国外零售侧市场模式分析.docx

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国外零售侧市场模式分析

1 国外零售侧电力市场模式

1.1 北欧

北欧电力市场中输电系统运营商对电网系统垄断经营，并且在

发售电侧开展竞争。

北欧电力市场分为电力批发市场与电力零售市

场。

目前,北欧的电力零售市场已经向全部的电力用户开放,实现了

配售分开。

在电力零售市场中,大用户,如:

工业、商业和服务业用户,一

般通过现货市场、平衡市场和电力零售商签订合同。

而小用户,如居

民用户,则主要在零售市场中选择自己满意的零售商,并选择合适的

合同类型进行签约。

1.1.1 北欧现货市场

北欧电力现货市场是一个日前市场，进行下一天电力现货合同

的短期交易，其基本特征包括：

一是市场主体双向报价，售电报价

曲线和购电报价曲线的交点为市场系统电价（System Price）。

如果

各区之间没有联络线阻塞，则该系统电价即为全北欧的现货市场结

算电价，否则，形成分区电价，并将分区电价作为各区实际结算电

价。

二是北欧电现所采用“逆向交易”（Counter－trade）法在现货

市场中进行阻塞管理。

三是将每一个交易日分为 24 个竞价时段，

每小时为一个竞价时段。

四是现货市场成交的是物理合同。

1.1.2 北欧电力平衡市场

北欧电力平衡市场是现货市场的重要补充，是一个对北欧电力

现货交易起平衡调节作用的交易市场，由北欧电现所的全资子公司

北欧电力芬兰公司负责运营。

由于从现货市场关闭到第二天实时调

度之间间隔较长，最长可达 36 个小时，而供需实际情况随时都可

能发生变化，因而有必要在这 36 小时内允许市场主体进行交易。

平衡市场全天 24 小时运作，交易时段以小时为单位。

市场规则规

定，在第二天 24 小时的现货交易结果公布后即可进行平衡交易，

对任一交易时段的平衡交易要在其实时调度前一小时交易完毕。

1.1.3 北欧实时市场

实时市场由北欧各国家的系统运营商负责运营。

实时市场中的

报价需在现货市场关闭后上报系统运营商，市场参与者可以在交易

执行之前很短的时间内提交和修改报价。

实时市场上的报价可以分

为正调节（ 增加发电量或者减少消费量）报价和负调节（ 减少发电量

或者增加消费量）报价。

所报价格标明了需求侧和供给侧竞标的电

量价格和数量。

此外，市场主体必须具备在短时间内增加发电或者

减少用电的能力。

系统运营机构将每小时的报价按照价格高低排序，

在此基础上，根据电量需求情况，对系统进行电量平衡调节。

当电

力供应不足时，采用正调节，此时实时电价为正调节排序表上能够

满足电力平衡的最低报价。

在电力过剩的情况下，采用负调节，此

时实时电价为负调节排序表上能够使市场平衡的最高报价。

北欧电

力金融市场可以进行远期期货、期货、期权和差价合同的交易。

金

融市场交易成员可以通过电力金融合同的交易来规避市场风险或者

进行套利。

在北欧,无论是大用户还是普通用户,支付的电费均由 3 个部分

组成:

一是税金,相当于能源税加增殖税,占销售电价的 32%左右,其

中:

能源税占 13 %左右,增殖税占 19 %;二是电能价格,即上网电价,

占销售价格的 35 %左右;三是过网费,占销售电价的 3%左右,其中:

主

干网的过网费占 4%,地区网占 10 %,配网占 19 %。

1.2 英国

1.2.1 NETA 模式

NETA 模式允许发、用双方直接进行电力交易，也即允许双边自

由交易，通过期货、现货交易来实现中长期和次日电力、电量平衡，

这类交易大约占到整个电力市场交易量的 97%，能实现电力、电量

的基本平衡。

而电网的实时平衡，是通过输电网运营商所属的控制

中心（相当于我国的电网调度机构）根据电网实时情况，组织实时

平衡交易来弥补，也就是说，实时平衡市场的交易是由输电网运营

商组织实施的。

电力库模式相比，NETA 模式更具有市场化的交易特点，其基础

是发电商、供电商、中间商和用户之间的双边交易。

其主要由四个

方面构成：

（1）远期合同市场；

（2）期货期权市场；（3）短期双

边市场；（4）平衡市场。

通过分别申请、颁发配电和售电执照，英国电力市场目前已实

现了配电、售电业务的彻底分开，出现了若干个地区配电系统运营

商（DNO）和售电商（Suppliers）。

所有的用户，无论其规模大小，

均可自由选择售电商，从而实现用户侧市场的完全竞争。

1.2.2 BETTA 模式

在英国的第一次电力改革中，苏格兰没有建立一个竞争型的批

发电力市场，两个垂直一体化的公司垄断了苏格兰地区的发电市场，

造成苏格兰地区的电价一直处于比较高的水平。

为了实现更大范围

内的市场有效配置电力资源，Ofgem提出将 NETA推广到整个不列

颠地区（GreatBritain），在 GB范围内建立一个统一的不列颠电

力交易与输电制度（BETTA），让不列颠三大地区所有市场实体在同

等条件下进入统一的市场，所有的市场参与者都被允许在整个英国

进行自由电力贸易。

英国政府通过的《2004 年能源法》为在英格兰、威尔士、及苏

格兰三大地区建立一个统一的竞争批发电力市场以及 BETTA 及其它

各方面机制创造了基本的法律框架。

从 2005 年 4 月开始，英国电

力工业以实施英联邦电力贸易和传输协议（BETTA）为标志进入另一

个新时期。

这一时期，英国电力系统将作为一个统一的系统，由国

家天然气公司在现有的市场机制下经营运行。

这次改革，将输电业

务和实际结构上拆分成系统操作和资产拥有两大部分。

英国输配电以 132kV 为界。

国家电网公司作为输电网运营商，

拥有所有输电资产，主要掌握 275kV，400kV 的输电网和调度中心，

从事 132KV 以上输电网的实时电力、电量平衡等业务。

132kV 及以

下直至用户接户线的配电网由若干区域配电网公司负责运营，核心

业务是针对 2200 多万用户进行配电和售电工作。

从事运营区内配电

网的安全监控、停复役操作（包括事故处理）、检修维护（包括抢修）

安排，基建、业扩安装等业务。

输电网运营商和配电网运营商只收

取经监管机构核定的相对固定的网络使用费（包括接网费、过网费、

基于安全考虑的电网扩建、投资费用等，电价中已考虑这些因素）。

1.3 美国 PJM

PJM 电力市场是一个开放的电力市场,市场向 PJM 控制区内外的

成员开放,其成员包括发电商、供电企业以及其他的电力交易商。

在

PJM 控制区内,供电企业负责向用户供电,在用户具有选择权的地区,

原公用电力公司有义务向未重新选择的用户供电。

供电企业的供电义务体现在容量义务和电能义务两个方面:

容

量义务是根据《PJM 可靠性协议》的规定,供电企业必须拥有一定容

量的发电机组控制权来满足其相应的供电责任,该容量等于供电企业

供电负荷加规定的备用容量;电能义务是向用户提供电能。

供电企业

通过运行自己拥有的发电厂、签订双边合同和从 PJM 市场采购来满

足供电义务要求。

PJM 市场的交易种类有:

 提前 1d 的电能交易、实时电能交易、

容量信用交易、辅助服务交易和输电权交易等。

1.3.1 提前 1d 的电能市场

提前 1 d 的电能市场（ day-ahead energy market）是一个现货

交易市场,由市场供需双方在每天 12:

 00 之前向市场交易中心报价,

市场交易中心根据报价以及系统安全约束等确定次日 24h 时段的现

货交易量和价格。

该市场有以下几个特点:

1）市场采用买卖双方报价机制,报价内容包括市场参与者的地

理位置、技术参数以及不同容量所对应的供给或需求价格。

2） PJM 规定一些机组只要处于可用状态,且没有被供电企业自

行安排发电,就必须向电能市场报价。

这些机组被称为 PJM 控制区发

电容量资源,是供电企业为了满足其容量义务而拥有控制权的装机容

量。

3）市场规定最高限价,目前卖方报价不得超过 1000 美元/（

MW·h）。

4） 市场采用位置边际价格（ LMP——locationmarginal price）确

定市场价格。

市场交易中心根据市场成员的报价以及系统安全和输

电容量等约束条件,利用最小运行成本潮流计算模型制定系统次日每

个时段的调度计划,并计算出各时段系统中各母线的 LMP。

LMP 反映

了在考虑输电容量限制的条件下,对于某一指定母线,增加单位容量

的负荷供应所引起的系统总费用的增加。

LMP 为发电边际成本、输

电阻塞费用、边际网损费用之和。

5）不同母线的 LMP 价差决定了母线之间的输电阻塞价格,所有

双边合同交易需要交纳相应的输电阻塞使用费。

但双边合同交易可

以通过申报其愿意支付的最高输电阻塞价格来避免风险,即当输电阻

塞价格超过该申报价格时,双边交易被放弃。

6）网损价格在 LMP 中的反映,通过市场结算由供电企业以及点

对点网络服务用户分摊网损费用,基本原则是:

谁引起网损谁付费,

无法分清责任的由所有用户平摊。

7）市场结算很复杂,包括对提前 1d 市场确定的电能交易、输

电阻塞费用、点对点交易网损费用以及运行备用费用等的结算。

1.3.2 实时电能交易市场

实时电能交易市场（ real timeenergy market ）是提前 1d 交易

市场的补充,它为市场成员提供了一个调节调度计划的机会,也为调

度交易中心提供了实时经济调度的手段。

凡是在提前 1d 的市场中没

有被调度的机组可以在每天 16:

 00～ 18:

 00 向市场重新报价。

在

系统实时运行期间,调度机构根据修改后的报价及系统安全约束情况

进行经济调度。

实时交易市场价格采用事后确定的方式,由交易中心按照系统实

际运行情况,每 5min 计算一次各母线的 LMP,并将这些 LMP 值加权平

均计算出每小时实时市场的结算价格 LMP。

市场交易中心按照市场

成员实际交易电量与前 1d 确定的交易电量的差值作为实时交易结算

基础。

实时电能交易市场的结算内容同样包括电能交易、输电阻塞

费用、点对点交易网损以及运行备用结算。

1.3.3 容量信用市场

容量信用市场（ capacity credit market）为供电企业履行可靠

性协议规定的容量义务提供了买卖容量的机会。

容量信用市场分为

提前 1 个月和提前 1d 两种。

市场采用买卖双方报价,按供需匹配的

原则确定交易。

1.3.4 辅助服务市场

PJM 建立了以市场报价为基础的调频服务交易市场。

按照可靠性协议要求,供电企业在运行期间应该按其负荷比例承

担系统的调频容量,供电企业可以通过调度自有电厂、与其他成员签

订双边交易或者从调频市场购买。

调频市场的卖方是能够按照规定

提供调频服务的发电机组,一般为安装了 AGC 的机组。

调频市场的报

价每天 18:

 00 截止,报价内容包括调频能力和调频价格,市场最高限

价为 100 美元/（ MW·h）。

市场交易中心按照机组报价加机组机会成

本进行排序,满足需求的边际价格为市场清算价格。

1.3.5 输电权交易市场

输电权交易市场为输电网服务的用户提供了一个规避输电阻塞

成本风险的机会。

输电权是使用输电通道的权利,实际上是一种财务

权利，即拥有获得输电通道阻塞费的收入流的权利。

PJM 在提前 1d

市场及实时市场中对电能交易收取输电阻塞费用,并将这些阻塞费用

分配给输电权拥有者。

输电权交易市场中包括双边交易和输电权集

中拍卖两种方式。

1.4 美国德州

德克萨斯州电力零售市场于 2002 年 1 月 1 日正式开放，电力

市场中的所有用户具有自主选择电力零售商的权力。

对于某些尚未

选择零售商的用户，电力市场将这些用户自动转为其所在地区配电

商的附属零售商供电，这些零售商成为义务零售商。

对于尚未选择

零售商的用户，执行受监管电价（也称标准电价）。

标准电价的执行

是为了吸引零售市场中新零售商的加入，由于标准电价使得义务零

售商的电价固定不变，导致与义务零售商存在竞争关系的其它零售

商的电价可以低于标准电价，因此新零售商存在价差（即标准电价

和竞争市场价格的差值）优势。

此外，标准电价是具有监管性的价

格，为用户比较不同零售商的电价水平提供了参考。

1.4.1 电价管制

电力零售市场开放后，政府无需再为各零售电力供应商指定电

力零售价格。

但为了保证用户获取优质、低价电能的权利，监管机

构要求每个用户都必须有指定的“最后供应商”，该最后供应商有责

任向其服务区域内的顾客提供标准的基本电力服务，这些电力服务

的价格是固定的。

同时，根据德州参议院第 7 号法案，从原上市电

力公司中分拆出来的零售商必须向其原有的电力用户提供所谓的

“挑战电价”。

挑战电价必须比该公司在 1999 年 1 月 1 日向顾客

收取的电价至少低 6%。

同时零售电力供应商在 2005 年 1 月 1 日

之前，或在它的 40% 的顾客还没有转换零售商之前，不能随便调整

其挑战电价。

1.4.2 零售电力供应商的转换

每一个零售电力供应点（或电力用户）都有一个电力服务登记号

（ESI-ID） 。

电力用户在确定要转换其零售商时，可以通过打电话或

上网等方式通知其选定的新零售商。

新零售商在接到转换请求后，

就会代表该电力用户，向德克萨斯州电力可靠性协会（the

Electric Reliability Council of Texas ，ERCOT） 发出转换零售

商的请求，并附上新电力用户的 ESI-ID 和邮编以及相关信息。

同

时新零售商还需要向 ERCOT提供新用户的其它一些信息，以便

ERCOT能依据德州公共事业委员会的法令，向新用户发出确认转换

的通知。

ERCOT 在确认新零售商的请求后，向电力用户发出确认通知，

该电力用户在 10 天内可以撤销转换请求。

ERCOT 也向输配电服务

公司发出转换通知。

输配电服务公司收到通知后会把新测量的电度

表数据发给 ERCOT，这些电度表数据包括该 ESI-ID在前 12 个月中

每个月的用电情况，以及根据德州电力交易标准的规定必须提供的

数据，比如分时段的用电情况。

然后 ERCOT 把电度表数据转发给新

零售商。

如果一个输配电公司没有履行它在零售电力供应商的转换

过程中应尽的责任，ERCOT 会立即将情况汇报给德州公共事业管理

委员会。

1.4.3 电力零售市场的结算

ERCOT 并不与零售商直接结算，而是与代表零售商参与市场的

“合格计划体”进行结算。

“合格计划体”与其下属的零售电力供应

商结算，零售商再与其用户进行结算。

1.5 总结

各国的售电环节主要是通过放开用户选择权允许用户自由选择

与售电企业或发电企业交易、直接参与批发市场交易的方式引入竞

争。

目前各国基本实现了工业、商业等用户选择权的放开对于居民

等小用户放开选择权，仅部分国家或部分地区有所保留。

欧盟国家

在 2007 年已经完成了全面放开用户选择权的改革，如英国，北欧各

国；而美国只在一些州实现了包括居民用户在内的零售竞争。

从售电侧放开的过程看，大部分国家都按照电压等级和用电容

量分阶段从大用户开始逐步放开用户选择权。

第一阶段放开用户的

市场份额大都在 30%以内，基本上是大工业用户。

只有个别国家由

于历史国情不同，按照从小用户（居民用户）到大用户的次序放开。

从市场的角度来说,成熟的电力批发市场是电力市场开放零售

侧的前提条件。

总体来看，国外批发电力市场可以归纳为集中交易

和分散交易 2 种主要的竞争模式。

其中，集中交易是一种与电网运行联系紧密、较为复杂的电力

交易制度。

电力现货交易、容量交易、平衡交易、辅助服务交易等

在统一市场内完成；同一时间内的各类交易实行统一优化，以提高

系统整体效率，通常强制要求市场主体在现货市场上报价，以保证

市场交易与电力系统实现运行的一致性。

美国大部分电力市场都是

采用集中交易方式。

与集中交易相反，分散交易主要是现货交易、平衡交易、输电

阻塞和辅助服务交易等在分散市场内完成。

分散交易制度有不同的

交易组织机构和交易形式，发电企业、售电企业、用户可以自由签

订双边交易，也可以参与由电力交易所组织的中远期合约交易、现

货市场和电力金融衍生品交易等。

北欧和英国便是采用分散交易模

式的。