一、英国电力现状及展望

英国电力改革从1987年开始酝酿，1990年正式实施。目前，英国从发电到输配电，已全部由私营公司经营，公司之间可互相竞争，电力供求关系由市场调节。在电力设施建设方面，英国贸工部和能源监督机构制定了严格的技术和环保标准，对建设和改造电厂实行许可证制度。英国现在的发电能力基本维持在高于需求16%的水平上，这既给发电公司的电力设备维护带来方便，也使公司有条件提供优质的电力服务，同时可在紧急情况下及时提供电力补充。在输电方面，为了保证电力供应持续不断，英国仍实行公司垄断。全国电网公司对各发电厂输送到电网的电力实行管理和分配，提供中继服务，并从电力公司收取电网使用费。英国电力交易早期采用电力库（Pool）模式，新电力交易制度（NETA）已经于2001年3月21日正式投入运行。这标志着英国10年电力改革迈入了一个新的阶段。

英国发电能源以煤炭为主， 2001 年煤电发电量占总发电量的 37% ，其次为天然气，占发电量的28% 。

电力体制改革后，英国在 1990 年 3 月成立了国家电网公司（National Grid Group）,负责英国的高压电网运行、电力通信以及配电。英国输电线路电压等级以 275 kV、400 kV为主。

根据2003年2月份英国政府公布的《能源白皮书》，目前以煤为原料的发电厂将逐渐被淘汰，16个核电厂的运营寿命大约30年后将全部终结。英国政府计划从阿尔及利亚、伊朗和俄罗斯等国进口天然气用于发电，加快发展燃气发电，取代燃煤发电。同时，政府鼓励发展可再生能源，并在近海拟建数千座风力发电机，力争在2010年前能够向英国1／6的家庭供电。

预计到 2025 年，天然气将成为英国主要的发电能源，煤电的比例将显著下降。油电的比重在过去几十年中持续下降，预计将在英国未来的发电能源构成中保持很小的比例。

核电目前占英国电力供应的23%，由于没有新增核电容量，加上退役核反应堆的停运，预计到 2025 年核电容量将减少8879 MW。

 

 

二、法国电力现状及展望

2003年，法国的发电量为5407亿千瓦时，其中核电发电量占77.6%、水电占11.9%、火电占9.3%。2003年法国总装机容量为116.4GW，其中核电占63.4%、火电占27.6%、水电占25.4%。

依照欧盟1996年制定的关于电力法案的决议，2000年2月，法国政府出台了第一部关于电力的立法，立法规定年用电量达到16GWh的用户可以自由选择电力供应商。2003年2月，法国政府又做出了更大的让步，规定年用电量达到7Gwh的用户可以自由选择供应商，使法国37%的电力市场加入了竞争。

为了推进电力市场自由化改革，法国政府于2000年7月1日成立了电网公司（Reseau de Transport d'Electricité, RTE），这家公司独立于法国电力公司（EDF）并控制法国高压输电网。RTE公司的主要职能是确保各发电厂公平接入电网系统。

2001年11月底，法国成立了Powernext电力交易市场。Powernext电力交易市场在RTE的授权下按不同地理位置划分标准小时电价合同，并拍卖给商业电力用户。市场现有注册成员32个，包括发电商、供电商、合格用户、批发商等。他们以无记名的形式在网上进行隔日交易。交易价公开透明，为市场成员提供参照，目前市场日平均交易总量为1700万千瓦时，交易量增加幅度每月达30％。

法国电力市场基本上由法国电力公司所垄断，自1946成立以来，法国电力公司一直得到法国政府的大力支持，不但拥有法国全部的核电和火电站，还管理着部分水电站。

2004年7月 法国两院通过了一项法案，批准对法国电力公司(EDF)和法国天然气公司(GDF)进行改革。根据该法案，法国电力公司将被改组成有限责任公司，法国政府将拥有其70%的股份，其余股份将上市出售，使其与其它欧洲公司平等参与电力和天然气市场的竞争，不再享有垄断地位。两家公司将被允许互跨领域经营，即电力公司可以销售煤气，煤气公司也可以进行供电服务。这既可以相互开放市场引入竞争，同时也可壮大这两家公司的力量，增加了它们相对于其他竞争者的优势。

CNR（Compagnie Nationale du Rh?ne）公司是法国第二大电力公司，2002年其发电量占全国发电量的3%。CNR公司经营19座水力发电厂。

另一家在法国具有竞争力的发电公司是Société Nationale d'Electricité et de Thermique (SNET)公司。这家公司由法国煤炭公司（CDF）控股51%，法国电力公司占有18.7%的股份，西班牙的Endesa公司占有30%的股份。

法国电力以核电为主，预计以后 20 多年中法国核电比例将略有下降，但继续保持主导地位。法国计划新建两座核反应堆，对老机组进行增容改造并将多数核反应堆的寿命延长到 50 年。

预计天然气发电比例将明显增加，可再生能源发电比例保持相对平稳的比例。2001年法国政府通过了相关电力上网法，规定风电发电商在前 5 年的运行期间内每 KWh 的上网电价为 9.8美分。目前法国的风电装机为 185 MW， 2003 年 6 月法国新投运了 20 MW 的风电设备。

法国输电线路主要采用400kV和225kV电压等级。2002年底，400kV和225kV输电线路长度分别达20910km和26480km。

 

 

三、波兰电力现状及展望

1 概况

波兰，全称波兰共和国。位于欧洲中北部，面积 31.3 万 km2，1998 年人口 3 868 万，首都华沙。波兰工农业均较发达，工业的主要支柱为采煤、机械制造、造船、汽车和钢铁工业。波兰自1989 年起推行自由市场经济模式，1992 年经济开始回升并连年增长，平均每年的增长速度为 5%～6％。1995 年恢复至 1989 年前的水平。2000 年经济增长为 4.1％。目前，波兰人均GDP为 4 000 美元，人均收入 400 多美元。外汇储备约 300 亿美元。吸引外资累计 500 亿美元。外贸进出口总额 817 亿美元，逆差 183 亿美元。2001 年经济增长预计为 4.5％。

波兰煤炭资源丰富，除国内消费外，还有一定的出口量。波兰的能源自给率非常高，向市场化经济过渡前，综合能源自给率超过了 100%。从 1996～1997 年实际数据看，波兰通过进口石油来抵偿煤炭的出口部分，维持综合能源自给率。主要用于发电的煤炭消耗在逐年减少，相对于GDP的逐年增长，可以说能源利用效率在不断提高。

3 装机容量和发电量

3.1 装机容量

1998 年发电总装机容量为 3 384.3 万 kW,其中，火电装机容量为 3 173 万 kW，占总装机容量的 93.8%；水电装机容量为 211.3 万 kW，占总装机容量的 6.2%。1990 年波兰的总装机容量为 3 195.2 万 kW，1990～1998 年间装机容量总增长率为 5.9%。1990～1995 年间年均增长率为 0.7%；1997～1998 年年增长率为 0.38%。

3.2 发电量

1998年总发电量为 1 427.5 亿 kW.h，其中，电力公司发电量 1 351.51 亿 kW.h，占总发电量的 95%。其余为自备电厂发电和很少量的小水电、可再生能源发电。电力公司中火电发电量为 1 309.48 亿 kW.h，占该部分的 97%；水电发电量为 42.03 亿 kW.h，其中抽水蓄能 19.21 亿 kW.h，占水电的 46%。

4 用电构成

1995 年总用电量相比 1990 年下降了 6%。1997、1998 年总用电量变化不大。用电构成中高压用户用电量呈下降趋势，反映了国有大企业生产状况徘徊或下降；中压用户用电量有所增长，反映中型民营企业在增大；家庭等照明用电 1995～1998 年有所增长；农业用电 1995 年相比 1990 年有较大幅度的下降，1995～1998 年则呈缓慢下降趋势。

5 电力改革与管理体制

1990 年以前，波兰在计划经济管理体制下，过份依赖煤炭，形成了能源消耗型经济结构，并带来了严重的环境污染问题，电价也出于政治考虑低于成本。从 1990 年起，波兰解散了相当于电力部性质的原电力褐煤委员会，由经济部主管能源行业，开始引进竞争机制，对电力进行改革。首先从电力企业重组入手，将电力行业分成发电、输电和配电 3 个部分进行重组和民营化。1996 年制定了"到 2010 年波兰能源政策原则"，提出电力等能源行业的改革目标。1997 年 12 月开始实施"能源法"，设立了能源管制局（URE），要求到 2002 年末全部放开电力市场，建立符合欧盟要求的电力体制。波兰争取于 2003 年 1 月加入欧盟，因此其在前东欧国家中的改革速度引人注目，已吸引许多欧洲企业进入波兰电力市场。1999 年 11 月建立了电力交易所（GE），从 2000 年 6 月开始进行电力批发交易。

5.1 能源管制局与许可证制度

能源管制局(URE)是根据能源法设置的，局长由总理任命（任期 5 年），负责对电力、天然气、供热等能源部门的法规制定，指导企业进入竞争性市场，并消除企业进入市场的障碍。其主要权限包括：发给和撤消有关发电、输电和配电交易的企业许可证；确认电价；监管电力交易中的供电质量和服务水平；对司法权限的争议进行裁决等。

各电力企业进入竞争性市场必须得到URE的许可（有效期为 10～50 年），取得许可的条件是满足URE对于项目资金和技术等方面的要求。外国企业也可以申请许可并得到批准。取得许可证的企业必须每年缴付许可费，其数额根据年售电量或营业收入的比例确定。

5.2 电力批发市场与用户直接购电权

波兰将电力市场划分成 220 kV 及以上的全国电力系统市场和 220 kV 以下的地区电力系统市场，均采用竞争方式进行现货交易与合同交易。波兰输电公司（PSE）的垄断性地位被打破，发电公司可直接向现货市场出售电力。配电公司、大用户可直接与电力交易公司签约。PSE将主要从事系统的运营。

目前的批发市场主要由发电公司和配电公司与PSE之间的短、中、长期合同构成。配电公司原来只能向PSE购电，现已将从市场购电的比例提高到 35%。能源管制局负责制定管理 1～2 年过渡期内的交易价格。

波兰能源法将允许用户选择供电企业的权利称为第三者取得权（TPA），从 1998 年 9 月起，每年用电量超过 5 亿 kW.h 的用户可取得第三者取得权，之后分阶段扩大取得TPA的用户范围。到 2005 年 12 月以后将全部开放。从实际进展看，1999 年度已有用电量 1 亿 kW.h 以上的 83 家企业取得TPA，电力市场的 37% 实现了自由化。另外，能源法也规定了天然气系统到 2005 年 12 月全部开放，由于新立项的电厂建设项目多数为燃气发电，将迫使现有电厂必须提高竞争力。

5.3 电力交易

作为电力市场自由化的重要环节，波兰已初步制订了电力交易制度。1999 年 11 月设立的"能源交易公司"（GE）从 2000 年 6 月起开始进行交易。GE由国有资产部以出资比例30%相对控股，现已有 40 家电力公司加入交易（其中包括 2 家国外公司）。目前，PSE和发电公司间的长期合同电量占国内总发电量的 65%，但配电公司及用户已可不通过PSE直接向发电公司购电。GE以北欧国家和西班牙的电力交易所为模式，计划在 2002 年度使现货交易量达到总发电量的 30%，并最终成为包括捷克、斯洛伐克和立陶宛等国的跨地区交易所。

5.4 企业民营化

企业民营化由波兰国有资产部负责，几乎所有电力企业都在以股份公司为方向进行结构改革。预计到 2002 年底，发电公司、热电公司、配电公司和波兰输电公司将完全实现民营化，但投资者在电力市场中拥有的份额不得超过 15%。

波兰在企业民营化方面采取了多种形式。1998年向法国电力公司（EDF）出售了科拉科夫热电厂 58% 的股票，是在民营化中比较成功的例子。此外，还有一些电厂的股票已上市。波兰输电公司的民营化将在 2002 年以前进行，并进行职能分离和资产透明化的结构改组。对于配电企业，则计划把现有的 33 家配电公司按地域改组成 8～10 个集团，各自的市场占有率要达到 12%～15%。集团公司的民营化正在进行之中。

6 电源设施

6.1 火电

至 1999 年，波兰共有 56 座火力发电厂，其中 33 座是热电厂，还有 5 座燃褐煤电厂。1998 年的火电总装机容量为 3 173.0 万 kW。波兰的主要火电厂见表 6。

1998 年 6 月，经济部发布了发电市场的重组计划，把各自的发电厂集中在 7 家持股公司里。预计到 2002 年底以前实现民营化。"重组计划"要求发电公司以保持市场竞争力、偿还投资为基准设定电价。无烟煤发电同褐煤、天然气发电相比成本更高，50 多座火电厂几乎都在用无烟煤发电，较小型的燃煤发电厂在国内乃至将来的欧洲电力市场中很难适应高度竞争。按"重组计划" 3 座褐煤火电厂已同褐煤矿合并，并计划将其他燃煤电厂重组在4家新公司下。但此计划的最后实施尚有很大阻力。

热电厂主要向地方供热，因此，热电厂的重组以地方为主。除向地方供热外，仍可保留原有向全国电网售电的方式。

6.2 水电

波兰的水力发电占总装机容量比例很小，而且其中以抽水蓄能发电为主，主要用于调峰。小型水电站约有 100 多座。5 座抽水蓄能电站均属于国有抽水蓄能发电集团（ESP）。波兰政府已将ESP股份向波兰输电公司转移，逐步实现民营化。据测算波兰水力资源可达 700 万 kW。

6.3 风电

波兰国土的 40% 适宜风力发电，至 1999 年 6 月风电装机 19 台（ 0.46 万 kW），计划到 2000 年风电装机达到 3 万 kW。有关立法规定，从 1999 年 3 月起，配电公司有义务购买可再生能源所发电量。

7 输配电

波兰输电公司是波兰唯一的输电企业，直接由URE管理，拥有 220 kV 以上的高压输电系统；负责电网的开发与经营、国际电力交换、中央/地方电力调度所和抽水蓄能电站的经营管理。预计到 2002 年实现民营化。

波兰输电系统以 750 kV、400 kV 和 220 kV 为主干系统，至 1998 年各电压等级输电线路长度：750 kV 长 114 km；400 kV 长 4 677 km；220 kV 长 8 127 km；110 kV 长 32 293 km。

波兰输电系统与西欧电网互联，进行电力交换。1997 年电力出口量为 75.4 亿 kW.h,电力进口量为 53.6 亿 kW.h。主要交易国为德国、捷克、奥地利、乌克兰。

波兰全国低压电力用户 1998 年已超过 1 500 万户，包括家庭用户 1 075 万余户、农业用户 200 多万户及其他用户。

8 电价

1998 年以前，零售价格由财务部决定，批发价格由经济部决定。自 1999 年 1 月起电价由电力公司自己设定并由能源管制局批准。除煤炭和社会保障领域外，一般没有补助金制度。

波兰输电公司（PSE）把从不同发电厂购电时的多种价格汇集成"批发价格表" 作为向各配电公司售电时的电价。当电力市场完全开放后，配电公司可直接向发电公司购电时，该"批发价格表"作为过渡手段将陆续完成其使命。表 7 为PSE按时间段区分的电价表。

各产业用户的平均电价见表 8。可以看出，1990～1998 年间，波兰曾几次大幅度调整电价，各产业及家庭用电电价都呈上升趋势。　

 

 

四、瑞典电力现状及展望

1 概况

瑞典王国（简称瑞典），位于北欧斯堪的纳维亚半岛东南部，西连挪威，北接芬兰，东和东南隔波罗的海与爱沙尼亚、拉脱维亚、立陶宛及波兰相望，西南与丹麦、德国隔海峡为邻。国土面积 449 964 km2，海岸线长 7 624 km。1997 年人口为 890万。居民 86% 信奉基督教。瑞典语为国语。广大地区属温带针叶林气候，南部少数地区属温带阔叶林气候。铁矿、森林、水能是瑞典经济赖以发展的 3 大自然资源。能源资源比较单一，煤、油、气蕴藏量极少，只有水能资源较丰富，技术上可开发的水能资源为 1 300 亿 kW.h/a，经济上可开发的水能资源为 990 亿 kW.h/a。

2 装机容量和发电量

1999 年瑞典总装机容量为 3 088.5 万 kW，其中水电为 1 619.2 万 kW，占 52%；火电为 502.6 万 kW，占 16%；核电为 945.2 万 kW，占 31%，风电为 21.5 万 kW，占 1%。1999 年总发电量达 1 505 亿 kW.h，其中水电发电量为 704 亿 kW.h，占 46.8%；火电发电量为 95 亿 kW.h，占 6.3%；核电发电量为 702 亿 kW.h，占 46.6 %，风电发电量为 4 亿 kW.h,占0.3 %。

3 用电构成

1999 年瑞典用电量为 3 930 亿 kW.h，其中工业用电占 38%，交通运输占 23%，生活用电、服务业及其他占 39 %。表 2 为 1995～1999 年瑞典用电量的变化情况。

4 水、火、核电的发展

1999 年的发电量中水电比重占 46.8%，核电比重占 46.6%，火电比重占 6.3%，风电比重为 0.3 %。瑞典早期的能源政策曾以水电为主，60 年代是开发水电的全盛时期，但在 1969 年由于环境因素，做出不再开发北部的 4 大河流的决定，继而转向发展其它能源。最初，决定发展火电。瑞典早在 50 年代开始建设燃煤和燃油电厂，到 70 年代初期，全国水电占 70%，而火电占 20% 多。但是 1973 年的石油价格冲击，使瑞典转向发展核电。1972～1985 年瑞典有 12 台反应堆投入运行。在美国三哩岛、原苏联切尔诺贝利等核电站发生事故后，瑞典核电站的运行和发展遭到公众的反对。1999 年 11 月 30日关闭巴尔塞贝克的 1 台反应堆。1973～1999 年间的最大变化是：能源供应中油所占比例由 71% 下降到 9%，而核电则由 1% 升到 37%。为维持电力供应，政府提出一个 7 年计划，包括发展可再生能源，特别是生物能、风能和小型水电；增加CHP（热电联产电厂）的数量；家庭供暖从用电转变到区域供暖或采用木材和生物能锅炉；鼓励节约能源。

5 输变电和电网

现有电压等级为 400 kV、220 kV、130 kV和 100 kV。1999 年瑞典 110 kV 以上线路总长 30 409 km，其中 400 kV 长 10 807 km，220～300 kV 长 4 602 km，110～150 kV 长 15 000 km。电网主要网架由 400 kV和 220 kV 输电线路构成。由于瑞典大量的水电站建在北部，而负荷中心又多位于中部和南部地区，因而由北部至中部现已建有 6 条 220 kV 和 7 条 400 kV 的输电线路。瑞典全国已形成了统一的电网，并与北欧邻国联网运行。瑞典与丹麦之间有联线 6 条，与芬兰之间有联线 5 条，与挪威之间有联线 9 条。另外，瑞典与德国吕贝克之间于 1994 年底建成 60 万 kW 的直流输电线；这些联线是瑞典形成环波罗的海国家间的环网规划的一部分。瑞典、挪威、丹麦、芬兰、冰岛 5 国于 1963 年组成北欧电力专家协议会（NORDEL），其任务是推动各成员国的电力开发、运营和国际电力交换事务。1999 年该组织成员国拥有装机容量 8 751.5 万 kW（其中瑞典 3 088.5 万 kW，挪威 2 793.4 万 kW，芬兰 1 645.8 万 kW，丹麦 1 093.4 万 kW，冰岛 130.4 万 kW）。但 5 国的电源构成各不相同，丹麦火电占总装机容量的 94.4%；挪威水电占总装机容量的 98.9%；瑞典和芬兰则兼有水电、火电和核电。这 4 国联网运行，互相调济水、火、核电的余缺。冰岛虽为该组织的成员国，但电网仍孤立运行，其水电占总装机容量的 81.5%。

6 管理体制和机构

1991 年由社民党政府在工业发展和增长的白皮书中提出引入竞争机制。为便于加入欧盟统一电力市场，1992 年 1 月 1 日，瑞典国家电力局解体，其发电资产重新组成政府拥有 100% 股份的Vattefall电力公司；国家电网部分继续在政府控制之中，归到Svenska kraftnat(SK)电网公司名下。1996 年，电力市场放松管制，同时新的电力法开始生效，决定发电、输电及供电分开。目前瑞典发电由国家、地方政府、工业和私营公司所有，国有装机容量占到约 48%。竞争带来了重大的结构变化，发电和配电企业的数量明显减少。1999 年瑞典主要 6 大电力公司的发电量占到瑞典总发电量的 93%，其中最大的是Vattefall电力公司，约占总发电量的 50%。瑞典电网分成 3 级：高压电网、区域电网和地方电网。SK电网公司负责 220 kV 和 400 kV 的高压线路以及与邻国的联络线。区域电网由较大电力公司的配电公司所拥有和运行，包括 130～40 kV 网架。地方电网由大约 200 家当地配电公司拥有和运行，包括 20 kV 以下线路。

瑞典能源管理局主要负责对瑞典的输配电公司的监督管理，此外还负责颁发输电线路建设的许可证。瑞典竞争局是负责竞争事务的中央机构，它主要负责对参与瑞典电力市场的发电与售电公司进行监督管理。此外，瑞典电业相关机构还有：（1）瑞典电气协会（Swedish Power Association），该协会由发电设备所有者组成，成立于 1909 年，现有 30 多个成员单位，其发电量占瑞典总发电量的 95%。该协会主要致力于能源，特别是电力的合理生产。（2）瑞典配电协会（Swedish Electricity Distributors），该协会由配电公司和电力贸易公司组成，其任务是在配电经营中协调相互的分工、协商电价等；（3）瑞典水电协会由地方政府所有的和私营的电力公司联合组成，其任务是协调各水电公司在水能资源普查、勘察以及开发利用等方面的工作。

 

 

五、挪威电力现状及展望

1 概况

挪威位于北欧斯堪地纳维亚半岛的西北部，国土面积 386 974 km2（山地占70%），人口 448 万（ 2000 年的统计数据）。挪威属欧洲经济区(EEA)，但目前还未加入欧盟。

挪威是一个水力、石油和天然气等一次能源非常丰富的国家，其石油出口居世界第 3 位，天然气是继俄罗斯之后的欧洲 第 2 大出口国。煤的生产仅在其北部Svalbard岛的Spitsbergen地区,也是挪威的唯一燃煤电厂所在地。水电可开发量为 3 800 万 kW，是世界上人均水资源最丰富的国家之一。目前已开发的水电装机 2 717.7 万 kW,占可开发量的 71.5%。水力发电量占全国总发电量的99%, 是水电比重最高的国家。据挪威石油和能源部(Ministry of Petrolum and Energy) 2001 年 6 月的数据, 挪威 2000 年的总发电量为 1 419 亿 kW.h,人均用电 24 799 kW.h，是世界上人均用电量最多的国家之一。然而，挪威不准备继续大量开发水电，而转向天然气发电、风电和其他可再生能源发电。

2 装机容量与发电量

挪威现有电厂 857 座，总装机容量为 2 776.3 万 kW，其中火电厂（包括燃煤、燃油和核电）装机仅为 29.3 万 kW，其余全部为水电。1999 年的全国总发电量为 1 215 亿 kW.h，2000 年为 1 419 亿 kW.h。

2.1 水电

挪威大约有 4 000 个水系，其中 10 个最大水系已开发了 70%，其余的属永久性保护河流，不予以开发。挪威的地形、降雨量和气候差异很大。东部多为落差较缓的长河流，而西部地势陡峭，瀑布较多，但河流不长。因此，东部多为迳流式水电站，其最大的迳流式水电站是位于Askim的Solbergfoss水电站，装机最大出力 11.6 万 kW.h，年平均发电量 5.80 亿 kW.h。而西部则多为水库式高水头水电站，如Hardangerfjord上游的Sima电站,水头高 1 158 m，装机 1 12 万 kW，年发电量 30 亿 kW.h。挪威还有一些抽水蓄能电站。

挪威 1 年中的降雨量相差悬殊，多雨季节的来水量是枯水期的 2 倍。而用电高峰与来水变化正相反，秋、冬季用电高峰时，来水量却很小。每年的来水量也不相同，1980～1993 年间，降雨量较大，除 1995 年外，1993～1996 年降雨量都低于平均水平。其丰水年，电力过剩，而干旱年还需要进口电力。

挪威的大型水电项目大多在 1970～1985 年间完成，之后水电开发速度有所下降，90 年代几乎没有增加。有限的新增容量也仅为老电厂的升级和扩建，以及建设一些小规模的水电厂。

挪威装机容量在 33万 kW 以上的水电厂有 10 座，占其总装机容量的 30%。其国有能源公司(Stat kraft)是挪威最大的水电公司，有 91 座水电厂，占挪威总装机容量的 30%。表 3 示出其 10 座最大水电厂的装机容量。

挪威的水资源管理规划将其水系分为可开发、被保护、已开发及不被保护但未开发等几类。水资源管理规划的目的是确定水电开发的先后次序，排序准则考虑经济效益及其与其他利益的冲突程度。

其水资源管理计划还包括对现有水电厂的现代化改造，以便更好地利用现有容量，减少运行成本，提高运行的可靠性。

挪威是世界上第 6 大水电生产国，在欧洲水电居第 1 位。因此有丰富的水电开发经验，在国际水电开发项目市场中很具竞争力，其公司遍及世界许多地区，包括南非、南美和东南亚等，在规划、设计、施工及水轮机、机电产品等方面提供咨询服务。

2.2 火电

挪威 70 年代开始生产天然气,几乎全部用于出口,其中 10% 送往西欧。1997 年 5 月Naturkraft公司获准在挪威西南部Horduland地区和Rogaland地区建设联合循环燃气轮机发电厂(CCGT)。这 2 座电厂的设计装机容量分别为 39 万 kW 和38 万kW。年发电量为 28 亿kW.h。1999 年 3 月，Industrikraft Midt-Norge DA公司申请在靠近的Levanger地区建设 2 台共装机 80 万 kW 的热电联产电厂。计划从Tjeld bergodden到Skogn铺设天然气管道。该公司还计划将电厂与造纸厂建成一体，以便更充分地利用热能。

根据挪威污染控制管理局的要求，其火电厂烟气排放中，CO2要去掉 90%，NOx去掉 50%。挪威计划采用 3 种发电方式，即单循环燃气轮机发电、联合循环燃气轮机发电(CCGT)和热电联产发电，可较好地控制污染。

2.3 新能源及其他发电方式

2.3.1 风电

挪威沿海地区和山区很适宜开发风电，尤其是从南部Lindenes到北部Kirkenes的沿海地区，风轮机的年可利用时间超过 3 000 h。

到 1999 年底，挪威装有 23 台风电机组,总容量为 1.3 万 kW,年发电量为 3 800 万 kW.h。1999 年 12 月已批准在Finnmark建 1 座新的风电场，装机 26 台,每台容量 1 500 kW,总容量为 3.9 万 kW,预计年发电量将达 1.50 亿 kW.h，可为 6 000 个用户供电,是挪威最大的风电场。挪威水资源和能源管理局(NWRED: Norwegian Water Resources and Energy Directorate)还计划审批 4 个风电项目，预计年发电量为 15 亿kW.h。

在过去的 15 年里,挪威在风电技术开发上注入了大量资金，使风电的生产成本显著下降。目前在风电条件适宜的地区，风电成本为 0.25～0.30 NOK/(kw.h)。

挪威风电长远规划是到 2010 年风电的年发电量为 30 亿kW.h，到2020 年将增至 120 亿kW.h。

此外，为鼓励发展风电，1999 年 1 月挪威出台了新的风电税减半的政策，并免除投资税。

2.3.2 其他发电方式

挪威利用工厂的废热发电较为突出，目前有 3 座钢铁厂利用废热发电，年发电量为 2 亿 kW.h。据估计，钢铁工业废热回收的年发电量大约可达 10 亿kW.h

3 输配电与电网

挪威输电网由中心电网、区域网和配电网 3 部分组成（见图 3），电压等级主要是 300～420 kV。区域网是连接中心网和配电网的中间环节。耗能高的大部分生产企业直接连于区域网，而私人住宅、服务业及其他小型企业与配电网相连。

拥有大量电厂的西南部地区和东南部负荷中心有较强的联络线，北部和中部的联络线较弱。根据 1997 年的数据，其输电线路总长 18 178 km，其中 400 kV线路 2 113 km, 220～300 kV线路 5 635 km,110～150 kV线路10 430 km。

挪威电网与瑞典电网从北部、中部到南部均有联系,最大输送容量达 250 万 kW。与丹麦由海底直流缆相连,目前输送容量达 100 万 kW。与俄罗斯有 1 条 154 kV连络线,用于从俄进口电力。与德国也有 1 条海底电缆,经丹麦向德国送电,输送容量 4 万 kW。与芬兰有 1 回线路相连,长 228 km,输送容量 7 万 kW。挪威还计划再建 2 条电缆线路, 1 条到德国,1 条到荷兰，预计 2004 年投入运行,输送容量达 120 万 kW。挪威电网见图 4，其与北欧其他各国的联系见 69 页。

4 用电

挪威人均耗能略高于经济合作与发展组织(OECD)的国家平均水平，而其人均用电量则高于OECD的其他所有国家。除工业用电外，民用电主要是用来供暖。由于能源价格的原因，1980 年以来，净用电量提高了 47%，而其他能源的利用则下降 40%。1990～1998 年的用电分布见表 4 和图 5 。图 6 为挪威电价与石油价的变化比较，表 5 为民用电价。

为缓解用电取暖趋势，除采用常规供暖系统外，挪威还推广热泵、太阳能和生物能供暖系统。

70 年代石油危机以来，挪威政府一直强调节能和提高能源利用率，并采取发布信息、培训及电税分类等措施和计划，以提高用电效率。

5 电力工业管理体制与改革

5.1 管理体制

挪威有 340 家电力企业，主要包括发电公司、电网公司、垂直一体化公司和工业发电公司。此外还有一些专门从事买卖电力的贸易公司及合同谈判公司，也称经纪人。图 7 可清楚地说明各种公司的分类及业务范围。例如，有 84 家公司既从事发电也控制电网和电力交易，有 54 家公司仅从事电网控制等。

挪威各市政和县拥有 57% 的发电容量，国家拥 有 30%，私人公司占 13%。大部分私人发电公司主要是直接向工业用户供电。

国家拥有 80% 的全国主电网，其余的由私人公司、县和市政所有。市政和县拥有大部分的区域网和配电网。近年来有 70% 的电力公司改为股份有限公司。

国家所有的中心电网由挪威电网公司(Statnett)管理，负责长、短期的系统协调。而挪威能源公司(Statkraft)控制所有的国有发电企业。表 6 为挪威 10 家最大发电公司的装机容量、发电量及其占全国的比例情况，表 7 为挪威 10 家最大电网公司所拥有的用户数量和售电量。

垂直一体化公司既拥有发电设施也拥有配电网，并且还竞争其他电力公司供电区的用户。联营公司的形成导致了新的垂直一体化形式，如某些电网公司可能是一家既经营发电又进行电力交易的联营公司的子公司。

电力经纪人则是一种自己不买电但为购售电双方代理谈判合同的合同谈判公司，1999 年 3 月起，这种公司要在北欧电力交易所注册。

综上所述，挪威虽较早地联成全国性电网，但无统一调度系统，联网各公司自成系统，互相调剂，按合同发供电。全国主电网的宗旨是为各供电企业服务，不得拒绝任一地方电网或供电公司的租用请求。进入全国主电网按输送电量多少缴纳电网使用费。每年根据投资及运行维护费计算电网使用费的收费标准。

5.2 改革与电力市场

1990 年以前，挪威电力的最高行政管理机关是石油和能源部，部内设国家水资源与能源管理局(NWRED)和国家电力局。前者负责全国水资源开发的宏观管理，项目审批及防洪等工作；后者负责制订全国电力供应平衡计划，对国有水电厂和国家主电网进行建设和管理，并负责电力进出口。

1990 年的新能源法为电力工业的改革提供了法律框架。电力局解体为挪威能源公司(Stat kraft)和挪威电网公司(Stat nett)。此外，目前挪威和瑞典及芬兰组成了一个共用的电力市场，这 3 个国家都采用入网费(Point tariff)形式，跨国交易不另收费。根据北欧电力交易所ASA的电力交换原则，电能销售分为批发市场和最终用户市场。

5.2.1 批发市场

批发市场可以在买卖双方进行，也可在北欧交易所进行。目前在北欧交易所进行批发交易的比例不断上升，但双边合同仍占很大比重。在批发市场中，双方可签定短期或长期购售电合同，最长的合同期可长达 10～20 年。

现货市场有 3 种合同，即基本负荷、白天负荷及夜间负荷。电力生产、用电、降雨量及温度都对实时电价有影响，电力交易的经济风险很大，因此发电商和用户大都采用长期购售电合同。图 8 示出挪威1998年全国现货电价曲线。

5.2.2 最终用户市场

大的最终用户，如工业企业等，直接从批发市场购电，而居民或商业用户通过交易公司或配电公司购电。所有最终用户可自由选择供电商。大约有 7% 的居民用户选择其所在地以外的其他供电商的电力，而某一地区的供电商一般占有其供电区域 95% 的市场份额。

5.2.3 电价

总电价由 3 部分构成：发电电价、输电费和电税及VAT，其本上各占1/3。对有些居民用户和政府扶持的企事业部门免收电税。

输电费亦即入网费用，由可变部分和固定部分组成。可变部分随向电网送电多少或从电网购电多少而定，并反映每多送 1 kW.h 电力所造成损耗的成本。固定部分为上网基本费。

5.3 加入北欧市场

1993 年 1 月北欧电力交易市场建立，包括挪威、瑞典、丹麦、芬兰和冰岛。北欧电力交易所有 4 个 分市场，挪威、瑞典和芬兰是其中的一个分市场。北欧电力交易所(Nord Pool)为挪威、瑞典和芬兰和实际市场(Elspot)确定的系统电价是以小时为基础，是北欧电力市场中所有其他交易市场的参考价格。目前北欧国家中有 250 多家电力公司在北欧电力市场中的 1 个或多个分市场中进行交易，此外英国、德国和荷兰也参与电力交换。挪威电力公司占北欧市场参与者的 60%。

Elspot市场的实际交易是第 2 天的电力输送，价格根据各参与方报出的买卖总电量而定，并每小时确定 1 次。系统电价是供需总和曲线的平衡价格，1997～1998 年间，Elspot市场的成交量上升了 30%。关于电网间的瓶颈效应问题，挪威通过价格分区的方式解决。电力过剩区的价格低于系统电价，而电力不足区域的价格高于系统电价。区域电价与系统电价之差称作容量费。通过瓶颈输送的电量的容量费为网络公司的收入。挪威、瑞典和芬兰的系统运营者分享北欧市场中由瓶颈而产生的这种收入。

挪威系统运营者（国家电网公司）通过调节市场维持稳定频率和国家电力生产与消费的连续平衡。一旦现货市场中的价格和电量确定，北欧电力交易所就可获得挪威关于电量上、下调节前的情况报告。国家电网公司在调节市场上与瑞典和芬兰的系统运营者交换电力。图 9 示出挪威 1970～1998 年的电力进出口量，图 10 为北欧交易所现货市场 1992～1999 年的浮动电价。

 

 

六、东欧电力现状及展望

随着五个主要的东欧国家捷克、匈牙利、波兰、斯洛伐克及斯洛文尼亚于 2004 年 5 月加入欧盟，保加利亚和罗马尼亚（欧洲巴尔干半岛东北部国家） 2007 年加入欧盟，东欧将作为一个整体按照欧盟的要求开放电力市场。这意味着燃煤发电向天然气发电的转变，并有可能按照欧盟的标准指定退役核电时间表。预计东欧的电力消费将从 2001 年的 4180 亿 KWh 增加到 2025 年的 7390 亿 KWh。煤电的比例将从 2001 年的 60% 下降到 2010 年的 44%，天然气发电比例将从 2001 年的 10% 上升到 2025 年的 48% 。油电和核电将从发电能源中逐渐淡出。可再生能源的发电比例将从 13% 增加到 14% 。

匈牙利电力行业已基本私有化，电力供应由 12 家发电公司和6 家区域配电和供电公司提供。国内 40% 的电力由 4 座 PAKS 核反应堆提供，其余的来自化石燃料发电。欧盟已检查了 PAKS 核反应堆并认为它们完全符合欧盟的标准，足够安全。这些反应堆的设计寿命为 30 年，有可能延长到 40 年。随着环保标准的日益严格，匈牙利的燃煤电厂将被天然气电厂代替，有可能只有 800 MW 的 Matra 电厂（该电厂提供匈牙利 13% 的电力需求）保留下来。

捷克已开放电力市场，但国有电力公司 CEZ 仍提供近 3/4 的电力需求。捷克政府拥有 68% 的 CEZ ，该公司计划到 2006 年私有化。电力市场正按照欧盟的要求进行开放。捷克是中欧电力系统（成员国还有波兰,匈牙利和斯洛伐克）的成员国，同时也是输电协调联盟（ UCTE ）的成员国，该组织为保证电力系统的安全和同步运行协调欧洲 16 国的运行。

目前捷克的电力生产以煤电为主，在过去 10 年中， CEZ 实施了一系列环保措施，包括对现有的燃煤电厂安装烟气脱硫设备。一些分析家认为目前捷克的燃煤发电厂甚至比西欧的燃煤发电设备更为环保。

除了对现有的燃煤设备进行环保改造外，捷克于 2001 年投运了 1824 MW 的 Temelin 核电站。这是捷克重要的新型发电能源。捷克核电发电量约占总发电量的 22% ，但捷克国内对发展核电也存在着争论。

波兰电力相对捷克更加依赖煤电，煤电占总发电量的 97% 。在以后几十年中，该局面将不会改变。波兰基本没有采用天然气发电的计划，也没有发展核电的打算；但有发展生物质能和固体废物发电，特别是生物质能和煤共燃的计划。

波兰电力部门的市场化改革开始于 1997 年，当时通过了满足欧盟成员国要求的能源法。计划到 2005 年年底，所有的电力用户可自由选择供电商。年用电量 40000 MWh 以上的大用户可采用第三方进入的方式进入国家电网。

波兰电网与邻国电网均实现联网，波兰是 CENTREL 的成员国，它于 1995 年与西欧电力系统相联，该系统可双向通过2000 MW 的电力。波兰和立陶宛之间高压输电线路的建设开始于 2001 年，计划在 2008 年投运。

 

 

七、意大利电力现状及展望

意大利本国的能源电力不能自给自足，意大利近20% 的电力从法国、瑞士等邻国进口。在过去几十年中，原油是意大利重要的发电能源。随着国内电力市场的开放，天然气的使用将显著增加。意大利政府出于能源安全的考虑准备改善国内的电力供应，计划加大天然气发电的开发力度，减少对中东石油进口的依赖，相应减低油电比例，发展可再生能源。意大利政府已经确立到2012 年实现水电及其他可再生能源发电量增长1 倍的发展目标，这意味着将增加超过7000 兆瓦的可再生能源装机容量。意大利还计划到2010 年实现全国的发电量中有25%来自可再生能源发电。预计意大利可再生能源发电到2025 年可能能够实现在2001 年水平上翻一番的目标。

意大利现已形成了全国统一电网，以 220 kV 和 380 kV 线路为骨干网架。意大利2003年9月发生持续数小时的大面积停电事故，给各地的企业生产和居民生活造成严重影响，直接经济损失达数亿欧元。停电事故推动了政府加快国内电力设施建设、调整本国电力发展政策的步伐。

意大利电力运输管理局2004年发表的报告指出，为适应国内电力需求日趋增长的需要，意大利政府和电网管理部门准备在今后3年内斥资4.5亿欧元，更新和新建发、输电设备，防止2003年秋季全国大面积断电事故的重演。

2003年发生的停电事故不仅反映了意大利电力生产能力不足，过多依赖从国外进口，而且在很大程度上反映了电网基础设施的不健全。为此，意大利政府和电网管理部门制定了电网长期建设发展规划，准备在全国范围内新建1900公里长的输电线，并增设51个变电站，以确保输电系统的安全。此外，政府新近批准了35个热电厂的新建项目。政府的举措旨在提高全国电力系统的安全性，重点加强本国电力系统与其他国家电力系统之间的输电安全。

 

 

八、俄罗斯电力现状及展望

1 概况

俄罗斯(全称俄罗斯联邦)位于欧亚大陆的北部，地跨东欧北亚的大部分土地，国土面积 1 707.5 万 km2。2000 年 7 月统计人口为 1.46 亿。

俄罗斯有丰富的能源资源。煤炭探明储量为 2 020 亿 t，石油探明储量为 72 亿 t，天然气探明储量为 50 万 亿 m3，石油和天然气主要分布在西伯利亚和乌拉尔地区。技术可开发水能资源为 23 000 万 kW （10 754 亿 kW.h/a），经济可开发水能资源为 8 520 亿 kW.h/a,其中 84.6% 在亚洲境内，15.45% 在欧洲境内。

截止 2001 年 1 月 1 日,全俄装机容量为 21 393 万 kW，2000 年全俄总发电量为 8 7, 60 亿 kW.h。

2 电力工业管理体制及机构

1988 年以前，前苏联对国有电力工业实行政府部门动力电气化部和地区电管局的 2 级管理体制。发电厂、输变电企业、供电企业、热力网企业是地区电管局的下属单位，具有法人地位，实行内部经济核算。1988 年后，地区电管局被撤销，组建电力联合公司。原属地区电管局领导的发电厂和其他企业不再具有法人地位。而且电力联合公司所管辖范围与所在地区或自治共和国的管辖范围完全一致，成为另一种政府部门和电力联合公司对电力工业的 2 级管理体制。1991 年苏联解体后，俄罗斯逐步建立由政府部门和股份公司对电力工业实行政府部门职能管理和股份公司依靠合同、股份控制和托拉斯控制的管理体制。

3 装机容量与发电量

俄罗斯电力工业在 20 世纪 80 年代前 5 年发展比较迅速，装机容量和发电量的年增长率分别为 3.5% 和 3.6%，后 5 年速度减慢，相应的年增长率分别为 1.7% 和 2.4%。90 年代受国内经济环境的影响，装机容量停留在 21 000 万 kW 水平上，上下略有波动，发电量减少到 80 年代初的水平。

4 用电构成

随着经济增长和人民生活水平的提高，80 年代用电量的平均增长率为 2.8%。90 年代由于经济衰退和人民生活水平的下降，1999 年与 1990 年相比，用电量减少 31.5%。在用电构成中，工业(包括建筑)用电和交通运输用电比重呈下降趋势，农业用电比重和包括生活、商业用电以及发电厂厂用电和输配电损耗在内的其他用电比重呈增长趋势。

5 发电能源构成

火电比重呈下降趋势，水电比重变化不大，核电比重迅速增加，1985 年上升到 10%，2000 年上升到 15%。

6 火电

60～80 年代俄罗斯采取发展大容量高参数火电机组、建设大容量火电厂和发展热电联产的方针。到 80 年代后期和 90 年代，由于体制改革和前苏联解体，该方针的实施暂停。

6.1 火电机组

25 万 kW 供热机组和 30 万 kW 及以上容量的凝汽式机组均为超临界压力(24 MPa)机组。第 1 台 25 万 kW 供热机组于 1972 年在莫斯科第 22 号热电厂投入运行。第 1 台 30 万 kW 和 50 万 kW 机组均于 1963 年分别在切列佩特和纳扎罗夫火电厂投入运行。第 1 台 80 万 kW 和 120 万 kW (单轴)机组分别于 1971 年在斯拉维扬斯克火电厂和 1980 年在科斯特洛姆火电厂投入运行。1998 年共有 77 台 30 万 kW 机组，是凝汽式电厂的主力机组。

6.2 火电厂

至 1998 年底，俄罗斯建成 100 万 kW 以上的大容量火电厂 36 座，其中热电厂 8 座，200 万 kW 以上的凝汽式电厂 13 座，

36 座大电厂的总容量为 6 765.6 万 kW，占俄罗斯火电厂装机容量的 48.4%。热电厂占火电厂总装机容量的 44%。

俄罗斯承接前苏联火电燃料构成的变化趋势，煤和重油的比重下降，天然气的比重上升。

7 水电

自前苏联解体后，俄罗斯的水电建设进展缓慢，系统调峰任务仍然大部分由火电厂承担，按 1998 年 12 月出现的一个年最高负荷的典型日负荷曲线的数据，水电调峰比例仅为 35.9%，火电占 63.1%，核电占 1%。为了更经济地解决调峰任务，俄罗斯计划加快抽水蓄能电站的建设。

至 1998 年底，俄罗斯建成 100 万 kW 以上的大型水电站 13 座，其中 11 座是在 50～70 年代建设的。

8 核电

在切尔诺贝利事故后，受反核舆论的影响，俄罗斯放慢核电的发展，对所有运行核电厂(包括反应堆)进行改进，以保证其安全性。完成改进工程所需费用预计 54 亿 美元。1986～1999 年期间，新增核电装机容量为 470 万 kW，年平均增长率为 1.7%。在发电能源构成中，1998 年核电比重上升到 12.5%。表 9 为 1998 年底俄罗斯的 9 座核电厂 29 台核反应堆的情况。

9 输配电和电网

1991 年底前苏联解体后，于 1992 年成立俄罗斯统一电力系统，统一电力系统是俄罗斯电力工业的主体,目前,由全国 77 个地区电网中的 68 个组成了 7 个联合电网(IPS-Interconnected Power System )。这 7 个联合电网分别是：中部、中伏尔加、乌拉尔、西北、北高加索、西伯利亚和远东。其中远东联合电网没有与其它联合电网相连，仍然是独立运行。统一电力系统的实际容量备用,以 1999 年 11 月 24 日的最大负荷 12 630 万 kW 为例，为 7.1%。

尽管俄罗斯的装机容量在 90 年代有所下降，电力网的输电与变电仍然进一步发展。至 2001 年 1 月1 日，俄罗斯输电线路总长为 2 665 109 km。110 kV 以上输电线长度和降压变电站容量在 1985～1990 年期间平均每年增加 11 836 km 和 1956 万 kVA，在 1990～1995 年期间平均每年增加 4 256 km 和 806 万 kVA。大部分联合电网的骨干网架是采用 220～500 kV 电压等级，只有西北和中部联合电网中采用了 330～750 kV 电压等级。在前苏联时期为了加强西伯利亚与乌拉尔两个联合电网之间的网架联系，曾经架设了 1 条 1 150 kV 的超高压输电线路。由于这个线路途径另一个国家（哈萨克斯坦共和国），管理维护困难。目前只是时断时续地降至 500 kV 运行。至 2000 年 1 月 1 日，各个联合电网间的联络线的输送能力见图 2 所示，表 10 和表 11 分别为俄罗斯 1998 年架空线路长度和变电站的容量。

各联合电网间的联系比较薄弱，因此可以说，俄罗斯电网的特点是输电距离大，网架输电线路导线截面积过小，因而限制了联络线的互换容量，无法实行全网的经济运行。最典型的事例就是西伯利亚电网中丰富的水电往往在丰水期无法送往乌拉尔联合电网而被迫弃水。

10 电力工业改革现状

10.1 电力工业特点

目前，俄罗斯电力工业具有以下特点：

（1） 俄罗斯国内电源分布的不均匀性反映了工业生产力和居民分布的不均匀性：即欧洲部分占 50% 以上，乌拉尔约占 20%，西伯利亚约占 20% 以上，远东地区约占将近 6%；

（2） 在不同地区电源结构的差别非常大：西伯利亚的水电比重最大，约占整个装机容量的 49.2%；核电集中在西北、中部和中伏尔加 3 个联合电网中；火电则集中在中部、乌拉尔、西北、西伯利亚和远东联合电网；

（3） 火电厂中燃用的燃料结构差别也非常明显：欧洲部分和乌拉尔地区主要燃用天然气，而在西伯利亚和远东地区则全部是采用煤炭作燃料；

（4） 在北方和远东地区，由于居民生活采暖的需求，热电厂占有相当大的比重，热电厂为全国提供了 30% 以上的供热量。

10.2 俄罗斯电力工业目前存在的问题

(1) 投资严重不足，正常的设备维修都无法进行，更谈不上技术改造和建设新项目。据莫斯科电力公司 2001 年 6月的统计，其固定资产平均老化率已经达到45%～47%；

(2) 电能、热能生产技术指标严重恶化，发电厂厂用电率加上网损率到 1998 年已达 23.1%。电价中固定燃料成本近 10 年来上升了 11%，其中 1/4 是来自标准煤耗的上升，3/4 是来自燃料价格的上涨。电力工业全行业的利润率从 1993 年的 25.5% 降到了 1999 年的 11.3%；

(3) 绝大多数电力公司的财务指标不断恶化，多年来大量用户拖欠的电费累积已达 1 250 多亿卢布（几乎相当于控股公司一年的收入），不少亏损的电力用户不得不用产品来抵电费，因此使得电力公司的财务状况日益严峻；

(4) 国家对电力工业的调控功能不完善。俄罗斯中央政府对电力工业的规范化调控系统实际上在国家转型期间已被完全破坏，目前执行的仍是前苏联时期的旧规范，但它又不符合新的经济结构。此外电价形成的机制老化而且不完善，因此各级用户都怨声载道。国家对电力工业中的国有资产等也没有进行切实有效的管理；

(5) 电力系统功能的可控性和有效性大大地降低了，这是因为电力公司（联合电网）间财务结算的危机经常发生，造成统一电力系统的调度运行方式非常不合理和不经济，据世界银行评估，由于这一原因俄罗斯电力行业每年至少损失 10 亿美元以上；

(6) 在俄罗斯的很多地区，发电厂的燃料供应以及对用户的能源供应的可靠性都下降了；

(7) 电工设备制造和电力工程项目建设的潜力和科技水平下降了；

(8) 电力行业缺乏对电力企业进行有效管理的软件和硬件系统。

10.3 电力批发市场和消费市场

建立电力批发市场的目的是在竞争机制作用下保证安全和经济供电。电力批发市场的卖主主要是控股公司的子公司和参股公司，买主（除部分电力出口外）主要是 60 个电力不足的供电公司和 11 个大型电力供应用户。电力消费市场的买主主要是地区内以工业用户为主（占 46%）的电力用户。1998 年的平均电价为 13.49 戈比/(kW.h)。

10.4 电力工业改革现状

俄罗斯电力体制改革始于 1992 年，经历了 4 个大的阶段：

10.4.1 第1次电力改革（1992 年～1994 年）

1992 年，俄罗斯电力系统经历了一次激进式改革，"一夜之间"实现了股份制，由国家所有制转变成股份制，俄罗斯统一电力系统股份公司(RAO)正是在这种形势下成立的。

在第一次电力改革时，形成了两个电力市场：趸售市场和零售市场。出售趸售电能的市场主体是火电厂、水电厂和功率过剩的地区电业局。由联邦调控委员会负责调控趸售电价，地区调控委员会负责调控零售/居民电价，每季度审核一次。买卖双方在趸售市场的中央调度局订立销售合同，合同由联邦委员会审核批准，联邦委员会不仅审核合同，同时也调控电价。

10.4.2 第2次电力改革（1995 年～1997 年）

1995 年～1997 年，俄出台了又一个改革方案，但由于论证不够充分，遭到社会各界的强烈反对，所以没有得到实施。

10.4.3 第 3 次电力改革（2000 年 6 月～2000 年 12 月）

2000 年 6 月，RAO出台了一个新的改革方案。该方案打算放弃国家控股的统一电力公司的国家垄断地位，将下属发电厂出售改造为独立的发电公司(核电除外)，国家只保留电网、调度控制权，停止干预电价，在电力的生产和销售环节展开竞争，由市场自由定价，发电公司之间实行竞价上网。该方案的出台引起全国上下的热烈讨论，并遭到许多专家的反对。

10.4.4 第 4 次电力改革（ 2000 年 12 月至今）

2000 年 12 月 15 日，俄政府为电力工业改革召开了专门的会议。2001 年 1 月 7 日，俄总统普京决定成立电力工业改革工作组，指定托穆斯基州州长为工作组组长，工作组的成员来自各个不同单位，代表不同的利益集团，任务是在现有的俄罗斯电力改革方案的基础上，吸取国外改革的经验，最终形成一个改革方案。此外，还成立了一个 6 人总统顾问委员会。普京总统委托包括科学院、州政府、电力工业部、原子能工业部等在内的 11 个代表不同利益的单位，提出 11 个改革方案，考虑照顾到各方面的利益。在这 11 个方案的基础上，将讨论形成最后的方案。

俄罗斯政府 5 月 19 日通过了电力改革基本方针草案，确定了一个在国家控制下平稳地向建立有竞争的电力市场过渡的方案。这一方案的出发点是，必须保证国家利益，使统一的电力供应系统能够可靠运转。

该方案有 2 个主要原则：(1) 在电力改革进程中，政府保持对电力工业的控制；(2) 政府保持对电力工业垄断部分(电网、中央调度和地区间调度)的影响。

 

从 2001 年开始并持续到 2004 年，这一阶段的任务是为建立市场做大量准备工作，对电力企业进行重组，但所有的机构改革将发生在俄统一电力系统股份公司的内部，并且由政府控制。具体内容为：由统一电力系统股份公司直接控制的电厂将合并成 5～7 个发电子公司，由地区控制的电厂将合并成 50～60 个子公司。所有输电网将统一由一个单一的联邦网络运行机构管理。地区和联邦调度部门将统一成一个单一的联邦调度单位。

从 2004 年起逐步放开电力市场，垄断企业统一电力系统股份公司退出电力生产和销售领域。电力市场开放后，电价将比现在高1倍多。整个电力改革预计 8～10 年完成。

11 俄罗斯统一电力系统股份公司(RAO)

1991 年 2 月前苏联成立燃料动力部，12 月前苏联解体后，在国有企业私有化股份化改造高潮中，1992 年8月由燃料动力部组建了俄罗斯统一电力系统股份公司，其主要任务是保证俄罗斯统一电力系统的运营和发展以及国家对电力工业的职能管理。原有的地区电力联合公司改组为地区电力股份公司，大型水火电厂改组为统一电力系统股份公司的子公司或分支机构或租给地区电力股份公司。核电厂属国有核电公司管理，与统一电力系统股份公司只有调度和合同关系。

俄罗斯统一电力系统股份公司拥有 440 座发电厂，总装机容量超过 19 700 万 kW，其中包括 2 100 万 kW 的核电站，年发电量 7 870 亿 kW.h。输电线路总长度为 301.8 万 km。共有 74 个电、热供应商。所发电量送进联邦电力批发市场。表 12 为统一电力系统股份公司从 1997～2000 年的总发电量及装机容量等指标。

由于大型水火电厂均归RAO所有，实际上各地方电力股份公司所属电网均为缺电电网，都需向RAO所组建的联邦批发电力市场购买电力以满足本地区的用电需求。RAO与地区电力股份公司之间的电力电量买卖关系是合同关系。最初进入联邦电力批发市场的有地区电力股份公司和核电站。但核电站归国有核电公司管辖，由RAO调度。

统一电力系统股份公司 51% 的股份在政府的控制之下，地区电力股份公司 49% 的股份归统一电力系统股份公司所有，不少于 20% 的股份出售给公民，部分股份分配给各地方政府，电力职工也分配到一部分股份。目前，统一电力系统股份公司有 30% 的股份属于外国，主要是美国。董事长的变动需要有 75% 的股东投票决定。

统一电力系统股份公司对其子公司实行 2 种管理方式：一是控股管理，经过董事会与每个地区电力股份公司的经理签定合同；二是对拥有 100% 股份的企业，进行直接管理。　

 

 

九、土耳其电力现状及展望

1 概况

土耳其共和国位于亚洲西部，国土面积 779 452 km2，1997年人口 6 261万。1998 年 GDP为 2 040 亿美元。

2 能源生产和消费

1997年能源储量为：无烟煤 112 600 万 t；褐煤 807 500 万 t；原油 4 630 万 toe（石油当量）；天然气 94 亿 m3；铀 9 129 t。1997 年能源消费量为 7 175 万 toe，其中石油约占 50%，煤炭占 24%，天然气占 13%。90% 的石油消费依靠进口。

3 电力工业的管理体制

在土耳其电力工业的发展初期，曾有外国企业参与，之后由地方公共团体承担。1950 年以后，民间企业逐渐参与。1970 年 10 月，根据国家第 1312 号法令，设立土耳其电力局(TEK)，垄断性地经营发、送、配电业务。根据 3096 号法令，从 1984 年开始，民营企业可以参与经营电力，但只有极少数的民营企业参与经营电力。

1993 年就任的齐鲁雷鲁首相在任其内大力发展土耳其经济，在其新经济政策中，提出促进市场经济，抑制通货膨胀，以及国营企业的民营化政策，作为其中一个环节，电气企业也被重组。1994 年 5 月，一贯垄断经营发电、配电、供电的TEK被分割成发送电公司(TEAS)和配电公司(TEDAS)。

其他主要的电气事业相关机构有能源天然资源部(MENR)和电力调查厅(EIE)及国家水利厅(DSI)。管理电力企业的机构是MENR，它负责制定、实施国家能源政策。EIE负责调查、制定电源开发计划。DSI负责水力发电设备的设计和建设。允许民营企业参与发电和配电业务。

4 装机容量和发电量

过去TEAS曾占总装容量的 90%，现在已下降到 70% 左右。在发电设备中，水电和火电的比例很接近，目前有一点地热发电，但是还没有核电。

5 输变电设备及电网运行

截止到 1997 年，土耳其有输电设备容量 4 410.4万 kVA，配电用变电容量 5 670 万 kVA。同年送电线路总长为 40 428.5 km。其中 380 kV 长 12 372.5 km，220 kV 长 84.6 km，154 kV 长 26 781.5 km，66 kV 长 1 189.8 km。同年配电线路总长为 63 万 km。

TEAS正在建设的送变电工程（总投资额 68 900 万美元）有 8 条 380 kV送电线工程，总长 957 km；29 条154 kV送电线工程，总长 616 km；14 座 380 kV 变电站，总计 444 万 kVA；48 座 154 kV 变电站，总计 630 万 kVA。

1999 年 8 月 17 日，土耳其遭受大规模的地震袭击，死亡人数超过 1 万，电力设备也受到破坏。据国家计划局(SPO)的初步计算，此次修复需要 7 270 万美元。

土耳其电力系统的周波数是 50 Hz，配电方式是单相二线式或者三相四线式。住宅用及商业用标称电压是 220 V，工业用标称电压是 380 Ｖ、16 kV或 133 kV，容许电压变动率是 ±5%、周波变动率是 ±2%。

在土耳其，由于电源区和用电地区相距较远，所以送电设备需大量投资。主要的用电地区是伊斯坦布尔和伊兹米特所在的西北部，并且需求呈增长趋势。另外，以褐煤火电为中心的发电设备的 2/3 集中在北部及东南部，所以电力潮流向西北部流动。

此外，与近邻各国电网也有联网，但电力交换与国内用电量相比，只占很小一部分。

6 电源开发计划

土耳其计划以火力为中心进行电源建设。为了不增加外债来开发电源，将积极促进民间资本通过BOT(Build Operate and Transfer)的方式参与到发电市场中来。民间企业通过这种方式建设发电站，由自我运行的方式收回总资金之后再移交。除了BOT方式之外，土耳其政府还推出了采取不移交发电站的BOO(Build、Own and Operate)方式的项目。此外，对现有发电厂的运行权也采用TOOR(Transfer of Operating Rights)方式进行转让。

关于水电开发、东南部开发计划(GAP)值得注意。GAP是 20 世纪 90 年代初期开始的土耳其第一大项目。将底格里斯河、幼发拉底河的 22 处截流，利用其水力资源。如按计划进行到 2010 年，水力发电容量约 750 万 kW、可灌溉面积为 18 000 km2 。但是，位于下流区域的叙利亚和伊拉克担心会出现水资源不足的状况，所以与土耳其关系日益紧张。此外，非政府组织(NGO)对大坝建设计划的环境影响评价持有疑意。

关于原子能发电，计划到 2007 年在阿克尤到 2010 年在锡诺普各建 1 座原子能发电站。装机容量 140 万kW的阿克尤发电项目有 3 家应招：西门子（德国）和芙拉门德（法国）的国际贷款团（竞标价格 24 亿美元），AECL（加拿大）（ 26 亿美元）威斯汀豪斯（美国）（33 亿美元）。1999年8月17日，距阿克尤建设预定地点 900 km 的地方发生大地震，虽然项目能否继续令人堪忧，但土耳其政府明确表示不变更计划。

7 电价

按照有关规定，政府不干涉电价的制定，但是TEAS和TEDAS所制定的电价一直受到政策的影响。TEDAS的电价分为两部制电价和电量电价。

自备发电厂在向企业出售剩余电力时，除TEAS 和TEDAS及相关企业外，可以以不超过零售价格扣除 12.5% 后的余额的 70% 进行交易。允许自备发电厂与配电网联网。MENR制定的送电费，根据距离分为 3 段。最初的 100 km 征收 3%；100～600 km，每 100 km 征收 1.5%；超过 600 km，不论多远都收 10.5%。配电费与距离无关，都收 6.5%。