部门服务团队，负责为本次置换交易设计出一套既合法合规，又安全可靠的操作流程。
最终成型的交易模式将68万吨的置换交易分为两步进行：中碳科技先以市鼋灰准勐蛉肼柰宓缌Φ68万吨碳排放配额，这笔交易完成后，妈湾电力再用现金从中碳科技手中购入等量的CCER指标。
同时，为了规避交易过程的潜在风险，深排所还要求交易双方需先将碳排放配额和CCER在交易平台上冻结，直到卖出方收到买入方的货款后才能“解冻”。
王成说，借助深排所这一针对特定企业需求的创新交易模式，妈湾电力和中碳科技的68万吨碳配额置换交易才得以稳步推进。
2017年5月下旬，按照双方此前商定的交易策略，68万吨的置换交易在深排所内分4天完成，前3天每天的交易量均为15万吨，第四天的交易量为23万吨。
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