关键词： 电力市场化；电力现货；电力期货；中国战略
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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构建电力批发市场是电力市场化改革最核心的制度安排。尽管国外在运行的电力市场间多有差别，但从电力供需平衡基本方式的角度看，只有“单边交易”（也称强制性电力库）和“双边交易”两种模式。所谓“单边交易”模式，就是市场组织者强制代需方向供方招标采购，不允许场外实物交易，所有发电商均只能向市场组织者（非营利机构）售电，所有售电商和大的终端用户也只能向市场组织者购电，市场组织者是唯一批发购电者和批发售电者，市场出清价格基于供方的竞争决定，需方是市场价格的被动接受者。“双边交易”模式的核心是“自由交易、自负其责”，允许场外实物交易，场内的有组织交易也属自愿参加。需方参与价格形成，但也要为其购买承诺负经济责任。从我国的国情出发“，单边交易”的优点是易于和传统体制接续，可控性强，较难解决的问题是市场操纵；“双边交易”模式的优点是市场效率高，但构架复杂，靠合同约束保障系统平衡对法制条件及配售侧改革配套要求较高。我国电力批发市场构建的长期目标应确定为“双边”的跨省区域市场，但应先易后难、稳步推进。过渡期交易模式应以“单边交易”模式为主，区域电力市场建设可走“由点及面”的渐进之路。
关键词：
电力批发市场“强制库”“双边交易”
电力市场有狭义和广义之分。狭义的电力市场，是指电力交易的场所或范围。广义的电力市场，则是指电力交易关系的总和，是一种经济制度。电力批发市场构建是电力市场化改革最核心的制度安排，我国新一轮的电力体制改革要真正向前推进，必须准确把握电力市场的设计原理，并以此为基础设计适合国情的电力市场化之路。
一、电力市场的基本模式
电力是系统集成的产品，其大宗交易的方式与电力系统供需实时平衡特性相兼容，是电力市场区别于普通商品市场的本质特征。根据国际能源署、各国能源监管当局等公共政策机构对电力市场的总结或介绍，所谓电力市场模式，就是电力的交易方式，亦即实现电力系统供需平衡的基本方式①。进一步说，就是在电力供、需匹配的主体市场中，谁和谁交易，怎样交易。所以，尽管各国在运行的电力市场之间多有不同，但从系统供需平衡的基本方式看，只有“单边交易”（强制性电力库）和“双边交易”两种模式。
（一）“单边交易”（强制性电力库）模式“单边交易”模式也称“强制性电力库”，是一种由市场组织者代用户向发电商招标采购来实现能量平衡的交易方式。在“单边交易”模式中，系统内每台发电机组都必须向市场组织者（通常由系统运行机构代行职能）投标，并按系统运行机构统一安排的发电计划上网运行。一般的组织方式是：发电商前一天或更短时期内向市场组织者提交实时运行时每台机组的供给曲线（价格与机组出力的对应关系），市场组织者基于对系统负荷的预测，按报价从低到高的原则对各投标发电机组进行排序，在满足输电容量限制等技术条件前提下，统一安排各台机组的发电计划，并将满足系统需求的最后一台机组报价定为市场出清价格。市场组织者按该市场出清价格对发电商进行支付，并按照非盈利原则将电力转售给售电商（包括配电公司、独立的售电公司）和大型终端用户。因此，所谓“单边交易”模式，简单说，就是“强制进场，单边交易”。或者说，是“单边交易现货市场”模式。“单边交易”模式的主要特征有三点：1.交易是单边的。不允许场外实物交易，所有发电商都必须到现货市场（库）内向市场组织者投标售电，所有售电商、大用户也只能向市场组织者购电，市场组织者是批发市场中唯一的买主和卖主。2.需方不参与批发市场定价。由于是由市场组织者强制代用户向发电商招标采购，“单边交易”模式出清价格是基于发电商间的竞争决定，需方对批发电价没有直接影响（参见图5）。3.系统能量平衡靠集中控制，平衡成本由市场成员共担。市场组织者代用户招标采购的依据是系统负荷预测，带有主观性。由此安排的发电计划，肯定与客观的市场需求不相匹配，须继续统一安排发电计划以保障系统平衡。进而，这种由集中控制产生的系统平衡成本就具有公共成本属性，应该由所有市场成员共同负担。
（二）“双边交易”模式所谓“双边交易”模式，简单说，就是“交易自由，责任自负”的电力交易制度。在“双边交易”模式中，能量平衡的基本方式是双边交易，亦即在其能量供需平衡主体市场（场外双边合同及日前市场）交易中，供、需双方均可自愿参加，交易数量和价格由供、需双方共同决定。“双边交易”模式的市场构架是：场外双边合同+自愿参加的日前市场和日内市场+（实时）平衡市场。“双边交易”通常分为场外双边交易和场内双边交易（日前市场和日内市场）两部分。场外（即OTC合同）双边交易也被称为“无组织的市场”，由供、需双方自由选择交易对象，以中远期或其他个性化合约交易为主（亦即国内的“长协”交易）。场内双边交易（日前市场和日内市场）市场也被称为“有组织的市场”或“自愿库（VoluntaryPool）”，以现货及其他标准化合约交易为主，由电力交易所等市场组织者对各个买者和卖者的交易要求进行集中撮合。（实时）平衡市场尽管不是能量供需匹配的主体市场，但却是所有“双边交易”模式中的标准配置。因为电力的自由交易使系统运行机构不再有统一安排发电计划的能力，若供方或需方中任一成员未履行交易合同，就会使系统主能量的实时平衡遭到破坏。为此“，双边交易”必须由配有“平衡机制”，以约束交易者履行承诺，并使系统运行机构具备消除不平衡的经济能力。这个平衡机制的市场化实现形式就是（实时）平衡市场。具体说，所有市场成员均须与系统运行机构签订平衡责任合同，承诺对不平衡电量承担财务责任。无论是“长协”交易还是现货交易，也无论是场外交易还是场内交易，实物交割（实时传输）必须以供方机组出力曲线和需方负荷曲线形式执行。一般是在交割前一天或前若干小时，市场成员将各自基于场内、外交易结果形成的发、用电计划送系统运行机构，并同时对该发、用电计划做出财务绑定的承诺（Financial-lyBindingCommitment）。如因市场成员未履行合同而导致系统能量不能实时平衡，系统运行机构就要在平衡市场招标采购平衡电量，该平衡费用由不平衡责任者承担。“双边”模式的主要特征可概括为三点：1.交易自由。市场成员可自愿选择场外交易或场内交易（有些地区还可在多个交易场所间进行选择），按交易合同自行安排发电或用电计划。英国、北欧的有组织市场（电力交易所）与系统运行机构是分开运作的，市场成员可根据日前市场或场外的远期交易合约，自行安排次日发、用电计划。该计划可通过日内市场进行调整，在日内市场关闭后，将未来一小时或更短时间的发、用电计划提交给系统运行机构。在美国的PJM、加州、德州、纽约等电力批发市场中，除一个集中组织的现货市场（主体是日前市场）外，也允许场外实物双边交易。与英国、北欧等地日前市场不同，美国的日前市场还引入了虚拟交易（但虚拟交易合同须在实时市场买回），用以提高日前市场的竞争强度，缩小日前市场价格与实时平衡市场价格的差距，抑制发电商在日前市场和实时平衡市场间的套利行为，保障现货市场价格作为期货市场交割依据的可靠性。根据美国联邦能源管制委员会对美国区域批发电力市场介绍“，新英格兰、纽约、加州、PJM、中部（MISO）、西南（SPP）区域市场售电商的电量来自集中现货市场、双边合同或自己的发电厂”。德州行政法规中关于系统运行机构（ERCOT）设计电力批发市场的原则规定：,美国德州电力可靠性委员会应运行一个自愿的日前主能量市场，在不影响可靠性的前提下，应允许市场成员自发自供或签订双边合同。”根据PJM2014年电力市场报告，该区域实际用电量来自现货市场、双边合同和自发电的比例分别为26.7%、10.6%和62.7%。2.供、需双方共同决定价格。“双边交易”作为一种交易制度，当然包括供、需双方直接见面或直接签订合同，但这并非“双边”的本质特性。“双边”的本质是成交价格、成交数量等交易决策由交易者自主决定，而非市场组织者“越俎代庖”。在“双边”模式中，无论是场外双边合同价格，还是场内集中撮合成交的统一出清价格，都是供、需双方博弈的结果（参见图6）。后者与前者的区别，不过是市场组织者对多个卖方申报的供给曲线和多个买方申报的需求曲线进行了整合，其依据仍是买、卖双方的交易要约，出清价格由供、需双方决定的本质并未改变。3.系统主能量平衡靠合同约束和自负其责。作为交易自由的代价或约束条件，“双边交易”中买、卖双方均须为自己的行为负责。即使是场内集中撮合的现货交易，买、卖双方也均要绑定财务承诺，承担违约导致的系统不平衡责任。在欧洲如英国、北欧的双边市场中，系统能量平衡所需的发电机增减出力或用户增减负荷，由系统运行机构在一个单边的平衡市场中招标采购，市场成员发、用电计划与实际执行的偏差，按该采购价格付费。美国的做法也是建立一个单边的实时平衡市场，市场成员未执行日前发、用电承诺须承担的电量不平衡责任，按实时平衡市场价格与执行的电量偏差计算。
（三）“单边交易”模式与“双边交易”模式的区别“单边交易”模式与“双边交易”模式主要有以下五点不同：1.交易关系的性质不同：强制、单边/自愿、双边。“单边交易”模式的供方和需方（售电商和大用户）都必须且只能同市场运行者交易，这种交易关系是强制的、单边的；“双边交易”再无市场组织者代购代销，供、需双方均可自主决策，其交易关系是自愿的、双边的。2.市场构架不同。“单边交易”模式的市场构架为单一现货市场。所谓同时存在的中长期交易，是“差价和约”一类的金融交易，为市场成员规避风险之用，与电力系统的供需平衡无关。“双边交易”的市场构架是场外双边合同+自愿参加的日前市场和日内市场+（实时）平衡市场，允许场外的实物交易。3.价格形成机理不同：卖方决定/买、卖双方决定。在“单边交易”模式中，市场出清价格由市场组织者基于发电商的竞争确定，需方是批发价格的被动接受者（参见图5）。而在“双边交易”中，需方也参与批发市场竞价，无论是场外的供、需直接交易，还是场内的集中撮合交易，市场价格都是由买、卖双方共同决定的。4.系统能量平衡的手段和成本负担方式不同：集中调度、成本共担/合同约束、成本自担。“单边交易”系统能量平衡靠集中调度。由此而导致的平衡成本由市场成员共同负担。“双边交易”系统能量平衡靠合同约束，违约导致的系统能量平衡成本由违约者自担。5.市场设计理念不同：集中决策/分散决策。虽然“单边交易”和“双边交易”均试图用市场机制解决电力资源优化配置问题，但背后的理念仍有差别。“单边交易”模式更强调电力产品的特殊性，认为“交易基于系统需求预测”的集中决策体制，对电力系统的安全可靠仍然重要，制度“成本———收益”的关系较好；而“双边交易”更强调电力与其它大宗商品的共性，认为“自由交易、自负其责”的分散决策体制，也可与电力系统可靠性要求相兼容，而市场运行的效率更高。
二、两种市场模式的国际分布及适用性分析
（一）“单边交易”与“双边交易”的国际分布1“.双边交易”是国际主流。国际能源署在2001年的一份电力市场总结报告中②指出：“关于电力批发市场组织的第一个争论，是选择强制的还是自愿的电力库。竞争的双边电力交易为一个高效率的现代电力市场中所必需，已获得越来越多的认可。自愿库或电力交易所正逐步成为主流，而强制库正在消退。”目前国外在运行的电力市场，大多实行“双边交易”模式。北欧电力市场开“双边交易”模式先河。其他欧洲国家如德、法等也大都效仿北欧建立了“双边交易”市场。美国的PJM、德州、纽约、加州、新英格兰等主要竞争性电力市场也实行“双边交易”模式。英国作为电力市场化改革的先驱，于上世纪90年代初首创“单边交易”模式，但经过10年的实践后，也于2001年将“单边交易”改为“双边交易”模式。英国所以改“单边交易”为“双边交易”，主要原因是市场操控问题难以解决。英国电力市场化后新建电源均为天然气机组，而天然气机组因“照付不议”的购气合同而皆“不可调”，加之核电的“不可调”，大部分机组都采取了“0-0报价”的跟从策略，导致市场出清价格为少数“可调”的燃煤机组所控制。2“.单边交易”也有长期运行的实例。澳大利亚国家电力市场被认为是“单边交易”模式成功的范例。1998年开始实施，至今一直平稳运行。除设计合理外，一个可能的原因，是该市场所在的东南部各州电源与负荷分布均衡，而且燃煤机组比重大，不易形成市场操纵。除澳大利亚外，加拿大安大略省和阿尔伯塔省、希腊、新加坡及一些欠发达国家，也存在“单边交易”模式的电力市场。
（二）两种市场模式在我国的适用性分析从我国的国情出发，二者的适用性似可作如下结论：1“.单边交易”模式较易控制但市场效率较低。由于“单边交易”模式是市场组织者代售电商向发电商招标采购，竞争的范围、强度具有可控性。由此，“单边交易”模式与“输配一体化”体制的相容度也较高，对于重视所谓“最大公约数”、“平稳过渡”的我国决策当局，较易接受。但“单边交易”市场出清价格的形成缺乏需求侧响应，一般认为其市场效率会低于“双边交易”模式。此外，“单边交易”模式对市场结构的竞争度要求较高，而目前我国发电侧以“五大集团”为主体，其市场布局基于2002年提出的跨省区域电力市场规划，这一区域市场布局在过去的十多年并未得到电网建设的支持。加之无跨省的区域政府，“单边交易”模式的跨省区域电力市场也缺少政府依托。如“单边交易”模式建于省内，电网构架和政府依托方面的条件大多具备，但须改变目前普遍存在的“一家独大”局面，否则市场操纵问题很难解决。2“.双边交易”模式较先进但也较难控制。如前所述，“双边交易”模式被认为更接近普通商品市场属性，市场出清有需求约束，价格不易扭曲，加之有中长期交易与现货交易的配合，可有效提高市场的流动性和资源配置效率。但这需要复杂的规则设计，而且对诚信和法治的条件要求较高。此外，国际经验证明，“双边交易”模式中的买方主要是售电商及其机构而非终端用户，初期的售电商又以配电企业为主，而目前我国独立配电公司极少，未来电网企业输、配关系也不明晰，“双边交易”模式或可在“网对网”、“点对网”交易中试行，但若普遍推行，则要有配售侧产业组织的深度改革相配合，而后者的可控性就更为困难。
三、我国电力批发市场构建的路径选择
如前所述，没有电力批发市场的构建，新一轮电力市场化改革仍将沦为空谈。因此，必须在遵循电力市场基本原理的基础上，探索中国特有约束条件下的电力市场建设之路。
（一）长期目标应是“双边交易”的跨省区域市场如前所述，“双边交易”市场效率较高，也不易形成市场操纵，因而长期看，我国电力市场的主流模式也应是“双边交易”。我国地域辽阔、地区间资源禀赋和产业结构差异大，能源供需格局呈逆向分布，加之“三峡”、“西电”等大容量、远距离的跨区送电，已经形成电力资源跨省配置的格局，市场布局显然应突破省级行政区划。因此，我国电力市场建设的长期目标，应是“双边交易”的跨省区域市场（可简称“双边区域市场”）。
（二）初期过渡模式应以“单边交易”模式为主尽管“单边交易”模式与“双边交易”不能兼容，但只要“单边交易”的实践足够，随着经验的积累及其他相关改革的推进，也可顺利地改“单边交易”模式为“双边交易”模式。本世纪初英国成功地将“单边交易”改为“双边交易”，已为此在实践上提供了有力的佐证。因此，我国的电力批发市场的建设，应先易后难，稳步推进，不仅要有阶段性目标，还应有阶段性模式。目前各地普遍推行“直接交易”，以降电价为预期目标，在发电能力严重供大于求的背景下，短期内容易操作。而若以促进电源结构优化，提高系统效率为目标，则必须配套建立现货市场和“平衡机制”，否则不可持续。但如前所述，“双边交易”模式以市场成员履行合同为依托，对诚信、法治及配售侧改革配套的条件要求较高，以我国现有的制度基础，初期的可控性不容乐观。而“单边交易”模式这种市场组织者代售电商向发电商招标采购的方式，与现行调度体制较易衔接，市场范围、竞争强度均具有可控性。如再考虑到可再生能源发电政策尚未调整、电力的政府间合同及所谓的国家指令性计划未相应取消、配售侧改革（电网组织结构、用户电价交叉补贴）无法配套等如此多的限制条件，近期选择“单边交易”模式较为稳妥。上世纪90年代末，澳大利亚专家帮浙江设计的“全电量竞争、部分电量按市场价结算”单边现货市场模式，非常适用于当下的国情，“进可攻，退可守”，应该作为过渡阶段的主流模式之一。
（三）区域电力市场建设走“由点及面”的渐进之路我国幅员广阔且各地区网架结构、电源结构及负荷结构各异，加之无跨省政权支撑，多数地区先建省级市场可能是较为现实的选择。但也不应排斥构建跨省区域市场的努力。对于省级市场和区域市场的关系，应破除“非此即彼”思维模式。从国际经验看，被广为效仿的北欧电力市场，就不是北欧诸国同时行动的结果，而是先从挪威、瑞典开始，逐个国家扩展开来的。因此，我国的区域电力市场建设，也应走“由点及面”的渐进式发展之路。如在南方电网区域内，区域市场可先从广东做起，再逐步将广西、贵州、云南纳入，再后也可考虑接纳湖南和江西。在华北电网区域内，区域市场可先从京津唐电网覆盖区做起。其他如华中、西北区域，初期也可先建省级市场和基于省级市场的区域联合市场，待条件成熟后，再将省内交易统一到区域的交易平台。
［关键词］电力市场；发电权交易；资源优化配置
［中图分类号］F426.61 ［文献标识码］A ［文章编号］1005-6432（2011）49-0157-03
电力系统具有发输配用瞬间完成、存在输电约束、输电损耗、合同电量与潮流分布不存在一一对应的关系、需要统一调度等特点,因此不可能完全依据市场经济的规律实行电力竞争,需要考虑电力系统的特殊要求。况且,建立电力市场并不是电力改革的目的,打破垄断,引入竞争,提高效率,降低成本,健全电价机制,优化资源配置,促进电力发展才是目的。由于电网结构、电源分布的差异,全电网、全方位的电力市场交易未能真正实施,同时我国设计的电力市场是以区域电力市场竞价为主,主要是一些大容量机组参与,大量的小火电机组并没有参与到区域电力市场竞价中,这部分高能耗、低效率机组的市场份额也不小,利益牵涉面广,利益平衡很困难。各发电企业资源禀赋、装备水平及经济技术指标各有不同,其发电成本差异较大,按机组容量平均分配发电量计划和按平均成本定价的原有电力管理模式不利于提高企业的生产效率,不能充分有效地发挥市场对资源的优化配置作用,不能完全实现提高效率、降低成本、减少排污的目标。如何找到一条既能平衡各发电企业利益关系又能实现资源优化配置的道路成为摆在面前的问题。
1 发电权交易产生的背景
在竞价上网的电力市场模式中,大容量、高参数、高效率、低能耗机组将获得巨大的经济效益,而小容量、低参数、低效率、高能耗机组是计划经济时代留下的产物,在一定时期为国家的电力供应作出了贡献,背负着巨大的人员包袱,能否妥善处理这部分资产和职工去留直接关系社会稳定和众多家庭的切身生活,强制小机组退出市场而得不到适当的经济补偿和自谋出路的缓冲期将激化矛盾。通过对发电电力市场的研究,依据效率优先的原则,引入期权交易的概念并演化为发电权交易,通过置换合同电量,主动采取市场营销策略,降低生产成本,谋取企业利益最大化和整体优化问题,不仅可以使参与者回避不利情况的利益损失风险,而且保留了有利情况下的获利机会。
在这种形势下,改变按机组容量平均分配发电量计划的调度方式,通过发电权交易,将高耗能机组的电量通过市场交易的方式转让给高效率机组替电,同时不改变小机组的营业收入,可以迅速达到节能降耗和保护环境的目的,显然这是一个优化配置电力资源,建设资源节约型、环境友好型社会的有效举措,也是对电力市场的有益补充。发电权交易必然对发电企业产生深远的影响,促使发电企业积极思考如何应对发电权交易、如何在发电权交易中获得更好的收益。
为了确保我国电力系统稳定运行和电力建设有序发展,国家发改委颁布了《节能发电调度办法》,相比较而言,节能发电调度在节能减排力度上更严格、更坚决一些,但实施起来会有一定的难度或者掣肘,因此需要一个能够平衡各方利益的过渡模式,而实施发电权交易就可能达到这样的目的。发电权交易是切实可行的资源优化行为,已逐步得到社会的认可,在一些地方取得了不错的实践经验,是处理电力行业历史遗留问题的过渡方式,也为节能发电调度走出了一条新路。但从尊重历史,正视现实两方面来看,这种交易方式又是朝着建设全面电力市场不得不采取的方式。
2 发电权交易的电力市场属性分析
发电权交易是指产权独立的发电企业在拥有发电权份额的基础上,由于一次能源供应不足,或机组计划外检修,或由于发电成本过高,或环保要求等原因,在同一发电公司内部或不同发电公司之间转让部分或全部合同电量的交易。通过不同类型和运行状态的机组优化组合,以效率优先为原则,动态调整发电状态,提高发电企业之间发电相互补偿效益,实现发电企业合作的“双赢”。由于国家对可再生能源的政策倾斜,一般情况下风电、水电等绿色电力,发电量是全额收购上网的,因此,主要涉及火电之间的发电权交易。
与传统电力市场不同,发电权交易是基于合同电量(基础电量)的一种市场交易机制,与我国当前所处的经济发展阶段相适应,具有符合市场属性的特质,是特殊的市场存在形式,发电权交易市场主体均为发电企业(或发电机组),市场客体是电量与电价。发电权交易实质是以高效机组和低效机组的能耗差作为交易的效益由二者分享,阻力较小,而且不会造成电网公司购电成本的增加。发电权交易的标的物不是普通的实物或服务,而是能给发电企业带来一定利益的权利,是对合同电量的再分配,以市场手段达到了优化资源配置、降低污染物排放的效果,既符合国家节能减排政策,也维护了企业自身利益和社会稳定。从发展的角度来看,发电权交易可以作为电力市场改革的突破口,通过一系列的机制改革逐步走向更加开放、高效的电力市场,这也为我国电力市场的发展提供了一条新思路。
3 实施发电权交易的必备条件
发电权交易对于实现国务院5号文件《电力体制改革方案》设定的电力体制改革目标具有重大意义。但是,由于电力工业的特殊性要求,发电权交易也必须具备一些基本条件才可以实施,已具备这些条件的省级电力市场,发电权交易势在必行,也切实可行。
(1)电力市场已出现供大于求的局面,发电装机容量增长较快,电力电量平衡富余,设备利用小时长期徘徊甚至低于5000小时,发电设备没有充分利用,这是开展发电权交易的先决条件。当电力供不应求时,发电权交易将受到影响甚至停止,不管哪类机组都将投入运行,此时,发电权交易的前提将不复存在,也无法继续实施。
(2)电力市场成员中各类机组生产成本、批复电价差异较大,为发电权交易奠定了基础和操作的空间。从机组的容量、效率、技术水平以及煤炭价格、排污政策等方面考虑,区域内机组之间发电成本差距很大,使得低能耗、低成本的机组替代高能耗、高成本机组发电成为可能。
(3)电力市场各机组能源消耗和污染物排放水平的差异使得发电权交易势在必行。由于大参数、高效率机组效率高,消耗资源较少,除尘脱硫效果较好,而一些老、小机组,往往资源利用率不高,环境污染严重,进行发电权交易已不仅仅是发电企业的要求,更是全社会的迫切要求。特别是当前“节能减排”已成为国家强制性工作目标的形势下,发电权交易可以有效地降低能源消耗,减少污染排放。
(4)发电权份额是发电权交易的基础。目前各发电企业主要通过政府主管部门按发电容量平均分配获得发电权份额,均可通过履行发电权获得企业效益,发电权份额的多寡直接影响企业的利益,这为发电企业进行发电权交易奠定了基础。即使在市场条件下,发电企业通过市场竞争获得了发电权,由于种种原因而不能履行发电合约,也可以通过发电权交易降低企业损失,因此发电权交易具有广阔的市场前景。
(5)输电网络的健全和交易平台的建设为发电权交易提供技术支撑。
4 发电权交易的目标
4.1 节约有限资源
以火电机组为主的电力市场区域内,各火电机组类型、运行状态各不相同,600MW机组与中小火电机组煤耗率差异很大甚至相差100g/kWh,如果各类机组都按相同发电利用小时进行发电,必然造成煤炭资源的巨大浪费,因此,对发电企业来说,采取办法提高资源利用率,降低消耗,节约资源是义不容辞的责任。发电权交易正是有效解决高耗能机组转让发电权、高效率机组受让发电权,双方共同受益的市场机制,且这种机制必然会取得节约有限资源的良好效果。
4.2 减少环境污染
在市场成员中存在大量的小火电,不仅能耗较高,而且往往设备老化,装备水平较低,没有脱除污染物的设备,或者脱除效率不高,而大机组,特别是近几年投产的大容量、低能耗机组,都装备了高效率的脱除污染物设备。发电权交易遵循效率优先原则,即将高能耗、高污染机组的发电权通过市场交易转让给低污染、低能耗机组而大大减排二氧化硫、二氧化碳、氮氧化物等有害气体、粉尘和灰渣等污染物,对环境保护起到重大作用。
4.3 优化产业结构
由于低能耗、低污染的火电机组通过发电权交易可以获得更多的市场份额和更大企业利益,必然给资本市场发出明显信号,有利于资金向高效低耗环保的电力企业转移,而转让发电权的小火电,也可以在不发电或少发电的情况下,获得一定的收益,有利于企业升级转型,平稳过渡。
4.4 平衡各方利益
电力企业是一个资金密集、技术密集行业,投资多元化,如果强行进行产业结构调整,如关停小火电,必然会影响到各方面的利益,也不符合市场经济规律,而发电权交易可以有效平衡各方利益关系,保护投资者利益,保证电力体制改革顺利进行。
4.5 降低企业风险
发电企业面临煤炭价格不断攀升的压力,上网电价不能按照市场供需状况进行市场调节,而电力行业事关国计民生,不可能自由选择生产方式,政府实施的煤电价格联动往往滞后于市场,使发电企业效益受到严重损失。同时,发电企业也可能因为自然、市场、机组本身等原因无法履行发电计划,必然蒙受无法履约的损失。在这种情况下,可以通过发电权交易,达到趋利避害的目的,降低企业风险。
4.6 缓解电网阻塞
由于电源布局和用电负荷中心的不均衡,电网依然存在一些输电阻塞情况,通过发电权交易可以将非负荷中心发电企业的电量转移到负荷中心的发电企业替电,可以有效缓解电网阻塞,而不影响非负荷中心的发电企业利益。
4.7 促进电力改革
发电权交易能有效促进资源优化配置,提高资源利用效率,降低污染物排放,提高效率,非常符合国家能源政策,且交易主体基于平等、自愿的原则进行发电权的有偿转让,有效地维护了企业自身利益,对促进电力改革和电力行业可持续发展能起到积极作用。
5 发电权交易双方的竞争策略
本文讨论的转让方主要是一些高能耗、高污染的小火电,其变动成本也较高,小火电参与发电权交易是十分必要的,也是政府所倡导的。通过发电权交易可以提高发电企业在电力市场中的自,提高市场对资源的优化配置作用。
在发电权交易中,发电公司都是基于得益最大化,不断优化竞争策略,如果市场价格高于自己的变动成本,购买方希望购买发电权,但转让方会惜售发电权；如果市场价格低于自己的变动成本,转让方希望转让自己的发电权,但购买方不愿意购买发电权；如果转让价格远远低于购买价格,转让方将存在不能将电量转让出去的风险,发电权交易失败；如果转让方和购买方的变动成本相等,发电权交易将无法实施。因此,实践过程中确定转让价格务必综合分析本供电区域内各时段负荷特点、燃料供应价格波动周期及煤炭企业生产经营变化情况,同时考虑发电权购买方自身的生产能力、经营策略、市场变化等情况。
转让方竞价行为研究。在发电权交易中,由于转让方的数量较多,很难形成一个合作性组织,每个交易主体都以自己的利益为前提,为使自己的利益损失降到最低,转让方之间就形成了一个典型的“囚徒困境”非合作博弈,所以都会选择高价出售,而这个结果也有利于提高购买方的积极性,有利于发电权交易的实施。假设有A、B两个公司在转让发电权,C公司购买发电权,转让方中报高价者优先与购买方成交,成交电量也较多,报价低者成交量很小甚至没有交易电量。如果考虑到市场上购买力足够全部购买A、B公司转让的所有发电权,此时,转让方会考虑使用低价策略,但是存在它的低价与购买方高价进行撮合的危险,其交易价格不一定比采用高价策略和购买方的低价进行撮合的平均价低,所以在报价中,转让方依然会采用高价策略,才不至于出现发电权交易失败的风险。
购买方竞价行为研究。发电权购买方通常都是大容量、高效率、低污染低排放的大火电,大容量机组的设备利用小时偏低,对于发电权交易有着强烈的愿望,通过发电权交易,可提高机组负荷率,降低供电煤耗率,单位变动成本下降,增加企业收益。如果购买方较多,每个购买方都试图降低其报价以实现发电权交易的成功并多购买发电权以便获利更多,购买方之间也很难形成合作性博弈。
发电权交易双方博弈行为研究。在平均分配发电权的情况下,大火电的变动成本远远低于小火电的变动成本,合适的交易价格,对交易双方都可获利,因此,发电权交易对双方来说都是乐意接受的。发电权交易实践证明,在近似相同的发电环境下,博弈双方比较清楚各自发电成本情况,交易双方更愿意通过协商决定转让价格,只要转让电量确定,交易双方各自的收益都基本上确定,这是一个合作性博弈。
6 发电权交易的节能效益实例分析
对于河北电力市场而言,火电企业比重占总装机的95%以上,小火电与大火电之间的发电权交易是主要方式,各火电企业可以根据自身机组能耗、检修计划、燃料供应主动参与市场交易,不再只接受调度命令被动发电,从而实现自身利益最大化。另外,在确保电网安全的前提下,积极参与交易中心组织的中标火电的调度,优化配置网内各类型火电机组,节能减排,最终达到全社会整体优化的效果。
以大唐集团马头电厂为例,一个具有50多年历史的老企业,机组概况为2×110MW、2×200MW的老小机组,积极响应国家“上大压小”政策,主动关停机组容量620MW,每年发电权份额为39.55亿千瓦时,平均供电煤耗为395g/kWh,厂用电率9.6%,标煤单价800元/吨,低位发热量18500 kJ/kg,无脱硫设备；替代方机组容量为600MW机组(煤电一体化企业),厂用电率4.7%,供电煤耗为310 g/kWh,原煤含硫量1%,脱硫效率96%,低位发热量21000kJ/kg,标煤单价640元/吨。仅从节能和减排SO2两方面来粗略考察2010年发电权交易的效果。
澳大利亚电力双边交易市场主体包括发电商、售电商、经纪商、终端用户以及国家电力市场管理公司等。电力双边交易过程中，独立市场管理机构将根据市场参与者的报价情况最终确定双边交易的价格。双边交易市场主体可利用金融合同市场降低交易风险。澳大利亚电力双边交易市场中存在平衡机制以调整双边合同仓位(contractpositions)的实时波动，确保交易的顺利进行。澳大利亚电力双边交易及其市场运行机制见图2。(1)交易主体澳大利亚电力双边市场中，交易主体可分为交易性主体、非交易性主体。交易性主体包括发电商，售电商，经纪商，以及终端用户。其中，经纪商只是为买方和买方牵线搭桥，并从中收取佣金。在双边交易过程中，经纪商的作用是撮合交易，并对电子交易平台进行操作，为交易双方提供交易数据及其他专业服务，在这个过程中，电子交易平台就是双边交易信息披露的平台，供需信息在这里。在澳大利亚电力双边交易中，银行可作为中间商承担发电商与零售商之间的业务或价格担保，按规定，充任中间商需要具有1000万澳元资产，并持有执照［3］。非交易性主体包括国家电力市场管理公司(NationalElectricityMarketManagementCompany，NEMMCO)、澳大利亚竞争和消费委员会(Austral-iaCompetitionandConsumerCommission，简称AC-CC)、独立市场运行管理机构(IndependentMarketOperatorandMarketAdminister)。其中，NEMMCO为中立的非盈利性组织，负责全国互联电网的调度和电力市场的交易管理。为市场成员提供诸如负荷预测、再调度数据(价格敏感性分析)、调度数据、供给场景分析或者系统充裕度的中期(7天)、长期(2年)预测等市场信息;ACCC主要负责实行政府的宏观指导和监督;独立市场运行管理机构负责长期发电充裕度的计划，支持备用容量机制。(2)交易类型按照交易标的划分，可将澳大利亚电力双边交易划分为期货交易、期权交易;按照交易时间跨度划分，可将澳大利亚双边交易划分为远期双边交易、短期双边交易。1)期货交易。在澳大利亚电力双边交易市场中，一部分电力商品将作为期货进行交易。期货合同到期时，合同一方需要支付补仓费用。期货交易具有如下特点:一是交易是完全匿名的，二是交易过程中补仓(margincall)的利用基本上消除了信用风险。D-cyphaTrade(为注册于新西兰的一个产业网络，包括能源公司、金融贸易专家，金融中介机构、行业协会和政府机构等，作用于设计、支持、构建交易能源市场。)在澳大利亚SFE市场中引入电力交易平台，该市场从2002年开始进行电力期货交易。2005年2月至2006年2月期间，该市场的期货交易量约等于NEM物理能量交易总量的22%，并呈现持续快速增长趋势。2)期权交易。期权交易是由双方直接协商的电力双边OTC交易的一种形式。期权交易合同条款及合同结构由合同双方谈判确定。期权交易所涉及的商品是标准的、由经纪商提供的。经纪商提供的电力衍生品有掉期合同、标准期权合同。这些商品的价格通过电子平成，交易商可以通过电子的方式达成协定。交易商可通过电子平台获得另一方交易者的信息，并通过双边协议完成合同。3)远期双边交易。在澳大利亚电力双边交易中，主要是发电商与零售商(或电力用户)之间的远期交易。但发电商之间或者其他中间商之间也可能存在双边交易。远期交易市场因远期合约是物理还是纯粹金融而不同。在物理合约中，发电商需要提供一定数量的电量。如果发电商在合约到期时，所供应电量不足以满足合同要求，则需要从现货市场中购买额外的电量。在该交易制度下，现货市场仅占实际电量交易的一部分。在金融合约下，交易方除了支付电量价格外，还要额外支付一笔费用，该费用与现货价格相关。在该合约的作用下，所有电量通过现货市场交易完成。大多数的双边合同为中期，期限不超过5年。多数为零售商与发电商之间的对冲合同。通常的做法是，零售商将不同的商业用户结合起来，制定一个能够涵盖所有需求量的合同，而不是签订多个独立的合同。4)短期双边交易。短期双边交易又称交易所内的双边交易(或场外交易)。交易双方在交易所内签订标准的时段合同(standardizedblocksofelectricity)，在未来一天的一段时间内交易一定数量的电量(MW•h)。短期双边市场为购售电双方提供了灵活购售电的机会，发电商、供电商以及电力用户可以根据接近运行时段的即时信息，如天气条件及发电机故障事件等调整交易，从而降低交易风险。澳大利亚电力双边交易中，存在经纪商之间的OTC交易。这些均为短期合同交易，期限小于3年。经纪商之间的OTC交易量超过交易总量的40%。经纪商之间的OTC交易市场，对澳大利亚电力市场的发展起着越来越重要的作用。在该市场中，市场参与者能获得更多的信息，并根据所掌握的信息调整合同交易量。(3)市场机制1)价格机制。澳大利亚电力双边交易过程中，独立市场管理机构将根据市场参与者的报价情况最终确定双边交易的价格。发电商在每个交易日之前，须向独立市场管理机构提交所有发电机组的供电量信息，而购电商须提交电能需求信息。独立市场运行机构将在此基础上，制定市场供给曲线以及市场需求曲线。最后，根据市场供给曲线以及市场需求曲线，以及市场参与者的双边合同仓位确定合同交易价格。其中，市场供给曲线所表示的供给量代表每个价格水平下市场所有参与者所愿意提供的发电量总和。若市场供给量中，XMW的供电量是来自非液体燃料(如天然气或者煤)发电，YMW是来自液体燃料(馏分油)发电，则针对前XMW的供给量，必须存在低于短期电能市场最高价格的价格(最初为150美元/(MW•h)，并定期调整)，最后YMW供给量中，必须存在低于第二种短期电能市场最高价格的价格(最初为385美元/(MW•h)，并依据石油价格变化情况每月调整)。所有的价格必须高于短期电能市场的最低价格。市场需求曲线表示每个价格水平下所有的市场参与者所能购买的电量总和。所有的需求价格均需高于短期电能市场的最低价格且低于第二种短期电能市场的最高价格，且随着价格的增加需求量不断下降。2)风险机制①价格风险防范机制。双边交易面临的一个难题是如何降低双边交易价格的波动问题。针对此类问题，2001年，新南威尔士州(NewSouthWales，简称NSW)政府成立电价均衡基金(ETEF)，为非竞争性负荷提供一种掉期合同，但是执行价格受NSW财政部监管。在这种协议下，不管现货价格是否低于为专营用户制定的价格，零售商均须向该基金缴纳资金。当实际情况与合同正好相反时，零售商可以从先前所缴纳的基金中获得一定的支付。当基金余额降到一定水平以下时，NSW的发电商需要按照其发电量占电量供给总量的比例，填补基金。零售业的竞争已经取消销售商的专营权，这使得ETEF的需求数量逐渐降低。昆士兰(Queensland)实行长期的能源采购协议，目的与ETEF相似，但是该协议没有涉及到发电商，因此起作用的方式不同。零售商必须执行政府规定的统一零售电价，并可因此从昆士兰财政部得到补偿。但当收入超过费用时，零售商需要向财政部缴纳一定的资金。②交易风险防范机制。澳大利亚电力双边交易中，金融合同市场是一个完全独立的市场，用于降低交易风险。金融合约不是实际的电力供应合同，受证券市场监管。发电商与零售商签订金融合同，主要用于交换资金流动。合约的类型主要有权益保护合约、双边套期保值合约、区域间的套期保值合约和期货合约等。大多数市场参与者同时进行“对冲合同”和“交易合同”。对冲合同的目的纯粹是为了抵消风险，交易合同为风险管理保留一定的空间，交易者可以试图通过该合同交易活动获得一定的收益。通常，交易合同比对冲合同受到更严格的监管，且交易合同所占的比例较小，主要取决于市场参与者对风险的偏好情况。3)平衡机制。澳大利亚电力双边交易中，存在平衡机制以调整双边合同仓位(contractposi-tions)的实时波动。在该机制下，系统管理机构通过调整电力市场中拥有最大发电容量的发电公司的出力以实现电力的实时供需平衡。在必要情况下，系统管理机构将发出通知令市场其他参与者调整其经济行为，使供给满足实时需求。市场参与者所需支付的平衡价格随着其合同仓位的变化而变化，但最终将趋近于短期双边交易市场的电价。此外，系统管理机构通过运营短期电能市场，使市场参与者在每个交易日之前，能够通过该市场调整合同仓位。系统管理机构还将调整合同仓位的实时偏差。
俄罗斯电力双边交易中，市场参与者包括批发市场及地方发电公司、地方供电商、FTC和大终端用户，以及系统运行机构等。双边交易价格由非赢利交易系统管理机构(ATS)进行管理。在双边交易过程中，通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。俄罗斯双边交易及其市场运行机制如图3所示。图3俄罗斯电力双边交易市场模式(1)市场主体俄罗斯电力双边交易中，交易性主体包括发电商、售电商、经纪商、终端用户以及应诺供应商(GuaranteeSupplier)。其中，经纪商只是为买方和卖方牵线搭桥，并从中收取佣金。应诺供应商，主要职责是与任何有意愿的消费者签订合同(只要消费者在其工作区域内)，同时作为非批发市场主体但满足一定规则的发电商的唯一购电商。非交易性主体包括:1)联邦输电公司(FederalTransmissionCom-pany，简称FTC)，负责所有220kV以上输电线路和变电站的运行、维护和建设。2)系统调度机构(SystemOperator，简称SO)公司。SO合并莫斯科的中央调度局和7个区域调度中心。国家将拥有SO的75%以上的股份。SO负责UES的安全供电和无歧视的接入系统。3)非赢利的交易系统管理机构(Administra-torofTradingSystem，简称ATS)，组织电力批发市场的交易活动、进行市场平衡结算、对管制交易以及自由双边合同交易进行管理，并充当监管机构。负责批发市场的设计和运营，记录双边交易的电量，确定现货市场上不同母线的电价，并监视批发市场上按协议应支付的电费。(2)交易类型按照交易时间长短划分，俄罗斯电力双边交易可分为远期、期货双边交易，短期双边交易。远期、期货双边交易中，供求双方通过签订双边合同约定在未来某一时间进行交易，双边合同中涉及价格与供电量。市场中达成的双边交易大部分是远期双边交易，购售电双方可以签订提前几天、几月、一年甚至若干年的电力合同。远期双边交易直至实际交割时点的前1h(又称关闸时间，GateClosure)才会关闭。短期双边交易又称交易所内的双边交易(或场外交易)。交易双方在交易所内签订标准的时段合同(standardizedblocksofelectricity)，在未来一天的一段时间内交易一定数量的电量(MW•h)。短期双边市场为购售电双方提供了灵活购售电的机会，发电商、供电商以及电力用户可以根据接近运行时段的即时信息，如天气条件及发电机故障事件等调整交易，从而降低交易风险。(3)市场机制1)价格机制［4，5］。俄罗斯电力双边交易中，非赢利交易系统管理机构(ATS)作为双边交易的中间商，确保交易的顺利进行。电力双边交易合同必须在ATS处登记，ATS将根据区域价格确定双边交易合同价格。在俄罗斯电力市场交易中，发电企业与供电企业之间的双边合同可以一年一订，电价的制定可根据燃料成本和通货膨胀变化进行调整。随着市场化改革的不断推进，俄罗斯逐步放开价格管制，适当提高居民电价，减少交叉补贴，由电力买卖双方自由定价、签署长期合同。以区域间的双边交易为例，说明双边交易价格的形成机制如下。交易双方将选定一个交割区域作为参考区域，以该区域的价格作为合同的交割价格。若所选参考区域为交易一方所在区域，则对该交易方而言，其所面临的合同交割价格是锁定的，即面临的价格风险较小，节点价格的波动将传导至交易另一方。在双边交易中，将双边合同与Hub锁定以增加双边交易价格的透明度，此时价格对所有的市场参与者而言公开、透明。Hub是依据一定的节点价格相关度而结合的一系列节点的集合。这意味着，Hub所包含的节点在日前市场所形成的节点价格可以偏离Hub指数，但不能超过一个确定值(至多不超过20%)。而区域价格则是依据发电成本加上不高于10%的收益率核定，并可根据燃料成本变化和通货膨胀情况进行调整。2)平衡机制。俄罗斯电力双边交易市场中，通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。当实际需求量与实时用电需求计划出现偏差时，系统运营机构将促使发电商及用户通过平衡市场进行电量平衡交易，以调整偏差量。若实际电量需求量超过日前市场的计划需求电量，则需要通过平衡体系弥补偏差电量。此时，可通过增加发电出力或者减少消费需求以实现电量平衡。参与平衡调节的用户可称之为可调整负荷用户(以下简称“CCL”)。发电商与CCL通过平衡市场进行平衡电量竞价。其中，发电商的水电及抽水蓄能发电量电价为给定价格，其余电能均按照日前市场报价。CCL根据(X－1)交易日5p．m．之后至X交易日之间的价格报价。此时，系统运营机构根据双方报价确定所需的平衡电量。在交割前一个小时，系统运营机构将确定包括实时调度电量(如平衡下一个小时的消费量所需的电量)在内的节点电量，以使社会福利最大化。系统运营机构通过社会福利最大化的计算模型，确定每个节点的调度电量以及相关的价格指标。系统运营机构通过对节点调度电量的调整发出增加或减少出力(或消费量)的信号，以实现电量的实时平衡。
经验借鉴
(1)建立合理的价格机制是保障电力双边交易顺利进行的关键环节澳大利亚电力双边交易价格制定过程中，独立市场管理机构根据双边交易双方的供需情况，制定市场供给及需求曲线。电力市场供给曲线的制定，需要区分天然气、煤以及馏分油发电，确定相应的供给价格。在此基础上，结合市场参与者的双边合同仓位，最终确定双边交易合同的价格。目前，我国电力市场中电价机制仍存在很多不完善之处，存在如电网建设还本付息和资产经营效益缺乏合理的机制保障等问题。引入新的交易模式，对电网企业而言又是一轮新的考验，因此必须尽快建立能够反映真实成本，促进电力工业可持续发展的电价机制，保证电力双边交易价格的公平合理性，确保各相关主体的合理收益。(2)建立有效的风险防范机制是电力双边交易市场健康发展的保障电力双边交易市场的健康、有序发展，离不开一套有效的风险防范机制。澳大利亚电力双边交易市场中，具有一套相对较完善的风险防范机制。成立电价均衡基金、实行长期的能源采购协议，降低电力库中电价波动。此外，建立金融合同市场以降低交易风险，其中金融合同市场由证券市场监管，并不是实际的电力供应合同。发电商与零售商签订金融合同，主要用于交换资金流动。我国在开展双边交易市场过程中，可借鉴澳大利亚的经验，建立并逐步健全金融合同市场，降低双边交易风险。(3)制定合理的平衡机制是电力双边交易市场稳定运行的基石澳大利亚电力双边交易中，存在平衡机制以调整双边合同仓位(contractpositions)的实时波动。在该机制下，系统管理机构通过调整电力市场中拥有最大发电容量的发电公司的出力以实现电力的实时供需平衡。在必要情况下，系统管理机构将发出通知令市场其他参与者调整其经济行为，使供给满足实时需求。电力双边交易的开展，增加了电力系统调度的复杂性，增大电力供需实时平衡的难度。因此，我国在建立双边交易市场过程中，可借鉴澳大利亚的经验，制定合理的平衡机制，确保电力交易的稳定进行。(1)合理的价格机制是建立电力双边交易市场的保障在俄罗斯电力双边交易市场电价的制定过程中，可借鉴之处在于:发电企业与供电企业之间的双边合同可一年一订，虽然有政府的价格管制，但允许根据燃料成本和通货膨胀变化进行调整;随着市场化改革的不断推进，逐步放开价格管制，适当提高居民电价，减少交叉补贴，由电力买卖双方自由定价、签署长期合同，通过现货市场进行实时交易与平衡;以参考区域电价为基准，锁定价格风险。制定hub(即一系列节点的集合，选定节点的价格波动限制在一定范围内)，以hub的价格为依据，确定双边交易合同电价。(2)完善的平衡机制是电力双边交易市场稳定运行的前提俄罗斯电力双边交易中，系统运营机构通过改变发电商的出力以及用户的消费行为，实现电力的实时供需平衡。在实际需求量与用电需求计划出现偏差时，系统运营机构组织发电商及用户进行电量平衡交易，以调整偏差量。俄罗斯电力市场通过平衡机制，促使发电商增加发电出力或者减少用户的消费需求，以弥补实际电量需求量与日前市场的计划需求电量之间的偏差，实现电量平衡。制定完善的平衡机制，有助于双边交易的稳定运行。因此，在我国双边交易的开展过程中，可参考俄罗斯的经验，制定符合我国国情的双边交易平衡机制，确保双边交易的平稳进行。
关键词：电力市场；电力金融市场；电力期货；电力期权
由于电能不能大规模有效存储以及电力供需的实时平衡性要求，导致电力价格剧烈波动，给市场成员带来了巨大的价格风险，如果不能有效管理该风险，将带来灾难性后果，如美国加州市场。电力市场需要发展各种合同以吸引市场参与者，同时降低交易成本；允许市场参与者锁定电力价格以确保他们有制定适当短期和中期计划的机会，以减少价格波动带来的风险，风险管理是市场一项很重要的服务。为锁定电力价格需要建立电力期货和期权市场，运用这些电力金融工具，市场参与者可有效地管理
风险。
健全的电力市场不仅需要电力现货交易市场，而且需要电力金融市场，包括电力期货市场和电力期权市场。电力期货不仅可以弥补电力现货风险，更重要的是电力期货价格是一种重要的市场信息，可以指导电力开发商决策电力投资。电力交易的流畅性带来了激烈的竞争，从而形成了一个竞争、有效的电力现货市场，这为电力期货市场的建立准备了条件。
一、电力金融市场概述
电力市场由电力现货市场和电力金融市场两部分组成。电力现货市场包括日前竞价市场、实时平衡市场以及电力远期合同市场。电力现货市场交易的特点是交易对象为电力，交易目的也是电力的物理交割，因此可以将电力现货市场的交易方式称为电力现货交易。电力现货市场针对的是电力的生产、传输和销售，由电力市场调度交易机构负责电力现货市场的调度和结算，电力现货市场属于电力市场规则的监管范畴。电力金融市场则是电力现货市场的金融衍生，参照期货、期权交易的基本原理进行电力期货、电力期权等电力金融衍生产品的交易。此外，差价合同也属于电力金融产品。这里将电力期货交易等不以电力商品所有权转移为目的的金融衍生产品交易称为电力金融交易。电力金融交易可以在政府批准的证券交易所进行，电力金融交易不属电力市场规则监管。
（一）电力期货
期货合约是指交易双方签订的在确定的将来时间按确定的价格购买或出售某项资产的协议，期货合约是在远期合约标准化后形成的。电力期货是指在将来的某个时期（如交割月）以确定的价格交易一定的电能的合同。电力期货的功能如下：（1）电力期货交易具有良好的价格发现功能；（2）电力期货有利等电力企业规避风险，套值保期；（3）电力期货市场可以优化资源配置；（4）电力期货市场有利于电力体制改革深化及电力系统的稳定发展。
（二）电力期权
电力期权是一种选择权，电力期权交易实质是对电力商品或其使用权的买卖。电力期权购买者在支付一定数额的权利金之后，有在一定时间内以事先确定好的某一份格向期权售出方购买或出售一定数量的电力商品、电力商品合约或服务的权利，在电力期权合约的有效期内，买主可以行使或转卖这种权利。标准的电力期权需要在证券交易所交易，可以有效地管理市场风险，已在北欧和美国PJM等市场引入。
二、我国电力期货和期权合约的设计
从欧美各国目前运作良好的各个电力市场可以看到：一个完善的电力市场中，电力交易所和独立系统操作机构严格分开是很重要的，还有多种交易方式（如远期合约交易、期货交易、短期双边市场和平衡市场）相结合，能丰富电力交易方式，增加市场的透明度和稳定性，简化报价形式，限制市场投机。
根据我国的国情，结合国外电力金融合约准则，设计未来的电力期货的标准合约主要包括以下几部分：
1．交易单位。标注电力期货交易的标准单位，一般地，单位为MW・h；峰荷时段（6：00～22：00）496 MW・h；谷荷时段（22：00～次日6：00）248 MW・h，但根据交割月工作日的数量的不同，实际交割的电量也会相应改变。
2．交割等级。电力商品的种类和标号参照交易所规定。
3．报价方式：一般为元/（MW・h）。
4．最小价格变动单位：一般为元/（MW・h）。
5．每日价格最大波幅（涨跌停板幅度）。防止大规模投机现象扰乱市场秩序。电力现货价格波动比较频繁，波动幅度较大，因此涨跌停板幅度应该较其他期货品种更大一些，这样更有利于活跃交易。同时，为有效控制价格波动所带来的风险，电力期货交易的保证金比例也应该较其他期货品种要高。因此，在合约中将涨跌停板幅度设为5％，交易保证金设为10％，这样可抵御2个停板带来的风险，有利于风险规避。
6．契约月份。规定期货合约可进行交易的月份；l～12月由于电力在每个月份基本上都是大量生产和大量需要的，因此，电力交割月份可连续设置交割月，即1～12月全部作为交割月。
7．交易时间。规定本期货合约可以开始进行交易和转手的时间；每周一至周五9：00～11：30，13：30～15：00。
8．最后交易日。规定在期货交付前最后一次交易的时间，防止电力期货在交付前过于频繁地转手；可以考虑取合约交割月份之前的第5个交易日（遇法定假日顺延）。
9．交割标准品。电力是一种标准很严格的产品，各地的电力一般都能较好地满足统一电能质量要求（如频率波动50±O.2 Hz，电压波动±5％等）。
10．交割地点。需要根据实际的电网予以预先指定，通常是选在负荷中心的超高压大型变电所。
11．交割率。平均每小时交割2 MW，具体也可以根据买卖双方的相互协议做出相应修改。
12．交割单位。交割单位是由交割月份的天数确定。
13．交割周期。每个交割日有16 h峰荷（6：00～22：00），功率为2 MW；谷荷合约每天交付8 h（22：00～次日6：00）功率为2 MW。
14．进度安排。买卖双方必须遵从输电服务商的调度安排。
15．实物期货交易。购电商或售电商如想交易等量的实物头寸，必须向交易所提交一份请求。
16．保证金要求。一定数量的保证金是未平仓期货和空头所必须的，为合约价值的10％。
关键词：电力市场；双边交易；节能减排；效益
在现有的电力运行机制下，我国电力结构需要做出调整，其中重要的一点就是采取节能减排方案。在电力市场双边交易过程中，节能减排能促进企业的发展。因此，我国应以市场经济为依托，合理利用宏观调控手段，促进双边交易的合理化，实现资源的优化利用，促进电力企业效益的提高。
一、协商式双边交易模式应用可行性分析
我国电力市场双边交易模式主要表现为集中竞价式和双边协商式两种。两种模式各有优缺点。与集中竞价相比，协商式双边交易模式采用更简单的操作方式，为客户提供了较为广阔的空间，降低了交易成本，这些都促使了协商双边交易模式的兴起和应用。尤其是对于现阶段我国电力市场运行状态来说，双边交易模式的应用具有更高的可行性。具体体现为以下几个方面：
（1）协商式双边交易模式适用于不完善的发电市场交易平台，有利于现阶段我国电力市场交易经验的积累和运行机制的完善。正确体现了电力市场的差异性，从而帮助客户做出更加合理的选择。
（2）协商式的双边交易模式促进了市场的稳定，为市场主体之间的长久合作提供了机会。这主要是因为这种交易模式更加自由，符合现阶段经济市场的特点。从而有助于减少市场风险，降低交易成本。
（3）双边交易模式目前具有较大但有序的工作量，这使得调度人员的工作更具合理性。同时，该交易模式可对安全性较低的交易进行直接否决，降低了交易风险。基于协商交易模式的可行性分析，我们将针对电力市场与节能减排之间的关系分析其实现节能减排的效益。
二、电力市场与节能减排之间的关系
电力市场建设与节能减排之间相互依托。这主要表现为：电力市场机制的建立为电力企业的发展提供了平台，使电力资源得以应用，实现电力资源的跨区域和跨流量交易。只有在 电力市场机制完善的前提下，电力企业基于成本的竞价交易才具有可行性和高效率性。同时，通过基于资源税和排污税等成本考虑的电力市场建设，具有价格优势，能够实现资源的合理利用，实现电力结构的调整，从而促进企业的发展。同时，现阶段我国节能降耗的潜力与基数年利用小时数的年度合同电量相对应。在电力设施尚未完善的前提下，制定具有差异的电量供给是必要的。这就要求我国电力市场在节能减排的总方针下制定电力市场运行方案。其中主要为兼顾节能发电调度和电力市场建设，在实现节能减排的同时不能放弃电力市场结构调整和电力市场发展。根据市场变化进行合同电量的调整并且采用市场竞价方式上网。这是对现阶段电力市场不完善所采取的最为有效的措施。在此基础上，我国电力部分应及时进行电力结构的优化和改革，充分发挥电力市场和政府调控两种手段。
三、双边交易模式的节能减排效益分析
发电权是由当地政府制定并下发的当地年度发电量指标计划。其中包括电厂在公平竞争中获得的发电许可。发电权交易通过电量转让获得中长期发展效益，成为电厂中长期合约的一种补充。符合现阶段的电力市场发展现状要求，也是双边交易的一种重要表现方式，当然电能双边交易模式还包括大用户直购电交易和跨区跨省电能交易。文章仅针对这几种交易表现形式对双边交易模式下的节能减排效益进行分析如下：
（一）有效降低了发电能耗
通过发电权的制定标准， 可对电源结构进行调整。从而实现高效化的发电模式，充分的利用可再生资源。从而不断的提高火电机组的技术参数与容量等级， 实现发电能耗的降低。
（二）降低了环境污染
传统的小火电发电模式每发1kW・h的电就要排放4～7g的二氧化硫，而大机组则将这一数据降低至原来的十分之一。我国人口众多，正处于发展期，因此用电量大且存在均衡性差。因此发电权的转让意味着大量的降低了煤炭开采以及燃烧等过程带来的环境污染。
（三）有利于促进小火电的关停
通过发电权转移，实现了我国发电机组从小火电向大火电转变，小水电向大水电转变的过程，充分实现了资源的优化配置。小火电的一系列问题要求其必须退出电力市场。与此同时，电力企业的发电机组应逐渐实现大容量、高参数模式。而通过协商双边交易可制定有效的发电计划和有偿转让，使小火电机组安全平稳的退出电力市场，实现人员分流、转产以及转型。同时，小火电的关停有助于资源的有效利用和电力系统运行效率的提高。发电权交易则成为这一过程实现的重要手段之一。与其它交易模式相比，双边协商模式尊重了买卖双方的自主性，对企业自主经营权不造成影响。并且在这种模式下进行小火电关停，可避免相关的社会问题。
四、总结
与集中竞价交易模式相比，协商式的双边交易模式具有操作简单、运行成本低等特点，并且这种模式应用于目前状况下的电力市场。目前，我国的煤炭资源逐渐减少，环境污染比较严重，因此实现节能减排十分必要。它能够为企业带来经济效益，降低企业成本。目前，发电权交易、大用户直购电交易和跨区跨省电能交易这三种表现形式均能够实现电力资源的优化配置，从而降低电力企业发电能耗，降低非可再生资源对我国环境的影响。（作者单位：国网青海省电力公司调控中心）
参考文献：
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[2]郭丽岩.竞争性电力市场交易模式的选择及发展趋势[J].中国物价，2010（5）.
关键词：电力市场竞价模式 辅助服务市场 风险管理 价格机制 市场规则
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。
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。
关键词：矿业权 电子交易 市场化
近年来，中国矿业发展迅猛，而且呈现持续的势头。1998年，国务院《矿产资源勘查区块登记管理办法》和《矿产资源开采登记管理办法》。到2010年，我国矿业权流转数量达2086个，交易金额达667880万元。为了使资源配置的效率得到改善,推进矿业权电子交易市场化进程是必然选择。2010年，国土资源部发出《关于建立健全矿业权有形市场的通知》，239个地市建立矿业权交易机构，占全国应建总数的85％。2011年，国土资源部发出《关于矿业权出让网上交易试点工作方案的通知》，为全面推行矿业权电子交易市场积累经验。本文拟通过矿业权电子交易市场化的研究，提出促进中国矿业权电子交易市场化的相关路径。
一、市场化是矿业权电子交易的必然选择
（一）中国矿业权电子交易的主要特点
国土资源部《矿业权交易规则（试行）》第一章第五条规定：矿业权交易机构是属于国土资源主管部门或者由国土资源主管部门委托的。根据矿业权市场的分类，中国矿业权一级市场属于电子政务、出让市场，主要是G2B模式。而矿业权二级市场属于电子商务、转让市场，主要是B2B、B2C、C2C模式，政府在市场中起监管作用。因此，本文认为，矿业权电子交易是电子政务为主、电子商务为辅的格局。
矿业权电子交易主体包括国土部门、政府其他部门、国有地勘单位、商业性地勘公司、社会投资者、金融机构以及中介机构，形成中国矿业权电子交易市场平台。（如图1）
（二）矿业权电子交易市场化的相关理论
经济市场化程度的提高，一个重要的方面就是价格信号更加真实和灵敏，能够及时地反映行业的供求关系，从而更好地引导资本在行业之间的转移调整（Wurgler，2000）。
本文认为，矿业权电子交易是以电子通信为手段的矿业经济活动。通过这种方式人们可以对矿业产品和市场进行宣传、购买和结算。根据刘斯敖的电子市场分类，本文认为，中国矿业权电子交易市场主要以信息型、有形市场与无形市场无缝结合型为主。也就是说，中国矿业权电子交易市场是有形市场嫁接、融合电子商务技术后形成的新型市场。
概括而言，中国矿业权电子交易市场的现状是：起步较晚、进步很快，日趋成熟、亟待完善。其中，中国矿业权电子交易存在的最大问题是市场化程度需要快速提高。因此，中国矿业权电子交易发展的关键是快速提高市场化程度，形成符合市场经济规律、具备矿业权交易特点、运用电子商务技术的矿业权电子交易市场。
二、对矿业权电子交易市场化的分析
对矿业权电子交易市场的评估，能够有效地分析矿业权电子交易的市场化程度，促进矿业权电子交易市场的建立健全、完善改进、充实提高。一般来说，矿业权电子交易市场评估的主要内容有五个方面。
（一）出让人、转让人产权是否明晰
科斯在其《社会成本问题》一文中提出，“法定权利的最初分配从效率角度看是无关紧要的，只要这些权利能够自由交换。”我们认为，矿业权电子交易市场中的评估问题是矿业权的产权问题。本文认为矿业权产权是指，与矿业权交易相关的经济主体（包括组织和个人）利用它行使一定行为的权利或权力，或者控制和运用它的权利或权力。围绕矿产资源的配置，人与人之间总会出现冲突或合作的情况。人们处理这种关系的过程就是矿业权的配置过程。所以，理清产权，是矿业权合理配置的保证，也是矿业权电子交易市场的效率保证。
中国矿业权电子交易市场是以有形市场为基础和前提的，国土资源部《矿业权交易规则（试行）》第一章第四条规定：矿业权出让人为国土资源主管部门。我国矿产资源为国家所有，所以，进场交易的出让方一定是产权明晰的。转让人指已拥有合法矿业权的矿业权人，所以，进场交易转让人也是产权明晰的。也就是说，中国矿业权电子交易市场能够确保产权明晰。下一步，我们应该深入探讨矿业权产权的初始分配对市场效率的影响，继而更加深入地开展评估。
（二）交易规则是否帕累托最优
帕累托最优是矿产资源配置的一种理想状态。矿业权电子市场交易规则的评估，从入场申请是否严格和是否完全竞争来考虑。其意义在于竞争能合理地配置社会资源,减少人为造成的不公平,有利于提高资源使用效率,从而达到资源配置的优化和配置效率的提高,最大限度地调动市场主体的积极性。
由于电子商务技术给专业市场带来交易方式的创新，在新的交易规则中，基于交易者追求自身利益最大化的假说，同时采用有形市场和电子市场交易，在交易者采用混合渠道的情况下，能确定哪种互补性方式能够给交易者带来更大的收益。交易规则帕累托改进的一个方面是进场申请严格。国土资源部规定，经矿业权交易机构审核符合受让人资质条件的竞买人或投标人，按照交易公告缴纳交易保证金后,经矿业权交易机构书面确认后取得交易资格。落后的采矿权出让交易中出让人没有资格审核和没有保证金担保，因为其可以通过夸大矿产资源储量、吹嘘品位、隐瞒开采难度等信息进入市场。也就是说，矿业权电子市场减轻了卖方的机会主义动机，国土资源部门必须对卖家的入场申请进行严格审查；另外一方面，市场是未充分竞争的市场。从现有矿业权交易规则来看，网上矿业权交易规则主要是针对“招拍挂”和矿业权转让的形式，矿业权市场并非完全竞争市场，例如，矿业权协议出让只有一个卖方——国土资源部门可以控制市场价格，可能会使价格和数量背离供求均衡，从而产生了市场势力，降低市场效率。根据2010年中国国土资源统计年鉴，矿业权交易总共18394起，“招拍挂”方式出让占44%，转让占22%，申请在先占25%，协议出让占8%。假设矿业权电子交易市场建立后，66%的矿业权可以进场交易，但是，33%的交易是不透明的。因此，需要进一步探讨矿业权网上交易的适用范围。
（三）交易成本是否降低
本文借鉴张五常观点，将交易成本扩展至“制度成本”，其中“包括信息成本、谈判成本、拟订和实施契约的成本、界定和控制产权的成本、监督管理的成本和制度结构变化的成本”。矿业权电子交易市场是改变成本发生的基础条件，即改变企业生产要素的配置，提高技术装备水平，利用电子市场化，使成本降低。根据矿业权电子交易市场框架，成本评估具体表现为以下五个方面:一是降低信息成本。二是降低谈判成本。三是降低拟订和实施契约的成本。四是降低界定和控制产权的成本。五是改变制度结构成本。
（四）信息是否对称
在追求利益最大化的市场中，许多信息并非无偿获得，信息的收集和整理需要消耗交易成本。所以，市场主体之间对信息的掌握存在差异化。信息不对称的结果，是利益冲突与调和过程中消耗的资源。信息不对称会带来“道德风险”和“逆向选择”，产生“柠檬效应”，降低市场交易的效率。由于矿业权指向物及其价值的不确定性产生信息不对称的隐蔽性特征——逆向选择。因此，必须评估矿业权电子市场是否能最大化规避逆向选择。
由于矿业权指向物及其价值的不确定性，在采矿权交易之时，因为矿产资源往往深埋于地下且其在矿区内不均匀分布,常常使关于矿产资源储量、品位及开采的难易程度等信息,成为采矿权转让人的私人信息以及事后第三方难以证实的信息。信息壁垒不能完全消除，但矿业权电子交易市场可以降低信息不对称带来的风险。矿业权电子交易市场，公众及矿业权竞买意向人只需点击鼠标，就能知晓矿业权出让、转让的相关信息，有利于矿业权市场信息的全面公开，确保公众有充分的知情权，保证竞买意向人能有更多的参与权，从而使矿业权交易能接受社会公众的监督，确保矿业权交易公开公平、健康运行。
（五）市场监管是否有效率
经济监督是政府对经济活动的监察和督导，是国民经济管理的一个重要职能，是国民经济系统正常运行和社会经济效益提高的根本保证。通常是由经济、行政、法律、科技、社会五个子系统所组成。而最能直接应用矿业权电子交易的主要是经济监督和行政监督两大系统。国土资源部《矿业权交易规则（试行）》第六章第三十八条规定：国土资源主管部门应对不同性质的矿业权交易机构分类加强指导和监督，建立矿业权交易年度工作报告和通报制度。省级以下（含）人民政府国土资源主管部门是同级矿业权交易机构的主管部门，负责对矿业权交易的监督管理，并对重大矿业权交易活动加强事前指导和全程实时监控。上级国土资源主管部门负责监督下级国土资源主管部门的矿业权交易活动。上级矿业权交易机构对下级矿业权交易机构提供业务指导。第三十九条规定：矿业权交易机构应对每一宗矿业权交易建立档案，收集、整理自接受委托至交易结束全过程产生的相关文书并分类登记造册。
矿业权电子交易与传统交易方式相比，一个显著的特点就是其交易操作的规范化、制度化和程序化，使竞买人只能按规范操作，否则，将被交易系统拒之门外。而竞买人在整个交易过程中也只能看到一些必要的信息，无法得知其他的竞买信息，更不可能相互串通。通过矿业权电子交易，使矿业权交易机构和工作人员可以不必介入矿业权交易活动中的诸多环节，有效地避免人为因素干扰矿业权交易活动，也可以有效地避免和杜绝在交易过程中出现的违标、串标和腐败行为的发生。
三、 提高中国矿业权电子市场化的相关路径
（一）完善有形市场，夯实交易基础
矿业权有形市场是矿业权电子交易市场化的基础和前提。矿业权有形市场的建立健全是矿业权电子交易市场化的条件和保证。在现有产权明晰的情况下，产权的初始化配置问题不明，可能会导致矿业权电子市场失灵，严重阻碍矿业权电子市场化进程。因此，要研究解决产权初始化配置问题，使所有的矿业权交易机构都按照市场经济规律开展矿业权交易。
（二）制定操作规程，统一交易规则
矿业权是以矿产资源为基础，以市场为导向，通过相应的市场法则，将资源转换成资本，将技术成果转换成商品，完善资源的配置。现有矿业权有形市场和电子交易市场中，主要是“招拍挂”的交易形式。而申请在先和协议出让的方式，也应该进入矿业权电子交易市场交易，减少市场势力的出现，让矿业权交易规则回归到价格和数量的供求均衡。
（三）健全交易制度，降低交易成本
要改善矿业权出让转让公示公开的硬件设施和软件条件，大力推进矿业权配置市场化进程。矿业权交易、国内外并购、地质勘查投融资、矿业权收购储备等，要统一交易程序。矿业权转让服务，矿业公司部分股权转让及整体股权转让交易的资料形式审查、信息、转让受让申请、交易方式选择、交易价款结算，要统一交易标准。商业性勘探项目（探矿权）投融资服务，合资合作勘查、期权协议、私募股权等，要统一交易准则。并购贷款服务，为国内矿业公司并购方企业通过受让现有股权、认购新增股权，或收购资产、承接债务等方式以实现合并或实际控制已设立并持续经营的目标企业的并购交易贷款服务，要统一交易服务。从而，降低矿业权电子交易的信息成本、谈判成本、拟订和实施契约成本。
（四）降低信息壁垒，畅通信息渠道
国土资源部要加强中国矿业权电子交易市场的信息收集、整理、、传递等方面的管理，通过自上至下的遍布全国的国土资源行政主管部门职能作用的发挥，形成中国矿业权电子交易市场信息网络，建立数据库，有序、高效、科学地汇集各类信息，这样，增强矿业权电子交易市场信息的权威性、时效性和统一性。全国性矿业权电子交易市场的建立，可以统一数据和信息，有利于矿业权的合理配置。
（五）加强市场监管，防控交易风险
要力争实现矿业权电子交易市场管理的规范化。矿业权电子交易市场的监管，以矿业权交易为核心、以信息和服务咨询为基础、以矿业资本为动力，不断规范和完善交易规则及交易流程，实现平台、通道、服务三大功能，包括出让和转让项目管理、意向受让方管理、成交管理、保证金管理、税费管理、会员管理、单据管理等程序，都要统一监管、强化监管、科学监管。1997年新的《矿产资源法》开始实施，确立了探矿权和采矿权有偿取得和依法转让制度，确定了开采矿产资源要坚持“一级管理，二级发证，三级监督”的原则，各级矿产资源管理部门必须严格执行，促进中国矿业权电子交易市场化的健康、有序、良性发展。
参考文献：
①刘斯敖. 电子商务时代浙江专业市场的发展与演进[J]．商业研究》 2006年3期
②方军雄. 市场化进程与资本配置效率的改善[J]. 经济研究》2006年第5期
③Jeffrey Wurgler，2000，Financial Markets and the Allocation of Capital，Journal of Finanical Economics，58
④库特．科斯定理CoaseTheorem[M]．载《新帕尔格雷夫经济学大辞典》（A－D），中文版，498页，北京：经济科学出版社，1996
⑤Dahlman，C．J．1979．“The Problem of Externality”[M]．Journal of Legal Studies．22. 141-162
⑥张五常. 经济组织与交易成本Economic Organization and ransaction Costs[M]．载《新帕尔格雷夫经济学大辞典》（E－J），中文版，58页，北京：经济科学出版社，1996
⑦国土资源部《矿业权交易规则（试行）》，第十五条
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