国际各类型电力市场比较.docx

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国际各类型电力市场比较

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国际各类型电力市场比较

江思和

清华大学电机系

引言[1]

电力行业是一个典型的“自然垄断”的产业，具有“集中生产，集中运输，集中零售”的特点，所以最初的时候电力市场基本都是垄断的计划经济，由政府制定发电以及用电计划，政府根据发输配用电的整个过程制定电价。

可是由于自然垄断有一些先天缺点：

没有动因鼓励生产者提高工作效率以及发展新技术，所以随着科技的发展，电网更加坚强和灵活了，这样就给电力市场的改革创造了条件。

所以，世界各国都开始结合自己的国情适度改革本国的电力市场，使其达到发电效率更高、总体能耗更少、经济利益更高、电价制定更合理等不同的目的。

本文将简略介绍英国、北欧、西欧、美国、新加坡、俄罗斯、印度、日本、澳大利亚及新西兰等国的电力市场运行制度，并比较分析其优劣，得出一般性结论。

英国[2][3][4]

从1989年开始，英国着手电力体制改革，当年颁布了电力工业白皮书，全国实行电力库（POOL）模式，进行电力市场自由竞争的尝试，厂网分开，竞价上网，并且成立了国家电力公司，实行电力工业的私有化。

后来，政府不仅解散了中央发电局，而且拍卖了电厂的股份，朝着私有化更近了一步。

在2001年，英国实施新电力交易协议（NETA），引进了新的双边合同分散交易模式，进一步推进市场化进程。

在这种模式下，电力市场以双边交易为基础，不再由国家调度，并且有长期、中期、短期等多个市场，使这种方式更加稳定。

此次改革取得了很大的成功，不仅扩大了用户范围，而且提高了市场效率，促进了生产者的良性竞争。

2005年，英国政府又建立了英国交易输电协议（BETTA），解决了苏格兰地区市场被垄断的问题，并将英格兰和苏格兰连成了一个大的电网，市场更大更开放了。

最近，在2013年，英国又开始了以低碳电力为核心的新一轮改革，将差价合约和容量市场纳入已有的电力市场范畴，并且致力于降低用户的用电支出。

差价合约的制度是由供电商和发电商提前以某一固定的价格签订合约，当实际电价高于此合约时，发电商需要向用户返还差价；当实际电价低于此合约价时，政府向发电商补偿差价。

在这种制度下，既一定程度上保证了发电商的收入较为稳定，也防止了用户的电价波动，并且政府的补贴也更有针对性，减少了一些支出。

而容量市场采用拍卖的形式，在两级市场上提前四年拍卖系统所需要的发电容量。

容量市场需要考虑的最大问题就是系统的可靠性，只有在拍卖中合理分配份额，才能保证满足每天最大负荷时期的用电供应。

所以，政府的有效监管是很重要的，一旦把电力产业完全投放到市场中自由竞争，那么不确定性因素必然增加，所以需要更加高效有力的监管，才能保证电网不出问题，运行稳定。

整体上讲，英国电力市场从日前电力池集中交易模式演变成分散交易模式，日前交易模式有一些缺点：

发电侧竞争不充分，发电商存在一定的市场操控力，电力供应紧张时发电商反而会减少发电机组来提高电价。

分散交易模式下，发用双方直接交易，中长期和日前交易量占比很大，可以维持电价的稳定，而实时平衡交易虽然自愿竞价波动大，但由于占总用电量比例很小，所以对总体价格影响较小。

北欧[3][5]

北欧包括丹麦，芬兰，挪威，冰岛，瑞典等国家，其发电特点是清洁能源发电占比很大，水电占比在50%以上；挪威和冰岛几乎完全使用水电，芬兰和丹麦使用火电较多，瑞典有较大比例的核电，各国发电方式有一定的互补性。

所以，从1963年开始，北欧各国就开始着手于建设互联电网，平衡发电侧和负载侧，使发电效率更高。

北欧的电力市场改革始于1991年的挪威，当时实施了新的能源法案，促进电网输电作为管制业务要和其他竞争相分离，于是将电网公司和发电公司分离。

紧接着，瑞典、芬兰、丹麦等国也模仿挪威的改革，厂网分离，成立电力市场和电力交易所，分别于1998年、1999年、2000年加入了北欧一体的电力市场，各国之间市场串联统一，有效利用不同国家的发电优势。

后来，他们积极向欧洲大陆市场推进，向德国等其他国家出售自己的电能。

北欧的电力市场主要由市场交易机构、输电运营机构、市场主体构成。

市场交易机构起到交易和清算的作用，北欧电力现货交易所有限公司负责现货市场交易，北欧电力金融市场负责期货等交易，北欧电力清算所有限公司负责清算服务，北欧电力芬兰公司负责平衡市场交易。

输电运营机构有五家，分别是挪威、瑞典、芬兰各一家和丹麦的两家，是改革前各国电力系统分离出来的输电公司演变而来。

电力市场主体包括发电商、零售商、交易商、用户以及电网拥有者等，各司其职，不能越俎代庖，即：

发电商只负责发电，参与市场竞争；电网拥有者负责输电，不能进行交易，也不能拥有发电厂；而零售商负责向用户销售电能，在店里零售侧进行竞争。

总体上讲，北欧电力市场在发电侧和售电侧引入了竞争，但是在输电配电环节还保持垄断经营。

在引入市场竞争的环节中，交易的类型十分丰富，包括期货、差价、期权、现货、等不同的交易合同，交易行为也十分活跃，每年合同的交易量可以达到实际售电量的10倍。

上述金融市场和实际的平衡市场、零售市场结合，达到各方利益的最大化，发电和用电两大市场的协调平衡和有力调控也能保证电网的平稳运行。

西欧[6]

在北欧进行改革之后，他们积极向西欧拓展市场，努力将自己的电能销往其他国家；而西欧的电力负荷较大，用电市场很大，二者有互补的趋势，市场统一势在必行。

于是，欧盟提出了在2014年前建立统一能源市场的议案，将北欧的水电、西班牙的海上风电送到西欧的负荷中心进行消纳。

从2006年到2014年，法国、德国、荷兰、捷克斯洛伐克、匈牙利等国以及北欧市场逐步联合，电力交易所进行了频繁的合作和重组，实行联合出清，逐渐形成统一的市场交易价格。

如果电力系统无阻塞，则整个联合市场价格统一；如果系统有阻塞，则市场在阻塞的断面处分开，形成数个不同的价区实行节点电价制度。

欧盟的做法有很大的长远眼光，仅从电力市场的角度看，电力市场统一之后，促进了电力资源在更大范围的优化配置，使新能源的利用率更高，各国的输电线路的利用率也更高，成员国之间的电价差异更小；从更大的角度看，这样做更加紧密地联系了欧盟各国，增加了社会总福利，也推进了欧洲一体化进程。

美国[3][6][7]

美国式最早进行电力市场改革的国家之一，从1978年开始着手相关的研究，从最初的理论性研究，到后来的实际应用，1992年正式开始电力市场化改革，经历了改革蓬勃期、挫折期、缓慢发展期等几个时期，并且经过了加州危机和美加大停电等著名事件。

美国联邦能源监管委员会（FERC）曾经充分肯定了市场改革在确保美国能源价格稳定、安全可靠方面的作用，并且认为美国电力市场拥有有效竞争市场的全部特征，所以其打算在将来以更加灵活的方式和强力的监管，来使美国电力市场的竞争更加自由，更加平稳。

美国大多数地区实施的是节点电价的定价方式，将全国分成了PJM、加州、德州、纽约、新英格兰、中西部等若干大区，每个大区单独定价，以适应不同地区的发电和用电需求，并没有形成全国统一的市场。

纽约电力市场实现了日前市场和实时市场的；中西部建立了辅助市场，确保系统的安全运行；而西北部等边缘地区市场还没有形成，正在大力改革，尝试引入竞争。

FERC主要从四方面引导电力批发市场的竞争：

需求侧响应、促进长期合约交易发展、提高市场检测能力、建立新的规则。

虽然目前美国几个大区的市场相对独立，但各个大区正在进行越来越密切的协作，以达到资源的均衡配置，提高资源和设备的整体利用率，电力市场的整体趋势是逐步扩大。

在除去能源价格上涨因素之外，PJM市场的电能零售价整体上是有所下降的，说明了市场竞争带来了价格的下降。

除了电力市场的软件改革以外，美国也十分重视电网和发电侧的硬件改革。

为了实现全国范围的电力联网，美国正在加紧建设跨地区的高压输电网络，将电能从边远地区传送到负荷集中的地方。

除高压输电外，智能电网的建设也在同步进行，由于加入了市场等调节方式，电力市场对用户的选择权进一步开放，电力公司、供电商、用户等不同的主体之间通信更加频繁；并且清洁能源的大规模接入，使得电网输入侧的不确定性大大增加，所以对电网的灵活程度和坚强程度提出了更高的要求，如何调度、如何合理引导市场成为了更加重要的问题，需求侧响应机制作为稳定市场的重要一环作用也更加突出。

此外，FERC通过适度补贴、调整电价等方式来激励跨区输电投资以及老旧设备的更新，使电网稳定性加强。

在未来的时间里，美国会进一步探索区域间合作的可能性，以使清洁能源能够更及时地消纳，提高资源利用率；加强对风电接入的超短期市场设计，通过定价机制的引导使风电更多地使用非高峰负荷时期的输电容量；完善辅助市场，包括专门针对调频容量等稀缺的服务实施新的定价机制，吸引他们在需要时更多地投入。

新加坡[4]

新加坡的电力市场改革模仿英国的改革进行，在结构方面，从1995年开始实行“政企分开”，成立了新加坡能源公司和大士能源公司，后来在2000年圣诺哥和西拉雅两家发电厂从新加坡能源公司脱离，与大士并列成为三家发电公司，新加坡能源公司只负责电网建设和输电供电，并且新成立了电网调度机构和交易机构，使市场更加完善。

在市场方面，在1998年新加坡建立了日前电力池批发市场，实施日前电力集中交易的模式。

2003年建立了实时批发市场，并开放了有竞争力的零售市场，使得用户有了更大的选择权，也刺激了供电商降低电价提高效率。

新加坡的电力批发市场是发电侧单边报价的全电量实时竞价市场，采用节点电价法，各种容量通过竞价进行分配，每台机组可以参与“电量、AGC调频、8s备用、30s备用、10min备用”五个市场的竞价，然后市场清算系统将各个机组的报价排序，根据负荷的需求确定所需要的机组数量，从而定出实时电价和具体投入发电的机组。

如果系统出现阻塞，则在阻塞断面处分开，采用节点电价法定价并确定具体投入发电的机组，发电商按照节点电价结算，用户按照加权平均电价结算。

在2004年，新加坡电力市场又建立了固定合同机制，由发电商和零售商签订，一定程度上减小了系统的不确定性，也减小了发电公司对市场的操控力，使得市场能够健康发展。

俄罗斯[8][9]

俄罗斯从1992年开始逐步制定电力市场化改革的方案，2001年成立改革工作组，进行“厂网分离”，在发电侧进入竞争，除核电还归国家继续经营外，其他形式的发电厂重组为21个新的电力公司，在发电侧出现了有效的竞争主体，提高发电效率。

在输配电环节，由于自然垄断的存在，所以俄罗斯并未在此环节过多引入市场调节，而是仅仅将输电和配电分离，并且还是国有控股。

输电环节在2008年成立了联邦电网公司，下设8个骨干电网分支，再下设36个地区性骨干电网公司，以收取输电费作为收入，主要由政府进行调控和监管，以保证电价的公平与合理。

配电环节重建12个跨区配电网公司，下设57个地区性配电公司，国家占股50%以上，由跨区配电网控股公司负责调配和管理，联邦行使监管职责。

输配电环节的分离，减小了此环节的垄断属性，也能避免重复补贴；由政府进行定价和监管，一定程度上也能掌控局势，防止出现不利于市场的事情发生。

在售电侧，俄罗斯同其他国家一样，也实行开放的竞争，各地原有的电力公司改组成售电公司，从批发市场买电，再在零售市场向用户售电。

电力批发市场分为欧洲和西伯利亚两个价区，售电公司可以在市场购买一定的供电量，价格由市场的自由竞争决定，交易方式分为合同交易、日前竞价、自由交易等多种方式，较为灵活多样。

电力零售市场主要面向用户，其价格分为管制价格和市场价格两种，管制价格主要为了限制售电公司向居民收取过高的电价，而市场价格受批发市场影响而略有波动。

售电公司全部为私人拥有，但是每个地区都有一个指定的责任供应商，当区域内用户没有其他途径买电时，这家责任供电商就要为用户提供电力。

引入市场后，不可缺少的环节就是监管机构和交易机构。

目前俄罗斯电力市场的调