交易体系

2023年5月17日，欧盟碳边境调节机制1（CarbonBorderAdjustmentMechanism，CBAM，下称碳关税）法案文本正式生效。该机制针对部分进口商品的碳排放量征收费用，是欧盟碳排放交易体系（EUETS，下称欧盟碳市场）的配套立法。欧盟碳市场要求涵盖产品的欧盟生产商根据在生产过程中的碳排放量向政府购买碳排放配额。欧盟碳关税则要求涵盖产品的进口商向欧盟购买碳排放证书，实际上是要求对欧盟出口涵盖产品的非欧盟生产商与欧盟内部的生产商支付等价的碳排放成本。2026年碳关税正式起征，欧盟将成为世界第一个征收“碳关税”的经济体。碳边境调节机制本质上是一种单边措施，不符合《联合国气候变化框架公约》及《巴黎协定》确立的发达国家与发展中国家在应对气候变化问题上共同但有区别的责任原则，也不符合“非惩罚性”遵约机制安排。发展中国家普遍认为，欧盟以保护全球气候为借口，强推碳边境调节机制立法，制造绿色贸易壁垒，旨在提高自身的国际经贸和地缘政治议价能力。

此次调查于2022年 10-11月展开。在此期间，项目团队与行业协会合作，对来自已经受到或即将受到碳价影响的中国碳密集型行业的行业代表，尤其是来自中国全国碳排放权交易体系首个覆盖行业一一发电行业的代表，进行了广泛的调查。除发电行业外，水泥行业和钢铁行业被认为是对加入全国碳排放权交易体系准备最为充分的重点排放行业。从调查的结果来看，水泥行业和钢铁行业被认为最有可能在 2024 年前纳入全国碳排放权交易体系。超过 40%的发电行业受访者预计，其所在企业将需要从市场上购买配额来完成第二个履约周期(注:2022-2023 年)的履约。本次调查结果显示，受访者坚信，随着时间的推移，中国的碳价水平将逐步上涨，且碳价对投资决策的影响也会日益增加。

全国碳市场碳排放配额（CEA）交易在 2023 年量价齐升，市场活跃度较 2022 年大幅提高。价格方面，碳价屡屡创下新高，碳价发现机制的作用逐步显现。成交量方面，2023 年 CEA 成交量较2022 年增长了 3 倍，交易主要集中在下半年。政策方面，一系列文件的出台逐渐完善了碳排放交易体系，并且规范了温室气体自愿减排活动。

电力市场化改革是建立售电侧有效竞争机制、发挥市场配置资源决定性作用的核心环节。在中国国情背景及广东复杂大电网环境下，电力市场建设面临计划与市场并轨运行难度大、市场运行约束庞杂、批发零售统一结算未有国际先例等巨大挑战。本成果历时五年，联合政府、高校、企业等多家单位开展科研攻关，率先开展电力现货市场关键技术研究，为广东电力体制改革奠定了良好基础，国家发改委将南方（以广东起步）列为全国首批现货市场试点。成果在全国首次实现现货市场结算。 成果授权专利 13 项，发表论文 22 篇（SCI3 篇，EI10 篇），登记软著 3 项，主编省政府核定发布的电力市场交易规则 12 份，李立浧院士等专家组成的鉴定委员会一致认为成果达到国际领先水平。成果在广东省成功应用，南方（以广东起步）电力现货市场在全国率先实现结算。近三年总交易电量 3152.5 亿；现货市场成交电量 18 亿度，培育市场主体 9647 家，通过市场机制增加消纳西部清洁能源 606.6 亿度，对其他复杂区域、省级电力现货市场建设提供了借鉴样板，在全国发挥了示范引领作用。

本项目针对电力市场复杂的“源网荷”特性及特殊的市场结构，深入探究电力市场化改革中存在的问题和挑战，从电力市场交易体系设计、电力市场模式与机制、电力市场交易规则与方法、一体化电力交易业务关键支撑流程管理等方面着手，开展了电力交易关键流程管理研究和示范平台建设，推动了云南电力市场积极健康发展，实现了电力市场交易、市场管理、电力经济的有机结合，为全国推进电力体制改革提供了示范。 项目分析了云南电力市场复杂的能源结构、电网结构、经济结构及特殊的电力市场结构，深入探究云南电力市场供需形势、清洁能源消纳问题以及市场主体多样化交易需求等问题和挑战，找准云南电力市场建设切入点，做到有的放失，并充分考虑各种复杂及特殊情况的解决需求。首先开展电力市场交易体系研究，台在建设公平、开放、自由、透明的电力市场，为市场主体提供公平、公开、规范、高效的电力市场交易平台，满足市场主体的差异化交易需求，提供优质高效市场服务，提升市场运营效率和效益，激励和保障市场主体参与市场竞争的积极性，分步实现功能完善、主体多维、竞争有序的电力市场建设：其次研究电力市场模式与机制，研究设计符合复杂发、用电结构特性的市场模式，建立充分有效竞争的市场交易机制，发挥市场配置资源的决定性作用，解决市场交易机制尚不完善、资源利用效率不高的难题：根据市场规则分类理论，针对研究电力市场规则体系构成，研究电力市场准入规则、交易规则、竞争规则、结算规则、监管规则等市场规则和复杂电力交易与结算方法体系，研究设计符合实际、行之有效的电力市场运营规则，为全国面上新一轮电力体制改革探索经验；研究一体化电力交易业务关键支撑流程，促进电力交易业务提质增效，提升交易服务质量。在此基础上，构建一体化电力交易业务支持平台，并集成项目研究成果，适应市场机制和交易规则变化，实现策划、交易、结算等电力交易业务全流程电子化覆盖，满足系统平台集群部署需求，解决高安全性和高并发问题，保障电力市场化交易安全、准确、可靠、高效。

随着云南电力市场化建设不断推进和市场交易品种的不断丰富，电力结算业务日益庞杂。加之云南电力市场存在多元的电价体系、多维交易模式自适应结算响应、数据多系统交互整合、复杂数据结果审核与校验等等一系列实际操作难题。如何构建一个快速、准确、高效、智能的，适应云南复杂多维电力交易模式的结算体系成为云南电力市场化交易进一步发展进程中亟待解决的关键性问题。本项目针对云南电力市场复杂量价环境下结算面临的问题和难点，首先基于时序递进、品种协同、多价区、适度竞争的电力市场交易体系，厘清从日前到年度多周期，省内和省外市场，双边协商、集中撮合、自主挂牌、合约转让等多维度市场交易的复杂量价关系，提出了基于最小颗粒度演进的自适应结算方法和体系。其次开发了与自适应结算方法协同的多元异构数据互联互通技术，实现了交易系统与电力调度、营销、计量、财务等电力系统内部及银行系统、税票系统等外部系统数据交互，实现了电力市场全流程电子化结算，提高了市场交易管理效率，有效地降低了市场交易成本。同时，依托“互联网+”技术，将电力用户电费计费参数完整植入结算系统，构建了全周期结算数据逻辑审核链，以保障自适应模式下结算数据准确；提出“直推算费”的机制，替代“退补算费”机制，有效地提升结算效率及准确性，避免电费退补产生的系统性风险。最后基于大数据分析、数据透视技术和逐日清算机制，提出了一种综合信息全周期管理的电力交易风险评估技术，为市场主体提供了识别潜在违约风险的数据支持服务，为政府提供了经济运行决策参考信息。整个结算系统设计科学合理，运行高效，操作便捷方便，有利的支撑了云南电力市场化结算工作。截止 17 年底，结算系统已推广应用于云南省全部 17 家地市供电单位和 70 家县级供电单位，覆盖 5218 家大工业用户、355 家发电企业、73 家售电公司，为各市场主体节约了人工成本，获得了各市场主体，供电单位的一致好评。项目获得国家发明授权专利 2 项，软件著作权 1 项，发表论文 6 篇，撰写出版专著一本。并在 2018 年 2 月 27 日南网科技部组织的鉴定会中被鉴定专家组评价为：整体达到了国际先进水平，在电力市场交易自适应结算方法和体系、分层结算软件系统设计和研发等方面达到了国际领先水平。

中发〔2015〕9 号文出台后，新一轮电力体制改革正式拉开序幕，贵州是全国首批电力体制改革综合试点省份之一。贵州电力交易中心开展的“基于创新型交易平台的电力市场建设实践与应用”项目，在国内没有任何可借鉴经验的情况下，大胆探索和实践，不断推进贵州电力市场建设，多项举措实现全国首创，得到国家发改委、能源局的高度评价和贵州省政府部门及市场主体的充分肯定。国家发改委副主任、能源局局长努尔•白克力、国家发改委副主任连维良等领导先后到贵州电力交易中心调研，并给予高度评价。努尔•白克力表示，贵州电力交易中心在电力体制改革试点过程中，创造了几个全国第一，很有成效。贵州电力交易中心积极发挥引领作用，到目前已接待全国 40 多个省区及单位 400 多人次参观调研，有效传递了电力市场化改革试点经验。2016 年 3 月、12 月，贵州省经信委、省能源局分别发文通报表彰贵州电力交易中心，充分肯定了交易中心为贵州电力市场建设、售电侧改革做出的重要贡献。本项目已获软件著作权 1 项，发表论文 6 篇，申请国家发明专利 1 项。 通过本项目研究和实施，贵州电力交易中心不断推动电力市场化改革创新，贵州电力市场建设成效显著。交易平台方面，率先组建全国首个多股东有限公司制的省级电力交易中心，推动成立全国第一个市场主体各方代表组成的省级电力市场管理委员会，牵头成立全国第一个电机工程学会电力交易专委会，并在全国首家向市场主体收取交易手续费。交易机制方面，编制电力体制改革综合试点省区第一个市场交易规则，并在实际运行中不断改进完善，构建了涵盖三种交易方式和五个交易品种的交易体系，并形成贯穿交易全过程的偏差电量处理机制，以及基于能源资源互济的水火发电权交易机制。交易技术支持手段方面，按照“依托互联网，运用大数据”的原则，搭建了一套公开透明、功能完善的电力市场交易系统，并在全国首创电力交易指数，还在电力交易业务中引入了“人工智能”技术。市场风险防控方面，率先出台电力市场主体市场化交易行为星级信用评价标准，有效维护了市场秩序。

​贵州省工业和信息化厅印发《关于推进铝产业高质量发展的指导意见》的通知，其中提出，落实国家和省关于节约能源相关法律法规规定以及电解铝行业电价浮动政策，全力保障电解铝企业用电需求。探索跨区域实施水电交易，鼓励将风电、光伏等清洁能源纳入电解铝企业电力市场化交易，支持运用长协煤指标配额用于煤、电、铝三方联营交易体系。