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利顺金融集团的上一任全球首席信息官是做业务出身的，后来利顺金融集团面临着要更换核心交易平台的需求，因此该公司需要一位技术专家来担任首席信息官，他就是Yann L'Huillier。
广推电子化交易
在加入绿松石交易平台公司之前，Yann L'Huillier曾在多伦多证券交易所等证券交易机构担任高级IT职位。他于2001年更换了多伦多证券交易所的全部交易系统，并且还在2005年，将波士顿证券交易的核心系统更换。
由于Yann L'Huillier具备证券交易所引进电子证券交易系统的多年经验，他成为利顺金融集团准备在场外交易领域引进电子交易时的首要人选。在证券交易行业，交易频繁的交易商需要高速自动化的交易。
场外交易是银行之间做的交易。交易商间经纪人公司所做主要是服务经纪人之间做的交易。比如说，一家银行做一笔为一个大企业客户收购公司或者政府的债券的交易；再比如，一家银行通过一个场外交易，为一个企业客户实现换汇。这些交易都是匿名的，并不通过交易所进行。
绿松石交易平台使用现成的技术，包括供应商Cinnober提供的核心交易平台、用于市场监视的Progress软件和Detica技术的组合。它使用Neonet的软件提供市场数据，并利用清算所EuroCCP进行清算服务。这个基础设施位于金融服务IT服务提供商BT Radianz运营的两个数据中心，包括运行Red Hat Linux操作系统的惠普刀片式服务器。
利顺金融集团是五家大型交易商间经纪人公司之一，最大的是ICAP（毅联汇业）。Yann L'Huillier称，证券和场外交易的最大区别是场外交易不适合非常频繁的交易。股票交易必须向投资银行提供尽可能最快的交易速度（差之毫秒，就会产生很大的差别），而速度对于场外交易的交易商间经纪商并不重要。
交易商间经纪商像银行的匹配引擎一样工作。这些经纪商的人数约占全公司员工的三分之二。据了解，该公司员工约为2500名。他们让银行中的交易商相互匹配，像软件让证券市场中的买家与卖家匹配一样。这个区别是，股票市场中一个自动匹配引擎只在几毫秒内就可以完成这个事情，而在场外交易市场，经纪商需要使用计算机发现潜在的交易，并给他们的交易客户打电话进行沟通。
Yann L'Huillier说：“现在，场外交易市场正在发生变化，各种电子化需求涌现，市场电子化是必然趋势。”但是，他并不认为场外交易市场将完全实现电子化。“我们正在努力推进并实现电子化，因为我们需要准备好电子化这项技术。只有如此，我们才能够实现理想中的平衡。”
Yann L'Huillier面临的第一个挑战中的是建立一个核心软件平台，以便在需要的时候增加新的系统。一款名为“Nebula”的基于Java的系统于2011年5月完成的。
Yann L'Huillier介绍，这个系统拥有证券交易所的交易系统中的全部组件。Nebula和其他系统每天可以处理500万至700万个订单。
Yann L'Huillier说：“在这个市场中，我们没有交易频繁的交易商。相比速度，稳定性更重要。”据了解，利顺金融集团的正常运行时间同其他股票交易所一样高效。
从Nebula平台推出以来，在其上面建立的系统包括一个能够处理利率交换的系统和另一个处理货币的系统。
平衡IT资源
利顺金融集团需要Yann L'Huillier担任全球首席信息官，还意味着他必须保证企业重要的交易平台与IT部门之间的资源的平衡。IT部门负责保持在27个地方的2500名员工高效率地运营业务。
利顺金融集团有大约200名IT人员，90%新的IT开发工作与电子交易有关。Yann L'Huillier说：“我的大多数时间都用在与电子交易有关的工作上。”这个工作主要是监管在纽约和伦敦的两个IT团队做的开发工作。
Yann L'Huillier今年在公司IT部门的工作重点是降低成本。这样，更多的预算就可以投入到电子交易中。去年，该公司的IT团队大约削减了10%。
典型国家电力双边交易模式对我国的启示
提高电力双边交易的灵活性，促进电力双边交易的大规模开展国外经验已经证明仅仅依靠交易管理机构的“牵线搭桥”很难保证大规模电力双边交易情况下市场的运行效率。为此，各国纷纷在在电力双边交易的售电环节引入中间商从事“转买转卖”和“居中撮合”，降低了交易成本，提高了市场的流动性，从而促进了各国电力双边交易的大规模开展。目前，我国已开展的电力双边交易尚存在市场主体交易积极性不高，缺乏交易自主性等问题。适时引入中间商，对提高市场交易主体的积极性和自主性，进而促进我国电力双边交易的大规模开展具有重要意义。明确各参与主体的责权义务，有利于实现电力双边交易全面、规范的管理，提高管理效率国外电力双边交易中涉及主体较多，因此，各国电力市场对主体的准入、主体应承担的责权义务进行了明确的规定。各交易主体在交易过程中履行相应的义务，由此保证了市场的有序运行。我国开展电力双边交易的过程中，有必要借鉴国外电力交易主体的管理模式，设计符合我国实际国情的规定，有效约束交易主体的行为，确保市场的规范化运作。国外双边交易种类构成对我国的启示(1)大力推进跨区(省)电力双边交易的开展，实现资源大范围优化配置通过对国外典型国家的电力双边交易的分析可以看出，各国跨区(省)电力双边交易占双边交易的比例较大。英国主要有英格兰—威尔士跨区交易;澳大利亚则是通过更大范围内的双边交易建立起了国家电力市场;美国主要依托其区域电力市场，大力开展跨区电力双边交易;北欧四国则依靠统一的交易管理机构(NordPool)，积极开展跨国电力双边交易;欧盟则建立其统一电力双边交易市场。目前，我国已经开展的发电企业与电力用户双边交易主要局限于各省的地域范围内。以省为单位的电力双边交易既不利于各区域内资源的优化配置，也不利于“西电东输”“南电北送”等国家能源战略的贯彻落实。随着我国电力供需紧张状况的缓解，各发电企业为实现较高的发电设备利用小时，都希望在本省以外开拓市场，要求参与跨省、跨区电力交易;用电企业也希望打破地区界限，在更大范围采购电力，降低生产成本，规避经营风险。因此，我国应当借鉴国外经验，发展跨区(省)电力双边交易，实现我国电力资源更大范围内的优化配置。(2)积极开展不同时间跨度的电力双边交易，充分利用不同时间跨度下电力双边交易之间的套利关系，规避相应的市场风险通过对国外典型国家电力双边交易开展情况的分析，我们可以看出各国根据交易时间跨度的不同，建立了不同的电力双边交易。各国的电力双边交易按照时间跨度可以分为:中远期双边交易和日前双边交易。通过赋予各交易主体对于不同时间跨度下各类电力双边交易的选择权，市场中的各个交易主体可以充分利用不同时序下各类双边交易之间的经济套利关系，规避市场中价格风险。目前，我国的电力双边交易种类单一，主要以中长期交易为主，缺乏近期甚至是日前的双边交易，这使得我国电力双边交易市场流动性不足。因此，我国应当尽快完善电力双边交易的时序种类，提高市场流动性，规避市场价格风险。(3)适时开展电力金融双边交易，利用金融工具确保市场的稳定运行国外典型国家电力金融双边交易主要分为:期货交易、期权交易与差价合约交易。国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，各国普遍建立起了电力金融衍生市场，广泛开展电力金融双边交易，电力金融双边交易量占总交易量的比例较大(以澳大利亚为例，该市场的期货交易量占NEM物理能量交易总量的22%)。期权、期货等金融产品的引入为市场参与者管理电力市场的风险提供了有价值的工具。目前，我国尚未开展电力金融双边交易，各市场交易主体缺乏规避市场风险相应的金融工具。随着我国电力工业市场化改革的深入，我国电力市场运行方式将更加灵活，市场参与者将面临更大的交易风险，因此我国应当借鉴国外经验，适时引入电力金融产品，开展电力金融双边交易，确保未来我国电力市场的稳定、高效运行。国外电力双边交易达成方式对我国的启示(1)在双边交易开展初期，应主要开展集中撮合的电力双边交易根据以上对各典型国家电力双边交易开展情况的分析可以看出，在英国、美国等发达电力市场国家，电力双边交易主要为OTC交易;而在俄罗斯等电力市场欠发达国家，主要开展集中撮合的电力双边交易。在电力双边交易开展初期，各项配套机制尚不完善，双边交易面临着信用风险等诸多风险，因此应当大力开展场内双边交易，充分发挥交易管理机构的监管作用和信用保证作用，确保电力双边交易的顺利达成。而在电力双边交易的成熟阶段，各项配套机制均已建立，各市场主体均已相互熟悉，此时应当鼓励场外双边交易，以提高交易的灵活性和市场的流动性。目前，我国尚处于电力双边交易大规模开展的酝酿期，各项政策法规与相应的配套机制亟待完善。因此，在交易方式的选择方面，应在现阶段开展以集中撮合为主的场内交易，而在电力市场成熟阶段适时开展OTC交易。(2)加强电力双边交易电子平台建设，提高电力双边交易的信息化水平电力双边交易的顺利进行，需要以大量的数据信息为支撑，电子平台中技术支持系统的建设是交易市场中不可或缺的环节。在电力双边交易市场成熟阶段，双边交易的类型将日趋多样化，更需要通过电子平台建设以提高双边交易效率。电力双边交易过程中所涉及的数据申报、负荷预测、合同管理、交易计划的编制、安全校核、计划执行、辅助服务、市场信息、考核与结算等环节均需要通过相应的技术支持系统完成。这些系统包括:能量管理系统、交易管理系统、电能量计量系统、电能量考核与结算系统、合同管理系统、报价处理系统、市场分析与预测系统、交易信息系统、报价辅助决策系统等。借鉴国外经验，我国在电力双边交易开展过程中应当高度重视电子平台建设，通过制定电力双边交易技术支持系统的实施方案、发展目标和运营规则要求，保证技术支持系统的实用性和适应性，提高电力双边交易的信息化水平。国外电力双边交易机制对我国的启示(1)优化交易管理机制，促进电力市场和电力系统健康发展国外电力双边交易的执行过程中，维护电网安全稳定运行，是电网企业、购售方、售电方共同的社会责任。北欧和英国的电力市场交易机构和电网调度机构在形式上相互独立，但由国家电网调度机构主导电力平衡市场。电网调度机构(系统运营商)主要负责平衡服务而不参与正常的市场交易，有效避免了电网作为自然垄断环节参与经营可能产生的不公平行为。借鉴国外经验，我国在开展电力双边交易过程中，应充分把握各相关主体的职责义务，做到分工清楚、权责明确，为市场参与者搭建公平合理的责任风险分配关系。(2)建立高效的平衡机制，确保各类双边交易的有序开展从国外典型国家电力双边交易开展的情况可以看出，电力双边交易过程中因供需形式变化、联络线约束等客观原因导致合约无法顺利执行，而出现交易不平衡的现象，需要引入平衡机制，处理双边交易达成与执行过程中出现的电力电量不平衡，包括由发电企业、用户或输配电服务等环节引起的不平衡问题，提高市场运行效率。我国目前虽然已经进行了发电侧的集中竞价试点，但真正意义上的基于市场的平衡机制尚未建立。因此，随着电力双边交易建设的提速，我国应适时建立电力现货交易市场(实时市场)，以之作为电力双边交易市场的补充，提高双边交易市场的运行效率。(3)明晰输配电价与辅助服务价格，保证电力双边交易的公平开展电力双边交易真实价格的发现有赖于明确、清晰的辅助服务与输配电价格。通过对国外典型国家经验分析可知，输配电价格与辅助服务价格是准确评估双边交易成本的关键。目前，我国尚未建立合理的价格机制。近年来，国家重点疏导了发电价格矛盾，但输配电价两头受挤的状况始终未得到合理的解决，电网建设的还本付息和资产经营效益缺乏必要的保障;此外，我国仍未实现辅助服务交易机制的市场化，辅助服务缺乏明确的价格。因此必须尽快推动我国的输配电价改革，形成市场化的辅助服务交易机制，为我国电力双边交易的开展创造条件。(4)充分发挥交易管理机构的平台作用，避免电力双边交易过程的潜在风险从国外典型国家经验可以看出，交易管理机构在电力双边交易过程中发挥重要的平台作用，如美国PJM市场针对电力实物交易建立了电力交易中心(PX)，针对电力金融交易建立了电力交易所，以此管理市场中的各类双边交易。电力双边交易的结算大多表现为信用结算，因此对交易双方信用有较高要求。因此，加强交易管理机构对结算过程的介入有助于提高整个交易的信用等级，有效控制结算风险。在PJM市场，电力交易管理机构不仅为场内双边交易提供结算平台，而且为场外非标准双边交易提供了交易、结算服务，并对此类交易的结算同样进行严格的信用管理。若发电商和负荷服务商签署大额、交割时间长的双边交易合同，则往往通过场外结算平台进行结算，减少交易风险和降低交易成本。电力双边交易往往存在较大的信用风险，因此，在我国电力双边交易市场建设中，应当充分发挥电力交易中心在双边交易、管理、结算等过程中的平台作用，在交易撮合、信息的基础上，做好信用管理工作，以保证我国电力双边交易结算的公正性，维护各市场交易主体的利益。
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。
完善市场管理体系，提升市场运营效率全面升级电力交易机构为有效促进电力交易机构的规范化、标准化运作，宁夏电力机构采取以下措施开展交易机构运营升级。一是升级服务理念。面向市场主体，秉承公平化、标准化、专业化服务理念，简化电力交易业务流程，缩短办理时间；建立信息共享平台，实现交易信息公开共享。二是服务承诺。以客户为中心，从市场主体管理、交易组织、电费结算、信息、政策落实、信息安全保障等方面向市场主体服务承诺，通过践行承诺，推动服务能力和服务水平全面升级。三是升级业务协同。交易机构、调度、营销、财务等部门建立横向贯通管理机制，制定“输电能力-交易计划-安全校核-关口计量-月清月结”交易全过程管理流程，着力解决电能“上网”和“送出”的通道受阻问题。建立多维“安全网络”为提升市场化交易的安全管理水平，建立多维协同的监管网络。一是建立“纵向统一”工作体系。建立与北京电力交易中心、政府电力主管部门协同的工作体系，实现“业务全覆盖、业务颗粒度大小一致、业务唯一、业务四级分类”，确保政策统一落实、统一贯彻，有效提升电力市场交易在国家与省级电网协同通畅。二是是建立政企、网厂“多方联动”沟通体系。积极与政府电力主管部门及电力监管机构建立多方联动沟通机制，建立电力市场交易信息定期制度，确保电力市场准入及注册、电价疏导、市场化交易等工作满足国家和地方政策和监管要求。四是建立闭环管理机制。交易机构内部各职能专业之间通过建立电力消纳市场分析、交易计划编制、电能结算等业务服务流程闭环管理模式。
发挥电网结构优势，开发新能源交易模式
充分发挥宁夏地区清洁能源富集、特高压密集的特殊优势，围绕新能源消纳能力提升积极创新交易模式。实施“风火打捆”交易模式为促进区内新能源消纳，创新实施“风火打捆”交易模式，“风火共济”释放改革红利。通过交易机构新能源企业与火电企业开展大用户交易合同电量转让交易，鼓励和引导新能源企业通过“风火打捆”的形式参与区内直接交易，发挥火电运行稳定持续发电特点，推动风电和光伏的发电利用率双提升。扩大新能源省间交易规模为加大跨省区新能源外送规模，依托宁夏电网超、特高压直流外送电通道优势，以电网安全为首要原则开展新能源跨区跨省外送电交易组织，通过与山东、浙江等东部用电负荷大省建立长期外送电合作模式，努力扩大中长期外送电交易规模。开展新能源与火电发电权交易结合宁夏火电机组和新能源机组运转特性，通过创新开展省内新能源与火电发电权交易和跨区跨省发电权交易，力促发电成本高的燃煤火电机组将计划电量转让新能源发电企业，进一步拓宽宁夏新能源消纳途径和范围。开发多元交易品种结合现货市场和清洁能源配额机制的准备、建设，研究探索电力金融交易、绿色证书交易等交易品种，同时开展网上公开公示交易专项行动，做好交易组织前、过程中、执行后全流程的公开公示。优先购电挂牌交易为优先购电交易品种，年度双边交易、月度双边交易、月度挂牌交易、月度集中交易、跨区跨省交易为电力直接交易品种，合约转让交易、月度预挂牌交易、日平衡交易为平衡类交易品种，富裕新能源外送交易为现货交易品种，调峰辅助服务为辅助服务交易品种。
健全市场配套机制，助力市场有序运作
完善省间交易机制配合北京电力交易中心研究、编制《北京电力交易中心省间中长期交易实施细则》，完善省间中长期电力交易机制，推动建立科学合理的省间中长期电力交易实施细则，方便市场主体更好地参与省间交易。健全市场辅助机制以激发市场活力为核心，开发多种交易辅助机制，同时与当地电力主管部门、监管部门配合推进电能消纳的政策机制，试点开展调峰辅助服务市场建设，积极推动电能替代交易，激活电能消纳市场。建立偏差考核机制2017 年4 季度售电公司作为新的市场成员类别参加了电力市场交易，更多的市场主体对交易结果的刚性执行提出更高要求。目前合同偏差由签约双方线下处理，处理方式不规范，且随着合同的进一步严格执行，发用双方正负偏差电量均需进行偏差考核，需要为合同双方提供更多的偏差处理方式。
建立市场风控体系，提升市场风险防范
建立市场信用评价体系开展宁夏电力市场信用评价体系适用性研究，从评价范围、评价周期、评分标准、评价结果应用等多个方面进行论证分析，建立科学、适用的电力市场信用评价指标体系。市场主体信用评价分为场外评价和场内评价。场外评价使用场外指标，主要评价市场主体的财务状况和通过其他渠道获取的信用记录；场内评价使用场内指标，场内指标分为综合评价指标、惩罚指标、奖励指标以及预警指标。建立行业联合奖惩机制围绕建设公平、公正、公开的电力市场环境，完善行业联合奖惩机制。一是建立守信联合奖励机制，对信用评价结良好的市场主体，地方政府主管部门对其实施守信联合奖励机制。二是建立失信联合惩戒机制，对发生严重失信行为的市场主体，一律列入“黑名单”，执行联合惩戒。同时，视情况启动强制退出市场措施、注销其注册信息、依法依规追究其法律责任。
效果及展望
能够有效提升市场化交易规模
通过建立健全完善的市场化交易机制，主动搭建公开透明的市场化交易平台，积极服务参与市场改革的市场交易主体，能够不断提升市场服务水平，参与交易的市场主体和交易规模大幅提升。
能够探索出省级电力交易市场建设的新路
通过积极发挥大范围资源优化配置优势，创新开展跨区、跨省风光替代交易，实现政企、网厂、供用多方和谐共赢和经济发展、环境治理有机统一的目标，引导政府、火电企业、电力用户逐步认同并树立了打破省间壁垒、放开市场主体参与省间交易的购电选择权对激活市场竞争力、活跃市场、释放更多电改红利的观点。能够提升宁夏地区新能源消纳能力通过组织新能源参加跨区跨省交易，能够有效提高风、光、火打捆外送新能源电量占比，2018 年上半年，新能源参与各类市场化交易电量达到69.88 亿kW・h，占新能源上网电量的48.97%。同时，有效降低了新能源弃电量，2018 年上半年，新能源累计弃电量3.54 亿kW・h，弃电率2.42%，同比下降2.29 个百分点，新能源消纳均位居国内前列。
碳交易试点建立的目的
碳交易试点可谓是我国建立碳排放机制的第一步，为什么先从这里入手呢？国网能源研究院企业战略研究所副所长马莉称：“建立碳交易试点的目的主要有三个，一是通过碳交易试点，探索建立基于市场并适合国情的碳减排机制，以此作为落实“十二五”碳强度指标以及2020年温室气体减排目标的重要手段之一。二是碳交易是未来发展趋势，作为经济快速发展的大国，我国推行碳交易试点也是顺应潮流并争取主动的行为。目前，我国的CDM项目约占全球的44.63%，但因处于国际产业链底端，缺乏定价权。因此，应吸取我国在石油市场丧失话语权的教训，争取在碳市场形成全球化稳定市场之前，为我国争取碳市场的话语权。三是从国际政治环境角度看，通过开展碳交易试点，可进一步展现中国致力于应对全球气候变化的大国风范，并可在国际谈判中保持有利位置。”
以电力行业为试点需要考虑的因素
之所以选择电力行业作为试点行业，主要考虑的是电力行业整个计量系统非常完善，建立碳交易试点可以节省很多成本。碳交易强调可核证和可计量，这个问题在电力行业也相对比较容易解决。马所长在这里特别强调了一个问题：“与发达国家不同的是，目前我国正处在经济快速增长阶段，这个过程用电负荷增加是具有历史必然性的。用电负荷总量增加的必然性和碳排放总量下降的要求之间存在矛盾，如何调解这对矛盾，是设置碳排放机制需要考虑的问题。这点与发达国家是完全不同的，因为西方发达国家的经济发展状态已经进入一个相对平稳的阶段，它们的减排目标设置和我们这种经济高速发展期的减排机制设置必然存在差异。碳交易市场机制及规则设计，要充分考虑电力市场空间扩展性与碳排放权市场空间收缩性的两个不同的趋势，不能对电力工业发展产生制约。这也是建设电力行业碳减排试点需要考虑的第一个问题。”“其次需要考虑的是碳排放指标的初始分配要与电源结构挂钩，在大力促进清洁能源发展的同时，也要充分考虑由我国资源禀赋决定的以煤炭为主的电源结构，要体现碳交易的客观性、均衡性和公平性。”马所长举例说：“在确定碳排放总量减少的大前提下，为发电厂分配碳指标的时候，就要考虑到发电量的增加而去设定减排指标，而不能用一个静态的、固定的指标去一刀切。但是同时也要考虑到电力结构转型的因素，如该发电厂有多少负荷是使用清洁能源发电的，这也可以当成其规定碳指标时的考虑因素。”也有专家分析可以按照电力和石油化工行业等行业分解碳减排指标，然后在行业间或者行政区域间建立一种交易模式，竞争性行业则可以安排过渡方案，减排指标从向地方分解转化为向行业分解。
“第三个需要考虑的是电力行业开展碳交易，要有利于能源布局优化。”我国能源资源分布不均衡，主要集中在西部和北部地区。碳排放指标的分配要考虑到区域能源资源禀赋的差异性，从全国资源优化配置的角度来看，合理分配碳减排指标，适当向西北部能源资源富集地区倾斜，以引导电源向西部布局。
马所长说最后要考虑的是：“现有的体制和机制。中国国情、电情与国外不同，电力价格没有放开，电量指标主要是由政府分配，碳排放指标的分配要考虑与电量指标的结合。电力市场化改革正在逐步推进，碳交易市场的发展要与电力市场化进程衔接。”
电力企业在碳交易及低碳经济中扮演重要角色
电力行业是碳排放的重要领域，根据中国电力企业联合会的数据统计，2010年电力碳排放量约占全国排放量的50%，但同时也是实施碳减排的重要行业。“十一五”前四年，电力行业累计实现减排量约为9.51亿吨。就这种情况，马所长分析：“未来，中国电力工业还处于快速发展阶段，以煤为主的电源结构将长期存在，因此电力行业的减排成效将对碳交易及低碳经济发展起到至关重要的作用。电力企业通过开展碳交易，可以充分利用市场手段有效降低企业的减排成本，激发电力企业减排及参与市场的积极性，使之成为碳交易市场的主体之一。而相关资料也显示，电力企业已经开发很多CDM项目，对碳交易市场规则和运作机制有比较深入的了解，一旦碳交易试点建立，这些企业能很容易地参与进来。”电力企业在发展低碳经济中的作用也是不容小觑的，一方面，发电企业是承担直接减排责任的重要主体，通过绿色发电技术的研发和应用，促进绿色清洁能源的开发和利用，为用户提供安全可靠、清洁环保的电力。另一方面，电网是连结各发电企业和广大用户的枢纽，电网企业在能源生产、运输和消费等环节的低碳化中发挥着重要的作用。电网企业通过采取一系列措施降低网损，积极实现输电环节的直接减排。
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.
一、文献回顾与问题提出
1968年，美国经济学家戴尔斯(Dales)首次提出排污权交易，将科斯定理应用于水污染的控制研究。Martin Weitzman比较了边际减排成本和边际减排收益不确定下庇古税和排污权市场的优劣。Copper and Oates认为，排污权市场降低了最终污染水平的不确定性，在缺乏发信息使得政策制定者随意选择污染标准，那么采用排污权制度就更有可能达到该标准。
既然排污权交易的核心是通过市场机制减排，那么该市场是否成熟是衡量该制度成功与否的重要因素。至今，美国已建立较成熟的排污权市场，有大量文章研究参与者的市场势力以促进建立完全竞争的排污权市场。Malik指出拥有市场势力的排污权市场参与者倾向于掌握多余实际需要的排污权，以提高排污权价格。Liski and Montero的研究表明，若允许存储排污权，有市场势力的排污权购买方不会影响该市场的最优状态。而我国排污权交易制度可追溯至1988年开始试点的排污许可证制度。至1999年，我国与美国合作，确立运用市场机制控制二氧化硫的减排，南通、本溪等城市都是最先的试验点。2007年9月，嘉兴正式在全市范围内推行排污权交易制度。从我国已有的文献看，有许多文章关于美国成功建立排污权市场的经验对于我国的启示，如王瑾、刘彦廷、李冬，樊纲和王小鲁、黄国轩和张俊霞也提供衡量我国市场化发展的指标，但我国少有文章以排污权的市场化程度为视角，深入剖析我国排污权交易的制度障碍。本文以嘉兴市排污权市场为例，从市场化角度切入与美国进行比较，分析我国排污权市场的障碍并提出相应对策。
二、嘉兴排污权交易市场概述
2002年，嘉兴秀洲开始排污权交易的实践，直至2007年9月24日，嘉兴市正式推广排污权市场，交易对象为COD与二氧化硫。该市场主要由交易者、交易价格、交易程序、在线监测系统等组成。目前，该市场的交易主要集中于排放COD、二氧化硫的市场主体与排污权交易中心之间进行，按照官方核定价格进行，少数交易通过拍卖在市场主体之间进行。但该市场尚未向其它市场主体开放。
在排污权交易中心成立之初，嘉兴市就已完成了污染源自动监测监控和大气、地表水自动监测两大环境监控系统的建设，实现了对全市污染物排放浓度的全天候实时数据和图像监控。该污染源自动监控系统的建成是排污权交易的前提。虽然从2005年开始，嘉兴市污染控制逐渐从“浓度控制”转入“总量控制”，但目前的在线监测系统并不能对企业的排污总量进行实时监控。此外，为解决企业流动性问题，嘉兴市政府与市商业银行合作，制定了排污权抵押贷款制度。
三、排污权交易市场化程度的比较分析
结合我国衡量市场化程度指标和排污权市场的特征，本部分就试图以美国二氧化硫排污权市场为参照系，选择了市场的参与者、市场体系及私人交易占比等三方面着手，将嘉兴排污权市场与美国的二氧化硫排污权市场进行比较，以此来衡量嘉兴排污权交易的市场化程度。
1 排污权市场的参与者
(1)美国――任何单位和个人
在美国，任何单位和个人，只要遵守ARP和CAIR，在建立排污权账户后，都可以参与排污权交易。排污权交易的参与者主要有排污的电力企业、环保组织和排污权中介。排污权交易的参与者可通过EPA每年举行的排污权拍卖会、排污权中介和环保组织进行交易，交易价格由市场决定。
值得关注的是，在排污权市场上，EPA除了负责举办每年的排污权拍卖会以外，并不参与排污权交易，它在排污权市场中的主要职责为管理排污权账户并履行监督职责。在实际操作中，EPA每年年终对排污治理企业的排放情况进行检查，对超过规定排放量的企业，将被处以罚款，处罚力度根据每年通货膨胀进行调整，2004年的罚款为2963美元／吨。这违法的价格远远高于每吨污染物的减排成本，使得企业很少有违规的动机。在2009年，ARP范围内的电力企业无一违法，实现了100％的达标。
(2)嘉兴――交易中心与规定范围内的企业
嘉兴排污权供给来源主要有：减排者、政府回收和回购的排污权、无偿收回的限制排污权以及采取区域综合性减排措施后获得的削减量。同时，排污权交易有3类需求方：有新建、改建、扩建项目的企业；因减排代价过高而不愿减排的企业；暂时无偿获得排污权的老企业。
从排污权供给方面而言，由于嘉兴市并没有真正实现对排污总量的在线监控，“减排者”仅仅意味着通过安装减排设施实现永久减排的企业，通过其它方式减排的企业并不能成为排污权的可转让方。这意味着目前，嘉兴市只承认通过安装减排设施而减少的排污量。
而对于排污权需求方，新建、改建、扩建的项目建设之前必须通过环保部门的审核，并且必须按照不低于规定的比例购买相应的排污权。
除以上提及的排污权交易参与者类型外，其他单位或个人不能参与嘉兴排污权市场的交易。在这个层面上，嘉兴排污权交易参与者的范围比美国的二氧化硫排污权交易市场的参与者范围小得多。
2 排污权交易的市场体系
(1)美国――现货市场与期货市场
排污权交易的市场结构日益复杂。尽管减排可以使企业不必参与排污权的市场交易，但美国的排污权市场为企业降低成本、风险管理甚至盈利提供了多种途径。它的排污权市场主要由现货市场(Spot Market)和期货市场(Futures Market)构成。
①现货市场――实现价格浮动
美国的排污权现货市场的价格随供需的变动而改变。
②期货市场――减少市场价格波动
纽约商品期货交易所(NYMEX)和芝加哥气候期货交易所(CCFE)都设有二氧化硫排放权的期货市场。期货市场是对现货市场风险的一个保险市场，从而使投资者找到了一个相对有效的规避市场价格风险的渠道。美国的排污权市场允许任何个人和单位进行排污权交易的开放姿态使得投机者能在排污权交易中自由进退，使排污权的现期价格和远期价格变化步调趋于一致，降低了排污企业面临的价格波动风险，从而增加了市场流动性。期货市场为企业在排污权交易中的风险管理提供了灵活性。
(2)嘉兴――现货市场
嘉兴排污权交易市场的大部分交易不具备现货市场的主要特征。一方面，嘉兴市排污权的大部分交易以官方指定的价格进行；另一方面，嘉兴市通过拍卖有一小部分排污权的价格是
由市场决定的，而且它也正在向这方面努力。
自嘉兴排污权交易制度建立以来，排污权的价格就由官方规定，例如二氧化硫的价格被统一为每吨2万元／年。同时，嘉兴南湖试图通过排污权拍卖使价格市场化。截至2009年9月，嘉兴市共进行了2次排污权的公开拍卖，都在南湖区举行。南湖区将部分公共资源和排污企业削减指标进行公开竞拍，通过竞拍，成交价远远高出排污权交易的指导价，实现了通过市场来体现排污权作为稀缺性资源的价值。但是嘉兴市大部分的排污权还是按官方核定价格进行，真正通过市场进行的排污权交易不仅不管是交易的频率还是交易额都远不及美国的排污权现货市场。
3 私人部门间排污权的交易量占总交易量的比重
因为不同经济组织间的交易被视为真正的市场行为，其交易量的大小被视为衡量排污权交易市场是否活跃的一个重要标志。
(1)美国――私人交易占比稳步上升
图1显示，在美国二氧化硫排污权交易市场中，二氧化硫在私人部门之间的累计交易量不仅在数量上递增，在总的累计交易量的比重也不断加大。由此可见，美国排污权市场运行良好，真正的市场行为活跃。
(2)嘉兴――企业间的交易微不足道
可供交易的排污权主要来自交易中心回购、回收的排污权和综合区域减排获得的削减量，通过企业自身减排而出让的排污权几乎没有。只有在南湖区拍卖会上，拍卖的排污权来自企业通过自主减排而可出让的排污权。拍卖可以被视为嘉兴企业与企业之间交易的唯一途径。因此，相对于累计的交易总额，企业间的排污权交易额，微不足道。
四、嘉兴排污权市场化的制度障碍
可见，嘉兴市的排污权交易市场化程度远不及美国。然而，是什么阻碍了嘉兴排污权的市场化?
1 缺乏排污总量的在线监测体系
尽管平湖区制定了如何利用在线监测系统的数据核算排污总量，但细看平湖区的核算方法，其实仍然没有实现排污总量的在线监测。平湖区规定利用废水排放量和污染物排放浓度两方面的数据来认定排污总量，而废水排放量以环保部门核定的允许排放废水量为依据，并不是以实际排放的废水量为准，因此，该方法核算的依然不是企业实际的排放总量。
2 政府干预过多
政府对排污权市场干预主要体现在两方面：一是制定政策迫使企业出让闲置的排污权以增加供给，二是官方制定排污权价格，使价格不能及时反映供需变化。
嘉兴市关于无偿收回闲置排污权的规定实质上该政策并不会增加现有系统的排污权供应量。面对过低的官方核定的排污权价格，追求利润最大化的企业只会尽力将已获得的排污权用尽。另一方面，限制嘉兴市排污权交易市场化进程主要是其大部分的交易价格并没有根据市场供求的变化而改变。南湖区通过拍卖促进交易，而在南湖地区以外，由于官方给定的价格低于交易市场的均衡价格，企业即使拥有多余的排污指标也不愿意出让，导致排污权市场供不应求，影响市场交易，也正是因为官方给定的价格没有反映市场供需，企业没有足够的技术创新的激励，没有足够的减排动力，在减排压力下，政府不得不将绝大多数减排量纳入到减排体系，造成可交易量进一步减少。
3 交易中心实为结算中心
在企业整个申请购买的过程中，排污权交易中心没有为企业及时提供关于排污权供给量或需求量的任何信息，而只是认定经市建设管理部门审核的《环境影响评价文件》和出具的《排污权购买总量联系单》，与购买排污权的企业进行最后的结算程序罢了。因此，它只是一个结算中心。
4 设置排污权有效期限
目前嘉兴市的排污权价格都是以每年为期限的，这意味着排污权在获得当年不使用则过期作废。该设置的初衷是保证每年的排污总量在政策制定者的控制范围内。然而，排污权有效期限的设置鼓励企业排污至每年排污总量的上限，否则，对企业来说没有使用的排污权意味着浪费。这种设置反而鼓励企业排污。
五、促进嘉兴排污权交易市场化的对策
1 建立排污总量实时监测体系
对排污总量进行实时监测正是排污权交易市场得以正常运行的基础。因此，为了真正实行排污权交易，在线监测体系必须由目前的控制污染物浓度为主向控制排污总量转变，达到对实际的排污浓度和废水废气排放总量两手抓，实现排污总量的在线及时监控。
2 升级信息平台
为了加速嘉兴排污权交易的市场化，应充分发挥交易中心的交易平台作用。应升级该交易平台，使参与排污权交易的企业能及时、准确地获得排污权需求量、供应量以及污染物排放总量的信息。交易中心应建立在线交易系统，方便企业获取信息和交易。另外，排污权交易中心还应该公布排污权市场的每笔交易和已规划的各年排污总量，这有助于当地企业产生合理的预期，减小排污权的价格波动。
3 减少政府干预，实现价格浮动
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。
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：
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。
2.NETA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.
我国发电权交易1999年就已经开始，目前全国有22个省开展了省内发电权置换交易。通过梳理国内发电权交易的基本经验，有利于更准确地把握和运用发电权交易制度。
一、我国发电权置换交易现状
发电权置换交易起源于1999年四川推出的“水火置换”，主要是充分发挥水电优势，减少弃水。2003年在“水火置换”的基础上，从交易的效用（经济性）方面，提出了发电权交易的概念。近年来，随着风电和太阳能光伏发电等新能源产业的兴起，新能源与火力企业之间进行发电权交易也逐渐被尝试。
随着电力行业节能减排政策的实施，发电权交易相关研究已成为近年来电力市场领域理论研究的热点[1]。2002年电力体制改革以来，我国共开展了四项电力市场改革，即区域发电侧市场，直接交易市场，发电权置换交易市场和跨省跨区电力交易市场。前面两种市场国中央政府主导，从上而下地进行；后面两个市场由企业主导，从下而上地开展。事实上，企业主导的电力市场包括发电权置换交易显然出了强大的生命力。发电权交易已经在我国得到了广泛而深入开展，跨省跨区发电权交易也在东北、华北、华东、华中、西北和南方区域市场实施，取得了显著的经济和社会效益。
二、 发电权置换交易的体制基础与政策支持
发电权置换交易为什么能够从下而上地开展起来，有一定体制基础和政策原因。正确认识这些原因，对于准确分析发电权置换交易的实质与变化规律有重要意义。
（一）政府电力电量平衡计划制定办法及发电权界定
受计划经济体制的影响，也为了确保电力供应，长期以来，我国政府通过电力电量平衡方式，按照清洁能源优先，火电机组同比例等原则，对电力企业下达生产任务或指导性计划。
（二）国家节能减排政策
2007年8月2日，国务院办公厅以[2007]53号文转发了发展改革委、环保总局、电监会、能源办联合制定的《节能发电调度办法（试行）》。该办法按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，从而实现节能的目的。在这种背景下，全国各地开展了以大机组替代小机组的“以大压小”的发电权交易，增加了高效率发电机组的利用率，平稳有效的实现了节能降耗减排。
三、交易规则方面的主要经验
（一）准入条件
结合我国的发电权交易实践，准入条件可以分为以下三类：1）对发电权交易的出让方和购买方都设定准入条件；一般情况下都会对发电权交易的出售者和购买者的发电机组的容量设定限制，这也就决定着了发电权交易的方向只能由节能低排放的大容量机组替代耗能高排放的小容量机组发电。2）只对发电权交易的购买者设定条件限制；也就是发电权的购买方机组容量必须大于特定容量才能进行交易，这就意味着发电权交易不仅可以由节能高效低排放的机组代替耗能低效高排放的机组，而且发电权交易可以在高效低排放的机组间进行。3）对发电权交易的双方都不设定条件限制；任何机组都可以参与交易，发电权交易市场通过价格来调节进行交易。在这种条件下，耗能高排放机组可以替代节能高效机组发电，耗能低排放机组之间也可以进行发电权交易。显然，在新能源与火电跨省跨区发电权置换交易中，是新能源置换火电企业发电。
（二）交易方式
发电权的交易方式大体包括双边交易和集中交易两种基本方式。其中双边交易适用于交易成员较少、交易情况较为简单的情况；而集中交易则适用于市场成员较多，交易机制较为复杂的情况。此外，东北区域电力市场的发电权交易除上述两种交易方式外，有挂牌交易。
（三）价格机制
双边交易的交易价格由交易双方经协商确定，而集中交易由于交易成员较多则需要对交易模式和价格机制进行设计。其中价格机制主要有高低匹配和边际出清两种价格机制。在现实发电权交易中，集中交易普遍采取集中撮合交易模式和高低匹配价格机制。
（四）交易平台
区域发电权的交易平台包括区域统一市场和共同市场两类。区域统一市场是指在区域中建立一个电力交易中心，所有的发电权交易均在这个机构中进行；共同市场是指在区域中建立一个区域交易中心和多个分支交易机心，发电权交易在这个市场中分层进行。本质上讲，区域统一市场组织区域一级的发电权交易，而共同市场则组织区域和省两级发电权交易市场。目前我国区域发电权交易采用省级交易市场和区域交易市场共同存在的共同市场交易平台，交易顺序为先进行省级的发电权交易，再进行区域发电权交易。
（五）电价、电费结算
各省发电权交易实施办法及监管办法中都对电价结算，电量（电费）结算，输配电价和网损电价，甚至包括辅助服务补偿都做出了详细规定。
四、启示
（一）用市场机制补充和完善电力生产计划经济制度
发电权交易产生和发展的规律说明，发电权交易作为对电力工业中传统计划经济体制的补充和完善，具有简单易行，效果明显的特点，充分显示了市场经济制度的有效性。发电权来源于计划经济体制，可能会产生资源扭曲配置的结果，但是，引入市场竞争机制后，却能产生资源优化配置的结果，因此，是对计划经济体制的有效补充和完善。两种经济制度在发电权交易中得到了充分和有效的融合。
（二）利益共享是发电权交易的基础
发电权交易通过把资源优化配置产生的效益在参与的市场主体之间分享，在计划体制的基础上建立了一种市场化改革产生的搁浅成本的处理机制。与其它市场交易制度如直接交易不同，其它市场交易可能会造成某个市场主体利益受到损失的问题，这种市场的改革必然会产生阻力。发电权交易可能形成的利益分享机制很好地解决了这个问题，这是发电权交易能够迅速发展的深层次原因。
（三）有基本相同的交易规则
目前我国许多省都开展了发电权交易，有些地区还组织了跨省、跨区的发电权交易。总体上看，发电权交易有基本相同的交易模式和规则。如火电大小替代，水或新能源与火电替代等几种类型，双边协商交易与集中撮合交易等相同的交易价格形成机制等。
（四）有关风险管理规则设计不够
由于参与发电权置换交易中各方利益都有所增加，因此，发电权置换交易模式和规则中有关风险管理与控制的规则较少。事实上，不同发电企业参与的发电权交易并不完全都是没有风险的。比如“大小置换”就不会产生太大的风险，不同火电企业特别是同省的火电企业开展发电权交易，双方对对方成本信息等了解得非常清楚，所以在报价中，大家会对发电权交易产生的净收益的分配十分公平和准确。但是，对于水电、新能源与火电的发电权交易，情况可能有所不同。
（五）全部为物理交易
