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：
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中图分类号： F41661 文献标识码： A 文章编号： 1000176X（2015）09002807
一、引 言
2015年3月，中共中央、国务院的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》提出了28个近期推进电力体制改革的重点任务。其中，最为引人注目的是，将“条件成熟时发展电力期货和电力场外衍生品市场交易”作为完善市场化交易机制的重要举措。以此为契机，本文试图总结全球电力市场化改革的发展进程，全方面提出中国电力市场交易的长远规划及应避免的问题。
回顾过去10年学术界所取得的成就，可以发现，中国学者对电力市场化改革的原因、路径和未来展望均有理论探讨。尤其是在加州电力市场化改革失败，多国发生的区域性大停电、频繁出现季节性供电危机，以及电力现货市场、期货市场联盟的解散或重组等情形出现之后，理论界和实务界围绕电力市场化是否充分有效、市场化改革到底如何进行等话题展开激烈讨论。然而，学术界对全球电力市场化改革的宏观考察相对零散，电力市场化改革的方向和路径尚未形成系统、完整的方案。因此，有必要通过评估全球电力市场化改革的成效及其发展道路，寻找适合中国的可行方案。
评估电力市场化改革的成就并非易事，国外学者也是近十来年才开始深入研究。Steiner[1] 在2001年发表电力市场化改革对国家经济影响的研究，他 通过观察19个经济合作与发展组织的国家电力市场化改革资料，指出电力市场化改革导致电价更低，居民和工业用电在电价和高利用率方面获得双赢。Hattori和Tsutsui[2] 却指出，电力现货市场的开放虽然可以降低工业用电价格，但是家庭用电价格却在上升，发电市场的开放更有可能导致电价上涨。Zhang等[3] 对36个发展中国家的电力工业私有化、竞争和发电商效率进行跨国比较后发现，虽然私有化改革和发电能力的提升对于提高电力工业的效率并不明显，但是引入竞争却是非常有力的措施。Nagayama[4] 利用78个国家的资料，研究了电力市场化改革对电价的影响，指出电力市场化改革不仅没有降低电价，反而推升了电价。Erdogdu[5-6] 对全球92个国家的电力市场化程度进行评估后，指出电力市场化改革的成效很难评价。国家降低输配电的市场占有份额虽然整体上有助于快速推动改革，但不同国家改革道路的不同决定了电力改革的成效迥异，且发达国家的成熟模式不一定是发展中国家借鉴的模板。就连一贯遭受批评的电力国有化和垄断，也有不同的结论。Fiorio等[7] 通过研究15个欧盟成员国电价和消费者满意度，指出公有制并非电力市场化改革的阻碍。
部分国家电力市场化改革未惠及民众，这可能因为改革过程中的具体方向把握不准，或应对方案不足，从而在各种因素的相互作用下抵消了改革所取得的成就。 电力市场化改革并不能复制某一个国家的经验，更不能仅局限于某一个时期，否则，容易出现以偏概全的问题。为此，本文拟以全球电力市场化改革为逻辑起点，以电力市场化发展历史为线索，宏观介绍电力市场化改革所经历的电力现货、电力远期合约和电力期货的发展进程。并以此为基础，评价电力现货市场和期货市场对全球经济发展的影响，从而为政策制定者、学者提供中国未来电力市场化改革方向和路径的经验证据。
二、电力市场化改革：全球趋势
1882年9月4日，世界上第一家发电厂在美国投入商业化运营标志着电力行业的竞争史正式开始。随后，由于经济、技术、政治与社会等方面的综合影响，电力行业在20世纪30年代过渡至垄断经营时代。1982年智利开始进行电力市场化改革，标志着电力行业重新进入竞争时代。1990年以后，以市场竞争为导向的电力市场改革从以英国为代表的欧美国家逐渐扩展至全球。随着电力市场的更加自由化，电力工业改革的推进力度和电力市场化程度不断深入。因此，如何宏观把握全球电力市场化改革情况，将是评价市场参与和电力工业自由程度的关键。
Erdogdu[5-8] 对全球98个国家/地区1990年、2008年和2009年的电力市场改革情况进行了评分。按每个指标1分，其采用了如下8个具体指标来评价一国电力市场化程度：是否有独立的发电厂商；国有电力工业是否企业化；是否制定了电力市场化的法律；发电、输电、配电和售电的分离程度；是否建立了电力市场监管体系；电力工业的私有化程度；是否建立了批发与零售电力市场；用户可否自由选择电力供应商。观察评分指标，本文采用1990年和2009年的全球各国电力市场化改革评分。从全球电力市场化改革现状来看，1990年电力市场化只在少数国家进行，但自此以后，电力市场化仅花费了19年的时间就成为全球化趋势，改革的广度和深度均有快速拓展，主要表现在四个方面：
第一，电力市场化改革呈现出全球化趋势。截至2009年，全球人口的8649%经历电力市场化改革，电力市场化国家GDP的总和占全球GDP的94%。无论从人口数、GDP占比、国家发展状态和各大洲分布情况等方面来看，毫无疑问，这轮改革是全球性的。尽管各国改革的背景、路径和成效不完全一样，但都希望通过改革来提升电力工业绩效，以促进本国或本地区经济社会发展已成为共识。
第二，电力市场化改革呈现区域不平衡性。电力市场化改革在各大洲、各地区之间的发展进度和市场化程度不平衡，非洲和东南亚国家改革进度缓慢。欧洲和大洋洲是电力市场化程度提升最大的两个洲[5-8]。发达国家占多数的欧洲在此轮电力市场化改革中取得了不错的成绩，不仅电力市场化程度的得分达到了738分，且其在这段时间内电力市场化程度得分提升了628分[5-8] 。大洋洲的新西兰和澳大利亚两国由于有电力现货和电力期货市场，其开放程度更快，1990―2009年提升了675分[8] 。
第三，电力市场化改革程度在国家发展水平上具有差异性。发达国家的电力市场化基础高于发展中国家。2009年发达国家最后的电力市场化程度平均得分达到了696分，而发展中国家为525分。但毋庸置疑，发达国家和发展中国家的提升程度均较快，分别提升了623分和397分。不过，发达国家和发展中国家的电力市场化程度差距仍然较大。 ，相差至少是1―2个指标分数。
第四，电力市场化程度与经济发展水平呈正相关性。通过观察98个国家/地区1990年和2009年电力市场化程度与经济发展水平之间的多项式回归拟合模型的结果可以看出， 。图1是人均GDP对电力市场化程度的拟合模型，由拟合模型可知，经济发展水平推动电力市场化改革。 与1990年相比，2009年各国经济发展对电力市场化的影响程度更高。观察不同国家电力市场化程度对人均GDP影响的拟合模型可知，电力市场化又作用于经济发展，当电力市场化程度低，电力工业的效率跟不上经济发展的速度，甚至阻碍经济发展时，国家开始进行电力市场化化改革；随着电力市场改革程度的深入，能源供应和分配效率提高，电力工业在可能的限度内就开始促进经济稳定增长。与1990年相比，随着多数国家进行市场化改革，2009年各国电力市场化程度差距也逐渐增大，由此造成电力市场化程度对经济的影响更加强烈。
图1 人均GDP对电力市场化程度的拟合模型 图2 不同国家电力市场化对人均GDP的拟合模型
电力市场化改革浪潮席卷全球，改革也不断深化。基本结论是，经济社会越发达，电力市场化改革程度越高；反之，电力市场化改革程度越高，对经济社会发展的促进作用更明显。这其中隐藏的基本逻辑是：电力工业属于关系国计民生的基础产业，在经济社会发展到一定阶段以后，电力行业的垄断经营模式对经济社会发展的阻碍作用日益显现，各国均希望通过电力市场化改革提升电力工业绩效，继而促进经济社会发展。
三、电力市场化改革：从现货市场入手
与电力市场化改革相伴，以电力为交易对象的现货交易开始出现，并逐渐演变成专门交易的电力现货市场。学者们对电力现货市场是否部分或全部包含日前市场、日内市场和实时市场有不同表述。但现货市场以零售市场和批发市场为基本内容，是学界普遍接受的观点。本文在此基础上，以电力现货交易场所作为评价电力现货市场存在与否的关键指标。若一个国家/地区建立了电力现货交易为目的的固定电力交易场所，则认为该国/地区存在电力现货市场；若仅开始进行电力现货交易，但没有固定的电力现货交易场所，将不纳入本文的现货市场研究范畴之中。
1市场概览
截至2009年，全球共有52个国家建立了以固定的交易场所为标志的电力现货市场，占全球国家总数的24%[5-8]。就现有资料来看，尚有大量国家正在筹建电力现货市场。究其原因在于，这些国家的电力市场化改革还在不断调试和完善之中，竞争性电力市场主体尚未形成，电力现货交易量小，电力现货市场还需培育。
2市场特点
第一，电力现货市场是电力市场化改革发展到一定阶段的客观要求。根据Erdogdu[5] 的研究，建立了电力现货市场的国家/地区，电力市场化改革得分普遍较高。这些国家在2009年的平均得分为690分，表明市场化程度较高。
第二，全球电力现货市场呈现多样性。一个国家可以有多个电力现货市场，多个国家/地区也可以共享一个电力现货市场。前者例如美国，其在全国范围内拥有电力现货交易场所达十多个。后者例如挪威、瑞典、丹麦和荷兰等欧洲国家，他们共用北欧电力市场，澳大利亚和新西兰也共用电力现货市场。还有一些国家/地区既有国内的电力现货交易场所，也参与其他国家/地区的电力现货市场交易，例如英国。
3问题分析
电力现货市场在促进电力交易的同时，面临着电价波动性大、市场操控和合约期限过短等方面的缺陷。
第一，电价剧烈波动问题。以澳大利亚为例，该国建立电力现货市场以来，电价波动十分巨大，最低价和最高价的价差可达百倍。事实上，澳大利亚电力现货市场的价格剧烈波动仅是全球范围内电力现货市场价格剧烈波动的一个缩影。电力现货市场之所以出现如此巨大的波动，其本质原因在于电力商品的不可有效储存性。因此，这就需要电力供需保持平衡，而电力供需不平衡是电力工业的常态，由此两者呈现出不可调和的矛盾。这就形成了电力现货价格随着供需变化而变化，随供需矛盾加剧而呈现出价格剧烈波动的现象。当某一时刻的电力供给大于电力需求时，电力现货价格将会面临“悬崖式”下跌；当某一时刻的电力供给无法满足电力需求时，电力现货的价格将会急剧上升。电力现货市场价格的剧烈波动将使电力市场参与者面临巨大的风险，使得电力市场参与者没有稳定的预期。
第二，市场力问题。电力现货市场的市场力是指电力现货市场主体在交易中抬高价格的能力。以美国加州电力市场为例，安然公司利用市场力操纵市场，抬高价格，导致发电成本激增，投资者大量离场，市场流动性缺失，电力市场崩溃。同时，电力刚性需求弹性小的特征容易使发电企业通过增强市场力以获得额外利润。事实上，大型发用电企业由于拥有大量发电资源或用电需求而具有强大的市场力。一旦现货市场主体市场力强大到一定程度，电力市场资源配置和价格反映供求关系的有效性就会遭到破坏。
第三，合约期限过短问题。电力现货市场的 包括日前市场、日内市场和实时市场，这些市场的共同 特点是电力现货交易期限与实物交割期限之间的时间间隔均较短。这种交易机制的好处在于，能够运用价格机制较为客观适时地反映电力的供需状况。但是，这也同时使电力市场参与者控制风险的能力明显降低。原因在于，在特定时间范围内，电力供需具有刚性和电力不可储存性，这就导致电力生产者或需求者为了在短时间内获得电力电量平衡，不得不接受较高或较低的电价和其他不合理条件。因此，交易当事人不仅不能在交易之前获得稳定的预期，更不能通过一定的方式将相关风险予以锁定或转移。
电力现货市场作为电力市场化改革的第一步，虽然具有诸多缺陷，然而随着市场化改革程度的深入，电力市场化改革必然寻求其他交易机制和交易办法，以克服电力现货市场存在的问题，确保电力交易正常进行。
四、如何解决问题：引入电力远期合约
电力现货市场促进电力交易的同时，面临着自身难以克服的问题。基于此，一些国家/地区探索另外一种与现货市场不同的交易机制与交易模式，由此，电力远期合约市场作为克服电力现货市场问题的交易机制应运而生。
电力远期合约，是一种通过双方约定，于未来某一确定时间以约定的价格买卖特定数量电力商品的合约。卖方承诺在未来某个时期以合同约定的价格和数量向买方提供电能，买方承诺按事先约定的价格支付相应的购电费用。与电力现货合约相比，电力远期合约不仅期限大大长于电力现货合约，而且协议的内容具有较强的灵活性，由买卖双方自由协商确定。
1市场特点
电力远期合约交易基本上实行场外交易，存在双方自由协商和隐秘性特点，它不具有与电力现货市场固定的交易场所一样的明显标志性和规整性。这由此给本文考察全球电力远期合约市场带来了现实的困难，尽管如此，笔者力求对全球电力远期合约市场进行探索性考察。纵观全球电力远期合约市场的结构，可以发现如下特点：
第一，电力远期合约与现货市场之间并不存在完全对应关系。但一般而言，存在电力远期合约的国家和地区均普遍存在电力现货市场，且电力现货市场与电力远期合约市场并存与运行。例如英国最初的电力现货市场是以电力库的形式存在，2001年引入远期合约交易，数据显示，该市场电力交易的80%―90%以远期合约的形式进行交易。尽管远期合约市场占比较大，但英国的电力现货市场并没有废止，而是同时并行运转，存在着日前市场和实时市场。北欧电力市场是一个包含电力远期市场和电力现货市场的多国家电力市场，其最初以电力现货市场形式存在，在1993年开始出现电力远期合约。目前，该市场的电力现货交易量占全年销售电力的1/3，远期合约交易量占2/3。澳大利亚电力市场也兼具电力远期合约和电力现货合约。
第二，电力远期合约出现在电力现货合约市场之后。作为第一个跨国市场，北欧电力市场于1993年才开始出现电力远期合约，而在此之前电力交易主要是现货交易。美国的加利福尼亚、宾夕法尼亚、新泽西州和马里兰州，在1998年第一次出现以电力批发竞价市场形式存在的电力现货市场。这几个市场中的买卖双方发现，以卖方提供供电量价格曲线与买方提供需电量价格曲线而形成的曲线交点决定每日电价的竞价方式不科学，难以保障合约的及时履行，后来这几个州均出现了电力远期合约交易。在澳大利亚，以批发电力形式存在的电力现货合约交易，也是先于电力远期合约交易出现[9] 。
2存在价值
电力现货市场存在价格剧烈波动性、市场操纵性和时限较短性等问题，不能完全满足电力市场主体的现实需要。因此，各国试图引入电力远期合约市场交易模式，消解电力现货市场存在的问题。这是电力现货市场向电力远期合约交易过渡的原动力，也由此引发对电力远期合约市场优势的思考：
第一，有助于克服现货市场的价格剧烈波动性。之所以电力远期合约能在一定程度上克服价格剧烈波动，这是由电力远期合约的交易机制所决定的。电力现货市场的合约期限均较短，北欧电力现货市场以一个小时为竞价时段，如此短的合约期限无法发挥规避电价风险的功能，反而会滋生大量投机。与此相反，电力远期合约的期限是由电力买卖双方自行协商，由于预先设定了买卖双方的交易价格和交易量，提高了电力需求弹性，从而减缓电价波动的幅度和强度[10] 。
第二，减缓现货市场的市场操纵力。电力远期合约能够削减大型发电企业的市场力，有效促进市场竞争并提高电力市场效率。 例如美国加州、新英格兰和美国PJM电力市场1999―2000年的数据显示，远期合约增加了电力需求弹性，减少了企业的市场操控力。澳大利亚国家电力市场1997年5月1日至8月24日的经验数据也显示，远期合约大幅度降低了市场价格，这由此降低了发电商因为操纵市场获得的利润。 除此之外，电力远期合约对发电厂商的策略和合谋行为也发挥了重要的抑制作用，这再次促进了电力市场的公平竞争。
第三，为规避市场风险提供多元化的选择。电力现货市场交易通常采取的是格式化合约，该种方式虽然能够提高交易的效率，降低交易成本，但是固定的合约无法满足电力市场参与者多元化的需求。这就决定了交易双方根据各自的需求进行谈判，并对电力买卖量、买卖价格、电力等级、合约期限和买卖双方权利义务等事项进行自由约定。在充分评估未来市场风险的情况下，买卖双方预先签订公平的电力合约，为防范交易风险提供了可能。
3缺陷分析
电力远期合约在克服电力现货市场缺陷方面的确具有优势，但与此同时，也存在自身无法克服的缺陷。突出表现在：
第一，电力远期合约流动性差。在改变电力现货合约格式化之后，电力远期合约面临的又一大问题是电力远期合约的流动性差。电力远期合约根据双方协商签订，合约的任意性大，合约与合约之间差异性大，缺乏标准的合约格式。对于买方而言，要买到满意的电力远期合约很困难。况且即便有符合买方需要的电力远期合约，基于对合约中的义务方的不了解，买房也无法放心购买[11] 。因此，买卖双方之间的合同转让的概率不大，而即使获得双方在谈判上的相互妥协，消耗的时间周期也较长、交易成本高。
第二，信用风险问题。电力远期合约使买卖双方自行商定合约内容，第三方机构无法介入其中进行信用担保，从而导致远期合约的信用问题突出。这就可能造成，电力远期合约的违约成本相对较低，当电价剧烈波动时很可能导致部分合约违约。
第三，电力远期合约的价格执行力较差。从电力远期合约的交易实践看，远期合约有单向差和双向差两种。无论哪一种，电力远期合约均不可避免地以实时市场的交易价格为基础，对买方和卖方进行亏损性补偿。例如澳大利亚电力市场采取的电力差价合同即是例证，实践证明，不仅履约能力无法保障，而且由于实时市场的价格与预期价格差异较大，违约情况也时有发生。
第三，改善信用风险。电力期货交易实行的是每日无负债交易模式，每日交易结束后，交易所按当日各合约结算价结算所有合约的盈亏、交易保证金及手续费、税金等费用，对应收和应付的款项实行净额一次划转，相应增加或减少会员的结算准备金，这有效地避免了电力现货市场和电力远期合约市场存在的信用风险。
第四，增加流动性。电力期货交易的对象为标准化的合约，一般来说，除价格条款外，期货合约的所有条款都是预先规定好的，这有利于吸引更多的投资者参与期货交易，且其交易便捷、转手容易、交易成本低，因而流动性更强。
六、中国电力市场化改革战略
为评估全球电力市场化的改革现状，本文梳理出中国电力市场化改革战略的脉络。 电力现货市场的设立是电力市场化的关键阶段，但其风险需要电力远期合约和电力期货予以控制。中国虽然在2009年的全球评分中处于中等行列，但与发达国家相比差距还比较大。从关键指标来看，中国目前的电力工业民营化程度不高、批发与零售的现货市场缺失、用户可供选择的电力供应商有限。因此，中国应当如何正确看待电力市场化改革，电力市场化改革对经济发展有何影响，如何采取关键措施推动电力市场化改革呢？为此，本文借助全球98个国家/地区的电力市场化数据，构建了回归分析模型，回归分析结果如表1所示。
如表1所示，分别将电力市场化开放程度评分、人均GDP对数作为因变量，并分别以是否用2009年和1990年对比设置了两个独立的模型。市场开放程度模型显示，2009年的市场化程度更高，比1990年平均增加了574分；发达国家的评分比发展中国家更高；电力现货市场和电力期货市场的设置有利于显著提高电力市场化改革程度。2009年的模型显示，当今世界主要国家的经济发展水平，显著影响了电力市场化程度，且建立现货市场对评分的影响更加显著。人均GDP模型显示，电力市场化程度有利于提高人均GDP，电力现货市场的设立对于解释经济发展水平也有显著影响。
上述分析结论对于中国电力市场化改革的未来走向具有指导性作用。前文的论证表明电力市场化改革并非一蹴而就，中国需要一个中长期规划，电力市场化改革需从发、输、配、售四个环节分离垄断性业务，从竞争性环节中造就多元化的竞争主体入手，最终建立电力现货和期货市场。观察各国电力市场化改革的基本步伐后可以发现，全球52个国家/地区从推行市场化改革到电力现货市场的建立，大约平均需要12年的时间，从电力现货市场的建立到13个国家设立电力期货市场，平均也仅需要4年的时间。因此，本文提出中国未来20年的中长期规划方案：
第一步，逐步放开发电市场和售电市场，形成多元化的发电和售电市场主体，为电力竞争机制的形成创造基本条件。这是电力市场化改革的初级阶段，年限需要根据市场化放开程度而定。
第二步，建立电力批发和零售等现货市场，创造日前/实时竞价交易平台。这是市场化改革的中级阶段，可以在初级阶段条件允许的情况下适时开展。如前文所述，电力现货市场是各国电力市场化改革的关键步骤，全球拥有电力现货市场的国家的市场化平均分为690分，有41个具有现货市场的国家在7分以上。因此，中国的市场化改革务必设立电力现货市场，否则电力市场化改革将仅仅是口号而已，各类型用户将无法选择到自己满意的供电商，也无法形成有序的市场竞争。在发展电力现货市场的同时，需要稳步开展电力远期合约交易，体现购售电双方意愿，形成长期稳定的双边市场交易模式和现货市场与远期合约的良性互动。
第三步，建立电力期货市场，与电力现货市场配合共同为电力工业竞争和良性发展创造条件。这是市场化改革的高级阶段，具体时间规划需待电力现货市场建立和成型之后再定。电力期货市场所具有的套期保值和发现价格功能对于保障大中型用户群公平用电至关重要。电力现货市场的服务对象主要是小型和散户用电群体，在方便快捷、公平竞争方面具有较大优势。如果在信用保障和法律监管体系尚能充分适当，电力现货市场也可服务于大中型用户群体，但法律和监管机制必须严格。总之，电力现货和期货市场本身所具有的不同功能，对于推进中国的电力市场化改革可谓相得益彰。 参考文献：
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中图分类号：TM- 9 文献标识码：A
一、引言
2015年3月15日，国务院下发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》的9号文（简称“9号文”），明确了的新一轮电改将在“放开两头，管住中间”的思路下构建真正有效的电力市场机制。售电侧改革被认为是本轮电改新方案的最大亮点，是“构建有效竞争的市场结构和市场体系”的重要环节。售电侧改革作为“两头”之一，在整个电力体制改革中有着举足轻重的地位，其是否成功将决定新一轮电力体制改革的成败。而电力交易机构中心枢纽功能的发挥对于新型售电主体能否最终进入售电侧市场、能否有效开展售电业务、能否真正形成竞争性市场等方面起着重要的作用。
二、实施背景分析
（一）新电改要求售电侧放开
售电侧放开对国家电网公司的影响较大，一是，企业的功能发生根本性转变。二是，企业的盈利模式发生根本改变，电网企业运营模式不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。三是，企业交易模式发生根本性变化，由电力企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构的独立运行，承担交易平台建设、运营和管理等。四是，业务重点发生根本性转变，主要现在电网规划更多由政府主导、电网运行的操作模式更为复杂、电力营销竞争性加剧、电力交易主体增多等。五是，管理重心发生转移，盈利导向转为成本导向、降本增效成为重点。
（二）售电侧放开对电力市场交易提出的新要求
售电侧放开在对国家电网公司产生较大影响的同时，也对电力市场交易提出了更多新要求，如面对大量涌入的售电主体，必然改变原有的市场成员管理模式，需要重新设计优化电力交易业务，需要将由电力企业承担的交易业务与其他业务分开，实现交易机构的独立运行，共筑公平竞争和谐有序的交易局面。
三、研究内容
（一）电力交易业务的更新设计
1.电力交易业务变化重点分析
经过深入对比分析，新电改后电力交易机构的业务将发生较大变化。市场构成由原来的单一中长期市场转变成中长期市场和现货市场。市场模式由原来的分散式转变成分散式和集中式两种模式。市场体系由原来两家大电网公司各自分级管理转变成为区域和省（区、市）电力市场，市场之间不分级别。新业务需要支撑多种类型的市场成员及其多种交易需求；新业务需要支撑双边协商、集中竞价、挂牌等多种交易方式；新业务需要支撑电力直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易、辅助服务交易等多种交易；新业务需要支撑多种交易计划的编制（包括月度、日前、日内等）；新业务需要支撑多种交易合同的编制与签订；新业务需要支撑面向多元主体的交易结算；新业务需要支撑各类交易主体相关信息的。
2.业务更新设计
根据售电侧放开对省级电力市场交易的新要求和省级电力交易机构自身定位，勾勒国家电网公司省级电力交易机构业务蓝图。主要分为核心业务和支撑业务，其中核心业务包括市场成员管理、交易组织、交易合同、交易计划、交易结算、信息；支撑业务包括电力交易平台、电力电量平衡分析、市场评估分析、服务窗口管理、市场建设与规则编制、风险防控等业务。电力交易机构业务蓝图见图1。
（二）构建相对独立的电力交易机构
1.功能定位变化分析
改革后电力交易机构作为一个相对独立的机构（国家电网子公司或分公司形式）不以营利为目的，在政府监管下为市场主体提供规范公开透明的电力交易服务。交易机构主要负责市场主体注册和相应管理、市场交易平台的建设、运营和管理，其中包括市场运营分析、披露和市场信息、提供结算依据和汇总电力用户与发电企业自主签订的双边合同。
2.构建相对独立的电力交易机构
（1）确定组织形式
《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》中明确电力交易机构组织形式为电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等三种组织形式。电力商品的特殊属性决定了交易机构与电网经营企业存在着天然的联系，电力交易机构与调度中心之间须密切配合，因此建议采用电网企业子公司的组织形式。电网经营企业子公司的组织形式具有组建相对容易、运营成本较低、确保中立和降低交易成本，加快改革进程等诸多优势。
（2）组织机构建设
Abstract:This article analysis the reasons that AEEM partially substitute the traditional market through introducing the building process of AEEM. This article also tells us the reason why AEEM has been successfully established, developing and growing rapidly,mainly due to the strong involvement of local government,taking advantage of information superiority from the Fruit Association of China, reasonable development and innovation of the market functions.
Key Words:resource allocation,Pareto improvement,case study
中图分类号:F830文献标识码:B文章编号:1674-2265(2010)06-0018-04
一、引言
传统的苹果交易市场受地域差异大、信息不对称、结算手段落后、小户分散经营等多种因素影响,一直处于低效运行状态。在苹果交易量日益扩大且逐步与国际市场接轨的实现条件下,传统的苹果交易模式在市场规模扩张中的阻碍作用越来越突出,亟待搭建更加公平有效的市场平台,为交易各方在畅通销售渠道、质量标准认定、交易过程简化、结算安全便捷等方面提供立体化服务,从而有效降低交易成本、减少流通环节、稳定交易价格、增加销售利润。山东省栖霞苹果电子交易市场就是基于这种需求下搭建的具有先进、安全、稳定、高效的市场交易平台,是中国第一家苹果现货电子交易市场,也是目前国内实力最大、投入最多、起点最高的苹果电子交易平台之一。它依托栖霞苹果产区的资源优势,整合大量分散的苹果信息资源,用标准化、透明化的方式为交易各方提供公平的电子竞争平台的同时,拉动相关物流、仓储等行业的快速发展。它的建立,不仅为苹果市场的规模扩张提供了高效可靠的平台,也为农产品品牌的打造、农民增收、企业增效等起到了很好的示范作用。
二、市场形式安排和效率方面的理论与文献
关于不同经济模式下市场的安排和结构应该以何种形式存在才能发挥最大效率问题,一直都是理论研究和讨论的热点问题。王俊豪认为,只有在合理的市场结构下,才能充分发挥市场竞争在优化配置与有效使用社会资源方面的基本功能。因此,市场结构的合理性,在于它是否能确保交易各方的有效竞争。他认为,在目前情况下,应该根据各产业群的不同特征,设计与之相适应的多元市场结构和形式,为市场竞争创造条件。吴易风等人对国际国内市场分析后认为,在现实经济活动中,完全竞争状态的市场是不存在的,经济主体和市场运行机制受到资源配置方式、信息、制度、有限理性等多种因素的制约,帕累托最优效率的实现不具有现实性,只能根据现有的客观条件对市场进行帕累托改进,达到效率提升目的。在此认识的基础上,卢现祥对目前市场中普遍存在的低效问题进行了研究后认为,解决市场运行的低效问题,应该充分发挥政府增进效率,促进公平,保持稳定的经济职能,通过政府的政策引导和扶持,促使市场结构优化和功能完善。张培刚则从信息对称角度对市场的低效性进行了分析,他认为,在市场经济条件下,不完全信息使价格机制的真实信息表现得不充分,限制了经济主体的理性,使经济主体的行为偏离资源的优化配置。并且,不完全信息会使政府干预的决策过程受到限制,做出不利于资源优化配置的决策,从而弱化市场效率。因此,市场结构和市场功能的改进方向应该向完全信息的生产和收集转化。
显然,传统的苹果交易市场受区域分割、信息分散等原因限制,效率较低,存在较大的帕累托改进空间。山东栖霞苹果电子交易市场建立在信息收集全面性、市场竞争的充分性、制度安排的合理性等方面比传统市场有了较大的提高,是目前条件下帕累托改进的最优形式。
三、栖霞苹果电子交易市场的产立和发展
(一)栖霞苹果电子交易市场产生的背景
栖霞苹果具有悠久的栽培历史,特别是改革开放以来,历届市委、市政府立足山区优势,大力开发荒山,号召和引导广大农民发展生产,全市果业生产规模迅速扩大。栖霞苹果在国内的影响力越来越大,不仅畅销国内,而且远销至东南亚、欧美、中东的30多个国家和地区。全市苹果年总收入近30亿元;农民经济收入的80%来自于果业,果业已成为全市农村经济的支柱产业。然而,传统的苹果购销方式,在信息、结算、储藏、降低果农果企经营风险等多方面难以作为。
随着全球经济一体化进程的日益加快,互联网技术的不断发展,电子商务保持了高速的增长势头,电子市场作为其主要分支也日新月异的成长起来,这为苹果电子交易市场提供了良好的机遇。特别是上海和深圳两个证券交易所,上海、郑州、大连三个期货交易所以及大豆、大蒜、棉花等多个现货交易市场的成功运作为栖霞苹果电子交易市场的设立提供了可借鉴的经验。
(二)栖霞苹果电子交易市场的建立
栖霞德丰食品有限公司拥有十多年的苹果交易经验,作为一个市场参与者以其切身感受和灵敏的商业嗅觉发现了苹果电子交易市场这一机遇,并于2007年开始筹建苹果电子交易市场。但建设初期,栖霞德丰食品有限公司遇到了多重困难。一是政策不熟悉。德丰食品有限公司作为一个果品经销单位,对于电子市场需要遵守的政策法规几乎一无所知。二是资金缺口较大。建设一个电子交易市场需要有场地、设备、软件等,这些都需要庞大的资金投入,而靠德丰食品有限公司自身的经济实力难以完成。三是市场推广难题。苹果电子交易市场作为新生事物,其迅速发展壮大需要借助强有力的推广平台,而栖霞德丰食品有限公司作为一个县域企业,其推广的权威性和可信度明显不够。
针对这种情况,地方政府在政策扶持、资金协调、增资扩股和权威部门介入等方面给予了及时帮助。一是政策援助。在地方政府的协调下,市经贸委、工商局、法院和公安等部门对电子交易市场设立的程序、涉及法律等问题等进行了解释,而且对苹果电子交易市场的建立进行了法律许可的政策倾斜。二是资金协调和增资扩股。为解决资金缺口问题,栖霞市政府努力从山东省发改委为苹果电子交易市场申请到200余万元的项目补贴资金的同时,协调银联担保有限公司和烟台蛇窝泊果蔬有限公司先后投资入股,电子交易市场资本规模迅速扩大。三是权威部门的介入。在地方政府的协调和推荐下,中国果品流通协会作为投资者也参与其中,它的介入,使栖霞苹果电子交易市场的权威性、知名度明显提高。
(三)栖霞苹果电子交易市场的经济和社会效应
栖霞苹果电子交易市场自2008年正式建立以来不到一年时间便迅速发展壮大。2008年9月份开市交易时,苹果的日均交易量仅为1万吨左右,平均日交易额在4000万元左右。到2009年底,市场共在北京、上海、重庆、广州、东莞、武汉、南京、沈阳、太原、成都、济南等地建立分支机构营销网点120家,开发企业会员1000余家、个体会员4500余人,2009年交易量356万吨,实现交易额212亿元。2009年,栖霞苹果电子交易市场全年实现手续费收入5340万元。
栖霞苹果电子交易市场的建立,不仅为苹果交易市场拓展了现货销售和采购渠道,降低了交易成本,提升了市场效率,而且电子市场在充分竞争中形成的市场价格信息为生产者的生产安排和投资者的投资预期提供了参考和依据,从而有效降低了行业风险和投资风险。此外,苹果电子交易市场的日益壮大,还带动了运输、贮藏等相关行业的快速发展。
四、比较优势:电子交易市场对传统市场的替代
虽然苹果电子交易市场和传统的苹果交易市场都属于现货交易市场,但与后者相比,电子交易市场将空间分散的单个市场连接在一起,通过合理的制度安排,实现了物流、商流、信息流、服务流的高效衔接,具有传统市场无法比拟的优势(如表1)。一是信息优势。电子交易市场将全国大部分分散的苹果交易价格等信息在一个平台上予以公开,便于交易各方随时把握市场动态,通过对比和分析,对生产、购买和投资等市场行为进行合理的安排。二是成本优势。电子交易市场不需要交易各方有固定的交易场所,也不需要租摊等费用,同时还能节省远距离竞价成本。三是规模优势。由于市场的一体化和合理的制度安排,电子交易市场将更多的交易者和投资者引进市场,带动交易规模的迅速扩张。四是安全高效优势。在公开、公平、公正的交易原则下,所有苹果电子交易参与者本着时间优先、价格优先的交易秩序通过网络平台实现苹果交易,增加了交易透明度,形成的价格信息更加准确和真实,对交易各方的风险规避具有参考作用。另外,在严格市场准入和保证金制度下,电子交易市场超越地域限制实现了远距离交易,大大提高交易的效率。
五、帕累托改进的起点与动力:地方政府的权威
在栖霞苹果电子市场筹建初期,作为发起人的栖霞德丰食品有限公司虽然拥有十多年的苹果交易经验,而且属于农业产业化龙头企业,但最终因政策、资金和市场推广等问题,电子市场并未如期顺利建立。苹果电子交易市场作为新生事物,预期风险难以把握,大部分企业不愿意涉足其中,电子市场自主增资扩股存在困难,加上银行对新生事物的慎贷心理,电子市场的资金缺口难以解决。栖霞苹果电子交易市场虽然也是从事苹果现货交易,但市场形式与传统市场完全不同,政策法规也大不一样,急需其它部门提供政策和法律援助。在苹果电子市场的起步阶段,大部分交易者缺乏对相关信息的了解,而且存在不信任感,需要借助权威部门有扶持和推大。政府作为市场的主要培育者和维持者,在目前国家大力发展农村经济的情况下,理应通过其权威性对苹果交易市场发起中存在的上述困难予以帮助和解决。事实上,在栖霞市政府大力协调下,市经贸委、工商局、法院和公安等部门对电子交易市场设立的程序、涉及法律等问题给予了援助;向山东省发改委申请苹果电子交易市场项目补贴资金200余万元,协调银联担保有限公司和烟台蛇窝泊果蔬有限公司先后投资入股,极力推荐中国果品流通协会作为投资者也参与其中并负责信息的传播与推广。可见,在地方政府的介入和协调下,电子交易市场组建中的政策问题、资金问题和市场扩大问题得以解决,为电子交易市场资源配置的帕累托改进提供了条件和动力。
六、信息对内整合与对外扩散:中国果品协会的行业优势
电子交易市场的最大优势是突破地域限制,实现信息共享。而要真正实现这一点,首先必须要有足够多的交易者进入市场参与竞争。栖霞苹果电子市场成立之初,大部分交易者对市场的设立、交易形式和规则等方面并不了解,对电子市场的权威性存在质疑,进入电子交易市场的积极性并不高,苹果电子市场迅速发展壮大的存在困难。中国果品协会作为投资者进入市场后很好地解决了这一问题。它依靠在果品行业组织的权威性,充分利用其信息量最大、连接区域市场最多、信息扩散能力最强的枢纽组织优势,将栖霞市苹果电子交易市场基本情况及相关信息予以整合,并迅速推介给各区域市场,通过对苹果电子交易市场优势的大力宣传,鼓励和吸引各地生产者、购买者和投资者进入市场开展交易,极大程度地活跃了市场气氛,增加了电子市场的物流和资金流的同时,也实现了市场效率提高和交易者利益最大化目标。
七、功能拓展与创新:电子交易市场的扩张动力
苹果电子交易市场建立后,要得到稳定持续发展,必须依靠自身优势进行功能拓展和创新。电子交易市场虽然通过电子平台把分散的市场连为一体,但也出现了标准不统一、品质差异鉴别难、资金结算安全等问题。为此,栖霞市苹果电子交易市场投入大量人力物力,经深入调查和充分研究后,首先确定了统一的《无公害套袋富士苹果》质检标准DB370686/T0
03-2008,从外观等级、卫生指标、检验方法、包装以及存储运输等九大方面的进行了规定,填补了目前国际上苹果标准的空白。为体现苹果产地质量差别,电子交易市场采取了交割时不同产区苹果在盘面价格上加减升贴水的方式,实现了不同产地不同品质下的价格差别。如山东出产的苹果由于品质好于平均水平,交割时需在电子交易中所形成的全国统一价格的基础上多付市场统一规定的升水价格;在交易结算方式上,电子交易市场通过工商银行和中国银行开展第三方存管业务方式,实现了资金的安全便捷交易。
八、结论与启示
栖霞苹果电子交易市场是在苹果交易量日益扩大并与国际接轨情况下催生的新型的苹果交易市场,它通过先进技术的应用和合理的制度安排,实现了物流、商流、信息流、服务流的高效衔接,在信息、成本、规模、安全高效等方面具有传统市场无法比拟的优势。
栖霞苹果电子交易市场成立过程中,在缺乏政策指导和扶持、资金短缺和市场推广难等情况下,政府的介入,不仅为电子市场的设立提高了权威性,也为电子交易市场资源配置的帕累托改进提供了条件和动力。
栖霞苹果电子交易市场之所以能迅速发展壮大,离不开中国果品协会的大力推介与信息扩散。通过中国果品协会对苹果电子交易市场优势的大力宣传,鼓励和吸引各地生产者、购买者和投资者进入市场开展交易,极大程度地活跃了市场气氛,增加了电子市场的物流和资金流的同时,也实现了市场效率提高和交易者利益最大化目标。
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2015年“中发9号文”下发以来，我国电力市场快速发展，逐步建立了公平公正、有效竞争的市场格局。在电改政策“管住中间、放开两头”的要求下，发用电侧迎来在重大机遇，市场优化资源配置的能力得以充分体现，电力体制改革向纵深发展。售电侧市场作为电力体制改革的重要组成部分之一，其放开程度和参与模式对电力市场存在着较大影响。所以，探索建立一个适应售电侧市场放开环境下的电力交易市场，适时调整市场模式及运营机构职能，在当前电力体制改革进程中十分紧要。
1交易影响分析
1．1电力交易机构功能转变
首先是运作模式的改变，由“相对独立”的电力交易机构转变为“独立规范运作”，这就意味着电力交易机构不得再依附于电网企业，而是以股份制公司的模式运作。其次是机构职能出现了改变，售电市场放开，交易机构将承担更多的电力市场监督作用，负责实施售电市场风险管控、对售电企业的交易行为进行监督。最后，电力交易机构的业务模式发生改变，对于电力交易机构而言，由于售电公司的参与，批发零售市场出现鲜明的分界，业务流程、工作界面需要重新界定。
1．2分析电力市场的全新格局
一是具有售电资质企业在一定程度上不断增加，对以往的市场格局开始进行相应的打破，目前单边市场已经向双边市场进行逐渐的转变，同时电力交易存在着复杂化的特点。二是具有着显著的竞争，使其现货市场不断的加快。三是要对市场模式进行创新，通过对差价合同的新型集约化模式进行不断的创新，将会对原来市场模式带来一定的冲击，这个影响是比较大的。三是新电改的出现，对原来电力市场的限制因素进行打破，同时原来市场的机制也存在较大的变化。
2现阶段电力市场交易过程中更新路径探究
2．1不断创新管理比较关键的环节
通过融合售电市场的管理，其中不仅包括售电企业以及相关发电企业注册，还有电力市场在交易过程中的计量方式，同时也包含市场经营中的额主体以及相关用户等部分入市企业和组织等，还能在一定程度上从市场准入制度分析，结合注册等一系列方式促进所有环节之间的联系，建立相对来说比较系统化的制度方式。通过科学研究现阶段电力市场在经营中的主体，要求其书写相应的承诺书，之后进入到公示环节中，在达到相互认可之后，便可以将其直接的上传到电力市场的准入名单之中，并且还需要对其做出及时更新，保证其售电组织和用电大户之间交易的透明化。
2．2对电力市场交易过程中的管理进行不断提高
对于电力市场而言，交易组织部门主要负责的就是对电力实施相应的管理以及交易，其中还需要做到平台建设和市场交易监督管理等，交易管理则需要根据相关的规则进行，在交易平台的帮助下就能保证不同电力交易工作的有效实现，在交易管理的过程中应该对以下方面引起高度的重视，一是现货交易市场通常情况下是进行调度组织管理的，因为调度组织具有技术方面的优点，能够更好的去保证电力市场交易过程中的安全性。二是根据其具体的交易方式来对交易组织进行确定，交易方式主要是包括了双边和集中竞价交易等，双边交易可以充分的调动电力市场经营逐渐间存在的灵活性，在此基础上对其交易的价格作出最终的确定，完成共识前是需要经过电力交易机制作出最终的审批，从而得到电力市场的最终交易结果。对于集中竞价贸易而言，其方式可以在交易平台的帮助下，不仅能确定电量，同时还能确定其价格，其挂牌交易的形式也可以在电力交易平台上进行，这样能够及时的了解电力需求或者供电信息及时，通过市场交易机构来对其最终的结果进行确定。
2．3对电力市场交易合同要进行科学合理管理
一．引言
电力市场化改革在国外已经经历了十年多的实践，在国内也进行了三年多的试点实践。目前，英国的电力市场在运行了八年之后，正在针对发电公司市场控制力太大而出现的投机报价问题，进行第二阶段的改革；美国加州电力市场因缺电导致电价急剧上扬，出现了二次世界大战后的第一次分区停电，美国联邦政府正在提出补救措施，并修改竞价模式和规则；我国是发展中国家，前十几年，为了解决严重缺电的局面，我国实行了“集资办电”的政策，从而形成了许多产权多元化的新电厂。由于新电厂还本付息的缘故，其电价远高于老电厂，且电网公司对这些电厂在还款期内承诺了发电利用小时数和上网电价。由于上述原因，我国的发电市场竞价规则绝不会向国外的那么简单。本文结合我国电力工业的现状，借鉴国外的电力市场运行经验，对我国电力市场竞价模式和规则设计的基本原则、发电侧电力市场价格机制、期货市场与风险管理、省级电力市场竞价模式、区域电力市场竞价模式、电力市场中的“期货交易市场、日前交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题、电力市场技术支持系统的建设问题等，进行了深入的分析与研究。提出了适合中国国情的电力市场建设的若干建议。
二、电力市场竞价模式和规则设计的基本原则
电力市场化改革的目标是：引入竞争机制，降低销售电价、优化资源配置、提供优质服务，促进电力工业的可持续发展。电力市场竞价模式和规则设计应满足这个目标，其基本原则如下：
1、 在设计电力市场的竞价模式和规则时，必须充分考虑如何保证电网的安全稳定运行。安全是最大的经济，一次电网大事故足以抵消搞电力市场所获得的效益。保证安全不仅仅体现在制定购电计划时要进行安全校核，更重要的是在设计电力市场竞价模式和规则时要充分考虑电网安全运行。
2、 在设计电价机制时不仅要考虑如何降低电价，还要促使电价机制有利于电源和电网的长期发展，有利于激励在电力行业投资。制定价格机制必须兼顾发电商和消费者的利益，一方面促进发电商之间的竞争以降低上网电价，另一方面降低消费者的用电电价。
3、 电力市场初期，以竞价上网所产生的部分效益补偿市场成员的“搁浅成本”，经批准后，部分用于电力市场技术支持系统的建设，部分用于电网建设，部分用于建立电价平稳基金，剩余部分用于降低销售电价。
4、 竞价模式和规则的设计要保护投资者的利益，要保证竞争的充分性，保证市场信息对所有市场成员的公开。防止市场成员之间的串通、倾销、哄抬电价等投机行为，真正将上网电价降下来，使消费者获得效益。
5、 为了确实有效地保护环境，在竞价上网的规则中，应考虑环保指标对发电排序次序的影响。
6、 为了保证电力市场运行的有序性、竞争的充分性、电价和电力供给的平稳性，必须扩大期货交易在电力市场中的份额的比例，制定期货市场的交易规则。
7、 为了让发电商和供电商共担风险，可引入金融上的差价和约模式规避发电与供电双方风险。
8、 在制定市场运营规则时，需要对电网辅助服务保持一定的政策倾向性，激励发电商为电网提供高质量的辅助服务。
9、 市场规则应包含对电力交易全过程公平性的监管。
三、发电侧电力市场价格机制
1、 买方市场中的电价机制：边际电价价格机制
在这种情况下，由于有充足的发电能力，发电商企图通过降价获得更多的市场份额。购电者将根据所有发电商在某一时段的报价进行由低到高的排队，按照这一次序逐步满足该时段需求电量，该时段的发电边际价格为最后满足该时段电量需求机组的报价。
必须强调的是：采用边际价格形成购电价格时，必须让发电商进行充分的竞争，才有可能使边际价格尽可能接近发电的社会平均成本，否则有可能导致边际价格过高，使发电商获得暴利。
2、 缺电市场中的价格机制：“按实际报价结算”价格机制
在缺电的电力市场中，由于电资源稀缺，如果不限价，发电商报多高的价格，用户都得承受。如果采用边际电价为统一的购电价格，购电价格将急剧上扬，对消费者将是雪上加霜。最近加州电力市场的危机充分证明了这一点。因此，在缺电的情况下，严格采用“按实际报价结算”价格机制。
3．在输电线路不出现阻塞的情况下，发电富裕的市场中采用全网一样的“边际电价”价格机制，缺电市场中采用“按实际报价结算”价格机制；
在输电线路出现阻塞的情况下，采用分区域竞价的电价机制。这样，有利于投资者向缺电的区域中建新电厂，电力富裕的区域中的高耗能、高污染、效益差的机组将逐渐被淘汰。
四、期货市场与风险管理
电力市场竞争具有一定的不确定性，因此，对于参与现货市场的发电商或中介商来说，存在较高的风险，不仅有可能造成电价波动过大，甚至造成电力供应不足。在激烈的市场竞争中，较难保证稳定的电力生产，从而使生产的计划性和成本的控制无法实施。为了便于市场各方进行风险管理，需要提供一定的风险规避手段。期货交易是有效的形式。期货交易的引入是为了防范风险，利用其套期保值，保证电力市场的运行的有序性、电力供应的电价的稳定性。在期货市场上，差价合约是非常重要的规避买卖双方风险的金融手段。
差价和约是交易双方为了回避现货交易风险而签订的一种中长期合同，其本质是纯粹的财务合同，而与商品的实际交割无关。在合同中双方商定一个交易价格，当现货市场价格低于合同电价时，购电方应将少于合同电价支付给售电方。如果现货市场高于合同电价，则售电方应将多于合同电价的电费退还给购电方。通常差价合约涉及的电量只是双方交易电量的一部分，交易双方都希望保留一部分交易电量进入现货市场，以获得更多的市场获利机会。在电力市场中，差价和约不仅仅是财务合同，同时也是实物合同。发电商必须完成承诺的发电量。如果未完成合同电量，其差额部分将要求发电商赔偿，赔偿额为现货价格与期货价格差价与未完成合同电量的乘积。只有这样才能保证电力市场的价格平稳。
从协议构成形式，差价合约可以分为授权差价合约、双边差价合约。所谓授权差价合约，是指合约电价和电量由授权部门负责制定的合约；所谓双边差价合约，是指合约电价和电量由交易双方商定的合约。在当前的单一购买者模式下，通常应用授权差价合约形式。
五、省级电力市场竞价模式
1．省级电力市场总的竞价模式
电力工业从一体化垄断模式向竞争的市场模式转变是一项艰巨复杂的任务，需要慎重而行。国际电力市场改革的经验告诉我们，电力工业打破垄断的改革必须根据本国电力发展已形成的特点选择适当的模式，经过研究论证，制定目标明确的计划，并在法律法规的支持下，逐步有序地实施。
中国的电力市场改革也应该借鉴这样一条原则。电力工业市场改革的最终目的是最大限度地利用市场手段来提高电力工业生产效率，降低电力生产和供应成本，实现资源的优化配置。
而就目前电力工业发展程度和相关社会经济环节来看，这一目标必须分阶段逐步来实现。通过在电力生产的不同环节逐步引入竞争，充分考虑已形成的电力供应特性和电力网络结构，结合电网未来发展格局，分级构筑市场结构，选择并制定适当的市场运行机制，建立健全市场管制体系，使电力市场改革平稳地向前发展。
省级电力市场化改革，比较稳妥的做法是：近期实施以现行体制为基础的有限竞争的电力市场，远期实施完善的电力市场。
有限竞争的电力市场是一种计划与市场结合的模式，这种模式仅开放发电市场。一般说来，开放发电市场，既有利于在发电市场中引进竞争，同时也较易管理，对电力公司的现有体制不需要作大的变动，是一种比较平稳的作法。
完善的电力市场是一种纯市场模式，这种模式中发电市场和用户市场同时开放，实现了供求的双向选择，特别扩大了用户的选择权。在这种模式下，电价起到调节支点的作用，市场中的发、用电方能够自觉遵守运营规则。
1）发电侧竞争的电力市场—模式Ⅰ
这一模式，可以看作是运用市场机制、开展商业化运营的最初级阶段，在技术设备、人员素质、运行管理尚未达到一定先进程度时，为尽快提高电力工业的综合水平，保障社会用电和国民经济的发展，可采用这一模式。
这一模式可分为以下两个阶段：
A．发电侧有限竞争的电力市场阶段
在这一阶段下，在省级行政辖区内，发电端均成为独立的发电公司，省级电力公司拥有省内220kV及以下电压等级的输配电网及所有变电设备和调度中心的资产经营权。?
这一阶段的基本特点是: 网厂分开，现有的发电企业、较大容量的地方发电企业逐步改造成为独立发电公司，分省网、地区网进行有条件的公开竞争，电量日清月结，市场法规法则及技术支持系统初步建立。这一阶段下，实现保证基数电量下的有限竞价上网，保证上网机组完成基数电量，基数电量以内的电量以核定电价结算，剩余电量实行竞价上网。
这一阶段考虑了历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等。
这一阶段下，省电力公司将负责省内电网(输配)的规划、建设、发展和运行，在政府行业监管部门的监督下进行电力电量的销售和传输。公司上游与接网的独立发电公司和经营省际电力电量交换的网级公司相连，下游直接面对用户。省电力公司的销售对象是电的消费者。公司要进行各种市场调查和长、中、短、实时负荷预测，并向上游环节支付购电费来购电。由于省电力公司处于垄断经营地位，其电量销售价格将受政府行业监管部门的控制，但售电价格中应合理的包含输电配电环节的相关费用，以保证公司资产的合理回报和自我发展需求。
B．发电侧完全竞争的电力市场阶段
这一阶段下，省级辖区内所有发电厂均已变为独立发电公司。独立发电公司公开完全竞争上网，半小时制报价；形成比较完备的市场法规、法则、及技术支持系统。在发电侧有限竞争的电力市场阶段实行一段时间后，必然要过渡到该阶段。在这一阶段，要解决一个省电力公司的购电市场问题。网厂分开以后，无论发电企业在性质、规模、所有制成分上有什么不同，为了保证省公司商业化运营秩序，省域内的任何电厂都要参加省公司的发电侧电力市场，取消基数电量，发电公司发电量实行完全竞争发电。在参与市场经济活动时一律平等。
2)输电网开放，多个购买者模式---模式Ⅱ
模式Ⅱ的目标是形成完全开放、竞争有序的电力市场。是在模式Ⅰ的基础上，进一步完善发电侧市场竞争，同时根据国家电力体制改革进程适时进行配电市场的相互竞争，使电价水平有明显降低。其特点是:
在模式Ⅰ的基础上，发电侧实行完全竞价上网，配电市场有序地放开，成立独立的地市供电公司。
如果国家政策允许，一部分大用户可在某区域内直接从独立发电公司购电，通过输电网和配电网进行输送，用户和独立发电公司向输电网和配电网交纳相关费用，如果条件成熟，可允许大用户跨区域选择供电公司，包括直接从独立发电公司购电或与其他供电公司交易。
这是在市场机制完善情况下采取的一种模式。在这种模式下省电力公司已完全转变为电网公司，独家垄断经营输电环节，供电企业和大用户向电力生产企业直接购电，电网公司负责网际功率交换、电网安全运行及电力市场运作，并负担电力的运输职能，收取过网费。其过网费的收取受国家相关公共事业管理机构的监管。
电网企业在转变为完全的输电公司、收取过网费以前，可进行一定时间的过渡，使部分电力由电网经营企业向发电企业收购后，转售给供电企业和大用户，另一部分电力由供电企业和大用户向发电企业直接购买，电网经营企业收取过网费。
3）零售竞争模式---模式Ⅲ
零售商向用户发出告示，用户根据电价及服务质量选择零售商，与零售商签订供用电合同；这一阶段，不仅在发电环节，而且在零售环节，都展开较完全的竞争；
2． 水、火电竞价模式：
1)所有火电厂均参与期货市场的交易。
2)省调度中心可直接调度的火电厂参与日前电力市场的交易。
3)自动化水平较高的火电厂（AGC机组，负荷跟踪能力强的机组）参与实时市场与辅助服务市场的交易。
4)在期货市场上，采用边际电价的结算规则，通过多次拍卖竞争形成成交电量和成交电价。对一年以上的期货市场根据年发电量的多少进行报价；对月期货市场则根据月增加多少发电量（相对年期货市场上已成交的电量）进行报价。
5)在日前市场上，将期货市场上的成交电量，分解到日，并将期货日电量按系统负荷曲线的归一化的标幺值分解到各调度时段，从而形成各时段的期货电量。负荷曲线与各时段的期货电量的差值为日前电力市场的竞价空间。在日前市场上，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，防止过高的边际电价使电厂获取过高的超额利润。
6)在实时市场上，只有负荷跟踪能力强，具备专用的数据通道的机组参与实时市场的竞争。实时市场的竞价空间为超短期负荷预测值与预购电计划发电出力的差值，根据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。
7)在辅助服务市场上，具有辅助服务能力的机组可参与竞价。在调频辅助服务市场上，交易中心公布所需调频容量，机组按容量与电量分别报价，交易中心将根据容量价格与电量价格之和，按控制的边际电价结算规则组织竞价，但调频服务的结算价格不得低于有功市场上机组的边际结算价格，以鼓励机组参与调频服务。在热备用辅助服务市场上，机组按容量与电量分别报价，但竞价排序指标为：电量报价与系统故障概率之积，加上机组容量报价。据市场供求情况，采用相应的购电价格形成机制，组织竞价。
8)地区小火电竞价模式：由于小火电的数量较多且不具备专用的通讯通道，这些电厂仅参与年和月的期货竞价市场。每天的出力曲线为将根据分解到日的电量和负荷曲线的标幺值确定。值得强调的是：对于有条件的省级市场，小火电竞价上网应在省级期货市场上进行，而不是按地区组织竞价，实现更大范围内的资源优化配置；对于不具备一定条件的省级市场，在总的小火电电量一定的条件下，小火电分地区竞价上网。
9)供热机组竞价模式：在供热季节这类机组将根据“以热定电”的原则，不参与竞价，按固定出力曲线上网发电，其电价按物价局核定的价格进行结算。在其它季节，将与其他机组一样参与竞价。
10)水电竞价模式：对于水电厂较少的省市，建议水电不参与竞价上网，采用租赁的办法，由电网公司经营。水电调度经济原则是：利用有限的水电发电量降低日前市场、实时市场和辅助服务市场上火电系统的边际发电电价。
3． 机组分组（类）竞价上网的模式
在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差异分成几种类型，按照一定的市场运行规则，采用机组分组（类）竞价上网的模式。
4． 发电集团之间竞价上网的模式
在电力市场初期，考虑到我国电力工业的现状，特别是由于历史原因形成而非机组本身的固有特性所致的电厂之间的成本差别，如：新老电厂差异、投资来源渠道差异、还贷条件差异、投资回报方式差异等，可将省电网内所有机组按成本差别进行均匀搭配，形成几个（最好10个左右）的发电集团（每个发电集团内，都要包括老机组、新机组、还贷机组等），按照一定的市场运行规则，在发电集团之间实行竞价上网。
5． 省级电网交易中心在大区电力市场中的作用
根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。在这一模式中，各省的电网交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。省电网交易中心将组织全省的发电厂的剩余电力到大区竞价。因此省电网交易中心将向大区申报卖电和买电的报价曲线。由此必须制定省电网交易中心作为商的交易规则。
六．区域电力市场竞价模式
大区电力市场可以采用三种基本的运营模式：双边交易模式、单一购买者模式；电力经纪人模式。
1） 双边交易模式
在初期，市场成员为各省电网公司。市场各方单独议价、签订合同；或者，由大区市场运行机构提供信息交换的场所（包括BBS）。
交易双方为各市场成员，而与大区市场运行机构无关。通常在合同中规定了违约条款，若未能履行合同，由违约方补偿对方的损失。这种模式适用于远期合同和提前电力市场。
为了方便双边合同市场，大区系统运行者应设立电子公告板(BBS)，各省可根据公告进行电量和容量买卖，这种公告板有助于各省间有效地交换信息。
在这种模式中，大区调度中心不参加双边交易，但必须保证交易过程中系统的安全性和可靠性。一般情况下，系统运行者不必关心合同价格，仅关心系统需要提供的交易及交易时间，应有一系列规则明确规定双边市场下各机构的责任。有时候，由于输电堵塞或发电输电设施突然发生故障，不得不减少或中断合同交易量。在这些情况下，大区调度中心必须将各类交易进行排序，确定相对重要性，通知各市场参与者减少或取消交易。通常，首先减少不确定的交易，然后是短期交易，最后是长期交易。
2） 单一购买者模式
在该模式中，要求各省分割一部分负荷电量集中到大区电力交易中心形成大区供电厂竞价的电量。所有市场成员参与报价，并由大区单一购买者按照优先采购低价电力的原则安排交易计划。
该模式的特点是：购售电交易必须在大区联营中心内进行，大区联营中心负责大区内交易额的平衡。市场交易不是完全“自由”的，而是受到调控。这一模式的核心是一个招、投、评标过程和最优决策模块。缺电的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最低售电价，电力有余的各省发电公司向大区交易中心报出其可以接受的最高购电价，大区交易中心进行价格的高低匹配，给出成交的统一电价，作为结算的基础。
实行该模式的基础是：各省电力公司与大区交易中心预先签订多边合同，并有独立机构对大区交易中心进行监督。
3）电力经纪人模式
根据我国经济以省为实体的现状，以价格为基础的商机制应作为发展跨省电力市场竞价模式。
在这一模式中，各省的交易中心不但是单一的购买者，而且还是本省发电商进行大区卖电的商。大区交易中心为经纪人，每小时通知各方潜在买家和卖家的价格，该模式主要应用于小时电力市场。
各市场成员申报其买卖电的报价，由经纪人系统按照高低匹配法对潜在的交易进行匹配，并决定交易价格、以及进行系统的安全校核。详细步骤如下：
第一步:收集报价资料。收集市场成员的报价情况，卖电报价代表一省提供额外电量的价格，买电报价代表一省降低生产可避免的成本。所有报价必须在交易前一小时提交大区经纪人。
第二步:价格排序。大区经纪人收到所有报价后，将其进行排序，售电报价从低到高排序，买电价格从高到低排序。
第三步:报价匹配。一旦收集到买方和卖方的报价，大区经纪人将进行排序，并对最低卖价的省与最高买价的省进行比较。然后，将次低的卖价与次高的买价进行比较，这一过程延续到无报价可比或最低卖价高于最高买价为止。这一过程称之为高低比较法。由此确定成交的双方。并不是所有高低配对后的经济交易都从技术角度是可行的。缺少输电线路、输电堵塞或系统运行者规定的稳定极限会使现货交易不能进行。当不能进行交易时，大区经纪人将比较余下的最高买价和最低卖价。
第四步:确定交易价格。对成交的双方，其交易价格为双方卖价和买价的平均值。为了能有收入回收输电投资，可以对这种平分利润的办法进行修改，卖方和买方各支付一部份收入给输电公司。
第五步:通知交易各方。找到交易并确定交易价格以后，中间机构在交易前的一定时段内将有关信息告知各方。
第六步:实施交易。各省确认其参与交易，并进行交易。至少应在交易前十分钟确认。
我们认为：区域电力市场将来可能采用第三种模式。这种方式有利于电网的安全运行，适合于各省采用不同的竞价模式和市场规则（这是因为各省的情况不同）
有一种观点认为：电力交易应在大区范围内进行，不需要省的交易中心，而由大区电力交易中心取而代之；在单一买主的情况下，这意味着在大区范围内，所有省的电价趋同。这对于经济发达且发电成本较高的省份，其电价是下降了，而对于经济不发达且发电成本较底的省份，其电价是上升了，这与我国以省为实体的经济可能发生矛盾。
七．电力市场中的“期货交易市场、现货交易市场、实时交易市场、辅助服务交易市场”的协调问题
通常按照提前时间的长短，在电力市场中设置期货交易市场、日前市场、实时市场，并将热备用、调频作为服务商品划分到辅助服务市场中。然而不同市场之间的协调的意义没有被人们所认识。事实上，年期货电量分配到各月和月所有期货电量分配到各日是否合理？关系到未来电价是否平稳？电力生产是否平稳？日交易计划的制定能否为实时市场提供更多的安全充裕度和竞价空间？基于上述理由，提出多级市场的协调方法，其中包括：
1）年度与月度市场之间的协调；
2）月度市场与日前市场之间的协调；
3）日前市场与实时交易市场的协调；
4）辅助服务市场和日前市场与实时交易市场的协调。
1．年度与月度市场之间的协调
为了保证年度期货合同与月度交易计划的良好衔接，在月度交易计划中应该考虑年度期货合同在月度市场上的分配。在交易管理系统中，年度与月度合同相互协调内涵是：根据全年的负荷曲线、机组检修安排情况，追求各月年期货电量与该月的总负荷电量的比值尽可能相等，以保证不同月份的电价尽可能平稳和供需之间的平衡。
月度与年度计划相互协调的关键是：在某月的运行结束后，应该根据市场目前的运行结果，调整剩余月份的年度合同电量的分配。详细算法叙述如下：
1）预测未来剩余月份的月度负荷需求；
2）计算各月的年期货电量对月总电量的比例；
3）选择年期货电量对月总电量的比例最小的月份，按照一定的步长，增加该月的年期货电量；
4）检验年期货电量是否分配完毕？是，则计算结束；否则，去[2]。
2．月度期货市场与日前电力市场之间的协调
由于各交易主体的合同电量与合同电价已经在年和月的期货交易决策中确定，就日合同电量的分配决策问题而言，不在于如何进一步降低购电费用，而是追求期货电量在空间和时间上的均匀性和现货市场价格的平稳性。期货电量时间上的均匀分布有利于机组连续开机，避免机组的频繁启动；空间上的均匀分布将使得潮流分布均匀，保证足够的输电容量裕度留给现货市场，这既有利于电网的安全运行，又为现货市场准备了更大的竞价空间。现货市场价格的平稳性体现在：对负荷大的交易日，分配的期货电量的数量也应该大，只有这样，才可能避免由于现货市场各日的竞价空间不平衡使得现货价格产生很大的波动。基于上述理由，我们建议：电力市场技术支持系统中增加日合同电量分配决策模块。
3．日前市场与实时市场的协调
为了保证系统安全可靠运行，必须协调好日前市场与实时市场之间的关系。在这两个市场之间，不仅考虑到本级市场的经济性和安全性，还必须为下级市场预留足够的调度控制空间。这样，在考虑主要的不确定性因素的基础上，日前交易计划与实时调度过程之间就能够自然衔接、平缓过渡、井然有序，从而全面提高经济效益和社会效益。
为了协调日前市场与实时市场，引入交易计划的调度流畅性以及调度流畅度指标。
调度流畅性是交易计划适应不确定性因素的情况下调度和控制空间大小的性能。调度流畅度是交易计划的调度流畅性的度量指标。
为了简单起见，调度流畅度指标采用以下评价标准：
调度流畅度用在各节点的负荷增长模式一定、考虑发电和输电约束的条件下，交易计划能够承受的系统总负荷增长的最大幅度来表征。在给出的交易计划基础上，若总负荷增长，按照固定比例将负荷增量分摊到各节点；若求得系统能够承受的最大负荷增长量，则流畅度指标用与系统总负荷的比率表示，即下式所示。
=/*100%
该标准下的流畅度指标与传统的负荷备用率在形式上相似，但是从特定意义上额外考虑了备用总量的分布特性，从而比传统的负荷备用率概念优越。流畅度指标越大，说明多级市场之间越能够平稳过渡。
在评价系统能够承受的负荷增长幅度时，规定各节点的负荷增长模式给定。这一假设是有代表性的，因为对于一个特定的系统而言，负荷增长模式具有相对固定的规律。为了简化起见，可以令负荷增长模式与各节点上的负荷成比例。
4． 辅助服务与实时交易市场和现货市场的关系
辅助服务市场将向现货市场和实时市场提供机组的调配范围、备用范围。实时和现货市场将根据这一范围所规定的约束条件，进行预调度计划的优化决策和实时计划的优化决策。换句话说，在决策预调度和实时购电计划时，应优先保证辅助服务市场计划的实施。
八．电力市场技术支持系统的建设
电力市场技术支持系统是基于计算机、网络通信、信息处理技术及安全管理模式，并融入电力系统及电力市场计算分析理论的综合信息系统。以技术手段为电力市场公平、公正、公开竞争和电网的安全、稳定、优质、经济的运营提供保证。
根据电力市场特点，电力市场技术支持系统设计要特别注重以下几条原则：
电力市场技术支持系统的建设应遵循总体详细设计（其中包括数据库、数据流程、各功能模块的详细设计），分步实施的方针。
系统的整体设计应紧密结合电力市场的实际情况，不但要满足于现时电力市场各种运营模式、竞价模式和结算模式变化的需要，具有良好的适应性。同时还要适应于将来华中区域性电力市场运营、电力体制深化改革和电力市场进一步发展（例如，供电侧开放的电力市场）的需要。
在设计中，应充分保证系统的开放性、可扩展性、可靠性、安全性、实用性，并充分考虑将来与大区电力市场技术支持系统的接口与协调，应充分考虑与地区（市）级电力市场的接口与协调。
电力市场技术支持系统应注重平台系统的建立，应有一个比较稳定的系统平台，应采用开放式、分布式体系结构，以利于系统的集成扩充和发展，适应技术发展和电力市场逐步完善的需要。
数据接口应采用最新国际标准（如IEC API标准），实现各功能模块间的数据交换和访问。在网络结构设计上应注意局域网和公用网之间的衔接和数据交换，考虑身份鉴定，密码设计等安全措施，保证系统的安全。同时，还应注重整个系统的数据流向及数据间相互关系的建立。
电力市场技术支持系统应采用国际标准、国家标准、行业标准及通用技术。
电力市场技术支持系统尽可能用电子商务的思想（技术）进行设计。
电力市场计算分析的高级应用软件应考虑：（1）期货交易市场与现货交易市场的协调，（2）现货交易市场与实时交易市场的协调，（3）辅助服务市场与现货交易市场和实时交易市场的协调。并能详细给出上述交易市场间的数据流向。
应考虑系统在线运行的监视与管理功能，考虑数据备份，考虑市场暂停或技术支持系统故障全停等意外情况下的应急措施和恢复措施。
引言
2005年4月，日本的电力市场改革进入了一个新的阶段。日本的电力零售竞争对象扩大到容量50kw、电压等级6kv的用户，用电量达占到了总用电量的63％，与此同时，日本电力交易所（JEPX）和电力系统利用协议会(ESCJ)正式开始运营，具备资格的会员用户可以在交易所进行电力的买卖，本文即对日本的电力交易所成立的经纬、运营的状况及存在的问题进行评述。
一、日本电力改革概要
日本的现代的电力体系始于1951年，到1995年电力自由化改革前全国按区域分为东京、关西、中部、九州、四国、北陆、北海道等九大私营垂直一体化的电力公司（未含冲绳），按区域垄断该地方的电力供应，此外，还有国有控股的电源开发公司（EPDC）,以及核电开发公司(JAPS)，此外还有34家省市经营的发电公司、20家联合投资性电厂和其他发电设施。
随着1995年、1999年、2003年三次电气事业法的修改，在电力市场化方面已经实现了如下的成绩。
发电领域
开放电源建设市场，引入IPP制度；
对九大电力公司内部新增的电源建设（火电厂）进行公开招标；
放开电力趸售价格的管制。
输配电方面
开放电网，对九大电力公司拥有的输配电网络进行会计分离，并建立专门的中立的输送电监督机构；
取消原来的不同网之间电能传输的过网费，实施新的邮票法计算电能输配费用。
允许九大电力公司外的电力企业投资建设自己的输送电网，但要经过审批。
零售领域
创设特定规模电气事业制度（特定规模电气事业是指独立发电商抑或没有发电设备而从其他企业购买剩余电能，利用电力公司的送配电网直接向指定规模的消费者售电的制度）。
分阶段开放零售市场的竞争,从2005年4月开始已经开放了电压等级6kv以上,容量50kw以上的用户,占日本总用电量的63％;而且预定2007年开放全部的零售市场。
正是在这样的背景下成立的电力交易所有其重要的意义，而且在设计和运营上有其独特的特点。
二、电力交易所
1.组织结构及职能
日本电力交易所2003年11月成立，2005年4月正式开始运营。JEPX为采用会员制的事业法人，到2006年6月现在包括电力公司、特定规模电力公司（PPS）、企业自备电厂在内共有29个会员。为保证其公正性，JEPX设置为非营利性质的事业法人，其组成的会员不论出资额多少每成员拥有同样的投票权。
JEPX的最高权力机构为社员（出资人）大会，执行机关为JEPX理事会，下设三个常设委员会、两个特别委员会及负责日常行政的事务局，此外还有负责监督交易所运营的监事会。
常设委员会包括:
市场交易监督委员会:须由中立立场5人组成，监督所内交易情况，保证电力交易公平进行,以及防止价格操纵。
交易纠纷处理委员会:由5人组成（中立者须过半数），制定解决交易会员之间的纠纷的相关条款，调停交易纠纷。
运营委员会:由21名成员组成，交易所的运营、交易所章程的改订及制度的执行及修改等相关问题的研讨和对应。
特别委员会包括:
市场交易检证特别委员会：须由中立者5人组成，在交易所运营初期，为保证市场的流动性对一般电气事业者（指九大电力公司）在交易所投入量进行检查。
课题处理特别委员会:由16人组成，研究处理交易所运营初期产生的各种课题。
组织结构见图1：
2.交易规则
(1)交易方法及对象。JEPX的交易方法是通过互联网在计算机系统上进行的电子交易，交易的对象是现货的电能。所以交易的参加者为发电厂和向用户进行零售的批发商或者受这些厂商委托的人。
(2)市场及商品。JEPX的市场目前分为日前现货市场，远期合约市场，自由合约市场三种。
①日前现货市场。日前现货市场为对第二天要交割的电量以每30分钟为一个单位进行交易。每天可划分为48个时间带，也就是有48种商品进行交易。
规定的交易方法为单一价格竞价的方式（single-price auction），单一价格竞价方式是将每个卖家的竞标曲线汇总，合成总的卖家竞标曲线，同样的将每个买家的招标曲线合成总的买家竞标曲线，两个曲线的交点决定了中标的价格和数量。此交点左侧的竞标（意味着比中标价格低的卖方和比中标价格高的买方）全部成交，交点的右侧则都没有成交。日前现货市场的优点是能够及时响应每天电力需求的波动，维持供需平衡。
②远期合约市场。远期合约市场为此后一年内的以月为单位的电能为交易对象的市场。
一个月单位的电能商品还分为“月内全时型”和“月内日间型”两种，月内全时型是指某月一个月期间的不分日期时段的电量交易类型;月内日间型是指某月内除周六、日外8:00～22:00的电量交易类型。此两种类型商品在一年的交易期间内形成24种电能交易品种。
交易方式为双方议价的方式。卖方报价和买方报价按时间先后顺序,卖方以报价低的优先,买方以报价高的优先进行撮合。例如,卖方和买方的报价情况如(表1a)所示,此时有新的买方加入(报价30MW 15.03日元/kwh）（表1b），结果以14.89日元/kwh价格成交20MW,交易后,买方剩下10MW没有成交。(表1c）
远期合约市场的优点是事先约定数个月后的交易价格和交易量，可以抑制价格剧烈波动，规避价格风险。
③自由合约市场。自由合约市场是指JEPX的交易成员通过互联网可以在JEPX提供的电子公示板上自由的和获取买卖信息，买卖双方将交割日期、电量、价格等信息在电子公示板上，相应地看到这类信息并感兴趣的交易者可以直接同信息方联系。JEPX不对买卖方的谈判进行干涉，只对公告牌上的信息进行管理。
自由合约市场就好比一个自由市场，实质上是对未来不确定类型的交易提供一个尝试的市场，如果在公告牌市场上经常频繁的出现某种类型的交易，在以后可以专门开设一个此种的交易市场。
(3)参加方法。JEPX的交易采用会员制，上场交易必须具有交易会员的资格，只要意愿进行电力现货的交易，而且资本金在1000万日元以上，经过申请都可以成为会员。除交易会员外还有不进行交易只收集相关信息的信息会员制度。
三、开所后运营的状况
1.日前市场的交易量
JEPX成立后，交易量大大超出了当初的预计水平，到2006年2月为止日前市场的总交易量达到了877百万千瓦小时，而远期定型市场的交易量虽不如日前现货市场，也达到了150百万千瓦小时，约为日前现货市场交易量的2成。
2.交易价格
日前市场的价格走势图如图4所示，
因为日本分为南北两个不同频率的输电网（东日本为50Hz西日本为60Hz），所以当两个网间交换出现阻塞时价格会产生差异。
从此价格的走势上可以明显看出随季节的变化电力量需求不同价格的起伏，7、8月用电高峰电价上扬，而4、5、10、11月用电淡季则电价下降，而从12月到1月价格的加速上涨则和同时期的石油价格的飞涨有密切关系。其走势形状与石油价格的走势吻合。可以看出JEPX的价格指标能真实的反映市场的供需状况，能够反映企业的发电成本变动。
3.远期合约市场的交易量和价格
4.对JEPX的评价
对每一个电力市场的改革，交易所的设立无疑是画龙点睛的关键，其交易品种的设计、交易的活跃与否、交易量的的大小都事关市场改革的成否。JEPX一年多的运营无疑是成功的，以其中立的立场提供公平交易的平台，降低交易成本，对市场交易进行监督，促进了市场的竞争;其形成的价格指标能正确的反应供需状况，反应成本变动，对电能的消费及电源的投资给予正确的信号。但还存在一些问题。
（1）卖电方投入量不足。从市场活跃性的观点看投入量的多少对活跃市场交易至关重要，目前的卖电竞标量虽大大超出了当初的预计但和庞大的总用电量相比仍是微不足道，可以预计随着市场竞争的进行和广泛的宣传这个问题会不断改善。
（2）交易品种仍显单一。商品的品种少自然会限制需求，应设计更多的商品品种以满足更多的市场需求，从而扩大交易量。现在交易所已经着手引入周间型的电力商品。
（3）输电线阻塞引起的市场分断问题。东日本电网频率为50Hz，用电需求量大;西日本电网频率为60Hz，用电量少一些，两电网通过两个变频站联系。如果没有阻塞时，JEPX为全国统一的价格，但事实上阻塞的情况发生的很多，尤其是往用电量大的东日本，此时会形成东、西两个价格，如图2所示。这个问题阻碍着电力交易的发展，须采取切实的措施。
五、结语
与欧美的电力改革不同，日本的电力市场化改革有其独特的风格，既维持了一贯的九大电力公司的垂直一体化的供电体制，避免了激进的改革，同时又放开发电市场，逐步的开放零售市场，对九大电力公司的电网进行严密的监督，保证市场竞争的有序进行。日本电力交易所就是在这样的背景下建立的。随着我国的电力改革的推进，势必要建立起我国的电力交易所，在制度设计上，在交易模式上，在商品品种上都可以吸收他国的经验，保证我国的电力改革稳健、深入、卓有成效地推进，促进国民经济的进一步发展。
参考文献:
[1]法一:「日本卸力取引所の概要,学会、B、10号，2005
[2]日本卸力取引所:「日本卸力取引所の取引状况および市の仕みについて,2006
[3]日本卸力取引所:「日本卸力取引所における取引の概要, 2005
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。
引言
2020年9月22日，在第七十五届联合国大会一般性辩论上指出：中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳(CO2)排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。同时，为落实党中央、国务院关于建设全国碳排放权交易市场的决策部署，根据国家有关温室气体排放控制的要求，2020年12月31日，生态环境部公布了《碳排放权交易管理办法(试行)》，自2021年2月1日起施行，这意味着我国按下了减碳的加速键、按下了碳排放市场建设的加速键。但受我国经济发展起步较晚的影响，与发达国家相比，目前我国的碳排放交易市场建设相对滞后，部分行业还需转型升级才能满足国家关于碳排放的控制要求。电力行业是我国国民经济最重要的能源供应行业。随着我国经济的不断发展，电力需求不断增长，如何解决发展与减排之间的矛盾，成为当前电力行业需要思考的重要问题。在全球气候变暖的背景下，发展以低能耗、低污染为基础的“低碳经济”已成为全球热点。通过借鉴国外发达国家的经验，建立碳排放交易市场有助于我国2030年碳中和目标的实现。电力行业作为我国CO2排放的第一大行业，2019年CO2排放量在我国碳排放总量中占比超过40%，因此其是碳排放市场的重要参与者，是控排方面的高度关注行业。2021年1月1日，全国碳市场发电行业第一个履约周期正式启动，首个履约周期到2021年12月31日截止，涉及2225家发电行业重点排放单位。火电企业如何在电力和碳排放交易双重市场竞争中实现高质量的发展，压力与挑战并存。
1低碳经济下我国的碳排放交易市场分析
历经了10年发展，我国的碳排放交易市场已建立了碳排放监测报告与核查制度、碳配额管理制度和市场交易制度3项核心制度和碳排放数据报送系统、碳排放权注册登记系统、碳排放权交易系统、碳排放权交易结算系统四大支撑系统，为在全国范围内开展碳排放市场交易奠定了基础。2020年，我国八省市试点碳市场共成交配额约5683万吨，总成交额约15.62亿元。广东碳市场配额交易量和交易额继续领跑试点碳市场，2020年共约成交3154.73万吨配额、占试点总成交量约56%；完成80377.74万元成交额、占试点总额的半数以上。2020年试点碳市场平均碳价最高的是北京为91.81元/吨，最低的是福建为17.34元/吨，而其余六省市的碳价则落在20～40元/吨[1]。
1.1拥有明确的政策体系
2010年10月10日，国务院下发《关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定》(国发〔2010〕32号)，文件中明确提出要“加快建立生产者责任延伸制度，建立和完善主要污染物和碳排放交易制度”。该文件对碳排放交易市场的建设提供了依据和政策支持。2011年10月29日，国家发展改革委办公厅下发《关于开展碳排放权交易试点工作的通知》，批准在北京、上海、天津、湖北、重庆、广东和深圳七个省(市)开展碳排放权交易试点工作，为后期“在全国建立统一的碳排放交易市场”做好准备。不同的地区根据自身的经济发展制定了更加明确的措施，对交易情况制订了相关的管理措施，结合地区的产业发展情况，对登记注册系统进行了优化，根据碳排放交易市场的相关要求，制订了相关的核查、管理规则，从地方出发推动碳排放市场的正常发展。在碳排放交易市场进行一段时间的试运行和发展后，各地区又结合实际的发展情况，对各项交易数据进行分析，优化分配方式和管理办法，维护碳排放交易市场的平稳运行[1]。生态环境部分别于2020年12月29日和30日下发关于印发《2019—2020年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)》《纳入2019—2020年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单》并做好发电行业配额预分配工作的通知、《碳排放权交易管理办法(试行)》，全国碳市场第一个履约周期正式启动。至此，我国已基本建立了碳排放交易市场完整政策体系[2]。
1.2根据地区实际情况确立范围
碳排放交易市场的发展对于推动低碳经济发展有着重要作用，而碳排放交易市场覆盖的范围决定着国家和城市在减碳方面的工作方向。不同的碳排放交易市场在设计过程中会结合城市的实际发展情况，对城市的发展行业进行包含，这将对碳排放交易市场的配额和整体交易情况产生直接的影响。2019年，我国7个试点区域的碳排放市场交易配额达到11.66亿吨，广东、上海和湖北是配额量最大的3个省市，且线上的配额量达到了2187万吨，平均成交价在35.39元/吨。在行业的覆盖中，各个碳排放交易市场都将能源生产行业和高碳结构的行业纳入了控制排放的监管范围。电力行业因CO2排放总量大，被列为全国碳市场第一个履约周期，率先在全国开展交易。同时，不同地区因在工业方面的发展具有一定的差距，城市的工业结构也有所不同，因此对碳排放交易市场覆盖的范围进行了进一步的优化，对建筑行业、服务行业、港口业等进行包含和覆盖，进一步优化了减排情况，推动了低碳经济的发展。
1.3免费分配为主要分配方式
碳排放交易市场的发展因碳排放总量的变化而变化，而碳排放总量的变化对碳配额总量的设置起着决定作用。不同城市的碳排放交易市场在设置配额总量时，会根据城市发展状况、经济发展方向以及不同行业发展过程中消耗的能源情况进行设置，从多个方面出发，对配额总量进行协调。目前我国碳排放交易市场主要采用的分配方式为免费分配，但配额分配方式共包含3种。除免费分配外还有拍卖分配和混合分配。免费分配需要不同地区根据实际情况，将碳核算作为基础制定相应的目标，在市场主体中进行免费分配配额。我国在排放配额的初期主要施行免费分配方式，在后期逐渐加大有偿分配的占比，以此促进国家在减碳方面的建设[2]。广东在碳排放交易市场中针对不同行业进行不同比例的配额有偿分配尝试，2020年度碳排放交易市场中电力企业免费配额比例为95%，钢铁、石化、水泥、造纸企业的免费配额比例为97%，而航空企业则100%免费分配，探索在同一碳排放交易市场下对不同行业的节能减排力度进行调整，以更好地发挥碳排放交易市场推动行业低碳转型目标达成的作用[3]。
1.4自主形成碳定价
我国在各地区的碳排放交易市场逐渐形成后，开始了相关的场内交易，并且根据交易的实际情况，形成了一定的碳定价。随着我国碳排放交易市场的不断发展，不同区域的市场之间有着一定的差距，但是自身都保持着有效性。通过对2018—2019年试点区域交易数据进行分析可以发现，2019年碳排放交易市场累计成交量和成交额较2018年同比分别增加了11%和24%，广东碳排放交易市场配额总成交量和总成交额位于试点区域首位，北京碳排放交易市场成交均价最高达到了83.27元/吨，广东和湖北碳排放交易市场较活跃。各地区因节能减排成本、市场供需关系、配额发放的宽松程度等一系列因素，结合区域特点自主形成了碳定价。
2碳排放交易市场对火电企业的影响
2021年，发电行业作为市场主体参与全国碳市场第一履约周期的正式启动。随着碳排放交易市场的不断发展，免费配额比例将逐步降低，有偿分配的占比将逐步提高，同时在“30/60目标”的推动下，碳排放交易市场的压力传导机制将逐步显现，碳价将趋于更加合理区间。火电企业将面临较大的压力，一是在火电减排潜力越来越小的情形下，碳排放交易市场将进一步提升火电机组的运营成本；二是将加速效率低、能耗高、落后的小机组的淘汰和关停；三是火电机组利用小时将进一步下滑，通过机组灵活性改造后，将更多地参与电力调峰市场；四火电机组要实现长期二氧化碳的深度减排，要积极探索研究碳捕获与封存(carboncaptureandstorage，CCS)技术应用，即探索研究在火电机组中加装CCS装置实现低碳化；五是碳排放权因其稀缺性而形成一定的市场价格，具有一定的财产属性，是继现金、实物和无形资产后又一新型资产类型。但目前，火电企业都暂无专业的碳资产财务人员来核算和管理碳资产[4]。
3火电企业在碳排放交易市场中应对策略
3.1加强政策研究，完善体制机制
一是火电企业作为同一市场主体参与电力市场和全国碳排放交易市场，要加强政策研究，紧盯区域及国家配额分配方案，积极开展碳盘查工作，掌握主动[5]；二是要健全和完善企业内部组织机构，明确细化职责分工，建立碳管理各项规章制度；三是要结合企业生产经营情况，准确评估碳排放情况，结合配额指标，制定企业利益最大化的碳排放市场交易策略。若企业当年获得的配额指标高于实际排放量，富裕的配额指标可以在碳排放交易市场进行出售，为企业创造效益；四是若企业当年获得的配额指标低于实际排放量，则应选择时机在市场中储备一定的CCER(中国核证自愿减排量)，降低企业的清缴成本。CCER是全国碳市场的补充机制，2021年2月1日起施行的《碳排放权交易管理办法(试行)》第二十九条规定：“重点排放单位每年可以使用国家核证自愿减排量抵销碳排放配额的清缴，抵销比例不得超过应清缴碳排放配额的5%”。从试点区域碳排放交易市场交易价格分析，CCER价格总体上低于配额价格，因此可以降低企业成本。
3.2通过技术改造或掺烧生物质燃料
全国碳排放交易市场在运行初期，因配额分配总体充足，企业履约压力增加不明显，随着全国碳排放交易市场覆盖行业逐步增加和“30/60目标”的驱动，预计碳排放配额指标将会逐步收紧，火电企业的履约压力将逐步增加。火电机组要通过提升发电效率、参与深度调峰市场、掺烧生物质燃料等方式降低碳排放量。一是结合区域热力市场需求适时将纯凝机组改为热电联产机组，提升发电效率，降低碳排放量。若是供热机组，应积极开拓供热市场增加供热量，提升热电比，降低碳排放量。二是预计未来一段时间内，我国仍将存在大量高参数、大容量、低排放火电机组，其任务主要是承担基本负荷、满足电力市场调峰需求和供暖需求，因此需要对现有机组进行灵活性改造。大型、高效火电机组在进行灵活性改造后，作为主要调峰电源参与调峰辅助市场服务，其年度发电量会降低，尽而其排放量也会随之降低。三是火电机组要积极开展掺烧试验，通过掺烧生物质等燃料替代来降低碳排放量。生物质燃料源自生物质，其在生长过程中有效吸收了大气中的CO2，在作为燃料或工业原材料过程中，虽然一般会再次把CO2排放到大气中，但从生命周期的角度看能够实现CO2的净零排放，即所谓的“碳中性”。因此火电机组掺烧生物质燃料的比例越高，可实现碳排放总量大幅下降。
3.3通过CCS技术助力火电机组实现低碳化
CCS技术是指将CO2从工业或相关排放源中分离出来，输送到封存地点，并长期与大气隔绝的过程，这种技术被认为是未来大规模减少温室气体排放、减缓全球变暖最经济、可行的方法。在“30/60目标”的驱动下，火电企业要想实现长期深度减排，CCS技术将发挥重要作用，CCS可以捕获90%的碳排放量，在燃煤电厂加装CCS装置将可实现煤电机组的低碳化。随着国华电力公司15万吨/年燃烧后碳捕集和封存全流程示范项目开工和我国首套1000吨/年相变型CO2捕集工业装置在华能长春热电厂已于2020年11月成功实现连续稳定运行，预计未来CCS技术将与火电产业实现深度融合，助力火电机组实现低碳化。
3.4加强培训和引导，提升员工应对碳排放交易市场能力
电力市场包括电力现货市场以及电力金融市场两个部分，因为大规模的存储电能是不太现实的，又加上实时平衡的电能供需要求，导致电力的价格波动很大，给电力现货市场的参与者带来了很大的风险。这就要求我们找到新的交易模式来有效的规避风险，电力金融市场便应运而生。
一、电力金融市场的架构
电力金融市场的主要服务对象是短期的市场活动，市场参与者可以通过期货和远期等金融衍生品来进行电力的储备以及价格的调控，能够有效的减少风险。电力金融市场的有效运行能够减少电力市场的价格波动，确保电力系统运行的安全和稳定，对于电力产业的发展也有着重要的意义。电力金融市场的实现离不开电力合约的实行，不同电力合约的合理使用，能够促进电力产业的市场化发展。
（一）电力远期合约市场
所谓电力远期合约，就是在未来的特定时间以合约规定的方式和价格来进行一定数量的电力商品的交易，合约主要包含交易数量、交易时间以及交易价格和地点。远期合约属于场外交易的产品，对于规避现货市场的交易风险有重要作用，在电力市场中是一种比较稳定和直接的贸易方式，尤其是对电力需求较大或者有特殊需求的工业用户来说，具有十分重要的意义。因为远期合约具有形式简单和操作容易的特点，应用也是比较广泛的。
（二）电力期货合约市场
期货交易作为电力合约型交易的一种，其发生地点是在指定的交易所内，按照规定的时间和价格来进行指定数量的电力交易。这种交易方式在欧美等很多国家的应用非常广泛。通过电力期货交易能够使电力价格在一定时间内锁定在同一价格水准，有效平衡电力价格的波动。交易所将买卖双方聚集到一起，由人将实时的供求关系和变化趋势的信息集中起来，通过公开叫价的方式完成交易，不仅给买卖双方提供平等的交易机会，还能够促进市场自由竞争的开展。电力期货交易能够对供求状况以及价格形势进行及时的反应。
（三）电力期权合约市场
电力作为一种特殊的商品，使得定价很难进行。电力期权合约在风险管理方面的作用，使它在电力市场中的应用非常广泛。与其他的合约交易双方享有的义务和权利相当的处理方式不同，期权合约给予持有合约的一方特别的权利的同时，规定其具有不履行合约的权利。也就是说投资者在进行期货和远期交易时没有额外的成本支出，但是如果是期权交易就要支付一定的期权费，电力的期权交易可以应用到现货、期货以及远期的交易中。期权合约是进行电力价格管理的有效工具。电力系统的运行中存在阻塞是一个客观的情况，期权交易能够对阻塞的情况起到缓解的作用。
二、电力金融市场建设中的注意事项
通过对电力金融市场中主要的交易形式的了解，我们知道了各自的特点和作用，要想建立起一个更加规范和科学的金融市场，就要思考如何把存量资本盘活，怎样才能通过更多渠道吸引投资让电力产业得到更好的发展。在充分考量了我国电力金融市场的现状，并借鉴国外先进经验的基础上，电力金融市场应该走上一条具有我国特色的科学的发展道路。
目前，我国的电力企业分为电力公司、发电厂以及供电公司等几个主要的类型，它们的在性质、经营范围等方面都是不同的，这也决定了它们在进行投资改造时采用不同的方式。例如，县级供电公司就可以采用股东多元化的办法，通过收购和兼并来进行独立公司的组建，而省级电力公司或者是电力集团还是应该保持国有的形式。随着经济的不断发展，经济的全球化对电力企业来说，是挑战也是机遇，应该充分的借助国际资本市场的力量，通过上市来进行外资的引入，这样就能够在电力系统的建设中拥有更多的技术研究资金，不断提升技术资本的分量。同时要针对公司重大行为建设干涉机制，从外部对公司的决策进行规范，保证公司的顺利发展。
电力财务公司作为电力企业的融资中心，要对企业的闲置资金进行充分的利用，通过引进资金、调节闲散资金以及进行联合集资和信贷支持等方式，来实现财务公司规模的扩大，进而使金融资本与电力产业进一步的结合。投资者的培养也很重要，操作规范并且头脑清醒的投资者能够促进电力金融事业的发展。在进行投资的过程中，一定要健全风险管理机制，其中投资决策时风险的管理最关键，健全的投资风险管理制度的核心是良好的项目评审，通过对还款能力以及经济效益的分析，来进行投资的可行性分析，决策进行后还要注意进行网上协议以及筹资成本的管理工作，通过良好的制度最大程度的降低投资的风险，让投资的收益达到最高。
对企业的资本进行良好的管理离不开基本金制度的建设，对于老企业来说，基本金建设就是修正资本的缺位，对于新企业来说，则是督促资金的到位。通过对投资比例的分析，进行享有权利的划分，还要通过书面文件对所有者的出资比例进行说明，对所有者的资本情况进行明确。需要注意的是，国有资本作为我国电力企业的重要组成部分，同时也是国家对于电力产业掌控情况的象征。很多企业在进行改组时，单纯追求股份制建设的速度，为了刺激更多的资本入股，盲目的低估国有资产的意义，将国有资产进行转让。因此，企业一定要进行国有资产的核算和重估，特别是很多无形资产一定要充分考虑，杜绝任何对国有资产进行侵蚀的行为。
三、小结
综上所述，要想实现电力金融市场的良好建设，首先要对电力企业进行资本组成以及经营方式的优化和完善，良好的电力企业发展是市场建设的前提。其次，电力金融市场的实现，离不开各种合约方式的良好运用，这就要求我们，在了解我国电力金融市场现状的基础上，积极吸收国外的建设经验，不断完善电力金融市场的管理模式以及投资机制，让电力金融和现货市场共同为电力产业的发展保驾护航。
参考文献：
[摘要]近年来，随着现代化社会发展水平的不断提升以及科学技术的进步发展，我国的大宗商品电子交易市场发展速度不断加快。但是，在大宗商品电子交易市场的发展过程中仍然存在着一系列问题，比如大宗商品电子交易市场的审批设立相对混乱、其投资建设的市场成本相对较低以及缺乏一定的政策支持等，严重阻碍了我国大宗商品电子交易市场的健康发展。本文就大宗商品电子交易市场存在问题以及发展趋势展开详细论述。
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关键词 ]大宗商品；电子交易市场；存在问题；发展趋势
自改革开放三十多年以来，我国的经济发展水平已经得到了较快发展，根据相关资料显示，我国2010年的经济总量已经超过了日本，并跃居世界第二，我国2013年的贸易总额已经超过了美国，位居世界第一。我们都知道，实体经济的发展对于大宗商品有着相对广泛的风险管理个性化需求，但是随着我国外部经济环境的不断变化与内部经济结构的不断调整，使得我国的经济增长速度出现回落，进而导致实体企业面临着非常激烈的竞争环境，最终实体经济的发展将对大宗商品的风险化管理提出了更加精细化以及个性化的需求。
一、现阶段大宗商品电子交易市场存在的常见问题
（一）现阶段大宗商品电子交易市场的审批设立相对混乱，且投资市场成本相对较低，市场投资主体的盈利目的显著
目前，大宗商品电子交易市场的审批设立相对混乱。究其原因，主要是由于多来源以及低门槛的设立而引起的。比如，在上海的十三家大宗商品的电子交易市场中，仅仅只有一家电子交易市场是经过政府批准之后成立的，而其他的是在工商局进行登记并注册的。尽管全部都需交由中央层级相关政府机构进行审批，但是仍然存在政出多门的不良现象，我国的发改委、商务部以及银监会等部门都有着审批权。根本原因在于我国大宗商品的电子交易市场在定位上不清晰，造成相应的主管单位难以明确。大宗商品电子交易市场的投资市场成本相对较低。在我国目前的《大宗商品电子交易规范》之中规定，建立一定的电子交易市场应具备满足条件的基础设施，还应具备提供交易服务的能力、物流配套服务能力与信息服务能力，然而却没有明确规定最低注册成本[1]。由于电子交易市场的投资成本相对较低，而且相关的主管部门在审批上又比较宽松，使得电子交易市场的实际投资主体逐渐增多。通常情况下，大宗商品电子交易市场的投资主体有着较强的盈利性，为了尽快收回投资成本，经常出现违规操作的现象，比如虚报交易量等，从而使得电子交易市场的交易风险系数日益增加。
（二）现阶段大宗商品电子交易市场发展中缺乏一定的政策支持以及法律约束力
现阶段，中国大宗商品的电子交易市场在法制建设方面远远滞后于我国电子交易市场的实际发展速度。目前，我国还没有颁布一部相关的大宗商品电子交易市场规范化法律法规。现有的大宗商品的电子交易市场操作规范基本上是按照2003年《大宗商品电子交易规范》来设立的，且仅仅适用于行业规范或者是行业操作标准，但是却不具备一定的法律效力[2]。当大宗商品电子交易市场出现纠纷的时候，不能找到相应的法律依据，很难稽查与惩处。
二、大宗商品电子交易市场的发展趋势
（一）大宗商品电子交易市场在规模与数量上的发展趋势
现阶段，中国的大宗商品交易市场中的交易品种分布存在多元化的特点，相应的能源以及化工类的品种有所增加，而且大宗商品的电子交易市场在交易方式上也呈现出多样性的特点。如表1所示：
从我国大宗商品电子交易市场的未来发展途径上来看，至少可以分为两条，如图2所示：
具体来说，A路径主要是指在国内与国外的相关环境条件之下，大宗商品的电子交易市场在数量上已经基本饱和，而且由于激烈的市场竞争，总数将会逐渐缩减到三百家左右。保留的大宗商品电子交易市场在规模上将显著提高，有着区域性的定价优势。B路径主要是指随着现代化电子商务的不断发展，在目前的五百家基础上，将总数逐渐增加到六百家左右，然后再在优胜劣汰的市场竞争之下，总数逐渐缩减到四百家左右。但是由于目前大宗商品业所面临的清理整顿，电子商务的大发展特殊性阶段是一种短期性的判断。A路径是指电子商务在大宗商品电子交易市场实际发展过程中发挥着决定作用的发展趋势判断，而B路径则偏向于应对2012年的《国务院关于清理整顿各类交易场所切实防范金融风险的决定》，具体来说就是除了依法经过国务院或者是国务院的期货监管机构严格批准设立的交易场所之外，任何的单位一律不能以集中竞价交易方式、电子撮合交易方式、匿名交易方式以及做市商等方式实施标准化的合约交易[3]。
（二）大宗商品电子交易市场在业务层面上的服务创新趋势
为了促进我国大宗商品电子交易市场的又好又快发展，需要从业务层面上进行服务创新。具体可以从以下几个方面进行阐述：首先，在交易服务模式上的创新。应根据自身的交易市场定位、具体的资源特点与优势以及相应的服务群体与服务客户进行有效确定服务模式，从而满足不同客户的个性化需求。其次，在物流服务上的创新。目前，我国大宗商品市场中的物流服务具有信息化、快捷化以及智能化的发展趋势，物流信息化已经转变为大宗商品现货市场以及物流企业的核心竞争力之一。所以，需要从物流服务的仓储环节、加工环节、包装环节、运输环节、配送环节以及质押监管环节等进行创新，实现电子商务以及金融服务的共同发展。不断推动新型的供应链融资研发，借助车货配载手段、运力交易手段、在途查询手段以及路径优化手段等保证物流的智能化[4]。再次，在金融服务上的创新。要想实现金融服务上的创新，需要将供应链的相关核心企业为起点，向银行的横向服务进行延伸，形成低成本以及高效率的在线化融资产品，逐渐实现相应资金流的高效化、电子化以及集成化。设计创新型的“在线票据”模式、“在线订单”模式、“在线保理”模式以及“在线仓单”模式，从而形成供应链的全环节融资服务，从根本上形成交易市场、仓储物流企业以及金融机构的共赢局面。最后，在信息服务上的创新。大宗商品电子交易市场在信息服务上的创新应立足于预判性以及前瞻性，借助交易市场相应的信息集聚能力以及电商成功运营的经验，不断引入物联网技术以及云计算技术等，建立起综合化的信息资讯平台与数据中心，从而形成主流化的价格信息，为企业提供准确以及全面的信息服务。
结语
总而言之，为了进一步促进大宗商品电子交易市场的健康发展，相关人员需要对大宗商品电子交易市场发展过程中存在的常见问题，进行系统化分析研究，制定出科学的解决方案，确保大宗商品电子交易市场的正常运行。此外，从大宗商品电子交易市场的发展趋势来看，必须要以市场需求为导向，将产业链的相关核心企业资源作为依托，从业务层面上在交易服务模式、物流服务、金融服务以及信息服务方面进行创新，实现实体经济与大宗商品电子交易市场的共同发展。
参考文献
[1]刘莉.中国大宗商品电子交易市场存在问题及发展趋势研究[J].宁波大学学报(人文科学版),2015,02:88-93.
