时间：2023-07-06 16:28:14
导语：在电力交易市场化的撰写旅程中，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。
德国是全球光伏装机容量最大的国家，因此也成了去年3月北半球迎来日全食期间全球的焦点。日食阶段，由于缺少阳光，德国将骤然失去约70%的光伏电力；当日食结束时，阳光突然照射，大量光伏电力又将瞬时涌入电网。这对德国电网来说，是一次严峻大考。
尽管现在手机党们充电宝不离身，但涉及到国家电力的层面，电能几乎是不能被储蓄的。国家电网南瑞集团信息系统集成分公司CTO徐戟介绍了一种储能电站：在偏远的山区找到一个有落差的地方，电力过剩的时候把电输送到储能电站，这部分电把水从低的地方提升到高的地方存起来，缺电的时候再从高的地方把水放下来发电。虽然这种储能电站的效率只有20%到30%，但已经是进步了。
去年并没有街头巷议德国电力大崩盘的新闻，显然，日耳曼民族顶住了来自太阳的考验。徐戟做了个极简版的复盘：德国通过计算预测，有五个比较大的企业在日全食期间无法得到供电，于是把这五个企业从国家电网里分离出来，供应从国外购买的电能――日全食发生之后，德国发现购买的电力过剩了，于是又赶在富余的电能没有浪费之前卖了出去。整个德国电网因此减少了上千万欧元的损失。这里有两个关键：一是近乎实时的测算能力，二是国际电力交易网络，更准确地说，是欧洲各国电网公司之间的协调合作。
电能成为新股票
电力对人类的重要性几乎可以媲美空气和水，就连即将成为新基础设施的数据也离不开电――一个数据中心最大成本不是地皮，不是设备，而是耗电。比起时不时被讨论的雾霾、缺水、水污染等问题，电力成了必需品中的乖乖仔，稳定得让人忽视。事实上，无论是对新能源发电的探索，还是电力的输送和调度，还有现在逐步推行的电力交易市场，正如生存发展的一切几乎都离不开电一样，电力事业的发展也要求诸多领域的完善。
既然电力的存储还是一个久攻不下的难关，相对来说，一个良性高效的电力交易市场显然更靠谱，这也是国家推进清洁能源的重要一环。
电力交易市场化最直接的好处是降低工商业用电电价，根据国家电网能源研究院2010年测算数据，比起美国，我国工业电价高25.4%，商业电价高26.8%，居民电价低35.4%，同时，居民用电量占总用电量的80%。可见工商业电价降低后将节省的成本多么可观。
今年11月7日，国家发展改革委、国家能源局正式《电力发展“十三五”规划》，规划提出，2016年启动东北地区辅助服务市场试点，成熟后全面推广；2018年底前，启动现货交易试点；2020年全面启动现货交易市场，研究风险对冲机制。一句话就是要将电力交易市场化，其载体是电力交易中心。截止到今年9月份，全国已经成立了33家电力交易中心。也许很快徐戟的畅想就能实现――“在未来的三到五年内会出现像股票、证券市场的电力交易市场，每分钟整个的电力价格都在发生变化，都在进行交易。”
跨省的电量交易市场化则有助于清洁能源的普及和煤电等高排放发电方式的淘汰。例如西部地区的光电，云南、广西等地区的水电，可以源源不断供给到经济发展快速的地区，淘汰当地的火电。这个格局进一步放大，随着一带一路，则可以形成多国互通的能源互联网。
电力行业的技术小开
除了社会意义，售电侧改革的经济利益是实打实的金苹果。2014年全社会用电量达到5.5万亿千瓦时，按照平均销售电价0.492元/千瓦计算，售电市场容量就达2.72万亿元。即便剔除受电价保护的用户，市场容量仍有2.3万亿元左右。这样一个万亿级的大蛋糕，已经惹得近千家售电公司落地。
然而有这么一家公司，虽然不在售电公司之列，几乎在每个财经媒体分析电力改革时都会被提名为分蛋糕的绩优股。这家公司就是南瑞集成公司（以下简称“南瑞”），是国家电网公司的直属单位之一，算是出身名门的“小开”，不过这个小开是技术挂的，低调地蝉联了6届“国家规划布局内重点软件企业”，其自主研发的NBase数据库也入选了国有四大行的测试。在分析德国电力应对日全食时已经提到超级运算能力在现代电力行业的重要性。这样的技术后勤任务就落在南瑞的身上，尤其在去IOE的时代背景下，2014年国家电网停止了小型机的采购，这是一份有负担的机遇。
徐戟介绍：“以前我们在采集数据的时候，大约在15分钟采集一个数据点，目前国家电网在用电端的采集是按照每天96个点采集的；但是随着我们需要对负荷中心进行深度的分析，我们可能要做到每5秒钟、10秒钟采集一个数据点，我们传统的采集方案和现在来比较的话，可能会有100倍甚至几百倍的数据差异。这种情况下，我们传统架构如何适应新业务需求的发展，这是一个新挑战。”
刚开始，南瑞做的是传统 集成，把高端小型机、高端存储和企业级数据库直接拿到企业进行组合进行应用。但是，随着业务的发展，这种模式不可持久。毕竟，小型机和高端存储设备都存在成本攀升、扩展能力有限等问题。面对国家电网一个40～60万IOPS的ERP项目，传统的集成几乎是无法完成的。
徐戟还给了一组现实的数字：两台大概价值600万元的小型机，一个晚上7个小时只能算700万用户的费用情况，而一个中等省份有2000万以上的用电户。如果想用小型机实现未来要求的实时运算，其成本根本不堪设想，更何况还要考虑可扩展性。
于是理念迭代成了现在的“按需定制、深度集成”。
为了适应像国家电网这种高可靠性要求的计算，首先要有高可用备机，实现数据零丢失。自2014年，南瑞集成开始与英特尔着手打造并推出了“英特尔-南瑞集成自主创新瑞腾高性能数据平台”，其整个系统按照一种平台化的设计，可以从一个机柜扩展到一个机房；用x86开放架构代替了传统小型机的RISC架构，明显缩短了高性能系统部署所需的时间，避免性能瓶颈与单点故障的出现，解决高并发、大数据量、大用户的应用场景。
徐戟强调：“我们的一体机里面整合了多年来的系统优化经验，有自动优化的工具，这样，数据库跑出一些问题的时候能够发现，并能够及时通知管理员，甚至可以自动纠正。”
关键词：北欧电力交易所；电力交易；运营模式
北欧电力库成立于1993年，最开始作为挪威电力交易的场所，1996年其覆盖范围扩展到瑞典，到2000年芬兰和丹麦陆续加入，随后立陶宛，拉脱维亚，爱沙尼亚等也陆续加入，目前北欧电力库涉及十二个国家的电力交易，是北欧地区进行大宗电力买卖的主要场所，也是最大的跨国界电力交易市场。北欧的电力交易制度为分散化模式，即现货交易，辅助服务，平衡服务等在分散的市场完成。
北欧电力交易所分成三个独立的机构实体：①NP负责金融交易。由电交所全资拥有。②北欧电力清算所（NECH：Nordic Electricity clearing House）。由于电力交易法案规定同一个公司不能既负责交易又负责清算，所以单独成立电力清算所负责北欧电力市场的清算工作。为电交所中的电力交易和所外的标准合同（如欧洲市场的二氧化碳排放指标）提供清算服务。③北欧现货市场。北欧电力现货交易所有限公司（Nord Pool Spot AS），负责组织现货交易，并受到银行保险及证券委员会的监督。电交所拥有20%股份（挪威国家电网公司、瑞典国家电网公司和芬兰国家电网公司各拥有20%，丹麦的2家电网公司Eltra和Elkraft各拥有10%的股份）。
除此之外，北欧电力交易所还成立了北欧电力市场咨询公司（Nord Pool Consulting AS）提供市场战略与管理服务，为政府公共当局、监管机构等提供咨询服务，由电交所全资拥有。北欧电力芬兰公司（Nord Pool Finland Oy）负责北欧电力平衡市场，为北欧电现所全资拥有。
截止2014年底，北欧电力库的成员已由2000年的278个上升到385个，北欧电力交易所的成员大部分来自北欧国家，但近几年由于交易范围的扩张，非北欧国家成员的数量有了大幅度增加。同时还增加了来自美国、英国、德国、瑞士等国家的金融市场参与者。电力交易所的核心责任是：①给电力市场提供价格参考：②运营现货市场和期货市场；③作为中立、可靠的电力合约机构参与市场；④利用现货市场的价格机制优化使用可用容量以缓解电网阻塞；⑤向输电运营者报告区域电力交易交货情况和输送计划。
北欧电力交易所涵盖了两大市场：第一种是现货市场，大都用于物理合同交易（Elspot：Electric spot market），现货市场还包括它的补充调节市场（Elbas：Electric balance market）也就是平衡市场，目前平衡市场仅对在芬兰和瑞典两个国家开放。第二种是期货市场（Eltermin：Financial market），大都用于期权期货合约交易。电力期货交易的发展为电力相关企业提供了规避价格风险的有效工具。
当合同电量高于可用的电网容量时，现货市场会形成多个投标区域以形成分离的价格区，根据实际划分的投标区域可得出多个现货区域电价，然后根据新的电价和电量就能够预测发电量。通常丹麦东部和西部丹麦被视为两个不同的招投标领域，芬兰、爱沙尼亚、立陶宛和拉脱维亚各构成一个招标区域，瑞典被分为四个招标区域。但招标区域的划分也是常常变化的。变化后的区域划分将至少持续3一4个月。
现货市场主要为第二天经物理传输的电力提供服务，现货市场的价格由每小时的双边拍卖交易决定。即分为24个时段。现货交易的具体流程是在上午11点以前北欧电力交易所从各国电网公司获取网络运行信息。上午12点以前，由电力公司通过发送电子邮件向电力交易所申报第二天24个时段的交易数据。14点以前，北欧电力交易所公布交易计划。14点30分之前各电力公司可对电力交易计划提出修改。14点30分由北欧电力交易所向电网公司传送交易计划。
平衡市场是现货市场的补充，是由欧洲电力交易所管理，用于电能交易的盘中实时市场。由于现货市场的电力交割时间跨度有36小时，平衡市场作为这一时段的补充市场能更好的实现电力平衡，在平衡市场，每小时的合同可以在交货前的1h以内进行持续的调节交易，它使实时交易在一年中的任何一个时刻都可以进行。平衡电力市场的实现主要借助计算机技术，其中包括电子交易系统和帮助服务平台，除此之外市场参与者也可以通过电话下单。目前平衡市场覆盖北欧和波罗的海地区以及德国，最近扩大到包括英国，用于确保北欧电力现货市场供应和需求之间的必要的平衡。
在现货交易运行的前一天，电力公司对自己能够承受的提高发电量或降低发电量的价格进行申报（用于平衡市场）。市场运行的当天，北欧各参与的电网公司对本地区电力需求负荷进行预测，并结合北欧电力交易所的交易计划确定平衡市场需要的调节电量。在实时市场中，若预测负荷有可能超过交易计划，则电网公司则按照申报的数据让增加发电量成本最低的电力公司增加发电，反之则让减少发电量成本最低的电力公司减少发电。
在北欧电力期货市场，产品主要包含期货合同（Futures）、远期合同（Forwards）、期权（Option）和差价合同（CfD）。期货市场的合同价格来源于整个北欧现货市场的系统价格。交易的最长期限是4年。电力合同的交易不需要物理交割，只需要在交易期限内进行现金结算。期货合同分为天，周，块（即大于一周小于一季度的交易期限）合同。远期合同分为季合同和年合同。差价合同是为了克服系统价格与实际区域价格的价差风险而产生的，当输电网发生阻塞，电力价格分区时，差价合同是更有效的套期保值手段。
期货市场的交易时间是工作日的上午8点到下午3点半，交易地点是北欧电力交易所，所有交易都通过电子系统进行。一天交易结束后向交易对象发送交易确认书。各种期货合同收盘价格的时限在交易日的最后10分钟，根据参与交易的发电商的数量，计算后确定，并在下午3点半后向市场和电力交易所。（作者单位：长沙理工大学经济与管理学院）
参考文献：
[1] 张志刚，王涛.北欧电力市场交易研究[J].天津电力技术，2005，S1：16-21.
[2] 孙建平，戴铁潮.北欧电力市场发展概况[J].华东电力，2006，12：60-65.
关键词：电力改革；市场化；竞争化
中图分类号：F713.5文献标识码：A 文章编号：1001-828X（2012）03-0-01
日、美、欧各国改革尝试中的经验和教训，对我国的电力市场化改革有一定的借鉴意义。我国需要深入比较和思考他们的实践模式和效果，然后结合我国具体国情，制定切实可行的改革方案。
一、电力市场化改革的背景分析
从率先实施电力市场化改革的日、美、欧各国历史经验来看，促成电力市场化改革的主要因素有以下几点：
1.电力工业的自然垄断性质发生了改变。传统意义上，电力工业具有自然垄断性，然而随着日新月异的科技发展，尤其是电力科技创新，人们逐渐对电力工业的自然垄断性提出了质疑。事实上，在发电环节和售电环节都能引入竞争以提高效率，特别是新的发电技术如联合循环机组(CCGT)技术的推广，将发电厂的最有规模下降到150MW~300MW之间，自然垄断的性质已经不明显，因此在发电和售点环节竞争是可以引入的。
2.电力科技创新和通信技术，使得电力工业解绑和开放后的开放运营、信息交换成为可能。
3.社会各界对打破电力垄断的呼声和高质低价电力产品的呼唤。电力用户希望通过改革，引入竞争，提高电力市场运行效率，从而享受低电价、高质量的服务。
二、日、美、欧各国电力改革模式和经验
(一)日本——引入有限竞争的单一买家模式
日本《电气事业法》自1996年l月1日起施行，这个修改后的法律加大了竞争力度，开放了电力趸售市场，废除了趸售企业许可证制度，放开了局部电力零售市场，修改了电价管理办法，由以往简单的电力企业成本加利润确定电价改由通商产业省制定标准电价。新法律还建立了新的安全生产管理办法，减少了政府对电力企业的检查次数，而更多地让法律去约束企业行为。日本的电力改革被经济界和理论界称为“先立法，再依法改革”的良性改革模式。
日本的电力改革虽以自由化为目标，但坚持谨慎原则，在保证有稳定的投资，有可靠的电力供应前提下，进行自由化改革。这是适合日本资源依赖进口、九大区域电网之间不存在资源优化配置的特点的。
(二)美国——纵向整合模式
美国电力体制改革的四个步骤：一是限制垄断企业的市场力量，实行输电、发电和销售功能分离；二是建立独立的输电机构和电力交易市场；三是开放销售市场，取消批发价格的规制，允许消费者直接选择电力供应商；四是区域配电网公司基本上保持垄断经营。
美国电力体制改革的主要措施是从成本控制入手，趸售业务引入竞争，实行输电和发电功能分离，电网分散所有，企业重组靠市场机制，跨州管制从控制价格和限制进入转向促进竞争、限制垄断。
(三)英国：从POOL到NETA，再到BETTA
1.私有化和电力库(POOL)交易模式
1990年4月—2001年3月，英国电力市场化改革的措施是将原来的发、输、配电统一经营的中央电力局分解，并相继使各发电公司、配电公司不同程度地实现私有化。与此同时，建立了电力联合运营中心，即电力库(POOL)，通过竞争性电力批发市场来打破原来中央电力生产局对电力批发的垄断。
A模式
2001年3月27日英国开始实施“新电力交易制度(NETA)”的详细文件。与电力库模式相比，NETA模式更具有市场化的交易特点，其基础是发电商、供电商、中间商和用户之间的双边交易。通过分别申请、颁发配电和售电执照，英国电力市场目前已实现了配电、售电业务的彻底分开，出现了若干个地区配电系统运营商和售电商。所有用户，无论其规模大小，均可自由选择售电商，从而实现用户侧市场的完全竞争。
3.BETTA模式
为了实现更大范围内的市场有效配置电力资源，英国提出将NETA推广，在整个不列颠地区建立统一的不列颠电力交易与输电制度(BETTA)，让不列颠三大地区所有市场实体在同等条件下进入统一的市场，所有的市场参与者都被允许在整个英国进行自由电力贸易。
三、对我国电力市场化改革的启示
总结日、美、欧各国电力市场化改革的成功经验，可以归纳出以下可供我国借鉴的改革做法：
(一)立法保证，政府推动：日美欧各国的电力市场化改革均是有政府组织和主导的，这是由电力工业本身在国民经济中的特殊性决定的。而电力法规体系的建立，能够保证电力市场化改革中的秩序，避免改革引起的混乱。
(二)统筹设计，渐进实施：电力市场化改革是对发电、输电、配电、售电全过程的整体改革，因此在改革设计时要有统筹各方情况，然后从实际出发，循序渐进的推进。日、美、欧各国在实施改革之前都设计了详细的可操作性强的方案。
改革开放以来，我国也在不断尝试和鼓励电力工业体制改革。经过艰苦探索，中国的电力市场化改革取得了阶段性成果，建立起了电力监管制度，发电侧形成了寡头垄断市场结构。
电力工业市场化改革的道路，还需要我们进一步探索。在借鉴他国电力工业改革的经验教训基础上，我国需要用实事求是、科学认真的态度去解决电力工业改革中出现的问题。
参考文献：
[1]林伯强.现代能源经济学[M].中国财政经济出版社,2007.
一、宁夏公共资源交易管理存在的问题
随着宁夏跨越发展和幸福宁夏目标的深入实施，宁夏公共资源交易市场现行的管理模式，在运行过程中已经暴露出一些弊端。存在的问题主要有：
第一，监管职能相互混淆，管办职能没有分离。
一是监管部门重复设立，职责分工不明确。宁夏公共资源交易管理局尽管没有像“杭州模式、温州模式”在宁夏公共资源交易服务中心派驻纪检组，而宁夏招标管理服务局内设机关处室监督检查处和纪检监察室，工作职能相互重叠、交叉，就会产生监管职能混淆的状况。
第二，既当裁判员，又当运动员。宁夏公共资源交易服务中心的主要职能是管理服务公共资源交易市场，而内设的土地和矿业产权交易处、药品采购交易处，对外都以“中心”的名称出现，主要的业务工作是按各自的行业行政主管部门制定的相关政策，具体从事各行业的招标采购、拍卖、挂牌业务。管理服务和具体操作的职责没有完全分离。
第二，交易市场硬件设施不能满足发展需要。
一是交易市场不能满足大型项目需求。对于区内大型项目，如：药品采购，每一批招标采购会有成百上千的药品品规，投标企业几百家，招标评标时间长，目前，宁夏公共资源交易市场不能满足大型或过夜评标的要求，就要在场外进行开评标工作，不能保证对公共资源交易进行有效的监督。建设工程和交通、水利行业中的有些招标项目，评标工作时间长，复杂程度高也存在同样的问题。
二是电子信息化推进的力度不够，公共资源交易平台功能不完善，专业电子软件开发应用不能满易评标工作的需要为交易市场设置的计算机房的规模、面积较小，不能满足有关行业在交易市场设置公共资源交易监管的专用设备；电子评标软件开发工作没有跟上，在市政和房屋基础设施项目的招标中，开发了计算机辅助评标。设备材料采用电电子化工作没有任何进展；还没有研发出成熟稳定的药品评标（议价）电子化评定标软件程序。
第三，各相关当事人的信用评价体系不健全。目前，对交易各方主体信用评价体系，对招标人、招标机构、评标专家、投标人还未建立起良好的信用评价制度和信用档案。应制定健全和完善失信惩戒制度，营造诚实有益、失信必究的市场氛围。制定和落实切实可行的有效措施。
第四，遏制围标、串标违法违规行为的措施不完善。没有形成一套科学有效的遏制围标、串标的方法。工作比较被动，往往是在事后发现，事前预防和事中解决的措施较少。
第五，没有达到“应进尽进“的局面。截止目前，宁夏五个地级市都成立了公共资源交易服务中心，按照属地管理的原则，凡属政府投资的达到招标限额的项目都应进入有形交易市场进行交易。目前，自治区级国有企业的一些项目和司法机关的罚没品和文化艺术品的拍卖都没有进入自治区有形交易市场进行交易。各市的有些与建设工程有关的设备材料和公立医院的医疗器械的招标也没有进入当地的公共资源交易市场进行交易。
二、存在的问题原因分析
宁夏在公共资源交易管理实践中取得了显著的成绩，但与实现法制化、规范化运作的要求还有一定距离，还存在不少问题和困难。结合近几年公共资源交易管理工作的实践，对宁夏公共资源交易管理存在问题的原因分析如下。
第一，缺乏市场配置意识，市场化程度不均衡。
由于不少部门领导缺乏市场配置意识，对公共资源市场化改革的重要性认识还不到位，大多数领导还存在等待观望心态，看看能不能不进入招标或政府采购程序。再加上自治区级和五个地级市公共资源市场化改革的起点和工作复杂程度有别，导致公共资源市场化配置工作发展不平衡。目前，自治区级的公共资源市场化配置走在前面，取得了一些成功的经验。但五个地级市的公共资源交易中心有的刚刚设立，个别市只是设立了机构而已，还没有开展公共资源交易业务。公共资源交易活动在建设工程招投标、城市公用设施经营权、政府采购等传统领域开展的较为顺利，其他领域市场化配置公共资源的力度和广度还有待于进一步提升。
第二，缺乏高效运转平台，交易竞争难以充分。
自治区区级虽建成了统一的公共资源交易市场，但没有完全形成网上评标和远程招标系统，缺乏高效运转的服务平台，致使交易竞争难以充分。但在现有的与交易项目相关企业中受企业数量、资质等影响一些领域尚未形成有效的竞争。例如在电力、电信、教育、基础产业及环保公共工程领域依然基本由政府垄断投资对民间资本和民营企业有较强的准入限制或基本禁止。在市场化的定价过程中由于竞争不够充分导致了定价是依据个别企业的成本而不是社会平均成本来确定。例如当前某些领域还存在对特许经营者的选拔是通过一对一的谈判方式或者是由政府官员私下确定而并非通过公开招投标的竞争。因此价格水平的确定更多的时候是依赖政府与特许经营者讨价还价的能力而不是市场竞争。
第三，缺乏有关配套法规，执行起来比较困难。
在国家层面，尽管国家颁布了《中华人民共和国招标投标法》、《中华人民共和国政府采购法》，但没有出台与之相配套的实施条例，如没有《中华人民共和国政府采购法实施条例》。在自治区层面，尽管自治区政府颁发了《宁夏回族自治区招标投标管理办法》，转发了《宁夏回族自治区公共资源交易管理办法（暂行）》，但既没有出台与国家法律相配套的实施办法，又没有出台具有少数民族地区特色的条例，只是停留在目前的政府规章和政府部门规范性文件上，法规的层次比较低，也比较落后，致使宁夏公共资源交易管理方面的政策法规体系不健全，执行起来较为困难。结果是一些法规制度执行不严格，不照章办事，有利的就执行，没利的就不执行，失之于宽，失之于软。
第四，缺乏管办分离意识，管理机制难以完善。
在管理模式上，虽然自治区级设立了“一委一局一中心”、五个地级市设立了“一中心”的管理体制，但还缺乏管办分离的意识，造成了管理机制难以完善。按照国家相关法律规定政府采购、工程招投标的监管机构和执行机构要分开设立。但目前由于体制、机制等原因，大多数行政监管部门与其监管的交易市场间普遍存在行政隶属关系和经济关联，尚未实现真正意义上政事分开、管办分离，甚至是一个机构、一套人马、两块牌子，造成“同体监督”。这种集裁判员与运动员于一身的操作模式缺乏相互制约机制，难以体现公开、公平、公正的交易原则。
第五，缺乏监督管理制度，监管力度难以到位。
目前我国正大力发展风电等新能源，2009年全年风电新增装机更是位居全球第一。但风电等新能源的发展仍面临资源配置不优，市场引导能力弱等问题。美国绿色电力市场的相关经验，对我国更好地引导资源配置及新能源投资建设有很好的借鉴意义。
随着近年来美国电力行业的结构性调整，逐渐实行全面竞争的市场导向，可再生能源开发已经由早期单纯政府扶持逐步过渡到一个在一定政策补贴下发展的模式，并开始以有别于常规电力产品的方式参与电力市场竞争。
风电作为绿色能源的代表，主要交易方式包括：绿色价格市场、绿色证书(RECRenewaDle Energy Credit)市场、现货市场和购电协议。
绿色价格市场
与可再生能源配额制(RPS)对发电商和供电商的强制性不同，风电绿色价格市场主要是针对风电的零售，主要是基于电力用户自愿购买。美国公用电力企业为风电等绿色能源制定一个单独的、高于市场的价格，并由电力用户自愿签约购买。绿色电力价格相当于是为支持环保和支持可再生能源技术的用户提供了投资的机会。因为在美国这样的用户群体很多，甚至很多企业都以用绿色电力为豪，当然使用绿色电力也会帮助这些企业提高品牌影响和社会形象。
美国风电绿色价格市场主要有三种产品：
1、绿色价格表：用户自愿购买一定数量或比例的绿色电力，并收取一定的额外费用，这部分费用将用于补偿目前风电等绿色能源的高成本。
2，定期收取固定费用：用户每个月或一定时间段内，交纳固定的绿色电价费用，以支持风电等绿色项目，固定费用与电量无关。
3，捐赠：用户自愿捐赠。
绿色价格产品的设计和参与规则对用户是否参与绿色价格市场有很大的影响。捐赠项目往往收益不明显；而将风电等绿色电力设计为独特的产品，并赋予环保和创新等理念将获得用户的青睐。绿色价格市场主要是突出了将原本普通的电力产品，通过包装，打上绿色品牌标志，给予环保用户支持风电等新能源的直接渠道，同时满足一定用户对绿色电力的品牌需求。
美国政府也不断向公众宣传绿色电力的好处，帮助促使用户积极购买绿色电力。如：美国环境保护署发起的“绿色电力伙伴计划”自愿项目，该项目的参与者承诺通过绿色电力满足自身的部分电力需求。目前，参与该计划的有500多个机构，也包括全球500强企业以及美国政府机构和高等院校。
但是绿色价格市场有其明显的局限性：一旦长期或依赖绿色价格市场，就会消减电力企业降低风电等新能源生产成本、提高技术水平的积极性。同时绿色价格的受益方具有一定的垄断地位，其价格设定并非真正意义上的竞争市场条件下获得的，因此绿色价格可能不是真实反应了绿色电力成本。
绿色证书市场
绿色证书是一种可交易的、能兑现为货币的凭证。绿色证书是指对可再生能源发电方式进行确认的一种指标。绿色证书代表一定数量的可再生能源的发电量。绿色证书交易系统是指专为绿色证书进行买卖而营造的市场。在这个市场中，绿色证书的持有者能够与承担指定配额义务的绿色证书需求者交易绿色证书。可以理解为未完成可再生能源配额指标的发电商通过购买绿色证书来完成其配额指标(绿色证书也可以卖给没有义务而自愿购买的用户)。
绿色证书市场的推出，为可再生能源配额制(RPS)的实行提供了更强的流通性，使得可再生能源在电力市场中以更低的成本进行开发。与其他激励相比，绿色证书市场使配额制度变的更具市场调节机制，同时证书的可交易性打破了可再生能源交易的地域限制，绿色证书市场的形成更是大大开拓了绿色电力市场。
在美国，各地区由不同的机构，而不是一个统一部门对绿色证书进行核定。以得克萨斯州为例，绿色证书市场由ERCOT负责，范围是全德州(大于ERCDT负责的电力市场范围)。为了保证能源公司达到可再生能源发电指标，电力配电公司会定期向ERCOT上交一定数量的REC(实际是在系统中注销)，其总量相当于它必须达到的可再生能源发电指标。如果一个公司不能如期完成规定的指标，需要以更高的价格来支付未完成部分的罚金。特别要指出的是，德州与其他州在RPS上采用比例制不同，是以新增机组容量为目标。
德州RPS的义务人是电力零售商和消费者。这种以电力终端方为义务人的优点是保证了RPS的覆盖范围广，同时避免出现义务重叠。以电力零售商为义务人一般并不免除向电源直购电的大用户和自己发电用户的义务。同时需要说明的是并不是所有的售电商都要参与RPS，例如受政府监管的相关电力企业由于没有参与市场竞争，不承担可再生能源份额的义务。
德州允许参加REC的电源的条件是，1999年9月后投产的新能源(不仅包括电力，也包括供热等形式)，另外包括离网式的风电。
RPS的承诺期为1年(每个自然年度)，而REC的有效期规定为3个RPS承诺年度，即3年。3年有效期中，REC可以被用来满足售电商的RPS需求，同时也可以被其拥有者自愿注销(2009年中一共有814万张REC被自愿注销)。
德州的REC市场实际上是两个子市场在同时运作，第一个是电力交易市场，根据绿色发电商与购电商签订购电协议的电力销售。第二个是REC的交易市场，售电商、用户可以进行REC的证书交易，此时的证书类似于股票。
德州REC市场中，每一份REC是1HWh的可再生能源。REC价位的波动性比较大，2009年间的主要浮动区间在1美元至5美元间(这主要由于风电等绿色能源产出不稳定，以及供求关系的影响)，据此可以推出德州REC市场的交易量大致在2千万美元至1.08亿美元间(随着RPS的提高，市场将进一步扩大)。同时ERCOT将为每份REC赋予一个唯一代码：每份REC在拥有了ERCOT颁发的唯一性代码后，将在市场中保证其唯一性、可识别性。
对于整个可再生能源发电产业来说，绿色证书的价格包含了其高于非可再生能源发电成本的差额。绿色证书的交易实现了这种成本差额在整个发电产业的均摊，使得利用可再生能源发电而天生具有的成本劣势，转移给其他由于能源种类和技术条件优势而具有成本优势的发电厂，扮演了公平竞争的维护者。
绿色证书的价格应反映由于替代非可再生能源带来的环境正效应。绿色证书购买者(未完成目标配额的发电商)实质上比其他完成目标的发电企业更多地给社会带来了负外部性，也就是更多地污染了环境，提高了社会治理环境污染的成本，因此必须为
此付出相应的代价，也就是购买绿色证书。这就实现了非可再生能源发电的负外部性内部化，在一定程度上限制了非可再生能源发电对环境的污染，也使可再生能源的相对正外部性的优势得以发挥，为可再生能源在能源市场中的公平竞争创造了条件。
绿色证书作为政府激励可再生能源产业发展的工具，承担着一定的实现政策效果的使命。因此其价格的变动范围是有一定限制的。绿色证书的价格不能过低，否则将导致绿色证书的需求者自愿接受购买任务，缺少技术革新以降低自身可再生能源发电成本的动力，导致可再生能源配额制的政策激励失效；而价格过高也将增大企业压力，同样不利于企业的长远发展。
总结绿色证书的优点：1、自由性大；2、交易灵活；3、流通性强；4、有利于形成统一市场。
假设整个可再生能源产业由两类企业A和B构成绿色证书二元市场，这里的二元A和B所代表的是可再生能源行业中的劣势企业和优势企业，如图，P1为绿色证书的价格。MCA和MCB分别代表两企业的可再生能源边际发电成本曲线，B企业相对发电成本较低，或效率较高，有明显的相对优势(这种优势有可能是由规模效应或技术水平带来的)。
如图，在相同的配额额度的条件下，B企业达标的成本要更低，即MCA>MCB。在HCA曲线上，超过M点之后，发电的边际成本高于绿色证书的价格，因此，A企业倾向于以相当于Q100KM面积的价钱购买B企业超额完成的可再生能源发电量(Q0-01)，而这一过程正是通过绿色证书的交易来完成的。同理，在MCB曲线上，N点之前，发电的成本低于绿色证书的价格，因此。B企业倾向于将额外的发电量转化为价格更高的绿色证书售出。
如果没有绿色证书交易机制而单纯靠配额制来推动可再生能源市场的发展，企业的成本会大大扩大，例如传统的火力发电企业，或小规模的发电企业，有的存在技术上的局限，有的受到规模经济的制约，如果强制此类企业完成可再生能源的配额任务，可能会由于规模过小，导致的规模不经济，造成资源的利用不充分。而通过可再生能源发电量和绿色证书的互相转化，既鼓励了可再生能源优势企业生产的积极性，又使可再生能源劣势企业寻到一条成本更低的途径来完成配额任务，避免了由于强制配额导致规模过小而引起的资源利用不充分，优化了电力生产资源的配置。
在未引入绿色证书而实施单纯的配额制时，可再生能源的发电总成本为0LQ0+0KQ0。引入绿色证书后，成本变为QMQ1+QNQ2。
(QLQ0+QKQ0)一(QMQ1+QNQ2)=MLDQ1-NDQ0Q2
绿色证书的供给为NKQ002，需求为HKQ0Q1。
当绿色证书交易市场为非均衡状态的时候，MKQ0Q1
当绿色证书交易市场达到均衡状态的时候，可再生能源发电总量恰好达到规定配额目标，此时Q1+Q2=200，绿色证书的供给等于需求。
即：HKOD0l_NKQ0Q2
所以HLQ0QQ-NDQ0Q2即为绿色证书市场均衡时所减少的发电总成本。由此可见，绿色证书会在市场机制的调节下达到使可再生能源发电总成本下降的效果。
通过上面，我们也可以看出在配额制下，政府如果在现有配额完成的情况下提高配额指标，是可再生能源进一步发展的重大标志；而绿色证书价格会有上涨趋势，并在绿色证书市场中再次达到均衡。同时在这一过程中，由于厂商购买绿色证书不经济，因此厂商趋于提高技术，降低成本，以此来继续完成配额指标。
配额制政策激励了单个厂商降低可再生能源发电成本，促进发展可再生能源发电技术，但需要注意的是，配额提高的比例需要认真考虑，若其值过低，将仍然不能达到激励劣势企业降低成本，发展技术的目的；若其值过高，劣质企业没有喘息的时间和余地，生存压力过大，也不利于企业的健康发展。
绿色电力竞争交易市场
绿色电力竞争交易市场，实际上就是风电等绿色能源进入传统电力市场交易市场。尤其是风电，在技术不断成熟的情况下，渐渐退去政策的扶持，进而参与电力市场竞争将成为必然的趋势。
目前风电在美国已经开始参与电力市场。但是由于风电的波动性、间歇性，使得电网难以承受过高比例的风电，风电对电网的贡献率难以超过10％是一个世界性的难题。美国风电产业最好的德州是已经达到8.6％。可以预见未来几年内，美国将面临风电上网难的问题。因此，了解和借鉴美国将如何面临以及解决这一问题是一个很好的研究方向，尤其德州在将很快达到这个临界点，同时，2010年12月起，德州电力市场将由区域性市场(Zonal)正式转变为节点型(Nodal)市场。
就现有的情况看，虽然风电已经参与竞争性的电力市场，但还是获得了一定的市场照顾，以PJM和ERCOT为例：参与电力竞争交易市场，是风电发展的主流方向。由于在市场中风电等绿色能源不再有过多的特殊扶持，将面临激烈的竞争，只有这样的竞争才能促使绿色能源真正的长足发展，成为未来的主流能源产业。
风电购电协议
为避免市场电价波动对风电场收益的影响、锁定电价风险，多数风电开发商都会通过购电协议对风电场的投资收益进行保护。
美国风电市场中的购电协议主要有两大类：
一、2015年上半年全社会用电量
山西省全社会用电量完成854.04亿千瓦时，同比降低5.04%，增速较去年同期回落6.43个百分点，低于全国平均水平6.34个百分点，第一、二、三产业和居民用电量比重分别为2.23∶78.7∶9.7∶9.38，第二产业用电量仍占主导地位，但所占比重同比下降1.9个百分点，而第三产业和居民用电所占比重同比分别上升0.92、0.84个百分点，第三产业用电量增长4.96%，低于全国平均水平3.14个百分点。第二产业用电量672.1亿千瓦时，同比增长－7.28%，低于全国增长平均水平（－0.5%），仍占6.78个百分点。工业用电量664.02亿千瓦时，同比增长－7.21%。除煤炭用电量持平外，其他均呈现下降，黑色、有色行业大面积停产减产，用电量同比下降超过10%，分别下降11.5%和14.2%，也影响到其上游选矿及铁粉加工的小型企业全面停产。
二、2015年上半年全省发电情况
（一）装机结构截至上半年，山西省电网总装机容量6412万千瓦，其中水电244万千瓦、火电5592万千瓦、风电520万千瓦，光伏56万千瓦。按调度类型可分为国调330万千瓦、华北网调592万千瓦、山西省调5114万千瓦、地调376万千瓦；按机组类型分为热电联产、纯凝机组、资源综合利用机组、新能源机组四种。
（二）上半年省调机组发电完成情况上半年，燃煤机组完成发电量820.99亿千瓦时，机组平均利用小时1976小时，同比下降413小时；水电厂发电量12.5亿千瓦时，平均利用小时1149小时；风电机组发电量54.81亿千瓦时，同比增长51.2%，利用小时1057小时；光伏电站发电量3.1亿千瓦时，同比增长143.4%，利用小时766小时；天然气机组发电量12.51亿千瓦时，利用小时1733小时。
三、山西省电力市场存在的主要问题
山西省电力市场主要就是省内用电需求增长乏力，同时外送通道建设滞后、发电竞争激烈等方面问题较为严重，市场经济下应结合供电公司市场营销特征评估供电企业战略性定位，这样才能有效满足于用电客户对电力企业所提出的要求，以便提升用户用电满意度。同时，随着信息化技术水平不断提升，供电企业及地方性政府和社会各界均应结合起来科学划分山西省电力市场行政区域，这样企业可及时得到大量经济信息及产业信息，有助于自身发展及形象树立。电力市场急需转变经营理念，同时深入管理，务必规范化、科学化、市场化，利用市场推进山西省电力市场发展，实现市场效益最优化。山西省某些地区对电网改造不完善，设备情况及结构等现状都严重阻碍了电力市场发展，同时电力市场需尽快进行详细调研，及时做出微调，充分扩展电力市场。另外就是加大设备维护费用支付途径，掌握好投资方向。
四、关于电力市场发展的几点思考
（1）省内以能源基础为根，发展高耗能经济，通过省内工业经济增长提高第二产业用电需求，缓解部分发电盈余；（2）省外通过特高压、外送河北、京津唐地区，配合国家环保要求，提高外送份额，与周围外送电省份竞争，通过电价杠杆作用，扩大外送市场；（3）管理上通过各发电集团内部纵向对标及全国行业横向对标相结合，提高发电企业管理水平，优化能耗指标，控制企业发电成本，提高市场竞争力。在结构布局上，围绕煤炭基地和外送电源支撑建设，综合考虑环保要求，推行上大压小，热电联产，优化产业结构，提高企业效益；（4）落实电改政策，提动发电、输电、配电市场化竞争，以大用户直购电、发电权交易等措施，将电力市场化改革进一步深入，利用资源优势，变输煤为输电，推进煤炭、电力下游产业深加工，提高内需、带动经济；（5）开创我省竞价外送电交易机制，山西直调装机容量快速攀升，省内供大于求的矛盾持续加深，迫切需要扩大外送电规模来缓解供热、清洁能源消纳等各种矛盾。省电力公司高度重视，组织多次专题会议研究对策，在省经信委、能监办和物价局的大力支持下，拟采取竞价外送方式来扩大外送电规模，并将此作为公司督办工作积极推动，争取到国网交易中心、华北分部和河北公司的鼎力支持，在交易组织的规范性、通道承载能力测算、市场空间预留等方面给予了指导，保证了交易规范、顺利完成；（6）充分挖掘发电权交易潜力促进节能减排，省电力公司以“市场、节能、环保”为原则，积极推进在役机组发电权交易，以此手段来优化发电企业电量计划进而优化机组运行方式，实现发电机组经济运行和集团利用最大化的目标。为提高发电权交易组织效率，发挥电力市场交易平台功能，完善月度发电权交易市场工作机制。
五、结束语
国家电网公司副总经理郑宝森在会上强调，相关单位要加快基建标准化管理体系建设，加强通用设计、通用造价，通用设备和标准化施工工艺“三通一标”的推广应用。从2008年1月1日开始，所有新建变电站都要在通用设计的基础上，全面实施“两型一化”，启动并开展资源节约型、环境友好型，新技术，新材料、新工艺“两型三新”线路建设工作，切实加强“两型一化”变电站和“两型三新”线路建设的组织管理。
郑宝森考察500kV锡西南变电站后指出，该变电站充分体现了“两型一化”建设理念，整个工程的设计，施工、监理、调试及运行各环节，都充分反映了资源节约型、环境友好型和工业化定位，是一项精品工程，其经验将在国家电网基建工程建设中推广应用。
郑宝森指出，“两型一化”变电站建设是国网公司落实科学发展观，深入推进标准化建设的重要实践，有利于提高工程安全水平及工艺质量，有利于推广应用先进适用的科技成果，有利于控制工程造价。
2007年我国风力发电装机容量有望达到500万kw
从“2007国际风能大会”上获悉，2007年我国风力发电的装机容量有望达到500万kW，提前三年实现国家《可再生能源中长期发展规划》中提出的目标。
随着我国风电装备制造业发展步伐加快，风电装备依赖进口的状况也得到了根本改观。以新疆金风，大连华锐和东方汽轮机为代表的内资企业，在引进、消化吸收的基础上实施技术创新，开发了具有自主品牌的兆瓦级风电设备。其中，金风科技15MW的无齿轮箱直驱风电机组，今年上半年顺利并网发电，填补了我国直驱风力发电制造的空白。
业内专家预计，到今年底，金风科技、大连华锐和东方汽轮机等内资企业可望完成风电机组吊装150万kW，占当年风电投产容量的60％以上。
“十一五”末全国10～35kV交联电缆需求增长
据中国电器工业协会统计，2007年1～8月，发电设备产量为8100万kW，同比增长16.17％。对于发电设备的发展势头，业内专家给出的一致评价就是“完全想不到”，由此而带出交联电缆的需求增长速度，也同样“完全想不到”。
中国机械工业联合会发电设备中心主任徐英男指出，未来1～2年年发电设备的增长势头依旧会十分强劲，因为2008年可预见的新增装机将会有7000万～8000万kW，而200~年也会保持这一水平。
据电力专家介绍，几年来电力行业曾提出了“适当超前”的行业发展原则，即针对近年来出现的电荒现象，电力弹性系数应该保持在1左右，用以支撑GDP的增长。据此判断，即使保守预计，今后如果GDP年增长保持9％，那么，电力年新增装机容量也会在6000万kW左右。故发电设备制造业未来中长期内都将会保持一种高增长态势。
交联电缆的需要量随着新增发电设备装机容量而增加，每新增1万kW的发电设备需配用25～30km的交联电缆。到“十一五”末，全国10～35kV交联电缆的年需求量估计在150000km左右，其中，防水交联电缆的用量约为20％。
欧洲和美国的电力发展模式
(一)美国
美国电力市场化进程大体分为三个阶段：1996年，美国联邦能源监管委员会FERC出台了888号和88g号法令，提出了发电和输电领域必须在功能上实现分离，电网必须公平开放，所有发电企业具有同等待遇；1999年，FERC提出了建立区域输电组织(RTO)的设想，将RTO作为独立的区域调度机构，负责输电网调度运行和市场监督，旨在为输电网运行获取最大的区域效益，2002年，FERC颁发了《标准市场设计》，被认为是美国独立系统运行商(ISO)几年来在批发电力市场中实践经验的最好总结。
美国电力市场改革的策略是：将输电领域作为自然垄断环节独立出来，同时放开发电领域和配供电零售领域，让购售双方享受平等的输电服务，并建立电力批发市场，实现发电侧和销售侧的竞争。目前约有50％的州(占电力负荷的2／3)实行了市场化改革，建立了电力批发市场。
(二)英国
自1990年，英国电力工业实行私有化以后，英国电力市场化改革也分为三个阶段：1990～2001年的电力库(POOL)时代，规定了所有电力交易都要通过POOL进行，发电商受竞价规则的约束，购电商必须从POOL中购买所需的大部分电能；2001年进入了新电力交易协议(NETA)时代，为克服POOL交易模式造成的电价过高，用户无法参与电价制定等缺点，建立了用户侧和发电侧的直接见面的双边合同市场，90％以上的电能交易是在电力交易所中通过签署双边合同来实现，NETA实施后，英格兰和威尔士地区电价下降了30％～40％，2005年进入了以英国电力贸易与传输协议为标志的BETTA时期，设立了一个完全独立于发电和供电业务的覆盖苏格兰，英格兰及威尔士三大区的输电系统运营机构GBSO。
一、碳排放权交易相关问题
（一）碳排放权交易的基本内涵
一般而言，碳排放权交易（简称碳交易），就是把碳排放权作为一种商品进行买卖，即多排放二氧化碳的企业，从少排放的企业那里购买配额（碳交易的商品为碳配额），最终达到总体减排的目的。具体说，就是由政府给每个企业一定的排放额度，若企业实际排放低于该额度的话，就可以到市场上把余下的“卖”出；如果高于该额度，就得到市场购买排放权。由此通过市场交易的办法，促进企业节能减排。目前，全球主要有三个碳排放机制――欧洲碳排放交易体系、清洁发展机制（CDM）和联合履行机制（JI）。
（二）国际碳排放交易的主要模式
国际碳排放交易的主要模式有“欧盟模式”、“日本模式”、“澳大利亚模式”等。“欧盟模式”的最大特点是前期免费发放配额，中期部分配额免费发放、部分拍卖，后期逐步减少免费配额；欧盟碳交易市场于2005年建立并开始运作，是目前世界上最大的碳排放交易市场。“日本模式”的特色在于企业在第一阶段没有完成减排目标，在第二阶段必须按短缺部分的1.3倍减排；日本碳交易市场2008年启动自愿排放交易体系，2010年4月，东京都总量限制交易体系作为亚洲首个碳交易体系正式启动，这是全世界第一个城市总量限制交易计划。“澳大利亚模式”的亮点是排放量不设总量限制，企业可以购买欧盟碳排放权配额；澳大利亚在2012年7月1日起对矿业、交通、能源等行业的500家大型企业开征碳排放税。目前国际碳交易大多集中在国家或区域（如欧盟内部），统一的国际市场尚未形成。
二、上海市碳排放权交易试点进展情况
（一）上海市碳排放概况
上海市作为常住人口达2380万、GDP逾2万亿元的特大型城市，碳排放总量大、密度高。2011年，全市能源消费总量约1.15亿吨标准煤，二氧化碳排放总量2.3亿吨左右。全市人均能源消费量近5吨标准煤，人均二氧化碳排放量约10吨，高于发达国家同期水平。全市区域面积6340平方公里，每平方公里土地面积的能耗为1.8万吨标准煤，远高于国内其他特大型城市水平。最新数据显示，上海市工业用能占全市用能约56%，其中重化工行业用能占全市用能近40%，远高于伦敦、纽约、东京等国际大都市水平。
（二）上海市碳交易市场情况及做法
2011年10月，国家发展改革委明确7个省市开展区域碳排放权交易试点，上海市成为7个试点之一。作为首批碳交易试点城市，上海市发改委在各相关部门和单位的支持下，组织专门力量开展了包括温室气体排放核算、指标分配规则制定，碳排放管理和交易办法，交易市场平台构建，配套制度健全及能力建设等在内的一系列工作。继2013年6月18日深圳开启我国第一个正式运行的强制碳排放交易市场之后，11月26日，上海碳排放交易也正式鸣锣开市。开市首日就入市购买配额的，都是碳排放“大户”企业，包括申能外高桥第三发电厂、中国石化上海石油化工股份，上海焦化有限公司、华能国际电力股份有限公司等。根据上海环境能源交易所公布的最新成交情况，2013年配额（SHEA13）、2014年配额（SHEA14）、2015年配额（SHEA15）分别于启动后成交，首笔成交价格依次为27元/吨、26元/吨和25元/吨，成交量分别为5000吨、4000吨、500吨。首日累计成交量为1.2万吨，成交金额31.7万元。截至2014年3月，交易量20多万吨，交易额700多万元，日均交易量1000―2000吨，交易情况比较平稳，交易价格在40元/吨左右。
上海市碳排放交易的做法主要有以下几个方面：一是上海市公布首批参加碳排放交易试点和率先纳入了碳排放配额管理范围的191家企业，既包括钢铁、化工、电力等工业行业，也包括了宾馆、商场、港口、机场、航空等非工业行业。二是在2013―2015年的试点阶段，上海采取了国际上较为普遍的“历史排放法”和“基准线法”，免费发放这些企业2013―2015年各年度碳排放配额，超额部分企业将自行购买。三是纳入配额管理的单位应当于每年12月31日前，制定下一年度碳排放监测计划；每年3月31日前，编制本单位上一年度碳排放报告，并报市发展改革部门。四是委托第三方机构对纳入配额管理单位提交的碳排放报告进行核查，并于每年4月30日前，向市发展改革部门提交核查报告。五是纳入配额管理的单位应当于每年6月1日至6月30日期间，依据经市发展改革部门审定的上一年度碳排放量，通过登记系统，足额提额，履行清缴义务。六是对纳入配额管理的单位未履行报告义务、未按规定接受核查、未履行配额清缴义务、未上缴碳排放报告的将有相应的行政处罚和经济处罚。
三、上海市碳排放权交易试点工作的主要经验
（一）加强组织领导和综合协调
上海市政府批准成立碳排放交易试点工作领导小组，负责试点工作的总体指导和协调。领导小组下设办公室，设在市发展改革委。同时，组建上海市碳排放交易专家委员会，提供专业指导、技术支持和决策咨询。
（二）扎实做好各项基础工作
上海市组建专门人才队伍，开展了全面深入的企业碳排放盘查，调研企业的意愿和建议，并提出了实施方案。如在核算方法出台后，上海市组织了7家机构用近4个月时间，将191家试点企业2009-2011年碳排放量进行了全部核查，得到碳排放基础数据，保证了数据的准确性，为确定企业配额分配方案提供了前提。
（三）因地制宜提出试点方案
上海市结合自身特点和条件，在具体工作中体现出差别和特色，如选择试点的行业范围、纳入交易的企业、配额分配的方法和标准、允许抵扣的自愿减排指标比例、登记注册系统的设计等，充分体现了“量体裁衣、因地制宜”的原则，如在分配方法方面，上海对电力和航空两个行业采用行业基准线法分配，其他行业均采用历时法，全部为免费分配，一次发放三年配额。
（四）注重制度建设和法制保障
碳交易相关法律法规是开展碳交易试点工作的法律依据，也是碳交易市场合法、有效的基础。碳交易试点既涉及各项要素，也涉及各类主体行为。为此，上海市抓紧研究出台了《上海市碳排放管理试行办法》以及《上海市2013-2015年碳排放配额分配和管理方案》等一套制度规定，对企业碳排放配额的分配、清缴、交易以及碳排放监测、报告、核查等活动进行规范管理。将年度碳排放量达到一定规模的企业纳入配额管理范围，并设定了试点期间企业各年度碳排放配额总量控制要求。同时，还制定出台了《上海环境能源交易所碳排放交易规则》及配套业务细则，明确由上海环境能源交易所组织开展碳排放交易活动，交易标的为2013年至2015年碳排放配额。交易方式严格遵守国家有关规定，采取公开竞价或者协议转让的方式进行，交易价格通过市场形成。
四、上海市碳排放权交易试点工作的启示与思考
（一）要从战略高度认识碳交易市场建设的重大意义
发达国家的相关经验表明，相比传统的政府主导型的减排机制，运用碳市场来推进温室气体减排具有其独特的机制优势。为此，在节能减排领域，我国应该转变治理思路，从单纯的政府强制调控或行政力量推动逐渐转变为市场调控或市场价值驱动。这是因为，当前仅依靠企业的环保意识来实现节能减排并不现实，而强制性实施减排则会增加社会成本。建立碳排放的市场机制不仅能给企业提供明确的激励，树立“排碳有成本、减碳有收益”的发展观念，形成节能减排、内生增长的发展模式，而且也能减少社会摩擦，优化资源配置，有助于全社会以最小成本实现最大化减排。可见，建立碳排放权市场不仅是转方式、调结构的有效手段，而且也是一项基于市场机制的重要制度创新。也就是说，通过市场机制推动实现控制温室气体排放行动目标，进一步让市场在资源配置中发挥决定性作用，降低全社会节能减碳成本，同时促进制度创新，推动发展方式转变，对推进全面深化改革、加快生态文明制度建设具有重要意义。
（二）强化政府对碳交易市场建设的推动力
碳排放权交易涉及方方面面，仅仅依靠发改委等几个部门推行起来有难度。为此，必须加强政府对碳排放交易工作的宏观指导和全面部署，把碳交易工作列入各级政府的工作议程，严格依照国家法律法规，有序开放和完善碳资源使用权市场。明确碳交易领导机构及其职权范围和责任，协调各方利益，加快推进工作衔接进程，建立相关职能部门间长期有效的协调合作机制，切实简化审批程序，规范收费行为，提升服务质量，提高办事效率，推动碳排放交易工作的快速开展。
（三）建立碳交易的法律保障机制
碳排放权的稀缺性来自政府法律强制性设立的排放上限，同时碳市场的运行更需要国家地方相关法律法规的保障。为此，要以国家法律为指导，加快制定一系列促进节能减排工作和保障碳市场运行的地方法律法规，形成较为完备的法制体系。尽快建立和完善节能减排指标体系、碳排放配额分配体系、监测体系和环境影响评价制度，加强企业以及行业节能减排管理制度建设。只有制定并严格实施有关节能减排的法制规章，才能使有关职能部门的管理工作有法可依、有章可循、有所约束，才能激励企业主动节能减排，保证碳交易市场在“公开、公平、公正”的基础上良性运行。
（四）完善市场化节能减排的配套政策
实践表明，运用市场机制，利用经济手段，能最有效地做到节能减排，但必须有完善的配套政策。地方政府应积极配合国家资源品价格改革，稳妥地推进煤、油、气、电、水等资源性产品的价格改革，运用价格杠杆引导企业节能减排。按照补偿治理成本原则提高排污单位排污费征收标准，通过价格机制的作用，将能源与环境的成本内化到企业的生产决策中去，将节能减排与企业经济效益紧密结合起来，引导企业自觉地实施节能减排行动。要不断完善促进节能减排的财政政策、税收政策，以利于节约能源资源和保护环境；要通过严格的土地、信贷、项目审批等政策措施，坚决遏制高耗能、高污染产业过快增长。同时，要切实完善监督检查机制，保证这些政策能够得以贯彻。
（五）要注重教育培训和能力建设
关键词：温室气体(碳)；排放权市场；排放权交易；清洁发展机制(cDM)；《京都议定书》
中图分类号：F740.2文献标识码：A文章编号：1008-2972(2008)02-0015-05
一、温室气体(碳)排放权市场的诞生
随着全球气温的不断上升和世界范围的气候异常，由人类活动产生的温室气体排放造成的气候变化问题，逐渐被人们所重视。1992年的《联合国气候变化框架公约》(UNFCCC，简称《公约》)提出“将大气中温室气体(GHG)的浓度稳定在防止气候系统受到危险的人为干扰的水平上”的最终目标。而在1997年12月《公约》第三次缔约方大会(cOP3)上通过的《京都议定书》(Kyoto Protoc01)，则是全球第一个具有法律约束力的、定量减排温室气体的国际环保协议。其宗旨是通过国际社会的密切合作，降低大气中的温室气体含量，以保护环境。《公约》规定，缔约方(包括发达国家和经济转轨国家)在2008-2012年的第一承诺期是将温室气体排放量比1990年平均削减5，2％。其中，欧盟削减8％、美国削减7％、日本削减6％、加拿大削减6％、东欧各国削减5％至8％。在《京都议定书》的约束下，每个国家的温室气体(碳)排放权开始成为一种稀缺的资源，也就具有商品的属性。
鉴于温室效应具有全球性(即在地球任何地方排放同样数量的一种温室气体所造成的全球温室效应的影响程度是相同的)，且不同国家、不同企业之间在减排成本方面又存在巨大差异，所以，《京都议定书》建立了三种灵活减排机制，即联合履约(简称JI，第6条)、清洁发展机制(简称CDM，第12条)和国际排放贸易(简称IET，第17条)。通过这三种机制，京都议定书规定的附件一国家可以成本有效的方式，通过交易转让或者境外合作的模式来获得温室气体排放权。这样，就能够在不影响全球环境完整性的同时，降低温室气体减排活动对经济的负面影响，实现全球减排成本效益最优。京都“三机制”为国家之间就温室气体排放权展开贸易提供了一个全新的框架，且逐渐孕育出了一种崭新的温室气体排放权交易市场。
二、温室气体(碳)排放权市场的发展
随着经济学原理在环境管理领域的广泛应用，政策制定者越来越重视市场在保护环境中的作用。适当的市场规则可以刺激私人部门在提高能源效率和采用更加清洁的工艺和技术方面的创造性，鼓励对清洁的生产模式进行投资，从而以更有效的方式解决复杂的环境问题。
在《京都议定书》生效前，人们已进行了加拿大GERT计划、美国CVEAA计划、丹麦电力行业试点、壳牌集团STEPS计划、澳大利亚新南威尔士州温室气体减排体系(NSW/ACT)等诸多努力，尝试着将温室气体排放权纳入市场机制的方式，以减少和降低温室气体的排放，并取得了一定的成效。2005年2月16日《京都议定书》的生效，更是把国际温室气体(碳)排放权交易推进到高速发展的阶段。
按照《京都议定书》的规定，目前国际温室气体排放权交易可以划分为两种类型(见图1)。一种是以项目为基础的减排量交易。联合履约(JI)和清洁发展机制(CDM)是其中最主要的交易形式。它们都是基于温室气体减排项目合作的机制，其运作基础是由附件一国家企业购买具有额外减排效益项目所产生的减排量，再将此减排量作为温室气体排放权的等价物，用于抵消其温室气体的排放量，以避免高额处罚。JI项目产生的减排量称为减排单位(ERU)，CDM项目产生的减排量称为经核证的减排量(CER)。这两种机制的区别在于，联合履约是附件一国家之间的合作机制，而清洁发展机制是附件一国家与非附件一国家之间的合作机制。
另一种是以配额为基础的交易。在配额基础交易中，购买者所购买的排放配额是在限额与贸易机制下由管理者确定和分配(或拍卖)的。《京都议定书》下的国际排放贸易机制就是以配额交易为基础的。在该机制下，人们采用总量管制和排放交易的管理和交易模式。即环境管理者设置一个排放量的上限，受该体系管辖的每个企业将从环境管理者那里分配到相应数量的“分配数量单位”(AAIJ)，每个分配数量单位等于1吨C02当量。在承诺期中，如果这些企业的温室气体排放量低于该分配数量，则剩余的AAU(代表排放温室气体的许可权)可以通过国际市场有偿转让给那些实际排放水平高于其承诺而面临违约风险的附件一国家企业，以获取利润；反之，则必须到市场上购买超额的“分配数量单位”(AAU)，否则，将会受到重罚。
近年来，温室气体排放权交易市场得到了迅速的发展和扩张，并已成为全球贸易中的新亮点。从2005年到2006年的仅仅一年时间，市场规模就从近100亿美元迅速攀升至220亿美元，而2007年上半年的交易量比2006年同期又有近30％的增长(见表1)。
此外，根据估算，《京都议定书》中发达国家缔约方在2012年以前的总减排需求量为50亿吨c02当量，其中海外的减排需求约占一半。目前全球正在开发CDM项目，预计到2012年可以提供约22亿吨CO：当量。可见，全球温室气体(碳)排放权交易还有较大的发展空间。
三、世界主要温室气体(碳)排放交易市场
目前世界上还没有统一的国际排放权交易市场。在区域性的市场中，它们还存在不同的交易商品和合同结构，各市场对交易的管理规则也不相同。欧盟排放交易体系(Eu ETS)是现有的全球最大的温室气体排放权交易市场。此外，美国的芝加哥气候交易所的减排交易体系也成为GHG排放权交易市场的重要组成部分。
1．欧盟排放交易体系(EU ETS)
欧盟为了帮助其成员国履行《京都议定书》的减排承诺做准备，获得进行排放交易的经验，于2005年1月1日正式启动了欧盟排放交易体系(Eu ETS)。这是世界上第一个国际性的排放交易体系。其目标和功能是减排CO2，涵盖了所有27个欧盟成员国，且非欧盟成员国的瑞士和挪威也决定于2007年自愿加入EU ETS，与欧盟成员国进行排放交易。在该交易体系下，人们采用的是总量管制和排放交易的管理和交易模式。其做法是：欧盟及其成员国政府设置一个排放量的上限，受该体系管辖的每个企业将从政府那里分
配到一定数量的排放许可额度――欧洲排放单位(EUA)，而所有企业的排放总量不得超过该上限。如果企业能够使其实际排放量小于分配到的排放许可额度，那么它就可以将剩余的额度放到排放市场上出售，以获取利润；反之，它就必须到市场上购买排放权，否则，将会受到重罚。
欧盟的排放交易制度分两个阶段实施：第一阶段是2005-2007年，第二阶段是2008-2012年。在第一阶段，各成员国要把本国排放总量限制以及国内受体系管辖的设施所分得的EUA数量，以国家分配方案(NAP)的形式提交给欧洲委员会。委员会则对这些NAP进行评估，并决定其是否符合ETS指令函所规定的标准。为保证这项制度的实施，欧盟设计了一个严格的履约框架。它规定，自2005年开始，企业的C02排放量每超过1吨，将被处以40欧元的罚款；自2008年开始，罚款额将提高至每吨100欧元，并在次年的企业排放许可额度中，还应当将该数量加以扣除。
为建立一个全球性的排放交易网络体系，欧盟通过其连接指令函(Eu linking directive，2004年11月14日生效)，允许EU ETS系统内的成员从2005年起使用CDM项目和JI项目的减排量指标核证减排量来抵消其排放量。所以，欧盟排放交易体系实现了ETS机制和CDM、JI机制的结合。此外，为扩大欧盟排放交易体系的影响，进一步降低欧盟企业的履约成本，欧盟排放交易体系积极与其他排放交易制度进行连接。目前，它能够与《京都议定书》附件一国家的排放交易制度连接，如加拿大、日本、瑞士等国的ETS。通过双边认可，它还实现了与其他非《京都议定书》机制连接的需要，如美国州一级的排放交易制度。
欧盟排放交易体系的交易基本都是通过直接交易市场或者交易所来实现。欧盟碳交易活动的3/4是通过场外柜台交易和双边交易来实现。其中半数以上的场外柜台交易是通过交易所结算交割。目前欧洲有四个交易所参与碳交易，即阿姆斯特丹的欧洲气候交易所、奥斯陆的北方电力交易所、法国的未来电力交易所、德国的欧洲能源交易所。在所有通过交易所结算交割的碳交易量中，欧洲气候交易所的交易量占82％，其全部碳融资合同都是在伦敦跨洲期货交易市场进行电子交易。
欧盟排放交易体系运行两年多来，取得了较好的成效。从目前情况看，企业的履约率很高，其中英国的履约率超过99％。在国家层面上，除爱尔兰、西班牙、奥地利、葡萄牙、丹麦外，其他国家都接近于完成目标。
2、芝加哥气候交易所的减排计划
芝加哥气候交易所(Chicago Climate Exchange)成立于2003年。它是全球第一个、也是北美地区唯一一个自愿参与温室气体减排量交易，并对减排量承担法律约束力的先驱组织和市场交易平台。
作为世界上第一个包括所有六种温室气体的排放注册、减排和交易体系，自2003年12月12日开始，芝加哥气候交易所进行GHG排放许可和抵消项目的电子交易。
在芝加哥气候交易所的减排计划中，许多北美公司和其他实体(女市政当局)自愿作出了有法律约束力的减少温室气体排放的承诺，以保证芝加哥气候交易所能够实现其两个阶段目标：在第一阶段(2003-2006年)，所有的会员单位在其基准线排放水平的基础上实现每年减排1％的目标；在第二阶段(2007-2010年)，所有的成员将排放水平下降到基准线水平的94％下。
对每个会员单位来说，他们的排放基准线被设定为1998-2001年期间其年排放量的平均值；对第二阶段的新会员来说，其基准线是2000年的排放量。这些公司可以通过内部减排、从其他面临排放限制的公司购买许可，或者购买满足特定标准的减排项目产生的信用额度来履行承诺。
芝加哥气候交易所开发了一套基于互联网的电子交易平台，供其会员买卖温室气体排放权使用。所有交易都必须通过这个电子交易平台进行。交易的过程和数据由内部系统记录，不对外公布。会员超额完成的减排指标可以储存。
除上述两个交易市场外，世界上还有很多正在运行的温室气体(碳)排放权交易市场，但这些交易市场的规模较小(见表2)。
四、我国的温室气体(碳)排放交易的现状
我国是一个易受气候变化影响的发展中国家。为了应对全球气候变化对我国带来的冲击和影响，我国已先后签署和批准了《联合国气候变化框架公约》及《京都议定书》，并积极采取了一系列有效的应对措施。根据《京都议定书》的规定，中国作为发展中国家，可以清洁发展机制(CDM)为基础，参加以项目为基础的温室气体(碳)排放权交易。由于能源利用效率较低以及对能源需求的迅速增加，决定了在我国实施CDM项目上的巨大潜力。
根据联合国CDM项目执行理事会(EB)的统计，截至2007年12月31日，世界各国在联合国已注册成功的CDM项目总数为890项，其中我国已注册成功的项目为147项，占项目总数的16.51％，仅次于印度(33.82％)，居第二位(见图2)。但由于我国已注册项目的减排量规模普遍较大。因此，在总减排量上，我国以90956948吨c02当量雄居榜首，占全球预期年减排量的48.39％(见图3和表3)。
目前，由于我国从事CDM项目的企业(减排量卖方)大多缺乏足够的有关国外买家(减排量买方)的信息，对国际市场上通行的交易方式、交易价格、交易程序以及交易手续都不太了解，因此导致我国目前的CDM项目减排量交易极为不规范，交易价格大大低于国际市场，使国家和企业利益受损，阻碍了我国排放权交易市场的发展。
五、建立我国碳(排放)交易市场的构想
为了推动我国经济的可持续发展，维护国家和企业的最大权益，我国应积极建设有中国特色的温室气体(碳)排放权交易体系，以适应世界形势的发展。
1、规划中国温室气体(碳)排放交易权框架
国家应通过立法的形式，在中国建立一套完善的碳排放交易框架。从现在着手，建立自己的排放交易体系，获取排放交易的经验，以应对中国未来可能承担的《京都议定书》的义务。
中国的碳排放交易应分为两类，即国内交易和国际交易。国内交易应建立在总量管制和排放交易的市场机制之上。按照国家规划，对各省设置排放上限，各省再将具体额度按规定下发给企业。如果企业的实际排放量超过该额度，需要到市场上购买其差额的排放许可额度。如果不能或不愿购买减排量来弥补超额排放的指标，那就只能选择上缴罚款。国际交易则主要是面向国外购买商交易，开发和提供与芝加哥气候交易所、欧洲排放交易体系等成熟交易所相同的产品，并进行交易。
另外，应建立相关的法律体系，以保证温室气体(碳)排放权交易有法可依，有章可循。同时，通过各项规章制度的制定，有利于创造相对公平透明的交易环境，防止不正当竞争，保证温室气体(碳)排放权交易市场的有效运行。
2、设立温室气体(碳)排放权交易中心
交易中心应具有一定的官方权威性，以保证其能够在结合芝加哥气候交易所和欧洲排放交易体系的优点的基础上进行运作，用市场导向来指导中国的温室气体减排项目实施。通过交易中心的市场化运作，产生并传播温室气体(碳)排放权交易市场信息，使温室气体减排成本最小化，并有效地降低交易费用。
3、市场交易产品 我国温室气体(碳)排放权交易的对象不应仅限于减排二氧化碳。在市场发展的初期，可以借鉴芝加哥气候交易所的经验，将二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化物、六氟化硫等六种温室气体都纳入减排对象。
至于交易形式，在初始阶段，我国应以已获认定的《京都议定书》规定的CDM和JI形式的产品现货形式，即减排信用额。未来可以参照芝加哥气候交易所的期货期权合约，以标准化形式进行产品交易。
4、交易平台
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