国外零售侧市场模式

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（SystemPrice）。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1.2.1NETA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。1.2.2BETTA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PJMPJM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1d的电能市场(day-aheadenergymarket)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——locationmarginalprice)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(realtimeenergymarket)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(capacitycreditmarket)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