时间：2023-06-12 14:46:40
开篇：写作不仅是一种记录，更是一种创造，它让我们能够捕捉那些稍纵即逝的灵感，将它们永久地定格在纸上。下面是小编精心整理的12篇电力交易市场化，希望这些内容能成为您创作过程中的良师益友，陪伴您不断探索和进步。
雄关漫道真如铁。2007年12月24日，国家电网（下简称国电）647万千瓦发电资产相关八家电厂的控股方国网新源公司，与七家受让公司签署了安全生产责任及管理权转移协议。国电647项目发电资产变现任务的完成意味着自2002年启动的第一次电力体制改革的厂网分离工作终于艰难地接近收官。
继920项目转让后，647项目的收官是否意味着电力改革和国电的战略定位和布局至此进入了而今迈步从头越的境界？显然，厂网分离的收官只是一个休止符，国电真正的清晰的战略布局和内涵式改革将取决于输配分离和配售分离改革的有效推进。
厂网分离收官
2007年5月31日，国家电网通过协议向国电集团等转让了920万千瓦发电资产,转让价格为187亿元。该发电资产涉及到包括7家上市公司在内的38家企业,相对于119.7亿元的账面净资产,此次交易的溢价为56％。
2002年启动电力体制改革，当时允许国电保留920项目，主要是希望能用这部分资产支付国电公司主辅分离的改革成本，为下一步从电网中剥离电力修造、送变电施工和勘探设计等辅业单位做准备。据悉，国电解决主辅分离的员工问题耗费约187亿元，而920项目的出售正好填平了主辅分离的改革成本。
2007年12月14日，国电647项目资产的出售也达成了初步协议。根据电监会公告，国电647万千瓦发电资产的主要受让方为华能集团、大唐集团、华电集团、国电集团、中电投集团、神华集团和湘投控股等七家电力公司。此次双方签署的协议是安全生产责任、管理权和领导班子三项权限的移交，正式转让协议签署、资产交割、工商变更等实质性工作将在今年1月后进行。
据报道，647项目以资产评估价格为基础，同时参照可比市场交易价格，以溢价20％出售（资产溢价17％，另加因控股所产生的3％的溢价），也就是说溢价水平不到920项目的一半。相对于920项目的资产质量，647项目资产主要为老厂，人员负担较重，成本优势较差。根据2002年的改革，647万千瓦发电资产保留在国电公司的用途是补充国电的资本金。
显然，国电647项目资产的最终协议转让，意味着尾大不掉的厂网分离改革基本破题。这虽然比2002年提出的要求两年内变卖转让迟到了三年左右，但其意义则相当深远。
从某种程度上讲，647项目资产的最终转让表明，发电侧的市场化改革框架基本构造完毕，中国电力体制改革即将进入第二个环节――输配分离、配售分离阶段。下一步在发电侧的改革重点主要是清理国电公司旗下各省级和区域电网公司近年来新建的以各种形式存在的“三产”发电项目。
貌似左右为难
如果说厂网分离是发生在发电企业与国家电网、南方电网间的外部改革，那么以输配分离和配售分离为主的售电侧改革则是电网公司的一场脱胎换骨的革命。显然，在电网公司高度垄断的情况下，在售电侧推进改革的阻力将会大得多。
2006年9月1日，国家电网电力交易中心正式投入运行，并初步形成了国家、区域和省级三个层次的电力交易中心，满足省内、省间和跨区域、跨流域电量交易的需求。三级电力交易中心的搭建为国电公司总部、区域电网公司和省电力公司实施市场交易与电网调度职能的分离创造了条件。
接着，2007年10月26日国电宣布国家电网电力市场交易运营系统正式投入运营。国家电网电力市场交易平台具备电力市场运营完整业务流程所需的各项技术功能，不断为市场交易提供更好的服务。平台的搭建客观上为售电市场改革打下了基础。
目前输配分离改革争议的焦点是在国电内部实行配电业务的独立，并维系输配调度的全国性统一，还是从国电中完全独立出配电业务，使得国电成为一个相对单一的电网资源建设和提供商。
如果把配电业务独立出来，那么国电的售电业务也将受到影响。这一方案意味着国电公司将变为电网资源供应商，主要从事输电业务，而这一方案的不利之处是影响电网和电力调度的有机统一，可能会影响电力调度效率。
如果配电业务只是在国电内部实现独立，虽然解决了电网与电力调度的有机统一性，但不利于售电环节市场化改革的有效推进。即不论是发电侧市场竞争，还是售电侧电力市场竞争，国电这只看得见的手始终影响着市场运作效率，甚至可能制约市场机制的有效发挥。
因此，输配分离改革决定着电力配置和调度的有效性。如果输配业务难以科学厘定，下一阶段的配售分离改革就难以有效推进。
谁为谁服务？
根据2002年电力体制改革的整体战略规划，厂网分离、输配分离和配售分离三个递进层次的改革充分体现了权力分配的相互制约、相互依存和相互促进的关系，是电力市场根据不同职能分工协作的改革方略。即在发电侧和售电侧引入充分的市场分离，在电力输配（主要指电网资源和电力、电量等调配）领域通过引入不同的市场主体进行输配功能分离，从而防止电力市场中由于过度的资源和功能垄断而导致市场效率下降。而具体到电网资源，通过设置国家电网、区域电网和省级电网三个层次的电网资源和电力交易系统细分出多层次的电力交易市场。
目前，对于要不要进行输配分离和配售分离改革基本没有争议，争议的焦点是如何市场化的问题。对于电网公司来讲，更乐意接受的方案是在国家电网和南方电网的现有框架下引导售电侧的市场化改革，目的是不过度破坏当前电网公司的利益格局。如在电网公司内部独立出一个独立核算的配电实体，从而实现输配分离，然后在最终售电侧实现多卖家的市场竞争格局。
这一方案实际上是基于电网现有地位和功能不发生变化的情况下实行售电侧的市场化改革，它的好处是保证了输配环节的有机统一。
然而，这实际上会使得电网公司在电力市场中占据了绝对的优势地位，不论是发电侧的多卖家竞争主体，还是售电侧的多卖家竞争主体，在电力市场中必然处于与电网公司的不对等的劣势地位。
如电厂向实际买家或电力交易市场服务商销售电力资源，必须通过电网公司输电并进行电力调度，否则很难卖出去;而将来形成的多卖方电力销售服务商和电力交易市场，如果要向用户销售电力，需要通过电网公司的输配协调，否则将面临无米出售的局面。
笔者不禁要质疑，以这种方案为基础的电力市场改革，究竟是电力市场化在为电网公司服务？还是电网公司为市场化服务？
一场利益的博弈
按照现有政策，一旦区域电网成熟，国网将与区网“分家”，而国家电网公司能够调配的输配电资产、电能交易将受到挤压。
目前，国家电网公司着力推进的“一特三大”战略（即特高压输电、大核电、大水电和大煤电），在系统内推出电力交易中心和电力市场交易系统等，都在一定程度上强化了国家电网公司在电改中的博弈筹码。如特高压输电将在一定程度上弱化了区域电网的现有功能。显然，这种局面是电力体制改革小组和发电企业、售电服务商和最终用户都不愿意看到的。
输配分离如何摆脱明显的利益纠葛，如何真正实现独立，将成为电力体制改革进一步有效推进的关键。输配是否只有统一到电网公司旗下才能体现其有机统一性和更富有效率。笔者认为，未然。
首先实现彻底的输配分离。一方面，可以通过把电网公司定位为专业的电网资源运营和租赁商，并在条件成熟的条件下，将国网、区域电网打造成相互独立核算的经营实体。为打破省级行政区域对电力市场的干预，应将省级电力公司作为区域电网公司的子公司。区域电网间的输电通畅问题让独立于区域电网公司的利益第三方国家电网公司承担。
另一方面，通过与不同的层次的电网公司签署电网资源租赁合同使用电网资源，把电力调配功能从电网公司中彻底独立出来。通过在电力调配公司领域引入多元竞争，将完全可以通过市场机制发挥作用来增强输配功能的有机统一，提高电力调配效率。
建立区域电力市场是实现电力资源优化配置的一次重要尝试，也是2002年国务院推进电力市场化改革的主要目标。2004年，我国第一个试点的区域电力市场——东北区域电力市场在辽宁沈阳鸣锣开市，经历11个月的模拟运行、4个月的试运行之后，最终折戟沉沙。当时的东北区域电力市场是如何设计的？为何会成为一场“失败”的试验？
戴俊良于2003年加入电监会，甫一加入便具体经手负责东北区域电力市场的试点工作，从而几乎全程参与了这件电力市场化改革的标志性事件。他历任电监会供电监管部处长，东北电监局筹备组副组长、华北电监局副局长，去年9月份再次调任至东北电监局任副局长。东北区域电力市场之后，戴俊良还参与了内蒙古多边交易市场的建立，吸取东北区域市场的很多经验。对东北区域电力市场，戴俊良有自己的观察和认识，本刊记者为此专门赴沈阳对其进行专访，试图还原和思考那一段历史。
去电监会之前，我在国家经贸委分管投资。2003年3月10日国家经贸委撤销的时候，面临几个去向，我选择了电监会。
到现在还有一些老同志不理解我的选择。我是冲着电力市场化改革去的，在这方面我有一些自己的认识，我认为建立有中国特色的社会主义市场经济，要把市场配置资源放在首位，而不是仅仅依靠行政审批，这样中国的经济才能真正实现可持续的、健康的发展，能够到电监会参与到这一进程，我觉得很有意义。
当时国家电监会决定在东北和华东开展区域电力市场试点，东北电力市场电量充裕，供大于求，而华东正好相反。时任电监会副主席宋密带队，供电监管部具体负责东北区域电力市场。华东区域电力市场由副主席史玉波带队，市场部具体负责。
我到电监会的时候，在供电监管部任处长，所以我从一开始就介入到东北区域电力市场的建设中去。
政策出台前夜
2003年国家电监会指导建立东北区域电力市场下发的《关于建立东北区域电力市场的意见》（简称《意见》）是由我最终执笔的，我在家里加了三天班，那是在5月中旬，正式要到6月了。
当时，电监会供电监管部才刚刚设立不久，具体负责东北区域电力市场试点工作。从3月底开始，我们才组织专家研究制订《意见》，到东北各地组织座谈会，在充分吸取了各方的意见后，才由我执笔，形成最后的《意见》。
确立试点东北区域市场要追溯到2002年底。宋密副主席带队在2002年底赴东北进行一次调研，目的是研究建立区域电力市场对东北地区经济工作的影响，此次调研之后形成了报告，探讨了在东北建立区域电力市场的可能性，到了次年2月份，电监会党组就讨论决定在东北试点区域电力市场。
这次调研我没有参加，但是结论大家都是知道的。2002年，电力体制的特点是“省为实体”，这为跨省资源的合理流动造成严重的阻碍。
东北电网供电区域包括辽宁省、吉林省、黑龙江省和内蒙古东部地区。辽宁是东北的负荷中心，用电量占到50%，高于自身装机所占比例。黑龙江省、吉林省则恰恰相反。按照资源优化配置的规律，黑龙江、吉林的富余电力应被输送至辽宁省，东北电网理应形成“西电东送、北电南送”的局面。
但是在2002年1-11月，黑龙江省电力非但没有外送，反而净输入1.44亿度。在发电设备利用小时数上，省间壁垒体现得更为明显：2001年蒙东地区发电设备平均利用小时为4867小时、辽宁4339小时，黑龙江4109小时、吉林3503小时，最高与最低之间相差1364小时之多。
而且那时候东北还存在着调度不公的现象。由于厂网关系不清，电力公司直属的电厂获得的发电指标要高于独立电厂。此外，由于国家电力公司东北公司（国家电力公司到2003年年中才最终分拆完毕）掌握跨区送电的调度权，其直接经营电厂发电设备利用小时数远超其他电厂。
因而，建立一个竞争的、公平的、统一的区域市场就显得十分必要。此外，在东北建立区域电力市场还有不少有利的条件。
2002年，东北电网全区最大负荷2403万千瓦，仅为全网装机的61.7%，是当时全国几大电网中电力供需环境最为宽松的地区，供大于求有利于规避电价上涨的风险，很适合引入竞争机制。
东北电网还是我国最早形成的跨省统一电网，长期实行统一规划、统一建设、统一调度、统一核算和统一管理，跨省主网架比较完善。此外，东北三省综合销售电价水平比较接近，有利于新电价机制的形成。
这一次调研基本确立了要在东北试点区域电力市场。2003年4月1日，供电监管部邀请国家电网公司、国家电力东北公司代表及国内部分从事电力市场研究的专家在北京召开座谈会，讨论东北电力市场初步框架和市场模式思路。有一些同志提出了不同意见，他们认为，东北电网网架较为薄弱，而省内电网网架相对坚实，有利于省内市场平衡。
在国务院五号文重组电力资产时，要求发电资产在各电力市场中的份额原则上不能超过20%。但具体到东北区域下属省份，这一平衡被打破。华电集团在黑龙江省内拥有全资和控股电厂573万千瓦，占到黑龙江省总装机规模52%；大唐集团在吉林省内装机规模所占比例也超过了20%。在这样一种发电商结构下，设立以省为界的电力市场很难进行竞价。
4月1日的座谈会大家最后形成了两个共识：一是建立东北区域电力市场利大于弊，不仅必要，而且可行；二是有必要起草一个《意见》，以统一各方认识明确目标，指导推进区域电力市场工作。
2003年4月6日到12日，宋密副主席再次带队赴东北调研，组成人员主要是供电监管部和计财部同志，我也在其中。
这一次调研的重点是东北区域电力市场中涉及的市场框架模式、区域及省级电力监管机构设置等问题，同时也征求地方政府和电力企业对电力体制改革的意见和建议。
地方政府、电力集团、发电公司对区域电力市场都有自己的看法。其中的一个焦点是调度问题。
国家电网公司认为，调度与交易统一有利于保障电网安全，坚持“短期或长期，都应实行调度与交易一体化”。东北三省地方政府及各省电力公司则希望设立省级电力调度交易机构。各发电集团则认为，调度、交易和结算机构都依附于电网，不利于电力资源的公平配置，建议成立独立于电网之外的交易结算中心。
我们内部经过反复讨论，认为调度交易机构的改革需要一个过程，不可能一步到位，最终在《意见》中决定设立区域电力调度交易中心，不设省级电力交易市场，但可设结算中心。考虑到各省的利益，《意见》同意在东北电力市场初期，允许未参与区域电力市场竞争的非竞价机组，在省级电力监管机构和区域电力调度中心的指导下，与省电网公司签订购售电合同。
4月下旬，当时北京正处于“非典”期间，在京人员不得外出，原来我们计划在北京内外召开几个座谈会，最后因为“非典”都改成了书面征求意见。
在吸取了各方面的意见之后，我们又组织了专家起草《意见》相关名词解释，这个工作做完之后，我们还走访和征求了电监会内部各部门的意见，这样到5月中旬，不止十易其稿之后，才最终确定《意见》。
“实际没有正式运行”
2004年1月15日，经过了一年的筹备时间，东北区域电力市场在沈阳东北电网公司二楼交易大厅启动模拟运行，柴松岳主席来到沈阳，亲自按下了宣告运行开始的回车键，东北区域三省一区分管工业的副省长（副主席）都在现场见证了这一历史时刻。
根据一开始的设计，东北区域市场经过模拟运行、试运行后才正式运行。但后来东北区域市场实际上并没有实际运行。模拟运行阶段是从2004年1月到当年11月。因为当时在东北区域市场的电价政策上还存在不同观点，所以我们将模拟运行期分成两个时间段，2004年1月到4月份，东北区域市场模拟运行采用的是“单一过渡式电价、有限电量竞争”，6月之后，则采用“两部制电价，全电量交易”。
对比出来的结论是两部制电价更适合东北的情况。但是到了2005年试运行阶段，电煤市场化之后开始涨价，抬高了上网电价，但销售电价传导不出去，中间出现亏空，就中止了一段时间。后来大家认为还有必要再试验一把，结果出现了东北电网北部发电高价上网，南部用电低价销售的情况，以致东北电网公司16天亏损了32亿人民币。于是到了2006年5月，上级主管部门下发文件，东北区域电力市场就进入了学结阶段。
有人把东北区域电力市场的原因归于煤价上涨，这个观点我不同意。煤价的上涨只是一个诱因。在当时东北区域电力市场单一购买的竞价市场条件下，上网电价和销售电价不能联动才是主要原因。
其实在方案之初，我们就考虑过这个问题。我们设置了一个“蓄水池”，当东北电力市场供大于求，形成竞争，上网电价应该会下降，由于销售电价仍维持国家规定标准不变，其中就会多出一部分“盈利”，这部分钱将会放置在“蓄水池”中，等到到达一定规模再补贴到电网公司，使其面向用户可以降低销售电价。
反过来，当东北电力市场供不应求，上网电价上涨，而销售电价维持不变，其中就会出现“亏损”，同样达到一定量之后，再传导到最终的销售电价，由电网公司收取，弥补损失。
这是在电网公司是唯一购买方，而电价又需要审批，无法实时变动的情况下，设计出的一个有中国特色的功能。当时发改委已经下文，同意东北电价可以六个月一联动，上下幅度不超过1分钱。
然而，这个资金由谁先出是有争议的，一开始考虑由财政部出资，最后没有落实。其实这个资金由电网公司垫付也是可以的，因为“蓄水池”里的资金最终会通过销售电价的联动来得到平衡。
但是在东北区域电力市场到了要涨电价的时候，出现了各省意见不统一的情况。黑龙江省和吉林省电力过剩，输往辽宁，认为辽宁省有责任多涨电价，黑龙江省和吉林省不涨或少涨一点。而辽宁省并不同意，认为依靠本省市场消纳其他两省多余电力，不应承担更多责任。
这就需要大量说服和沟通的工作，也需要一个人最终拍板，形成文件向上汇报。可惜的是最后并没有人来做决定，后来就不了了之，又回到原来通过计划分配电量的老路上去了。
应该来说，在短暂的试运行阶段，东北区域电力市场还是体现了市场配置资源的基础性作用。东北地区煤炭资源主要分布内蒙古东部和黑龙江地区，负荷主要集中在中部和南部地区，2005年东北电力市场试运行后，黑龙江省送出的电量同比增长了112%，蒙东地区送出电量同比增长了54%，这从整体上促进了“北电南送”和“西电东送”格局的形成，有利于资源的优化配置。
后来我们在内蒙做多边交易市场，就吸取了东北的经验，保持上网电价和销售电价之间的差额不变，同时规定竞价形成的价格浮动限定在上下20%，这样最终的风险就可控。现在内蒙古多边交易市场发展得非常好，是我国现在唯一还在运行的电力市场。
如果说东北区域电力市场是根，那么开花结果就在内蒙古多边交易市场。内蒙古的电网是地方电网，由于当地政府希望降低电价来吸引大工业进入，它就要求电网公司必须支持内蒙古多边交易市场，事实上我们在方案设计中考虑到电网公司的利益，维持它上网电价和销售电价的那块差价部分，而且由于电价下降，用电量增加，电网公司的收入反而增长了。
20世纪40、50年代，随着佛罗里达工业的迅速发展，电力需求高速增长，基于供电相互支援和提高可靠性的需要，电力公司间建立了联络线，以便在紧急情况下提供功率交换，从而开始了电力公司间的市场交易。
美国电力高层的特有结构和发展过程与美国电力产业的历史状况以及美国政府的产业政策有关。由于美国电力产业中的75%为私人所有，因此尽管美国政府意识到对发电、输电、配电和供电实行垂直一体化的市场结构会阻碍竞争，但也不能象英国对待国有电力产业那样实行市场结构重组政策，而只能主要通过放松进入管制，以更大程序地发挥市场机制的作用。1978年，美国颁布了新的《能源政策法》，进一步促进了发电市场自由化。1995年联邦能源管理委员会（FERC）了Mega-NOPR提案以促进输电服务的开放。1996年，美国又颁布了两项法律，详细规定了电网开放式输送电力及其收费标准。输电线路由电网经营企业运营，向发电企业提供输电服务，电力趸售用户可以通过电网向发电企业直接购电。这样，继发电领域市场化后，又形成了输电线路公用化，电力趸售市场全面和公平竞争。
加州是美国电力市场化的先锋，加州模式可以称为美国电力市场化的现代版本，具有相当的典型性。1998年3月31日，加州电力市场正式运行，成为美国第一个允许电力用户选择发电商的州。在加州电力市场化模式中，电力用户可以直接与发电商签定购电合同，电网向发电商开放并为用户提供输电服务。电力市场的运营通过新成立的两个机构：加利福尼亚电力交易所（PX）和加利福尼亚独立系统运营者（ISO）来进行。ISO管理着三个关键市场：竞争性的辅助服务采购市场、实时能源市场和拥护管理市场。PX经营着三个能源市场：对次日每小时进行的每日拍卖、当天市场和批量期货市场。ISO控制输电网络和电力调度，PX制定并向ISO提交交易计划，该交易计划成为ISO协调电网运行的基础。
与英国相比，美国的电力市场化比较超前和彻底，走的是另外一条路径。但由于美国地域广阔，拥有世界上最庞大的电力系统，电力监管通常以州为界，因而美国的电力市场化也比较复杂，形式各异。综合起来，大致有以下特点。
1、产业组织结构与运营管理。美国的电力产业组织结构和生产运营是随着电力市场化的溶化百不断发生变化的。在一个较大的联合电网中，通常存在若干独立的发电企业和几个或十几、几十个独立的电网经营企业，这些企业有着大体相同的联合运行规则。在市场化的模式下，电网的运营由独立系统运营者（ISO）进行控制和调度，电力交易所（PX）则负责制定交易计划。
2、市场结构、竞争与交易模式。从总的方向来看，美国的电力市场化模式是发电领域和售电领域市场化，输电领域公用化。即发电企业通过电力市场自由竞争，输电网由众多的电网经营企业垄断经营，电网经营企业通常不拥有发电容量，只向发电商和电力趸售商提供无歧视性输送服务，输电价格由政府法律确定。电力趸售用户可以通过电网向发电企业直接购电。因而电务市场的参与者主要是发电商、输电商、系统运营者和消费者。
美国电力市场化模式的竞争显得比较充分，交易模式也较为复杂。竞争不仅体现在实时能源市场的采购领域，即发电商通过竞争向大用户和电力趸售商提供电能上，而且体现在辅的服务市场采购方面，甚至体现在输电通道使用权的出售和拍卖上。电力交易中心PX是市场运作过程中的重要环节，它经营着对次日每小时进行的每日拍卖、当天市场和批量期货市场，根据上述三个市场确定的全约制定关向系统操作者ISO提交交易计划，作为ISO协调电网运行的基础。系统运营者ISO则在PX提供的交易计划的基础上，制定系统的运行计划，并在辅助服务市场提前一天和提前一小时的拍卖中购买平衡服务，以确保运行计划的实现；同时，系统运营者ISO还利用市场参与者提交的“调节”招投标，进行提前一天和提前一小时的区域之间的拥挤管理，并进行实时的区域内拥护管理，如果预测会出现区域间的输电能力制约，ISO就将可用的输电容量按照“调节”招投标的排序进行分配，如果区域内发生拥挤，ISO将通过经济补偿手段，即向已进入排序的发电商支付补偿费用使其退出运行，并值钱给别处其他价格较高、未进入排序的发电商，令其启动而改变运行计划，从而解决输电拥挤的问题。此外，ISO还管理着实时能源市场，并通过价格信号来平衡供求。
与这种比较充分的竞争相适应，美国电力产品不同环节的价格大部分通过竞争确定。在发电领域，发电商的售电价格通常取决于实时能源市场和辅助市场上的电力采购价格、与趸售商及大用户签定的合约价格、输电费用以及输电拥挤价格等；输电价格由政府严格管制，并有有关法律确定相应的收费标准；售给终端用户的电力价格随着发电商售电价格、输电拥挤程度和供电成本的变化而上下波动。
3、监管机构与监管方式。美国的电力市场化过程是与政府放松管制的过程联系在一起的。美国对电力产业的监管，大多是以州为单位进行的。由于美国地域广阔，在联邦政府层面，只有美国联邦能源管理委员会FERC代表美国政府对电力产业进行监管，其监管的形式主要是通过制定有关政策法律和规则，以确保竞争的实施。具体对电力产业的管制，各州因具体情况不同，在管制的范围、管制的程序、管制的方式等方面均有所不同。但大体说来，在发电领域，除了环保管制的因素以外，几乎不存在电力产业进入的任何障碍；在输电领域，依然存在着严格的政府管制，政府的法律严格规定了输电费用收取标准及无歧视性地向发电商和趸售商提供输电服务的义务；在配电业务方面政府通过发放经营许可证的方式特许某些电力公司在某一区域内垄断经营。同时这种管制还体现在销售价格上，在美国，禁止公用企业随意提高电价，通常各州都有对零售电价进行限制的管制措施。
4、电力市场化的成效与问题。美国的电力市场化实践对于美国电力产业的发展起到了一定的促进作用。通过电力市场化，使电力产业特别是发电行业获得了充分而有效的竞争，市场机制在配置电力资源方面发挥了重要作用，有效地提高了美国电力产业的运营效率，使得电力终端销售价格多年来都保持在某些方面较低的水平上，电力企业的服务质量也得到了明显的改善。应当说，美国电力市场化模式是与英国模式一样具有典型意义的模式，它带给人们许多大胆而双富有创意的启示。
美国电力市场化模式的突出问题是对市场的过分领带和放松管制超出了电力产业特殊性所容许的程序，因此造成了其在电力供应和安全方面存在着难以克服的缺欠。具体表现在以下几个方面。
第一，较为充分和独特的市场竞争模式迟滞了市场价格信号的变化，加之日益苛刻的环保管制以及缺乏有力的规划引导和市场调控，造成了发电市场的备用容量不足。
《财经》记者 李纬娜 胡雯
不会再有如同“走过场”般的煤炭订货会,不会再出现往年那样“面红耳赤、拂袖退场”的场景。从2009年底开始,全国煤电领域内的供需双方开始变为“一对一”接触谈判。煤炭交易体系向市场化迈进了一大步,但谈判桌前的硝烟味丝毫不会减淡。
2009年12月14日,国家发改委下发了《关于完善煤炭产运需衔接工作的指导意见》(下称《意见》),要求改变目前煤炭供需双方集中衔接的做法,由企业在2010年1月15日前自主选择适当方式,分散进行衔接,不再召开合同汇总会,转而委托中国煤炭工业协会整理网上合同签订情况。
由此,业界多年来的呼声终于得到官方响应,全国煤炭订货会(2005年后改称煤炭产运需衔接会)正式退出历史舞台。
“企业掌握了自己的话语权,双方都可以自由选择。”《意见》下发的第二天,中国煤炭运销协会政策研究部主任梁敦仕在接受《财经》记者采访时指出。
但价格仍将是今后谈判席上的焦点。梁敦仕强调,今后仍可能出现价格谈不拢的现象,但国家发改委不会再出面协调。“未签订合同的企业,就只能进行现货交易了。”
2008年底在福州举行的全国煤炭订货会上,由于供需双方对价格差距的分歧太大,五大发电企业集体退场,使得煤炭订货会上的合同签订率为零。这场由政府行政引导、运作成本高昂的煤炭订货会名存实亡,已到非改不可的地步。
价格仍是焦点
从数据上看,“一对一”谈判模式首度运行后,2010年煤炭供需合同签订情况比想象中顺利。中国煤炭运销协会官方网站中国煤炭市场网显示,截至2010年1月13日8时,初步汇总的电煤合同量已接近15亿吨,远超出铁道部为该年度预留的运力配置意向框架量9.06亿吨。
“今年,大家都很理性,对价格的上涨都有预期。”中国煤炭运销协会顾问武承厚对《财经》记者表示。鉴于煤炭市场价格不断高企,供需双方对电煤价格上涨早在两个月前就已达成共识。
但各自的谈判细节却是大家避谈的敏感话题。目前已经签订合同的供需方,都不愿意披露详细信息。
河北开滦煤矿一位负责人除告诉《财经》记者“合同已签”外,不愿多谈;山西长冶沁新集团一位负责人对《财经》记者表示,他们签了多个客户,但他不愿谈及具体价格;内蒙古鄂尔多斯参与煤炭区域交易中心筹建的一位负责人说:“只知道大部分企业都签了合同,但谈判过程企业没和我们多说;价格不太清楚,但肯定上涨了”;泰德煤网董事长李洪国则表示:“这个话题很复杂,一时半会儿说不清楚。”
在大家闪烁其辞背后,《财经》记者从多位业内权威人士处获悉:2010年重点电煤合同均价一般敲定在540元/吨-600元/吨之间,涨幅维持在10%左右。
最近时期的雨雪冰冻天气和多数城市的电煤库存告急,再次让电煤价格狂飙,这让煤炭企业掌握着更多谈判筹码。秦皇岛港2010年1月11日的最新报价显示,主要品种5500大卡煤炭报价最高已达810元/吨,较一个月前740元/吨的报价上涨了近10%,同比增幅达36%。对发电企业来说,飙升的电煤价格在将它们带入亏损的泥潭。
在此情形下,合同的顺利签订是一个良好开端,这也为宏观调控部门持续推动煤炭交易体制改革提供了动力。
长期合约之困
煤电矛盾由来已久,这也直接导致往年的全国煤炭订货会最终演变成一场场“吵架会”。已放开的“市场煤”,被直愣愣地分割成行政办法规定的重点订货合同交易和市场采购两个完全不同的市场,始终未形成全国统一的市场体系。每年一度的煤炭订货会即为生成重点订货合同而存在。
而在“计划电”框架内,电价由政府制定,发电量按计划分配,电力交易则由电网独家经营。煤涨价、电不涨价给发电企业带来重重压力。
为缓解上述矛盾,2004年底,国家发改委曾出台煤电联动机制,规定以不少于六个月为一个煤电价格联动周期,若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%,便相应调整电价;如变化幅度不到5%,则下一周期累计计算,直到累计变化幅度达到或超过5%再进行电价调整。
这一以政府主导为杠杆的政策并没有给市场带来福音。它不仅未能全面反映煤炭的涨价因素,也未能得到有效执行。众多业内人士评价其是“只上不下、轮番涨价、恶性循环”。
中国能源网副总裁韩晓平对《财经》记者表示,政府淡出煤电衔接、让电煤彻底市场化的做法没有太大意义,在交易主体没有实现市场化的前提下,单纯的价格市场化是个伪命题。签订长期协议是解决煤电矛盾的出路。
按照国外通行做法,这种合约年限至少在20年以上。80%的煤炭产量均被签订在价格、数量、义务和罚则明确的长期协议当中,其协议价格会根据通货膨胀、货币系数等做出相应调整,若一方违反协议,违约方将给予赔偿或补偿,实现利益共享与风险共担。
国家发改委也意在推动煤电企业签订长期合同。《意见》明确指出,鼓励供需企业之间签订五年及以上的长期购销合同。对购销数量、质量、价格等内容齐全、明确的长期电煤合同,可按电煤意向框架总量的50%衔接落实长期运力――运力保证很重要,运输成本往往占电力公司用煤成本的30%-60%。
但从已汇总的2010年电煤重点合同看,大部分煤电企业仍然选择一年一签,签订长期协议的极少。对此,武承厚解释道,任何企业都希望拥有稳定客户群,都有签订长期协议的意愿,但签订长期协议的基础是供需双方必须对价格有一个理性的认可。可是在目前情况下,由于缺乏参照物,企业无法对价格作出理性判断。
其实,早在几年前,中国大唐集团公司、中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国国电集团公司、中国电力投资集团公司这五大发电集团,也曾与供货方签订过电煤供应长期意向协议。
不过,文本中只涉及供货量,价格则约定为“随行就市”。意向协议不等同于合同,不具备法律约束力,市场行情发生变化时供需双方都有理由将其撕毁,这种“有量无价”的协议也就成为一纸空文。
《财经》记者获悉,今年煤电企业签订的极少数长期协议中,已从“有量无价”走向了“有量有价”。所谓“价”,并不是一个确切的数字,而只是划定了浮动标准,例如在某价格区间内浮动10%。
“这已经前进了一大步,有助于更市场化的煤炭交易体系的建立。”武承厚如是评价。
建立价格参照物
然而,即便在“有量有价”的长期协议中,价格区间的确定仍有待于煤电双方的进一步博弈。价格参照物的缺失成为继续推动长期协议的一大障碍。
怎么办?国家发改委在《意见》中给予明确答复――参考国际通行做法,尽快建立和完善我国电煤市场价格指数,通过价格信息网络及时,为供需企业协商价格提供参考依据,引导生产和消费,以构建“以全国煤炭交易中心为主体,以区域市场为补充,以网络技术为平台,有利于政府宏观调控、市场主体自主交易的现代化煤炭交易体系”。
国务院发展研究中心产业经济研究部产业发展研究室2007年5月撰写过一份报告,提出建立全国、区域、地方三层煤炭市场的设想。
该研究室主任钱平凡对《财经》记者表示,按照该设想,全国煤炭交易中心的价格对其他市场具有指导意义,区域煤炭市场的交易参照并影响前者的交易情况,地方煤炭市场的交易则受前二者的双重影响。换言之,就是要在全国煤炭交易中心里建立煤炭期货市场,并设立煤炭价格指数。
在美国、南非、欧洲、澳大利亚等国家和地区,都开设有能源产品交易场所,不仅开发出不同煤种的期货产品,还利用其价格指数来影响国际煤价走势。
武承厚分析,一旦建立煤炭期货市场和电煤价格指数,供需双方的谈判就拥有了可作参照的基准价,不仅节省了交易成本,提高了交易效率,还可推动长期协议的完全市场化。
《财经》记者获悉,目前,全国煤炭交易中心已确定成立并落址北京朝阳区CBD,成立时间尚不得而知,原因是投资主体和商业模式还在紧锣密鼓地商讨之中。
就中国目前的煤电行业市场化程度而言,要想建立煤炭期货市场和煤炭价格指数,还有相当长一段路要走,甚至诸多业内人士和企业都无法给出明确的时间表。其中,煤炭交易主体的市场化程度将起决定性作用。
“除煤炭行业市场化之外,还需要电力行业和运输环节的市场化。”武承厚指出。而现实是,电力改革多年来裹足不前,铁路运输还牢牢掌握在政府手中。
早在1992年,上海就曾建立中国第一个煤炭交易市场,但一天都没有交易过。“当时市场、法治、企业等各方面的条件都不具备,那个交易市场出现的时间和环境都不对,成为空壳就是必然。”武承厚评论道。他认为煤炭交易中心是一个系统化工程,最终要纳入国家的大流通产业之中。
[关键词] 电力市场日本电力交易所日前现货市场单一价格竞价
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:
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[6]余炳雕井志忠:「透视日本电力市场化改革，现代日本经济，2004，5
关键词：可再生能源；配额制；绿色证书；市场机制；外部性
一、引言
与世界其他国家的能源战略类似, 中国的能源政策有一个明显的导向，就是化石燃料的替代能源开发。包括可再生能源和新能源的开发利用，例如风电、太阳能、水电、核能等。自2006年《可再生能源法》正式实施以来，可再生能源进入了一个前所未有的快速发展时期。但在飞速发展的同时，也不可避免的出现了一些问题。相继出台的一些具体政策，对于可再生能源的发展均有着一定程度的制约。
德国、美国以及荷兰等可再生能源市场发达的国家，配额制是保证可再生能源市场又好又快的发展的一项基本政策。从目前国外成功的配额制实施情况来看，与配额比例相当的可再生能源电量可以在各地区（各电网）间进行交易，这种交易过程是通过绿色证书来实现的。绿色证书交易机制在荷兰等可再生能源发达国家取得了巨大的成功，极大的促进了可再生能源产业的发展。
本文首先分析绿色证书交易制度较之政府直接调控的优点，再通过建立一个二元主体模型分析绿色证书交易对资源优化配置和降低总量成本的作用。然后利用拉格朗日函数证明绿色证书交易可以提高费用分配的效果，使发电产业治污成本最小化。最后针对绿色证书交易机制在激励可再生能源产业技术进步方面存在的缺陷提出相应的政策，达到促进技术进步以及总量目标提高的效果。
二、文献综述
在国内已经实施的相关节能减排政策中，排污权交易制度与绿色证书交易制度有着很高的相似度，都是一种将配额指标市场化的手段，不同之处仅在于排污权交易制度是为了抑制污染物的排放，而绿色证书交易制度是为了促进清洁的可再生能源的发展。因此，对于已实施的排污权交易制度的借鉴有助于研究未实施的绿色证书交易制度。唐受印（1990）率先在国内提出了排污权交易的构想。生、袁磊（1998）对排污权交易进行了反思，提出排污权交易制度的核心是使厂商利益最大化而不是减少污染量，完全靠排污权交易市场进行调节并不能有效地达到减排的目的。其核心思想是不能单纯依靠市场机制的调节，也要适当的进行政府的间接调控。张志耀、丁玉魏、张海明（2000）排污权交易制度对经济优化的作用，突出的是通过配额指标的流通优化资源配置。宋国君（2000）深入剖析了总量控制的含义和特点,分析了我国总量控制与排污权交易的关系,通过对比美国的排污权交易政策,讨论了实施总量控制和排污权交易的步骤和意义。
在美洲和欧洲等国家，可再生能源配额制已经实施了将近十年，通过了解分析外国的立法现状并总结其成功的经验，可以使我国在设计该制度时有规律可循，少走弯路，以便制定出符合我国实际的配额制模式。姜南（2007）分析了美国、澳大利亚、日本以及欧洲各国可再生能源配额制，提出了在设计绿色证书交易制度的设计中需要重点考量的问题，即界定可再生能源的种类和技术范围、总量目标制度以及绿色证书的立法建议三个问题。
由于绿色证书在国内尚属新生事物，仅在近几年有部分文献对绿色证书的交易制度做了一些概括的介绍。典型的如董力通（2006）对绿色证书交易市场的建立做了一定的描述，重点在于绿色证书的概念，调控方式以及定价机制，而对于绿色证书究竟能为可再生能源产业带来多少积极作用，并未进行详细的阐述。而本文则重点从绿色证书的积极作用方面做了详细的论述。
三、绿色证书交易制度概述
1.绿色证书交易制度的概念
提到绿色证书交易制度，首先要解释可再生能源配额制的概念。可再生能源配额制（RPS）的基本含意是，在国家（或者地区）电力建设中，要求可再生能源发电必须达到一定比例。配额制对整个可再生能源产业的调控是通过市场机制实现的，它使得可再生能源在电力市场中以最低的成本来开发电力。与其它激励措施相比，配额制更强调市场的作用。而市场的这种作用是通过绿色证书来实现的。
绿色证书是一种可交易的，能兑现为货币的凭证。绿色证书是指对可再生能源发电方式进行确认的一种指标，绿色证书代表一定数量的可再生能源的发电量。绿色证书交易系统是指专为绿色证书进行买卖而营造的市场，在这个市场中，绿色证书的持有者（多指可再生能源发电商）能够与承担指定配额义务的绿色证书需求者交易绿色证书。通俗的理解就是未完成可再生能源配额指标的发电商通过购买绿色证书来作为弥补完成配额指标。
2.绿色证书的价值内涵
（1）对于整个可再生能源发电产业来说，绿色证书的价格包含了其高于非可再生能源发电成本的差额。绿色证书的交易实现了这种成本差额在整个发电产业的均摊，使得利用可再生能源发电而天生具有的成本劣势，转移给其他由于能源种类和技术条件优势而具有成本优势的发电厂，扮演了公平竞争的维护者。
（2）绿色证书的价格应反映由于替代非可再生能源带来的环境正效应。绿色证书购买者（未完成目标配额的发电商）实质上比其他完成目标的发电企业更多的给社会带来了负外部性，也就是更多的污染了环境，提高了社会治理环境污染的成本。因此，他必须为此付出相应的代价，也就是购买绿色证书。这就实现了非可再生能源发电的负外部性内部化，在一定程度上限制了非可再生能源发电对环境的污染，也使可再生能源的相对正外部性的优势得以发挥，为可再生能源在能源市场中的公平竞争创造了条件。
（3）绿色证书作为政府激励可再生能源产业发展的工具，承担着一定的实现政策效果的使命。因此其价格的变动范围是有一定限制的。绿色证书的价格不能过低，否则将导致绿色证书的需求者自愿接受购买任务，缺少技术革新以降低自身可再生能源发电成本的动力，导致可再生能源配额制的政策激励失效；而价格过高也将增大企业压力，同样不利于企业的长远发展。
四、绿色证书交易的二元主体经济分析
假设整个可再生能源产业由两类企业A和B构成绿色证书二元市场，这里的二元A和B所代表的是可再生能源行业中的劣势企业和优势企业，如图，P1为绿色证书的价格。MCA和MCB分别代表两企业的可再生能源边际发电成本曲线，B企业相对发电成本较低，或效率较高，有明显的相对优势（这种优势有可能是由规模效应或技术水平带来的）
1.绿色证书对资源优化配置的作用
如图，在相同的配额额度的条件下，B企业达标的成本要更低，即MCA>MCB。在MCA曲线上，超过M点之后，发电的边际成本高于绿色证书的价格，因此，A企业倾向于以相当于Q1Q0KM面积的价钱购买B企业超额完成的可再生能源发电量（Q0-Q1），而这一过程正是通过绿色证书的交易来完成的。同理，在MCB曲线上，N点之前，发电的成本低于绿色证书的价格，因此，B企业倾向于将额外的发电量转化为价格更高的绿色证书售出。
如果没有绿色证书交易机制而单纯靠配额制来推动可再生能源市场的发展，企业的成本会大大扩大，例如传统的火力发电企业，或小规模的发电企业，有的存在技术上的局限，有的受到规模经济的制约，如果强制此类企业完成可再生能源得配额任务，可能会由于规模过小导致的规模不经济造成资源的利用不充分。而通过可再生能源发电量和绿色证书的互相转化，既鼓励了可再生能源优势企业生产的积极性，又使可再生能源劣势企业寻到一条成本更低的途径来完成配额任务，避免了由于强制配额导致规模过小而引起的资源利用不充分，优化了电力生产资源的配置。
2.绿色证书对降低总成本的作用
在未引入绿色证书而实施单纯的配额制时，可再生能源的发电总成本为OLQ0+OKQ0。引入绿色证书后，成本变为OMQ1+ONQ2。
（OLQ0+OKQ0）-（OMQ1+ONQ2）=MLQ0Q1-NDQ0Q2
绿色证书的供给为NKQ0Q2，需求为MKQ0Q1
当绿色证书交易市场为非均衡状态的时候，
（1）MKQ0Q1
（2）MKQ0Q1>NKQ0Q2，供不应求时，绿色证书的价格会在供求关系的作用下上升，使MKQ0Q1变小，NKQ0Q变大，直至价格达到均衡价格P0。
当绿色证书交易市场达到均衡状态的时候，可再生能源发电总量恰好达到国家规定配额目标，此时Q1+ Q2=2 Q0，绿色证书的供给等于需求，
即： MKQ0Q1=NKQ0Q2
显然， MDQ0Q1=NDQ0Q2
因此， MLQ0Q1-NDQ0Q2=LMD
LMD即为绿色证书市场均衡时所减少的发电总成本。由此可见，绿色证书会在市场机制的调节下达到使可再生能源发电总成本下降的效果。
五、绿色证书交易机制对可再生能源发展的进一步推动
在配额制下，政府在现有配额完成的情况下提高配额指标，是可再生能源进一步发展的标志。上图显示了配额指标提高后，绿色证书交易市场的动态变动过程。
起初市场均衡价格为PO，绿色证书供求达到平衡，AQ1Q0F=FQ0Q2B。而P0过低使得绿色证书交易失去对可再生能源产业的激励作用。政府采取政策提高配额总量之后，单个企业的目标配额相应地由Q0增至Q’。
由于此时绿色证书需求量大于供给量，AQ1QE>EQQ2B，绿色证书价格有上涨趋势，由P0升至P。绿色证书交易市场再次达到均衡。而在这一过程中，由于厂商购买绿色证书不经济，因此厂商趋于提高技术，降低成本，以此来继续完成配额指标。
因此这项政策激励了单个厂商降低可再生能源发电成本，促进发展可再生能源发电技术，当然P'的数值需要政府斟酌考虑，若其值过低，将仍然不能达到激励劣势企业降低成本，发展技术的目的；若其值过高，劣质企业没有喘息的时间和余地，生存压力过大，也不利于企业的健康发展。
参考文献：
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随着电力市场的不断完善，将从单边开放的电力市场逐渐过渡到双边开放的电力市场。双边开放电力市场是在电力市场化改革发展到较为完善的成熟阶段所采取的一种市场结构，将发电、输电与配电相互分离，各发电公司根据“平等竞争、实力均衡”的原则组建成数家发电公司，发电公司、配电公司和大用户竞价上网；输电网络成为电力交易的载体，对发电公司、配电公司和大用户开放；允许配电公司、大用户直接从发电公司购买电能，通过输电网络予以输送。即双边开放电力市场模式是在发电领域继续引入竞争机制的同时，允许配电公司、大用户选择供电伙伴。在这种模式下，发电侧、用电侧均实现了开放和竞争，如图1所示。
在双边开放的电力市场模式下，发电公司可以进入现货电力市场售电，但其所发的电能不必全部在现货市场上出售，也可以通过与配电公司、大用户直接签订双边合同进行售电。配电公司和大用户也具有同样的选择权。这种模式为提高发电公司运营效率提供了很好的激励。
二、双边开放电力市场的交易方式
双边开放电力市场中同时存在现货市场和双边合同两种交易方式，各种交易方式适合于不同需求的用户。现货交易比较灵活，但是一般交易价格与成本较高，适合于非计划性电力需求，具有较强的零售与调剂性质；双边合同交易比较稳定，但是规定也较为具体，适合特殊保障要求的大用户以及配电公司与独立发电集团之间的单独协商交易。二者之间的关系是互为补充，相得益彰，片面地依赖其中一种交易方式都会造成不必要的损失。畅通充足的现货交易市场是双边合同交易的有效缓冲。因此，在一个运作合理健全的电力市场中，必须是二种交易方式并重，缺一不可。
在双边开放的电力市场环境下，现货市场的参与者主要包括卖方(发电公司)和买方(配电公司或大用户，简称客户或用户)，市场组织者负责组织市场竞价和交易，在固定的时间间隔内，收集买卖双方的报价信息，确定竞价成功的参与者及其交易数量，最后匹配成交并确定现货交易，电网公司负责电力的输送。与单边开放电力市场不同，双边开放市场中用户可以参加现货竞价，这样发电公司和用户同时双向竞价。
一般地，现货市场中参与者拥有的信息是不对称的，即每个参与人在报价时都不知道其他发电公司的边际发电成本信息，以及其他用户对电能的真实估价信息，并且这些估价和成本信息不受他人的影响。在信息不对称的电力市场环境下，普遍采用的是密封报价的竞价方式。电力现货市场双边竞价的过程如下：
1)竞价准备
在竞价准备阶段，市场组织者按电力市场监管规则对报价的合法性进行检查，初始化报价数据库。
2)双边报价
在一个竞价周期内，发电公司根据自己的边际发电成本向市场组织者提交有效的报价曲线，用户根据自己的单位用电价值提交报价曲线，所提交的报价曲线表示的是电量与价格之间的对应关系。
3)市场出清
市场组织者根据报价信息形成一个市场出清规则，然后根据出清规则确定现货竞价成功的市场参与者，以及各参与者的现货交易电量。
4)交易结算与匹配
按照交易规则对竞价成功的参与者进行电量的匹配，并据此进行交易，进行结算。
双边竞价过程的典型流程如图2所示。
三、双边开放电力市场的基本特点
双边开放电力市场模式的主要特点是：
1)电力市场中既有现货竞价市场，又有双边合同交易，发电公司可以通过参与现货市场竞价出售电能，也可以通过双边合同直接将电能卖给配电公司或大用户。
2)配电公司以及大用户可以通过参与现货市场竞价购电，也可以通过双边合同直接从发电公司处购电，有了购电选择权，承担了买卖电能的风险。
3)输电网向所有市场成员开放，电网公司负责电网的运行、控制和现货市场的管理，对发电方以及用电方之间的交易，只起到监督和服务的作用，对交易方式的选择以及交易内容不做过多干预。相对于单边开放市场而言，此时的电网公司是一个起到交易中介作用的独立操作机构，其风险减少。
上述特点表明，双边开放电力市场中各市场要素逐渐完善，竞争力度加大，发电环节已展开比较完全的竞争。该模式下双边合同交易与现货市场之间的互动关系增强，进一步体现了在电力现货市场竞价机制设计中考虑两种交易方式相互关系的重要性，也增加了电力现货市场竞价机制设计的难度。
四、双边开放电力市场中代表性参与者的决策
在双边开放电力市场环境下，存在电力现货市场和双边合同两种交易方式。发电公司要么参与电力现货市场竞价，要么与配电公司或大用户达成双边合同，或者同时参加两个市场。如果参加电力现货市场的经济效益高于双边合同产生的经济效益，发电公司将会选择参加电力现货市场，反之亦然。
关键词：碳排放交易；碳市场；低碳保定
基金项目：本文为2011年度保定市哲学社会科学规划课题《支持保定市“两型社会”建设的市场化减排机制研究》（课题编号：201102141）的阶段性研究成果
中图分类号：F127 文献标识码：A
收录日期：2012年7月12日
随着经济发展、生活水平的提高，人类对提升环境质量的渴望也越来越高。大力发展低碳经济已成为许多国家的追求，创建低碳生存环境正在成为世界的主流。实现低碳经济发展，营造绿色家园，将促进人与自然的和谐发展。作为首批入选世界自然基金会（简称WWF）“中国低碳城市发展项目”的两个城市之一，2008年保定市在《政府工作报告》中提出了打造“低碳保定”的城市发展目标，在十二五发展规划中提出“发展低碳经济、培植低碳产业、倡导低碳生活，建设资源节约型、环境友好型社会”的社会经济发展目标，并切实出台了各种政策措施，使保定市的“两型社会”的建设稳步推进。而目前在金融经济危机的背景下，企业生产受到极大影响，财政资金趋于紧张，既要保增长，又要建设节约型社会，对保定市政府和企业都提出了新的挑战。为应对全球变暖，世界各国在《联合国气候变化公框架公约》以及《京都议定书》的框架下利用碳交易进行了有益的尝试，建成了多个、多级别的碳排放市场，为遏制全球变暖趋势做出了积极的贡献，同时我国也在进行碳排放交易的试点工作，这些都为借助市场化的手段推动保定建设“两型社会”提供了有益的借鉴。
一、国际碳排放交易机制与实践
《京都议定书》规定了三种为减少缔约方温室气体排放的灵活机制，即联合履约机制（简称JI），国际排放贸易（简称ET）以及清洁发展机制（简称CDM）。其中，前两项机制适用于公约附件I国家之间，而清洁发展机制（CDM）则适用于公约附件I国家和非附件I国家之间。由于附件I国家可以通过三种灵活的机制，以交易转让或者境外合作的模式来获得温室气体排放权。这样，就能够在不影响全球环境完整性的同时，降低温室气体减排活动对经济的负面影响，实现全球减排成本效益最优。《京都议定书》之后，发达国家相继成立碳排放交易所，发展中国家也借助清洁发展机制，越来越多地融入国际碳市场。欧盟和美国是碳排放交易实践中最具代表性的两个案例，其实践经验对中国排放权交易市场的建立和发展有很强的借鉴作用。
（一）欧盟排放交易体系（EUETS）。在国际气候变化谈判中，欧盟一直是推动气候变化谈判最重要的政治力量和践行者。为了帮助其成员国履行《京都议定书》的减排承诺做准备，2003年6月，欧盟立法委员会通过了“排放交易计划（ETS）”指令，对工业界排放温室气体设下限额；2005年1月1日正式启动了世界上第一个国际性的排放交易体系——欧盟排放交易体系（EUETS），涵盖了所有27个欧盟成员国，且非欧盟成员国的瑞士和挪威也决定于2007年自愿加入EU ETS与欧盟成员国进行排放交易。在该交易体系下，人们采用的是总量管制和排放交易的管理和交易模式。其做法是：欧盟及其成员国政府设置一个排放量的上限，受该体系管辖的每个企业将从政府那里分配到一定数量的排放许可额度——欧洲排放单位（EUA），而所有企业的排放总量不得超过该上限。如果企业能够使其实际排放量小于分配到的排放许可额度，那么它就可以将剩余的额度放到排放市场上出售，以获取利润；反之，它就必须到市场上购买排放权，否则，将会受到重罚。
欧盟的排放交易制度分两个阶段实施：第一阶段是2005～2007年，第二阶段是2008～2012年。在第一阶段，共有21个欧盟成员国参加。根据“总量控制、负担均分”的原则，欧盟规定至少将95%的配额（EUA）免费分给企业，剩余5%配额采取竞拍的方式。企业的二氧化碳排放量每超标1吨，将被处以40欧元的罚款。2008～2012年是第二阶段即正式实施阶段。会员国所释出的排污权有90%必须免费分配给各厂，10%配额采取竞拍的方式，罚款额涨至100欧元/吨；通过与JI和CDM项目的接通，市场规模扩大到欧盟以外的国家。
目前，欧盟正在进行的是“排放权交易计划”第二阶段，由于在试运行的第一阶段，各国向其企业签发了过多的排放许可证，使企业缺乏减排动力，导致二氧化碳市场碳信用通胀，从而遭到了世界自然基金会的批评。在正在实施的第二阶段中，欧盟就明显加紧了配额的限制，并且试图将该体系覆盖到更多的行业中去，尤其是近年来排放增长迅猛的航空业。EUETS的交易量不断增长，2007年交易了不到10亿吨，2008年交易额达到28亿吨，占欧盟京都议定书气候贸易体系交易总量的80%～90%，成为全球最大的碳排放交易所。
（二）芝加哥气候交易所（CCX）。芝加哥气候交易所CCX是全球第一家自愿减排碳交易市场交易平台，是京都机制以外的碳交易市场。芝加哥气候交易所是由会员设计和治理，自愿形成一套交易的规则。交易所的会员自愿做出了有法律约束力的减少温室气体排放的承诺，以保证芝加哥气候交易所能够实现其两个阶段目标：做到在第一阶段（2003～2006年），通过自身减排和购买其他会员多余的信用额度达到每年减少1%排放的目标；并保证在第二阶段（2007～2010年），所有会员将实现6%的减排量。交易所包含两类机构：一类是CCX的会员，即排放温室气体的实体；另一类是CCX的参与者，即替代物和流动性的提供者。每位会员公司通过减排或补偿购买达到各自的减排量，在维护大气环境稳定、履行企业社会责任的同时，提高企业知名度与美誉度。
CCX目前有会员公司200多个，主要来自航空、电力、环境、汽车、交通等行业，其中包括5家中国会员公司，交易产品涉及二氧化碳、甲烷、氧化亚氮、氢氟碳化物、全氟化物、六氟化硫等6种温室气体。
（三）其他碳排放交易市场。澳大利亚新南威尔士温室气体减排贸易体系于2003年1月正式启动，它对该州的电力零售商和其他部门规定排放份额，对于额外的排放，则通过该碳交易市场购买减排认证来补偿。2007年澳大利亚加入《京都议定书》后，加快了碳交易的立法。目前，澳大利亚政府正在推动参议院通过一项含有11个具体法案的碳交易法案，希望碳交易从2011年开始覆盖全国75%的碳排放，这一举措将使澳大利亚成为继欧洲之后的第二个碳交易平台。
加拿大作为一个远远落后于其《京都议定书》目标的国家，于2008年5月30日成立了蒙特利尔气候交易所，其使命是向加拿大经济中参与解决空气品质和气候变化问题的许多部门提供价格透明度、环保整体性、低成本、广泛的准入和可靠性，促进加拿大的整体减排。
亚洲地区碳交易起步较晚，但正出现迎头赶上的迹象。港交所已经开始研发排放权相关产品，筹备温室气体排放权场内交易，日本也在进行碳排放交易所的筹备工作。
二、我国在碳排放交易机制上的探索
我国开展排污权交易的实践最早是在1991年，原国家环境保护局在16个城市进行了排放大气污染物许可证制度的试点工作。自1994年起，又在其中的6个城市开展了大气排污权交易的试点。这些试点可以看作是中国起步阶段的排污权交易试点。1997年北京环境与发展研究会和美国环境保护协会合作开展了排污权交易研究项目，2001年亚洲开发银行和陕西省政府共同启动了由美国RFF和中国环境科学院联合执行的“SO2排污权交易制度”。2002年3月1日，国家环保总局在七省市开展了二氧化碳排放总量控制及排污权交易试点工作，这是中国迄今为止最大规模的排污权交易的示范工作。
通过这些项目的开展，为我国积累了许多排污权交易的经验。但是，客观来讲，这些项目的开展多是在政府主导下或者在企业内部完成的，多数带有很强的行政色彩。在这些交易中，市场对于资源的配置作用没有得到体现，也没有相应的经济评估。近几年，我国开始逐步看清自己在碳产业链中所处的地位，开始探索构建自己的碳市场。2008年相继成立了北京环境交易所、上海能源环境交易所及天津排放权交易所，并于2009年11月17日在天津排放权交易所完成国内首笔基于碳足迹盘查的碳中和交易，开启了我国排放交易的先河。
三、碳排放交易机制对建设“低碳保定”的启示与经验借鉴
可以看出，碳排放权交易已成为国际社会推动全球节能减排的重要手段。我国也在积极探索建设国内碳排放市场，这些都为保定市更好地利用经济手段解决经济发展与环境保护的矛盾，以市场手段推动“低碳保定”的建设提供了有益的借鉴。
（一）创建区域内的碳交易试验平台。首先借鉴国内已有的排污权交易试点经验，在区域内进行以二氧化硫、化学需氧量为主的交易试点，随着试点交易的不断完善和推进，逐步推进节能量等其他创新产品的交易，并及时吸纳国际国内碳排放交易所的先进技术与管理经验，为下一步进行碳交易做好前期准备。在此基础之上，以“中国电谷”、“低碳保定”和排放权交易试点建设的前期成果为支撑，积极争取省内的区域碳排放交易中心落户保定，以此进一步推动“低碳保定”的建设，扩大其影响力。
（二）构建完善碳交易信息平台。碳交易市场一方面是与虚拟资本、金融创新、绿色技术、低碳信息咨询、新经济所需人力资源和教育培训等相关的信息经济市场，另一方面是与低碳经济的生产要素和产品市场以及现代服务业的市场相关的企业经济和产业经济的市场。因此，只有构建真实而强大的信息平台，才能最终构建碳市场。要认识到构建信息平台是极为重要的基础性工作，加快与国外先进交易体系的交流与合作，通过知识产权入股等形式引入先进的信息技术和管理经验。
（三）建立碳交易的法律保障机制。碳排放权的稀缺性来自政府法律强制性设立的排放上限，同时碳市场的运行更需要国家地方相关法律法规的保障。节能减排贯穿整个生产、销售和消费、使用、废气及回收、资源化、再利用的过程，上述各个领域对法制都有要求。只有在法制上对生产者、消费者和使用者以及再利用者的行为加以规定，并配合严厉的惩罚机制，才能保证节能减排工作得以顺利推进和碳交易机制的顺利实施。因此，要以国家法律为指导，加快制定一系列促进节能减排工作和保障碳市场运行的地方法律法规制度，形成较为完备的法制体系。尽快建立和完善节能减排指标体系、碳排放配额分配体系、监测体系和环境影响评价制度，加强企业以及发电、建筑、交通运输等领域的节能减排管理制度建设。只有制定并严格实施有关节能减排的法制规章，才能使有关职能部门的管理工作有法可依，有章可循，有所约束，才能激励企业主动节能减排，保证碳交易市场在“公开、公平、公正”的基础上良性运行。
（四）完善市场化节能减排的配套政策。实践表明，运用市场机制，利用经济手段，能最有效地做到节能减排，但必须有完善的配套政策。保定市政府应积极配合国家资源品的价格改革，稳妥地推进煤、油、气、电、水等资源性产品的价格改革，运用价格杠杆引导企业节能减排。按照补偿治理成本原则提高排污单位排污费征收标准，通过价格机制的作用，将能源与环境的成本内化到企业的生产决策中去，将节能减排与企业经济效益紧密结合起来，引导企业自觉地实施节能减排行动。完善促进节能减排的财政政策、税收政策，以利于节约能源资源和保护环境。通过严格的土地、信贷、项目审批等政策措施，坚决遏制高耗能、高污染产业过快增长。同时，完善监督检查机制，保证这些政策能够得以贯彻。
（五）加快企业节能减排技术的转化。保定建设低碳城市的优势在于，它拥有中国唯一的国家新能源与能源设备产业基地“中国电谷”，要利用好这一产业技术优势，在稳步推进碳市场建设的同时，建立节能减排技术创新体系，组织实施节能减排科技开发专项，开发一批节能减排关键和共性技术。而且碳市场本身就具有连接绿色金融与绿色技术的功能，以碳市场为媒介基础，建立节能技术的供需平台，将“中国电谷”中的节能技术推介给碳市场参与企业，推动企业节能减排技术向实际应用领域的转化。
（六）积极推动CDM项目发展，利用国际市场节能减排。清洁发展机制（简称CDM）作为《京都议定书》的一种灵活履约机制，自2005年开始启动就受到了发达国家与发展中国家的欢迎。这一机制鼓励发达国家提供资金和技术，帮助发展中国家减排温室气体，减少排放的数量可用于抵扣发达国家的温室气体减排量，视做本国减排指标的一部分。我国积极地参与了这一机制，截至2009年10月，我国政府已批准了2，232个CDM项目，其中663个已在联合国清洁发展机制执行理事会成功注册，预计年减排量为1.9亿吨，约占全球注册项目减排放量的58%以上，注册量和年减排量均居世界第一。保定市政府要积极利用这一国际市场，通过搭建CDM项目信息平台，畅通项目融资渠道，推动CDM项目的发展，利用国际市场推动本地区的节能减排。
主要参考文献：
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1．1市场化程度低
养殖户对市场缺乏基本的了解，缺少与市场对接的意识，没有充分了解市场、融入市场。
1．2社会化、组织化程度低
养殖户与周边区域的合作、交流少，各养殖区域的养殖专业合作社较少，养殖户对周边区域内的养殖情况及疫病情况不了解，往来运输频繁，对疫病风险缺乏预知能力。
1．3资金投入方式单一，目的性、针对性不强
由于各类资金投入方式单一，目的性、针对性不强，养殖户没有得到很好的扶持，挫伤了部分养殖户的积极性。
2对策
2．1提高科技化程度与畜牧业生产综合能力
2．1．1科技创新:
加强山区与高校、科研机构合作，立足于当地实际，引进先进的养殖理念及科学管理知识，让养殖企业成为高校、科研机构的实习及培训基地。
2．1．2开展培训工作:
通过远程教育、职业教育、阳光培训等培训工作，让农户掌握科学的养殖技术，把农户培养成有文化、懂技术、会经营管理的新农民。
2．1．3品种改良、疫病防控:
优良的品种可以大大提高畜禽的生产效益，应加强地方优良品种的培育、复壮，引进优良品种进行改良，提高生产性能，以增加养殖收入。同时要搞好疫病防治，减少养殖风险，加强养殖区域环境的卫生及消毒，这是提高规模养殖场(小区)生产水平的必要条件。
2．1．4保障畜产品安全:
畜产品加工及畜产品安全工作至关重要，必须在畜产品加工及畜产品安全工作上增加投入，加强建设，加强学习培训，加强管理。
2．2提高市场化程度
2．2．1科技宣传:
加强宣传、加强教育、加强引导、加强培训，让农户转变观念，增强认识，从而改变落后的养殖方式，进而扩大规模，壮大发展。
2．2．2健全畜产品交易市场，提高市场化程度:
根据各地方的地理区域及人居分布、畜牧养殖情况，合理安排建设与之相适应的畜牧产品交易市场，交易市场大小适度，适应于该地方的畜牧业发展需要，为畜产品交易创造条件，提供便利、保障。解决好畜产品交易市场的基础设施建设，提供配套服务，健全畜产品交易市场，提高市场化程度。
2．2．3改善农民经营管理体制:
要坚持“政府引导、部门服务、农民参与”的原则，做到农民办理、农民经营管理、农民受益。加大农村专业合作经济组织建设，完善运行、管理机制，拓宽畜产品生产销售渠道，发挥利益连接机制。
2．2．4增强品牌意识:
增强品牌意识，着力于品牌打造。做好畜禽优良品种选育、品质提升，挖掘地方优良品种资源，在打造畜产品品牌方面下功夫，发展地方特色生态畜牧业。
2．3提高社会化水平
2．3．1合理布局、规划山区畜牧业发展:
必须做到结合实际，因地制宜，合理规划布局。充分考虑当地自然资源承载力、人文经济情况，做到科学合理，宜禽则禽、宜鱼则鱼、宜羊则羊、宜牛则牛。重点发展培育一批养殖小区，珍珠串式连接，形成畜牧业产业带。
2．3．2完善山区基础设施建设:
政府相关部门要有针对性地改善交通、水利、电力、通讯等基础设施，为畜牧业生产发展、交通运输、加工及销售创造良好环境，更好地为畜牧业生产服务。
2．3．3完善畜牧业发展服务体系:
在动物疫病防控体系上要做好畜禽常见病及多发病的防控工作，力争做到“六个统一”和“五个改”，即统一圈舍、统一品种、统一防疫、统一技术服务、统一无害化处理、统一品牌;改良圈舍、改变人畜混居现状、改变畜禽混养现状、改善生产生活环境、改良养殖方法方式。
2．3．4改善生态环境:
立足于实际情况，遵循自然规律，生态化发展。生产建设符合实际，发展与生态环境协调、顺应民心，本着保护生态环境的方向发展畜牧业。根据资源情况、地域承载力合理安排生产，做到合理用地、加大改良、推广草地建设，确保草畜平衡。同时建立草产品加工示范基地，增强饲料供给能力，加大对农作物秸秆的利用，从而实现饲草、饲料、农作物秸秆过腹还田、还地，发展循环经济，实现可持续发展。
2．3．5做好相关保障措施:
要加大监管力度，既要保障畜产品流通，又要保障畜牧产品安全。大力发展无公害食品，培育有机、绿色畜产品生产，保障畜产品安全，提高畜牧业产品的市场竞争力。
2．4提高组织化程度
2．4．1改善投资环境:
制定优惠政策，让有实力、有管理经验、有技术的畜牧业企业进得来，住下来，发展起来。
2．4．2充分利用地方闲散资金:
通过政策性引导，让有实力、有兴趣的人把资金投入畜牧业发展，通过培训，使他们成为发展畜牧业企业的一股中坚力量，这样既发展了畜牧业、民间资本也得到壮大，又搞活了地方经济。
2．4．3全面发展各类型企业:
充分发挥养殖基地、专业合作社、养殖小区的机动性，规范经营管理，适度规模发展，与龙头企业、中小企业之间有层次地发展。
2．5改进资金投入方式
2．5．1政府出台相关扶持政策:
相关部门应在畜禽良种推广、种质资源保护、优质饲草饲料基地及养殖小区建设等方面给予资金扶持政策，以增加畜牧业产值在农业产值中的比重，提出符合地方发展的相关扶持政策，为完善畜牧业生产发展提供有利条件。
2．5．2多渠道整合利用资金:
多渠道整合利用资金，让社会资金融入现代畜牧业发展，为畜牧业发展提供有力保障。
2．5．3提高资金使用效益:
一、电力体制改革配套文件的社会关注亮点
亮点一：输配电价改革破除电网垄断优化资源配置。《关于推进输配电价改革的实施意见》明确，按照“准许成本加合理收益”原则，核定电网企业准许总收入和分电压等级输配电价。电网企业的收入来源不再是原来的上网电价和销售电价价差，而是按照政府核定的输配电价收取过网费。电网运营模式的改变意味着破除市场垄断，减轻了电网过去作为电力系统运营枢纽和产业发展矛盾焦点的无限责任，有利于电网企业专注于电网投资运营，降低成本，提高运营效率，确保电网安全运行，对电网企业同样是利好。新的输配电价形成机制，既为全社会留出了电价适度下调的预期空间，也为市场各参与主体公平竞争、合理定价提供了博弈机会，引导全社会通过电源结构调整、电力技术创新和节能减排降耗，实现全社会电力资源的优化配置。
亮点二：电力交易机制改革促进市场规范运行与公平竞争。《关于推进电力市场建设的实施意见》明确提出，在全国范围内逐步形成竞争充分、开放有序、健康发展的市场体系，市场主体包括各类发电企业、供电企业、售电企业和电力用户，各类市场主体在清晰明确的市场规则下公平竞争和购买电力服务。《关于电力交易机构组建和规范运行的实施意见》进一步明确，交易机构可以采取电网企业相对控股的公司制、电网企业子公司制、会员制等组织形式。多种电力交易机构的组建形式和齐备的制度安排，有利于促进电力交易的公开透明，有利于形成公平的市场竞争格局，整体提高电力系统的运营效率。
亮点三：向社会资本开放竞争性电力业务迈出实质步伐。《关于推进售电侧改革的实施意见》，核心是放开竞争性售电业务，鼓励以混合所有制方式发展配电业务。应该说，这是迅速贯彻2015年9月下旬国务院的《关于国有企业发展混合所有制经济的意见》的一个案例。社会资本成立售电公司，无须行政审批，只要符合资产总额、依法工商注册、通过社会公示、履行信用承诺制度即可，充分体现了电力体制改革的简政放权决心。
亮点四：售电侧改革引导技术创新提升用户体验。对不直接参与电力交易市场的普通电力用户，对本轮电力体制改革感受最直观、利益最直接的莫过于售电侧改革。未来售电公司包括电网企业的售电公司、社会资本投资增量配电网并拥有配电网运营权的售电公司和不拥有配电网运营权的独立售电公司，且同一供电区域可以有多个售电公司。这一竞争格局将彻底改变一网独大的市场生态，售电公司为争取客户，将更多在面向终端客户的技术创新和服务提升上做文章，普通电力用户不仅将获得更高质量的电力服务，也将直接享受整合互联网、分布式发电、智能电网等新兴技术所带来的利益。
亮点五：综合性改革措施促进环境保护与节能减排。配套文件形成一系列的综合性改革措施，如建立优先发电制度、形成可再生能源参与市场竞争的新机制、跨省跨区送受电逐步放开、逐步形成占最大用电负荷3%左右的需求侧机动调峰能力，共同保证风电、太阳能发电、生物质发电、水电、核电、余热余压余气发电、超低排放燃煤机组按照优先顺序发电，促进清洁能源多发满发。这些旨在鼓励清洁能源发展、提高能源利用效率、建设全国性统一开放的电力市场的改革措施，将以电力市场法规的形式破除地区壁垒，减少弃水、弃风、弃光现象，提高电力系统的清洁能源比重，大幅促进环境保护和节能减排。
亮点六：优先购电和政府监管等制度安排确保民生用。电力是经济社会运行与发展的基础性资源，社会大众还关心的是，市场化改革后效率提高了，但是电力系统的安全和民生用电如何保障？对此，六个配套文件用优先购电制度、保底供电制度、应急处置制度和一系列政府监管制度来确保电力安全高效运行和可靠性供应水平。如：优先购电制度，是切实保障无议价能力用户优先用电的制度安排；保底供电制度，是指拥有区域配电网运营权的售电公司承担营业区内保底供电服务责任，当社会资本投资的配电公司无法履行责任时，政府指定其他电网企业代为履行的一种制度安排。
综上所述，电力体制改革配套文件实施到位后，将彻底打破电网垄断，无歧视开放电网，并以全国性开放统一的电力市场高效配置资源，各类市场主体公平参与竞争，社会用户获取更多选择、更加优质、更有保障的电力服务，社会资本得以进入竞争性电力业务，共同繁荣和促进我国电力工业的清洁、高效、安全、可持续发展。
二、电力体制改革配套文件对电力行业发展趋势的影响
新一轮电力体制改革，是本世纪初电力体制改革的继续和深化。深水区的电力体制改革，着重在提高资源利用效率、理顺价格关系、健全发展机制、转变政府职能、加强电力市场的法制建设等关键领域和薄弱环节发力，促进电力工业的可持续发展，提升对经济社会发展的能源支撑保障能力和电力普遍服务水平。具体而言，将多方面对电力行业发展趋势产生深远影响。
一是电网建设将出现投资与创新。开放社会资本投资增量配电网对整个电网建设有三重意义：第一，社会资本成为电网建设的有益补充；第二，社会资本带来配网市场的有序竞争，将掀起新一轮技术创新热潮，进一步提高配网智能化水平；第三，电网企业的投资能力与技术创新将专注于坚强电网的建设。尽管处于国计民生关键领域的电力市场对社会资本的开放仍属局部，但达到了四两拨千斤的效果。可以预计，输配电网将出现一轮投资与创新的。更坚强的电网，更智能的配网，将破除行业发展的壁垒，为调整电力结构和提高资源利用效率带来突破性的发展机遇。
二是清洁可再生能源迎来长期稳定利好的发展机遇。长期以来，受制于电价形成机制、跨区送出消纳和配电网建设水平等问题，水电、风电、太阳能发电等清洁可再生能源的发展受到严重制约，弃水、弃风、弃光现象时有发生。优先发电制度从法规层面解决了清洁可再生能源的制度制约，开放社会资本带来电网投资与创新热潮，将从资源利用水平上提高对清洁可再生能源的电网消纳能力。可以预期，清洁可再生能源将迎来长期稳定利好的发展周期。此外，市场化的电价形成机制将综合考虑水电投资的环保移民支出和环境综合效益，可望逐步解除水电开发的硬约束。
我国证券市场市场功能需重新定位
加入WTO后，对我国证券市场提出的第一个挑战就是市场功能的重新定位问题，即我们需要的是一个市场化的证券市场，还是一个计划管理下的行政色彩浓厚的证券市场。如何确定上市的标准，如何确定公司的价格，如何建立行之有效的进入退出机制，如何实施有效的监管，如何真正保护中小投资的利益，这些问题都涉及到一个市场功能定位的问题。具体说来，包括三个方面：
第一、要促使我国证券市场从以前的为国有企业脱困服务转向优化配置社会资源。证券市场实际上是一个配置资源的地方。从经济学角度讲，应该说，无论是一级市场还是二级市场，股票买卖是一种特殊商品的交易，什么样的东西能够卖给投资者，以怎样的价格成交，应该由投资者自己去选择，是交易所、中介机构、上市公司与投资者之间的事情，监管机构只负责规则的制订。而我国情况比较特殊，在从计划经济向市场经济转轨过程中，国有企业要卖一部分给投资者，主要是为了解决国有企业资本金不足的问题，改善国有企业资本负债率过高的财务状况。计划经济条件下国有企业是国家的，它的盈亏，它的工资，企业职工的生老病死都是由国家负责，到了80年代后期、90年代初期，国家财政出现困难，它拿不出更多的本钱来支持庞大的国有企业部门，就通过股份制把一部分国有企业卖给老百姓。因此，在这个基础上发展起来的我国证券市场，从最初的功能定位就是为国有企业脱困服务的，但是现在不行了，对垃圾股的融资、再融资，投资者开始用脚投票。
第二、要完善我国证券市场的是价格发现功能。证券市场在完备的市场经济条件下，它所具备的第二个最大的功能是价格发现，价格发现功能使资源向优质企业集中，如果公司非常优秀，那么股价就会比较高，在融资和再融资的过程中可以以比较高的价格得到投资者的认购。但是在我国，目前绩优股和绩差股根本没有什么差别。前十年在资金推动型的行情下，我国股票二级市场价格基本上与内在价值关联不大，而是与流通盘子的大小相关，实际上再延续实体经济部门“优不胜，劣不汰”的弊端。
加入WTO后，我国的证券市场要逐渐有一个价值再挖掘的过程。所以从2002年开始到现在，我国证券市场市场的好转是符合价值规律的，也就是说，现在的市场走势从总体上看是良性的。其中包括那些真正具有成长性的行业，像能源电力、钢铁、汽车、金融、证券业等，这些行业正好是本轮周期我国国民经济快速增长的部门。所以证券市场价格总水平的这次上涨实际上就是价值再发现的一个过程。
第三、要从以前的公司本位论转变为股东本位论。买股票可能只是一个简单的交易，但从经济学的投资行为角度讲，你是在进行一项重要的投资活动。任何一项投资都需要获得回报，比如买国债，3年期的利率年息是2.5％左右；存银行一年有1.98％的利息所得。但很多投资者买了股票后，根本不去考虑这家上市公司的情况会是什么样；市场设立后，就是为上市公司圈钱再融资服务的。甚至有些上市公司是恶意圈钱，很多上市公司离开配股、增发、债券就生存不下去了。这种情况现在正在开始发生转变，现在我们要求证券市场要为社会创造财富，股东要关注回报，长期不给股东回报的上市公司决不是好公司，而且要改变二级市场负和游戏的必要前提必须是上市公司的红利大于二级市场的交易成本。
以上三大转变决定了目前我国证券市场的基本运行格局。
市场化进程加快
加入WTO后对加快我国证券市场的市场化进程提出了更高的要求。主要体现在以下5个环节：
第一个环节是一级发行市场的逐步市场化。以前是审批制，后来改成核准制，但实际上都带有计划经济的烙印，因为一个成熟的市场，哪些公司能够上市，能够卖什么价，实际上是一个讨价还价的过程。在这个过程中，监管部门只是定规则，谁能够上市最终应由投资者自主选择。而现在虽然是核准制，但权力仍然还是集中在地方政府和监管部门手里。下一阶段就是要市场化，当然这不是短期内能实现的，从中期的趋势来讲，就是要逐渐实现一级发行的市场化，把那些真正优秀的公司选择到市场上来。
第二个环节是交易机制的市场化。目前还没有做空机制，没有指数期货，也没有坐市商制度，开放式基金、封闭式基金运行起来非常困难，所以媒体、投资者、机构都喜欢牛市，不喜欢熊市，股市一下跌都没有避险机制。
第三个环节就是建立起正常的退出机制。前10年我国证券市场处于一个高速扩张的时期，只用了10年时间，就有1000多家公司上市。而在美国纽约的交易所却用了123年，在东京证券交易所用了76年，所以中国用了10年时间扩张到1000家上市公司，完全走的是一个数量扩张型的道路。因为任何一个企业都有自己的生命周期，有辉煌，也会有衰落，这是很正常的。这就需要市场把那些已经陷入衰退的企业淘汰出局，但是中国没有这个机制。到今天为止，我们还没有真正建立起来这个机制。所以从中长期看，上市公司的业绩呈下降趋势，这是必然的结果。未来是否能够真正建成一个比较合理的市场机制，就看有没有正常退市的企业，这也是我们要建立一个真正市场的目标之一。
第四个环节就是要逐渐地统一股权。现在股权是分裂的，未来一个阶段，股权分割要逐步解决，可能需要很长的一个时间来完成这项任务。但如果长期不做，就会影响到生产要素的自由流动。
第五个环节就是要建立一个立体化、多元化的交易市场主体。现在只有上海证券交易所和深圳证券交易所两个主板市场，这实际上是远远不够的。所以下一阶段，应该设立三板市场、场外交易和柜台交易市场，把这些市场建立起来。在日本有一个最大的东京证券交易所，但是在东京证券交易所上市之前，一般要有3年本地上市的经历，而且保持连续盈利的记录，这样的企业才具有资格到东京证券交易所上市。这样就避免了一年赢、二年平、三年亏的情形，因为在本地交易时，投资者对本地的上市公司最了解。中国的股市上有一句话：“你如果要投资一家企业，就看本地的老百姓是不是愿意持有它的股票”。这是最简单的，因为当地的投资者对本地的企业最了解。我们也要建立一批场外交易市场。现在三板市场面临着比较好的发展机遇，但目前也存在问题：市场的容量比较小、交易不活跃、流通性不够好、不利于大资金的进出，这些问题都会影响到三板市场的发展。如果逐渐地把交易主体和投资者的范围扩大一些，使这个市场的容量扩大、流通性变好，那么三板市场是有较好发展前景的。
金融体制改革是重中之重
加入WTO以后，对我国资本市场的国际化提出了挑战。金融体制改革会是未来一段时间经济体制改革的重点和难点。从经济层面讲，金融体制改革是重中之重，也是难度最大的。中期角度看金融体制改革面临5个方面的挑战，具体包括：
第一就是利率市场化的改革，这会是一个比较大的挑战。
第二就是国有银行的公司制改造。国有银行要想到海外上市，就要按照国际会计准则来构造自己的治理结构，现在国有银行公司制改造已经提到议事日程。
第三就是要打破行业垄断。近年来股份制银行发展步伐有所加快，但总体上来说，还是国有银行占据绝对垄断地位。马上就要面临外资银行的全面介入，因此要尽给民间资本以国民待遇，允许成立民营银行。这将是金融改革的一个重要环节。
第四就是我国金融业将由现在的分业经营逐步走向混业经营。现在是分业监管，保险、银行和证券的资金都有防火墙，未来一段时间必须逐步打开，这是现代金融发展的必然趋势。保险、信托、信贷资金的有序介入，可以改变市场供求关系、而且会改变投资者对未来市场走势的预期，它会有利于目前正在进行的市场结构性调整。
第五是人民币资本项目下的自由可兑换。如果人民币可兑换，将来的B股市场也就没有存在的必要了。在人民币可兑换之前，B股市场不可能消失。B股与A股并轨，不要说技术上有困难，就是从实际操作层面，从外汇管制的角度看，目前也不允许。
现在要创造条件为过渡做准备。B股的市值比较小，A股市值比较大，在并轨过程中，应该是B股的价格向A股价格靠拢，从长期看B股市场存在升值空间。
第二、要完善我国证券市场的是价格发现功能。证券市场在完备的市场经济条件下，它所具备的第二个最大的功能是价格发现，价格发现功能使资源向优质企业集中，如果公司非常优秀，那么股价就会比较高，在融资和再融资的过程中可以以比较高的价格得到投资者的认购。但是在我国，目前绩优股和绩差股根本没有什么差别。前10年在资金推动型的行情下，我国股票二级市场价格基本上与内在价值关联不大，而是与流通盘子的大小相关，实际上在延续实体经济部门“优不胜，劣不汰”的弊端。
加入wto后，我国的证券市场要逐渐有一个价值再挖掘的过程。所以从2002年开始到现在，我国证券市场的好转是符合价值规律的，也就是说，现在的市场走势从总体上看是良性的。其中包括那些真正具有成长性的行业，像能源、电力、钢铁、汽车、金融、证券业等，这些行业正好是本轮周期我国国民经济快速增长的部门。所以证券市场价格总水平的这次上涨实际上就是价值再发现的一个过程。
第三、要从以前的公司本位论转变为股东本位论。买股票可能只是一个简单的交易，但从经济学的投资行为角度讲，你是在进行一项重要的投资活动。任何一项投资都需要获得回报，比如买国债，3年期的年利率是2.5%左右；存银行一年有1.98%的利息所得。但很多投资者买了股票后，根本不去考察这家上市公司的情况会是什么样；市场设立后，就是为上市公司圈钱再融资服务的。甚至有些上市公司是亚意圈钱，很多上市公司离开配股、增发、债券就生存不下去了。这种情况现在正在开始发生转变，现在我们要求证券市场要为社会创造财富，股东要关注回报，长期不给股东回报的上市公司决不是好公司，而且要改变二级市场负和游戏的必要前提必须是上市公司的红利大于二级市场的交易成本。
以上三人转变决定了目前我国证券市场的基本运行格局。
市场化进程加快
加入wto后对加快我国证券市场的市场化进程提出了更高的要求。主要体现在以下5个环节：
第一个环节是一级发行市场的逐步市场化。以前是审批制，后来改成核准制，但实际上都带有计划经济的烙印，因为一个成熟的市场，哪些公司能够上市，能够卖什么价，实际上是一个讨价还价的过程。在这个过程中，监管部门只是定规则，谁能够上市最终应由投资者自主选择。而现在虽然是核准制，但权力仍然还是集中在地方政府和监管部门手里。下一阶段就是要市场化，当然这不是短期内能实现的，从中期趋势讲，就是要逐渐实现一级发行的市场化，把那些真正优秀的公司选择到市场上来。
第二个环节是交易机制的市场化。目前还没有做空机制，没有指数期货，也没有坐市商制度，开放式基金、封闭式基金运行起来非常困难，所以媒体、投资者、机构都喜欢牛市，不喜欢熊市，股市一下跌都没有避险机制。
第三个环节就是建立起正常的退出机制。前10年我国证券市场处于一个高速扩张的时期，只用了10年时间，就有1000多家公司上市。而在美国纽约的交易所却用了123年，在东京证券交易所用了76年，所以中国用了10年时间扩张到1000家上市公司，完全走的是一个数量扩张型的道路。因为任何一个企业都有自己的生命周期，有辉煌，也会有衰落，这是很正常的。这就需要市场把那些已经陷入衰退的企业淘汰出局，但是中国没有这个机制。到今天为止，我们还没有真正建立起来这个机制。所以从中长期看，上市公司的业绩呈下降趋势，这是必然的结果。未来是否能够真正建成一个比较合理的市场机制，就看有没有正常退市的企业，这也是我们要建立一个真正市场的目标之一。
第四个环节就是要逐渐地统一股权。现在股权是分裂的，未来一个阶段，股权分割要逐步解决，可能需要很长的一个时间来完成这项任务。但如果长期不做，就会影响到生产要素的自由流动。
第五个环节就是要建立一个立体化、多元化的交易市场主体。现在只有上海证券交易所和深圳证券交易所两个主板市场，这实际上是远远不够的。所以下一阶段，应该设立三板市场、场外交易和柜台交易市场，把这些市场建立起来。在日本有一个最大的东京证券交易所，但是在东京证券交易所上市之前，一般要有3年本地上市的经历，而且保持连续盈利的记录，这样的企业才具有资格到东京证券交易所上市。这样就避免了“一年赢、二年平、三年亏”的情形，因为在本地交易时，投资者对本地的上市公司最了解。中国的股市上有一句话：“你如果要投资一家企业，就看本地的老百姓是不是愿意持有它的股票。”这是最简单的，因为当地的投资者对本地的企业最了解。
我们也要建立一批场外交易市场。现在三板市场面临着比较好的发展机遇，但目前也存在问题：市场的容量比较小、交易不活跃、流通性不够好、不利于大资金的进出，这些问题都会影响到三板市场的发展。如果逐渐地把交易主体和投资者的范围扩大一些，使这个市场的容量扩大、流通性变好，那么三板市场是有较好发展前景的。
金融体制改革是重中之重
加入wto以后，对我国资本市场的国际化提出了挑战。金融体制改革是未来一段时间经济体制改革的重点和难点。从经济层面讲，金融体制改革是重中之重，也是难度最大的。中期角度看金融体制改革面临5个方面的挑战，具体包括：
第一就是利率市场化的改革，这会是一个比较大的挑战。
第二就是国有银行的公司制改造。国有银行要想到海外上市，就要按照国际会计准则来构造自己的治理结构，现在国有银行公司制改造已经提到议事日程。
第三就是要打破行业垄断。近年来股份制银行发展步伐有所加快，但总体上来说，还是国有银行占据绝对垄断地位。马上就要面临外资银行的全面介入，因此要尽量给民间资本以国民待遇，允许成立民营银行。这将是金融改革的一个重要环节。
第四就是我国金融业将由现在的分业经营逐步走向混业经营。现在是分业监管，保险、银行和证券的资金都有防火墙，未来一段时间必须逐步打开，这是现代金融发展的必然趋势。保险、信托、信贷资金的有序介入，可以改变市场供求关系、而且会改变投资者对未来市场走势的预期，它会有利于目前正在进行的市场结构性调整。
第五是人民币资本项目下的自由可兑换。如果人民币可兑换，将来的b股市场也就没有存在的必要了。在人民币可兑换之前，b股市场不可能消失。b股与a股并轨，不要说技术上有困难，就是从实际操作层面，从外汇管制的角度看，目前也不允许。
现在要创造条件为过渡做准备。b股的市值比较小，a股市值比较大，在并轨过程中，应该是b股的价格向a股价格靠拢，从长期看b股市场存在升值空间。
