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1989.9在电力供应主管(DGES)的指导下,成立了电力管制办公室——独立的管制者。
1990.3.31新公司的授产:
中央发电局分解为国家电网公司、国家发电公司、国家电力公司和核电公司。
签订了几百个“授产”合同。
12个地区电力局改组为12个地区电力公司。
国家电网公司的所有权转到了12个地区电力公司。
1990.4.1电力市场开始运营。
对1MW以上的负荷开放零售竞争。
1990.1212个地区电力公司民营化。
1991.3国家电力公司和国家发电公司等两公司的60%股份民营化。
1994.4对100kW—1MW的客户开放零售竞争。
1995.3国家电力公司和国家发电公司等两公司的另40%股份民营化。
1995.4各地区电力公司的黄金股份失效,各公司开始接管、合并。
1995.12国家电网公司(NationalGridCo,NGC)民营化。
NGC的抽水蓄能电厂卖给美国米森能源公司(MissionEnergy)
1996.7不列颠能源公司民营化(现代核电厂,包括Manyhox)
1995—1996国家电力公司和国家发电公司进行第一轮资产出售(售给东部电力公司)
1998.9一1999.6对100kW以下的负荷开放竞争阶段。
1999国家电力公司和国家发电公司进行第二轮资产出售(向各种投资者)
2000公共事业法把电力和天然气管制机构合并成立了天然气电力市场办公室(OFGEM)
2001新的电力交易规则(NETA)代替了旧的市场规则
图1-2改革后英格兰和威尔士电力工业结构
(2)电力行业组织
中央发电局被解体,分别组成了发电公司、输电公司和配电公司,如图1-2所示。
政府通过颁布新的法律,把中央发电局(CEGB)的资产和人员转移到新公司。
创建新公司的过程被称为“授产”。
“授产”的日期是1990年3月31日,那时新公司之间的所有合同都已签订。
(3)发电
后来组建了3个发电公司:
国家电力(NP),国家发电(PG)和核电公司(NE)。
在“授产”时,这3个公司的发电量共计占总发电量的9l%。
其余的发电量来自独立发电商,协作发电商以及法国与苏格兰的互供电力。
改革要求尽可能地简化电力工业的准入手续,并鼓励区域电力公司(RECS)与新发电商签订合同。
对小客户的价格上限直到1993年才放开。
1993年后,合同费用可以转移给客户,尽管1996年后,这种费用转移在某些方面受到限制。
(4)输电
组建了国家电网公司,拥有并经营输电网。
它是电力系统的运营者和输电设备的拥有者,实际上,它也变成了依照电力市场规则负责电力市场运营的、独立的电力市场运营者。
国家电网公司在区域上讲是全国性,尽管没有被禁止成立别的竞争输电公司,但是,从来没有其他公司获得过这种电网营业许可证。
因此,事实上,国家电网公司垄断着新建输电线路(然而,没有需求增长就几乎不需要建设新线路,因此垄断程度从未知晓)。
最初,抽水蓄能电厂划归国家电网公司,对电力系统频率控制起了重要作用。
但是,1995年抽水蓄能电厂卖给了美国米森能源公司(MissionEnergy)。
(5)配电
在“授产”后,12个地区电力局改组为12个地区电力公司。
对关于究竟应该设多少个地压电力公司的问题做过研究,得出的结论是:
现有的组织机构都应该保留,正如现在这样。
1990年12月,12个区域电力公司被民营化,政府在每个电力公司中保留持有“黄金股份”,直到1995年4月(黄金股份防止其他公司占有电力公司)。
后来,随着黄金股份减少,12个地区电力公司的资产所有权成了合并或收购的目标。
现在,地区电力公司的所有者包括:
跨市电力公司,以发电为主业的公司和外国(美国)公司。
最重要的变化是地区电力公司与英国发电厂的合并:
苏格兰发电公司(MANWEB)、东中部(国家发电公司)、南方电力(与苏格兰水电公司合并)。
国家电力公司通过复杂的连环合同接管了MEB的零售业务。
不列颠能源(BritishEnergy)接管了南威尔士的零售业务,但是,随后将它卖给了伦敦电力公司,该公司随后被法国电力公司(EDF)收购。
(6)交易规则
在英格兰和威尔士,电力市场规则规定了短期电力贸易的方法和可视的现货价格。
2001年3月,新电力交易规则(NETA)替代了POOL规则。
老的市场规则,电力交易的80%一90%由中长期双边合同所包揽发电公司通过POOL来销售电力(直供除外),并由POOL形成竞争价格,达到发电和负荷在合理价格之下的供求平衡。
新的电力交易系统(NETA)实质上是发电商、供电商、中间商和用户之间的双边交易。
NETA主要包括4个市场,按照时间可分为:
长期市场,提前一年以上的交易;
中期市场,一年以内至提前一天的交易;
短期市场,提前一天至市场关闭;
实时市场(平衡机制),市场关闭至交易时段结束。
市场参与者可以根据需要,选择一种合适的、容易实现的方式进行交易。
为了保证系统安全和供电质量,NETA在实时市场中建立了一种平衡机制。
国家电网公司(NGC)在交易时段运行前3个半小时开始接受各市场成员的报价,并按照"
按报价付款"
的原则对参与平衡机制的市场成员进行结算。
为了控制系统运行费用总量,NETA制定了一些商业措施,设定了系统运行成本的一个目标水平。
如果系统运行费用低于这个水平,NGC就可以得到部分成本节约的奖励。
反之,则按照预定比例支付部分超支成本。
NETA是在电力库(Pool)模式基础上更深层次、更加市场化的改革,是一个更有效、更有竞争性的制度。
(7)管制
通过立法批准,成立了一个独立的管制机构。
过去称为电力管制办公室,但是,1998年,它与天然气管制机构合并了,现在称做天然气电力市场办公室。
管制是通过许可证制度来实施的,各公司按许可证的规定经营。
每个公司都有自己的许可证,管理它们的权利和义务。
例如,受管制公司的收费价格是许可证的一个条款,当改变价格时,必须先改变许可证的条款。
管制机构的责任之一就是要促进竞争,最近,管制机构试图通过改变发电公司的许可证条款来控制市场操纵力,但是失败了,原因是各发电公司可以并且已经做了,即向竞争委员会提出上诉,委员会支持了它们的意见。
管制机构也制定了垄断的输电和配电的价格。
其方法是把RPI-x限制应用于平均电价或者是总的年收入,其中RPI是零售价格指数(反映通货膨胀),x是规定的实际减少(或增加)的水平。
对一些分摊或转移给客户的费用也有一些规定。
x是通过对过去2—5年的状况进行考察后预先设定的。
对于这种方法的应用一直存有争议。
因为,至少从1994年以来的结果看,管制机构降低的价格远远大于各公司认为应该降低的数值。
从那时起,所有的地区电力公司的年效益始终低于3%,低于通货膨胀指数。
(8)搁浅成本
1990年由于发电容量过剩,预计电能市场的生产价格会低于已有的价格表,这就引起低估发电厂价值,使电力销售价格下降。
事实上,发电厂的市面价值估计为50亿英镑,而会计账面值是250亿英镑。
尽管政府报告可以核销这些差额(某种程度上的确如此),但是,英国财政部采取下列4种手段补偿搁浅成本:
1)只有大客户在头4—8年可以以市场价格购买电力,较小的客户按老的价格表付款。
配电公司与发电公司签订“保留合同”。
这样规定是因为有煤炭补贴,直到其被逐步淘汰才能改变。
2)开始时,只有60%的发电公司被以低价卖出,当时市场价格处于低水平,所以低价卖出是合理的,几年后当容量过剩的状况消失后,其他的40%的发电资产则以较高的价格卖出。
3)对全部销售额征收10%的税,补偿核电厂的一些搁浅成本。
4)配电和输电价格上升(几年后减少)。
(9)发电环节的新投资
中央发电局原已计划建设一批新核电站来减少对英国对煤炭的依赖,民营化的目的之一就是想使这个计划经受市场的检验,并在这方面已经取得了成功。
1988年除一座核电站已在建设外,所有的新投资都集中在天然气发电方面,相当数量的老旧机组关停。
从“授产”日到1997—1998年投入电力系统的新增发电容量16900MW,其中85%是燃气蒸汽联合循环机组(CCGT)发电的容量。
一个附带的效果是大量地减少了电力工业排放硫氧化物和二氧化碳气体。
(10)发电领域的市场操纵力
最初,3个发电公司占有90%的市场份额;
到2000年3月,这个数字降到49%,并且仍在下降。
这种变化是由1996年年中国家电力公司和国家发电公司剥离给东部电力集团(EasternGroup)6000MW燃煤电厂促成的,1998~2000年又进一步出售。
然而,新建电厂主要是基荷电厂,因此,当两大发电公司(国家电力公司和国家发电公司)合计输出电力仅占发电厂输出电力的33%时,它们仍然控制着的大部分决定市场价格方面的中等价位的电厂,这些电厂51%的时间可以决定市场价格。
这种情况促使管制机构制定更严格的规则以控制市场操纵力。
困扰管制机构的市场问题是:
当发电成本下降时,销售价格没有同时同步下降。
天燃气电力市场办公室声称,自民营化以来,各个发电公司的投入成本都明显地降低了。
新电厂的主要成本下降40%,天然气现货价格下降50%,煤价下降28%。
劳动生产率也出现了引人注目的提高,但即便如此,1993—2000年间,市场规则的价格每年实际下降仅仅只有2.1%。
当市场规则开始实施时,电力工业存在发电装机容量过剩的情况,市场现货价格如预期的那样下降了(实际上那时所有的销售都包括在“保留合同”里了,因此在当时对大多数客户不会引起价格下降)。
曾预期,当旧电厂关闭和偿清长期经营的边际成本或“进入价”(entryprice)后,在头几年市场价格将会上升。
边际成本估计为年均29英镑/MWh。
后来,市场现货价格果然上升到平均29英镑,之后又回落到25英镑。
但是,指标改变了,“进入价”降到了21或22英镑。
管制机构认为,超过的3—4英镑/MWh是由于发电公司的市场操纵力造成的。
2000年4月,管制机构决定在7个发电公司(AES公司、不列颠能源公司、爱迪生能源公司、MAGNOX电力公司、国家电力公司、国家发电公司、FXu欧洲公司)的许可证中引入一个“市场滥用条款”。
这个条款允许天然气电力市场办公室在发现发电公司滥用市场操纵力时可以采取措施。
然而,这7个发电公司中有2个公司(AES和不列颠能源公司)不同意修改它的许可证条款,并把它们的情况报告了竞争委员会。
6月份,因为爱迪生公司要撤消500Mw发电容量,按照市场滥用条款,对它进行了审查。
天然气电力市场办公室估计,爱迪生公司的行为导致了电价60天内上升10%。
7月,爱迪生公司同意恢复电厂对系统的发电容量。
尽管如此,12月11日竞争委员会决定:
不允许在那两个公司的许可证中增加市场滥用条款。
结果,天然气电力市场办公室不得不从先前已经接受条款的各公司的许可证中撤销市场滥用条款。
(11)零售电价
总的来说,自从1990年“授产”以来,这段时期里各个部门的供电价格都下降了。
家庭用电价格降的最少,1990~1999年只下降20%,而小工业客户降价最多,同一时期下降34%。
然而,请注意,1989年即民营化的前一年,大中工业客户的价格显著减少(7%一8%),而小工业客户(和居民客户)的价格则是增加的。
(12)客户转移
1990年,最大需求大于lMW的客户可以选择供电公司。
在实行竞争的第一年,25%以上的客户从地区电力公司的默认服务转移到另一个供电公司。
到1998年,多于60%的大客户更换了供电公司。
1994年4月,这种选择供电公司的权力扩大到最大需求100kW-1MW的客户。
到1999年6月,全部2400万客户都能够选择自己的供电公司。
2000年,有近20%的小客户转移了供电公司。
(13)计量问题
1994年,小客户的计量需要扩大时,问题出现了。
由于零售竞争,9000个登记点中只有3000个按时安装了必需的电表。
其余的地点不是没有安装分时电表,就是没有必需的通信连接。
短期内,它们不得不依赖负荷拟合曲线代替分时电表读数。
为这样的客户群解决零售进入所需的总费用约2400万英镑,而不是预计的1000万英镑。
由于各地区电力公司没有必需的软件和到位的结算系统,因此对较小的客户开展零售竞争的工作耽搁了约6个月到1年,平均经过9个月的时间,完成了这项工作,在这段时间里,所有的客户都不允许更换供电公司;
即使这样,实行这项计划的费用估计超过8亿英镑。
(14)服务质量
引入竞争带来了一种质量保证的新方法,即如果未能达到服务标准,要直接向客户偿付罚款。
总的服务绩效标准已被提高,并只有不多的违约付款。
更令人高兴的是,居民停电次数下降了,从1992年的54691次下降到1998年的383次。
地区电力公司之所以能这样大幅度地减少停电次数,是由于安装了预付费电表,该表采用现代“巧妙”技术,未付费的客户实际上自己停了电。
另外,同一时期中,客户投诉和违约罚款下降了80%。
(15)英格兰和威尔士从市场规则到新电力交易规则(NETA)的变化
1997-1998年,在总结回顾市场规则的基础上,英国对其进行了重大改变。
新系统称为新电力交易协议,它随后替代了市场规则。
原计划2000年4月实现变化,但是,直到2001年3月才实施。
新交易系统允许发电公司和客户计划安排电网中的实际潮流。
尽管参与者能通过支付不平衡来费弥补不平衡量,但新交易系统的目的是要使不平衡市场失去吸引力,以便迫使参与者签订合同。
市场的现货价格不透明,但设定两个“半小时”的买电和卖电的不平衡价。
这些价格取买方和卖方报价的平均值。
交易商签订短期双边合同。
尽管还有一些其他小的变化,但上面一点变化是最核心的变化。
英国不推崇区域电能价格,但在继英国之后建立起来的电力市场,大多都采用区域电能价格。
管制机构认为,市场规则鼓励滥用市场操纵力,因此,主张改变市场规则。
在市场规则交易模式下,按照管制机构的要求,所有的电能必须在现货市场出售,这样大的发电公司可影响市场。
然而,据说实际签订合同的方法能够排除这种市场规则价格的影响,并减小市场操纵力的作用。
事实上,在市场规则交易模式下,作为差价合同的远期合同,据报道覆盖面达80%的市场,而且就像任何其他远期合同一样,具有限制市场操纵力的同样的经济效果。
如果仅仅因为市场参与者必须向国家电网公司申报他们的全部合同,同时还要向国家电网公司呈报以半小时为单位的申报价格的做法就认为老的市场规则过于复杂,那么毫无疑问,新系统甚至更加复杂。
老系统由于其每日复杂的报价方式而颇受非议,但是,它们直接反映出发电公司的成本状况。
按照国家电网公司的要求,每组“买入一卖出价”规定了偏差的数量(以MW表示)和对应的买入价和卖出价。
这造成了交易者和新市场之间传输安全信息的因难。
然而,似乎在目的上有些混乱。
天然气电力市场办公室相信,与名为市场出清价的每日拍卖相比,以按报价结算为基础的实时短期合同竞争,其本身可减少买方寡头垄断权。
在最初讨论新电力交易协议时,对此没有人提出分析证据或反对意见。
然而,在竞争委员会讨论过程中,天然气电力市场办公室同意,新电力交易协议不排除运用市场操纵力的潜在可能性。
新电力交易协议运营的头几个月显示,与市场价相比,买入价格大大高于市场电能价格,卖出价格接近零或甚至是负的。
买入和卖出的平均价差在50~70美元/MWh之间。
小发电公司的风险比较大,并且迫使小发电公司合并,内部化其风险,提高市场操纵力。
由于发电公司和大的零售商(或是配电公司的大零售商)的资产组合能够使双方在很大程度上规避其不平衡量带来的风险。
两个价格人为地鼓励牺牲小参与者的利益而保护大的市场参与者。
新电力交易协议刚开始实施的时候,小公司都关闭了风磨,因为惩罚措施使连续的运行不够经济。
投资建热电厂的工作停止了,因为“溢出价”太低,而且英国政府正在评估利用可再生能源发电的问题,同时正在研究是否需要一个特殊补贴计划。
这种电厂的拥有者也提出改革新电力交易协议的建议:
建议采用单一的不平衡价格代替现行的双价格体系,但是,这只适用于可再生能源发电公司和其他受优惠的技术。
当不刮风或不出太阳时,利用可再生能源发电的单位就不得不买昂贵的替代电力。
这个问题促使支持新电力交易协议的资深管制者,史蒂芬.利特查尔建议:
可采用单一的,以市场为基础的不平衡价格。
但是,对于所有复杂的软件来说,放弃透明的现货价格,用两个人为的不平衡量价格代替它是引进新电力交易协议产生的仅有的真正变化。
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