阿根廷电力市场概况.docx
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阿根廷电力市场概况
阿根廷的电力供应主要依靠水力和天然气发电。
２０００年，阿根廷装机容量为２４００万千瓦，其中火电占５４％，水电占４２％，其余４％为核电。
其电网与智利、巴西和乌拉圭互联。
自２０世纪８０年代末开始电力改革以来，阿根廷电力市场生了巨大变化，垂直一体化的阿根廷国营电力公司被解捆，进而私有化，并且建立了批发电力市场。
改革前的电力架构
在１９９２年的改革之前，阿根廷主要有三个国有电力公司：
ＳＥＧＢＡ、ＡｙＥ、Ｈｉｄｒｏｎｏｒ。
输电电压等级为５００千伏及１３２千伏。
２３个省政府中大部分都拥有自己的配电企业，部分还拥有发电厂。
改革重组措施
１９８９年，阿根廷政府颁布了国家改革法案。
该法案要求改造国有企业，并进行私有化改革。
因此，阿根廷对联邦政府所拥有的电力部门进行了重组。
主要措施包括：
三大国有电力公司所拥有的发电厂被重组成了２０个独立的发电公司；三大电力公司所有的高压（５００千伏）输电线路组成了一个新的输电公司——Ｔｒａｎｓｅｎｅｒ，次高压（１３２千伏）输电线路被划分到了地区输电分公司；ＳＥＧＢＡ的配电线路被分解成３个拥有９９年特许经营权的配电公司；输电及配电公司必须公平的向发电公司、供电公司及大用户开放；在电力批发市场，大用户可以直接向发电公司购买电力；配电公司在其区域内对居民电力及其他小用户拥有独家配电经营权；ＣＡＭＭＥＳＡ（批发电力市场管理机构）行使着ＩＳＯ的角色。
由能源部部长领导，它同输电及配电是完全分开的；成立了国家电力监管委员会（ＥＮＲＥ）。
发电、输电和配电
阿根廷电力工业由发、输、配和售电企业组成。
不允许输电公司拥有发电或配电资产，发电和配电资产所有权的交叉限制在整个市场的１０％以内。
发电 大部分发电公司都为私有。
在私有发电企业中，国外投资占主导地位。
新的发电扩展计划不需要特许权，但是必须在能源委员会登记。
为防范市场势力，每个发电公司的装机容量在市场中所占的份额不得超过１０％。
发电厂只能建设连接到网络或直接到用户的线路。
输电 阿根廷的输电系统包括：
在地区间输送电力的５００千伏高压输电系统（ＳＴＥＥＡＴ）和连接同一地区发电、配电和大用户的１３２千伏╱２２０千伏区域输电系统（ＳＴＥＥＤＴ）。
输电费包括两部分：
一个是用于回收输电投资的固定部分，另一个则是用于回收运行和检修成本的可变部分。
要求输电系统所有者向所有输电用户提供无歧视的接入输电网络与输电服务。
配电 原来的联邦电力部门所拥有的配电资产被分成由３家配电公司 （ＥＤＥＮＯＲ，ＥＤＥＳＵＲ和ＥＤＥＬＡＰ）经营的三个９９年的特许经营区。
特许经营权要经过竞争才能获得，且要周期性地更新。
对特许经营区设定价格上限，每十年修订一次。
其余的配电公司仍然掌握在省政府手中。
电价及费率
双边期货合同电价由发电公司和配电公司（或大用户）之间通过谈判确定，而以每小时为单位交易时段的现货市场则采用节点实时电价。
特许经营权的拥有者的零售费率，是按照最初五年特许经营权合同中所规定的指标费率计算的。
ＥＮＲＥ监察这些零售费率，并且每隔５年会按照规定的条例应用新的费率计算公式。
输电投资与规划
电力工业改革前，阿根廷的输电系统效率很低，虽然建了很多高压输电线，但是这些高压线主要是因为行政命令建造的，缺乏经济评估。
输电侧的改革由输电侧私有化改革小组负责，该小组的主要职责是将政府政策贯彻到输电系统的结构制定、管制、私有化以及电力批发市场的进程中。
对输电系统的管制 电力工业改革后，阿根廷政府对已有线路及新建线路分别进行管制，已有线路是通过价格上限对其进行管制的，并且输电系统特许经营权的持有者在运营和维护方面必须达到规定的服务质量标准。
输电系统的运营情况 改革后，输电公司的效率大大提高。
输电系统的运行维护成本比私有化前降低了１╱３。
每１００千米线路的故障数从１９９２年至１９９４年的１．５次下降到了１９９５年至２００２年的０．５５次。
输电强制停运小时数从１９９２年的１０００小时下降到１９９５年的３００小时。
由杆塔倒塌引起的故障平均恢复时间由１９８１年至１９９２年的１．５天降低到１９９３年至２００３年的０．５天。
对输电扩展的管制 在新建输电线路的建造及运营方面，一般采用以下三种方法：
利益主体与输电公司之间的合约法，小规模扩建（ＭｉｎｏｒＥｘｐａｎｓｉｏｎｓ），和公众评议机制。
２０８号管制条例 为响应提高供电质量的要求，ＥＮＲＥ于１９９８年５月出台了２０８号决议。
决议扩大了公众评议系统参与者的范围。
输电公司、ＩＳＯ、管制机构ＥＮＲＥ、能源部长，以及网络中的所有收益者都可以提议输电系统的扩展以及现有变电站的扩建。
输电投资与规划的过程与程序 有三种与输电系统扩展有关的管制机制：
第一种称为建造—运营—维护合同；第二，输电扩展可以通过市场参与者之间达成协议或自担风险的方式来实现；第三，针对某个特定的输电规划项目，如果私人投资者不能达成协议而该扩展项目对系统的优化运行很重要时， 政府可以促成该项目。
此外，超过两百万美金的扩展项目都需要ＥＮＲＥ的正式批准，且需要通过公开竞标程序。
改革成效及问题
阿根廷电力工业改革提高了电力工业的效率并产生了良好的社会效益，如城区供电质量的提高、技术和非技术损耗的降低和城区供电范围的扩大等。
阿根廷电力市场是由众多发电公司参与的高度竞争的市场。
电力工业重组和私有化后，私营发电公司已由１９９３年的２５家增加至４０多家。
至２００５年，阿根廷的装机容量为２３００万千瓦，系统峰荷近１５００万千瓦，固定出口到巴西的电力为２２０万千瓦。
为了吸引投资、增强竞争，阿根廷也降低了新的独立发电公司和供应商进入市场的门槛。
允许外商拥有１００％的阿根廷公司。
在此鼓励下，国外投资大量增加，１９９４年至２０００年间，共有５７亿美元的投资进入电力行业。
电力市场改革后，服务质量获得长足进步。
输电和发电的供电质量有了极大的改善，通过引进技术改造、在发电厂安装电力系统稳定器等措施，使供电可靠性得以提高。
此外，对配电公司采用的管制措施也大大促进了配电公司提高服务质量。
尽管阿根廷的电力工业市场化改革是比较成功的，但也存在着一些很有争议的问题，包括：
１９９８年布宜诺斯艾利斯发生的停电事故，使得政府和民众对阿根廷电力工业的私有化过程重新进行了反思，尤其是与监管相关的问题；一些关于水平和垂直市场势力的问题引起关注；西班牙和智利拥有的发电公司在阿根廷所占的市场份额日益提高；另一方面，天然气公司之间的合并也使市场力问题严重化；在输电系统扩展方面缺乏适当的市场信号；省级电力公司的结构重组和私有化的进展速度缓慢；由于政府参与ＣＡＭＭＥＳＡ事务并具有否决权，一些私人参与者认为，这样会增加独裁决策的风险；因为容量费用不能充分反映供电的长期边际成本，所以批发市场持续不变的、较低的实时电价可能对发电公司的财政健康和投资者的兴趣产生消极影响。
（国家电监会市场监管部供稿）
信息来源：
中国电力报
阿根廷电力现状及展望
1概况
阿根廷位于南美洲南部,国土面积280万km2,1999年的人口约3670万，年增长率%。
阿根廷的能源资源很丰富，石油和天然气除满足国内消费外，还向外出口。
天然气的储量在南美居第2位。
2000年的数据显示，其已探明的石油储量为280亿桶，1999年的产量为每天857200桶。
天然气的已探明储量为6780亿m3，1999年的产量亿m3。
1999年的GDP是2800亿美元，2000年增长了%。
阿根廷是南美地区主要的能源供应国，其国内市场相对比较成熟，因此其能源公司逐渐向邻国寻求市场。
另外，能源市场开放得较早，许多国有公司都已私有化，但天然气输送和电力部门仍保持垄断。
国会还计划立法鼓励新公司进入市场，并出售核电站（但目前还未售出）、火电厂和输电公司。
2装机容量与发电量
在过去的10年里，阿根廷的总装机容量增加了1/3。
1990年以来，总能耗也提高了30%以上，几乎是1980年的2倍。
1999年的发电装机总容量为2325万kW，净发电量771亿。
阿根廷的电力主要是依赖水电和天然气，其中水电装机占总装机容量的42%，水电发电量1999年占31%；火电装机占53%，1999年火电发电量占60%，主要是天然气；核电装机占5%，1999年的发电量占9%。
具体装机容量及发电量见表1和表2。
据估计，到2010年阿根廷将要增加800万kW的装机容量。
火电
阿根廷的火电主要是燃气轮机发电，27座10万kW以上的火电厂中，燃气联合循环（GTCC）和燃气单循环电厂有20座，其中GTCC有6座。
表3示出30万kW以上火电厂的情况。
预计还要再建设200万kW燃天然气电厂。
水电
由于运行费用低、污染小，阿根廷政府开发了大量的水电。
但近年来天然气发电发展较快，相对来讲水电发展则一直缓慢。
表4示出30万kW以上水电厂，表5示出计划由私人投资建设的水电项目。
阿根廷有2座与邻国共用的水电厂，1座是与乌拉圭共用的CTMSG水电厂，装机189万kW；另１座是与巴拉圭共用的Yacyreta水电厂，装机320万kW，也是阿根廷最大的水电厂，1998年7月竣工。
该座水电厂的建设对环境造成了很大的破坏，由于世界银行等组织反对其水库水位超高，所以目前仅发总容量60%的电力。
现在包括Yacyreta在内的许多水电厂都正在开始私有化改革。
阿根廷和巴拉圭还计划联合建1座300万kW的水电厂，在Yacyreta上游199.64km处，协议决定由国际招标方式建设，保证环境友好。
核电
阿根廷的核电技术是拉美国家中最先进的，目前有2座核电站在运行，1座是Embale核电站，装机65万kW，另1座是Atucha核电站，装机35万kW。
这2座核电站提供的电力占阿根廷总发电量的9%。
第3座核电站正在建设中，已完成80%。
政府计划将这3座核电站全部卖给单独1家公司，以便安全控制管理，但到目前为止还未找到买主。
风力发电
西班牙的Endesa公司和Elecnor公司曾向阿根廷政府建议开发其风电潜力，并提出在阿根廷南部的Patagonia建1座风电场，预计总装机容量可达300万kW，到2010年可满足阿根廷12%的用电需求。
工程费用估计需亿美元。
3输配电与用电
阿根廷输电线路电压等级为220～550kV，500kV电力系统见图1。
在过去的10年里，阿根廷的电力系统发展缓慢。
2000年7月连接阿根廷与巴西的100万kW、500kV输电线路刚刚完工，第2条输电线路正在建设中，线路长499.1km,计划2002年中完工。
4管理体制与改革
阿根廷改革前的电力工业体制是由联邦政府所有的4家电力企业和2家国际间合办企业组成。
4家国有电力企业是布宜诺斯艾利斯电力公司（Segba）、国营水利电力公司（Ayee）、北部巴塔哥尼亚水力发电公司（Hidronor）和国家原子能委员会（Conea）。
2家合办企业即上述的与乌拉圭合作的CTMSG水电公司和与巴拉圭合作的Yacyreta水电公司。
90年代初，阿根廷电力工业经历了严重的财政危机和运营困难。
发电设备容量过剩，但实际电力供应却又严重短缺。
电力供应不足所导致的停电一直是其未能解决的难题，枯水期尤为突出。
用户偷电现象也较多。
1992年后，电力工业实施私有化和放松管制，发电、输电和配电分成了几个市场。
目前阿根廷是南美竞争最激烈的放松管制市场之一，发电商大约有40家。
阿根廷的法律规定开放其电力批发市场，根据现有电力的生产成本进行调度，成本最低者优先。
阿根廷的电力改革政策吸引了外国投资者，有20家国际投资商投资建设了12家联合循环电厂，使国家火电装机容量几乎增长了1/3。
但近来由于发电市场竞争激烈，有些外商为避免损失，卖掉股份，退出市场。
这也是阿根廷电力工业面临的新问题。
1997年8月，阿根廷和巴西决定将2国的电力市场连为一体，取消所有的政府补贴，保证发电市场的自由竞争，要求完全根据成本定价。
机构改组
4.1.1发电部分
私有化后，向首都布宜诺斯艾利斯供电的Segba公司分割成6家发电公司；Ayee公司分割成12家火电公司和4家水电公司；Hidronor水电公司分割成5家水电公司，Hidronor提供的电力占全国的80%左右。
1992年4月到1995年6月期间，有25%以上的国有电力公司实施了私有化，主要是变成独立的发电公司。
尽管现在该进程有所放慢，但仍在继续，政府计划卖掉其剩余的发电公司和配电公司。
4.1.2输配电部分
输电部分合并了Segba、Ayee和Hidronor各自的输电设施，成立了单一的高压送电公司和6家地方送电公司。
配电部门把Segba的配电设施分割成布宜诺斯艾利斯北部、南部及拉普拉塔3家配电公司。
此外还有一些区域配电公司和市政电力公司，这些小型配电公司共享配电线路，由输电技术辅助服务部（PFTT）控制管理。
阿根廷不允许输电公司售电。
配电公司的运营也是受管制的，在各自地区有95年的配电特许权。
电费由能源电力管理局（ENRE）控制，包括入网费和使用费。
大部分配电公司已私有化，但仍有一部分由省政府控制。
市场运作
所有发电公司可以自由地向国内任一用户供电，电力出口由政府控制，即由ENRE负责，此外ENRE还负责调解各工业部门间的矛盾。
各发电公司通过价格投标向电力批发市场售电，或依照双边合同向特定用户供电。
每个发电公司占有的市场份额在法律上限定在全国总售电量的10%以内。
发电公司通过卖电和向系统提供备用容量来获取收益。
电力批发市场由CAMMESA管理。
CAMMESA是一个非营利机构，其成员有发电商、输电公司、配电公司、大用户及能源秘书事务局，能源秘书事务局代表零售用户的利益。
关于给大用户供电，阿根廷电气法规定了2种情况，第1种是供电电压1kV以上，峰值负荷1000kW、年耗电量438万以上的用户；第2种是供电电压1kV以上、峰值负荷100～2000kW、年耗电量不足438万的用户。
发电公司和这些大用户之间的合同可自由决定期限、条件、价格和交易量。
合同期通常是1年。
水电企业因受气象等因素的影响，只能签订预计发电量70%的合同。
火电企业签订的合同及自耗电量的总和也不能超出自己的发电能力。
电价
批发市场的按季价格由CAMMESA来决定，通常从5月1日到11月１日，持续6个月，最短维持90天。
冬春雨水量大，价格较低；夏秋则以火电为主，价格偏高。
现货交易按时间段定价，由批发市场中现货交易的买卖者来定。
现货交易价格每小时都在发生变化。
当发电企业的电力不能满足供给合同及大用户购入电力超过合同额时，均采用易货价格进行交易。
现货交易可以在发电企业、配电企业及大用户间进行。
配电公司的零售价格受ENRE的管制。
配电公司给首都布宜诺斯艾利斯市的零售电价。
私有化改革后，批发电价下降20%，可靠性大大提高，如Edenor公司，从1992年的停电22h降到1995年的6h。
设备利用率也显著上升，如Costanere公司，设备利用率从30%上升到75%。
5地区国际合作
拉丁美洲各国在国际电力交易及共同开发项目上的地区合作近年来正在以前所未有的速度发展。
巴西及智利对阿根廷来说是最重要的电力输出市场。
3国政府把电力市场的统一作为目标，加速发电企业法人间的自由竞争，废除国家补助。
阿根廷向巴西及智利扩大电力出口的最大障碍是阿根廷国内及国际送电的质量较差。
此外，在其自身的输电管制方面也存在问题，其高压送电营业权在1995年就给予已了Transener公司，但又不提倡其进行电网升级或扩建，所以限制了电力交换。
随着电力需求和发电设备的扩大，送电网容量不足是送电成本增大的原因。
另外国家间的规定不统一也不利用拉美电力市场的发展。
阿根廷电力市场化改革
阿根廷是南美发展中国家，属于联邦制政体。
１９９１年阿根廷政府着手进行电力工业重组，首先发布了电力改革纲要，确定了对改革后的电力工业的管制框架，主要思路是理顺电力供需双方的交易关系，依靠电力供求机制配置电力资源。
１９９２年政府开始对国有电力企业实施私有化改造，将垂直一体化电力公司的发、输、配电分开，各自单独成立公司。
同年，建立电力批发市场，并引入零售竞争。
阿根廷电力市场化改革的主要内容，一是结构重组，将联邦政府拥有的４个最大的电力公司分解成发电、输电公司、电力库、以及配电公司。
二是私有化，对联邦政府及省级州拥有的电力公司进行私有化改造。
三是垂直功能分离。
四是自由化，发电和供电领域可自由进出。
五是电网对所有发电商以及大型零售用户开放。
六是自愿型电力库，所有发电商、配电公司以及大用户均可自愿参加。
阿根廷电力工业改革取得了较为明显的效果，改革使电力投资增加，电力供应充足，电价明显下降，供电的可靠性增加。
但同时也存在一些困难，诸如对于建设周期长、投资大的电源建设难以筹措到资金，电力市场中的争议事件多，协调处理工作量大等。
阿根廷的电力市场化改革具有以下特点：
１．改革是在缺电的情况下进行，取得了较好的效果。
２．改革充分结合了本国的实际情况，例如，为解决电力投资不足的矛盾，积极引入外资和私人资本。
３．与其它联邦政体的国家相比，阿根廷的联邦政府在推进电力改革方面有更大的促进作用。
阿根廷中央政府也得到了出售电力资产的收入。
４．趸售合同交易与电力库的交易相结合。
一、市场的结构和组织形式
阿根廷电力市场的主体包括五个部分，分别是：
政府（由阿根廷经济部电力秘书处代表）、发电企业协会、输电企业协会、配电企业协会、大用户协会。
这五部分共同组成电力市场管理处，并且政府代表对电力市场管理决策拥有一票否决权，使得电力市场管理调控工作基本控制在政府手中。
趸售电力市场管理公司（ＣＡＭＭＥＳＡ）负责电力批发市场的管理工作，它是一个独立的非盈利私营公司，由政府、发电公司、输电公司、供电公司和电力大用户组成，经费来自政府和发电公司，其下设运行中心负责电力市场的调度运行管理。
二、市场规则
阿根廷电力市场规则基本特征如下：
１．一个统一的市场：
将发电者与用户集中在一起，并规定了趸售价格。
国家电力调度和趸售电力市场的工作，由趸售电力市场管理公司归口管理。
２．一个管制机构：
国家电力管理委员会，隶属国家能源秘书局，监督当事人履行其义务，并作为仲裁人调解纠纷。
输电和配电公司属于垄断经营，在一定区域内具有排他性，置于联邦政府的管制之下。
３．鼓励和保护竞争：
将一体化的公司分为发、输、配三部分。
配电公司不得拥有发电企业；输电公司不得买卖电力；发电、配电公司和大用户不得拥有输电公司；配电公司之间或输电公司之间的兼并或购买股票必须经过国家电力管理委员会的审批。
（１）交易类型
在阿根廷电力市场中，供电商（发电商或纯交易商）与零售用户或配电公司进行交易的方式有两种：
签订双边合同和通过电力库购售电。
通过发电商与配电商或大用户签订长期合同进行的趸售交易占总电量的５０％～６０％。
当发电者的发电能力超过合同规定的供电数量时，则由电力市场管理处安排销售，当配电者或大用户实际需电量超过合同规定的购电量时，则向电力市场管理处要求安排购电。
电力批发市场不仅对发电开放了市场，而且对输电和大用户也开放了市场，新的电能转运法规定：
允许工业、商业和企业在外地建设自己的发电厂，并将自己发电厂的电能运送回工厂、商店或企业。
另外，用户只需付一定的转运费即可从第三方（即非本地电力供应方）购买电能。
（２）合同交易规则及合同电价的确定
趸售合同的签订均通过招投标方式来进行。
当招投标双方达成协议后，再同输电公司签订输电合同，价格也由此得到确定。
合同电价是根据电力管理委员会发布的电价计算的原则和计算方法，由发电商与配电商或大用户协商确定，并需经电力管理委员会批准。
趸售合同价格有效期为５年，但每年可经双方协商调整。
对于输电者和配电者来说，必须通过经济运行使其收入能充分补偿合理的运行成本、纳税和投资摊派。
输电和发电者必须考虑到不同类型供电服务的合理的成本差别，包括按照管理机构的规定考虑供电的方式、位置和其他相关特性，从而使电价对用户的最低合理成本与供电的可靠性相匹配。
对输电者来说，价格系统向用户发出的经济信号是由３种决定性成本所驱动，即输电电量成本、接电费和输电容量成本。
如果大用户（负荷超过１００千瓦）直接从趸售市场购电的话，其电价是固定的，但必须包括输电成本。
（３）电力库的交易规则
阿根廷电力市场规则只允许发电商按照边际发电成本竞价，容量价格不进入现货价格，在市场价格中附加了容量电费。
趸售市场每小时的现货价格是在将电厂按效率从高到低顺序排列后，按参加运行的最后一台机组的燃料成本确定。
配电者和大用户提出一周的需用电力和电量，电力市场管理处据此确定一周的日负荷曲线和电量曲线。
发电者提供一周的发电能力和每台机组的报价，电力市场管理处据此确定每台机组一周的发电出力和发电时间。
报价低的机组排在前面，报价高的机组排在后面。
满足各个小时负荷的最后一台机组的发电价格作为该小时段的价格，从而组成一周的价格曲线。
该价格以每小时为单位确定，每天２４个价格，一次确定后使用一周，而不是每天都变动。
（４）输电费用
输电费用根据输电公司的成本，税金与规定的利润来确定。
输电费用的收取标准和方式要经电力管理委员会批准。
输电费用分三类：
第一类是发电公司、配电公司和大用户与输电网的连接点费用，每个连接点每月支付一个固定值的费用，与输送电量无关。
第二类是以发电者、配电者和大用户所占用的输电容量为依据，按每月每千瓦支付一定量的费用。
以上两类为固定费用，即接网费。
第三类费用根据输电量的多少来确定。
由发电公司、配电公司或大用户支付，各自纳入企业成本。
发电公司支付的输电费用在配电公司或大用户的电价中回收，配电者支付的输电费用，在配电者对终端用户的零售电价中回收。
三、市场竞争规则
阿根廷电力市场的竞争规则主要采用的是特许经营模式。
在政府将原有电力企业的资产向国内外市场出售时，对私有化的电力公司实行授权经营，而水电和电网采用特许权经营。
由政府与电力公司签订承包经济合同，通过合同确定公司与政府之间的关系以及电力公司的各项权利和义务。
四、市场结算规则
趸售合同的结算按照发电商与配电公司或大用户所签合同中规定的价格进行。
发电公司由于机组出力受阻，其出力满足不了合同规定的供电数量时，由发电公司向现货市场购买电力（按零售价格），向需求方送电，而需求方仍按合同价格结算；配电商或大用户由于某种原因，需电量低于合同规定电量，发电公司可以将这部分电量按现货价格卖给电力市场，配电者或大用户仍需向发电者支付这部分负荷的固定费用。
电力市场补偿费用主要有以下几种：
１．无功补偿。
如果发电商提供的无功不足，电力市场运营商调用其他发电商多发无功或由输电网补充无功。
则无功不足的发电者要支付罚款，而多发无功的单位可以得到
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