国外电力市场化改革模式探究

电力市场化的目的是打破垄断，促进竞争。这样必将会损害垄断行业本身的既得利益。因此，电力行业是电力市场化改革的对象，而各国的政府或议会才是电力市场改革的推动者。

实行电力市场化最早的国家是智利，起步于20世纪70年代末。其目的在于消除国有企业的腐败、低效和资金缺乏的状况。1982年智利正式颁布了新电力法，以法律的形式确立了输电系统向所有发电厂及用户开放的原则，打破了地区垄断，正式启动了合同电力交易及实时电力交易的方式，把电力企业推向了竞争市场。

近年来，环保、能源、低碳等国际焦点问题对电力市场发展产生了深远的影响，电力体制和机制方面的变化逐步显现出来。从体制结构来看，国家保障能源安全的考虑以及企业提高国际竞争力的需求推动了企业的并购和重组，各国已不再将大规模的产权拆分作为重点；从市场建设来看，各国正在建立和完善促进可再生能源发展的电力市场机制，需求侧响应机制逐渐成为市场建设的重点；从市场监管来看，对垄断行为的监管力度逐步加大，监管方式和监管内容日趋丰富以适应新形势的要求；从电力发展来看，跨国、跨地区电网和智能电网建设成为世界电网发展的趋势，电源结构逐步向低碳化转型，风电和核电成为发展重点。

电力市场是电力工业重构和市场化运营的必然结果，近十几年来得到了迅速发展。20世纪80年代末期，英国率先实行电力工业私有化改革，并提出了轰动世界的De-regulation，即解除管制的理念。其含义是尽量减少市场管制和干预，并从商业运营的角度将发电、输电和配电的主要功能分解成相互独立的实体。

实际上，英国电力市场是将垄断的电力工业全面解除管制、引入竞争形成的，而美国的电力市场则是在全面私有化基础上进行的，它们是最具代表性的两种电力市场结构模式。英国的强制型电力库（Power Pool）模式、NETA（New Electricity Trading Arr-angements，新电力交易规则）模式以及BETTA（British Electricity Trading and Transmission Arrangements，英国电力交易和传输机制）模式广受关注。美国加利福尼亚州的市场化改革虽然起步较晚，但却独树一帜，改革伊始就力图设计一种完美、超前和具有表率作用的市场模式。在2001年加利福尼亚州电力危机出现之前，这种模式曾一度受到许多学者的推崇。然而，加利福尼亚州电力市场仅仅运营了两年多的时间便出现了严重的电力危机，并导致惨重失败。这种结果远远超出了人们的预料，促使人们细致地思考改革中可能遇到的各种因素和困难，更加稳妥地进行市场化改革。加利福尼亚州电力危机的教训和英国电力市场的经验，将对我国电力市场结构和运营模式的设计产生深远影响。

目前，许多国家和地区都在相继进行电力体制改革、结构重组，建立电力市场，以此提高运营效率和效益。世界上主要的电力市场有英国电力市场，美国加利福尼亚州、PJM（其前身是宾夕法尼亚、新泽西和马里兰3个州组建的电力联营体）和NEPOOL电力市场，澳大利亚电力市场，新西兰电力市场，阿根廷电力市场，北欧电力市场等。

不同国家电力市场的运营模式可以归纳为两大类：①发、供、用电沿用垂直一体化管理，只是进行有限和局部的改革。采用这种模式的国家和地区有法国、日本、印度、苏格兰、巴基斯坦，以及美国的一些州。②发、供、用电环节解除或放松管制。采用这种市场模式的国家和地区有英国、美国加利福尼亚州、新西兰、澳大利亚、挪威、阿根廷、秘鲁、智力等。虽然各国电力市场的结构互不相同，改革所处阶段及所遇到的问题也不同，但它们都有一些共同的特点。

1）电价改革是关键。

2）规模效益日渐消失。垄断导致规模效益越来越低，已无法补偿因低效带来的损失。同时，规模效益的下降和非增性质，已经影响到了输电定价的经济学理论基础。

3）发电侧首先引入竞争，现货与合同交易并举。

4）供电领域逐步开放，先从大用户再到所有用户均可自由选择供电商。

5）输电网垄断经营，挖掘和发挥其自然垄断的潜力。输电网的自然垄断特性说明，电网不能重复建设，应该组建国家电网公司实行开放式的垄断经营。

6）用经济和法律手段管理市场，避免简单命令式的调度方式。充分发挥市场经济这只“看不见的手”，充分运用经济手段调节和平衡电力市场。

7）实施有限且严格的监管。监管必不可少，并应具备实时反馈和灵活调节的功能。为了保护公众的利益，必须对具有垄断性质的环节实行有限的管制，其最终目的是用法律手段规范市场，保证市场竞争的公平、公正。

电力工业由传统模式走向电力市场引发了解除或放松管制（De-regulation）、机构重组的复杂过程，并衍生出许多新的实体。这些实体包括：

1）发电商G（Generator）；

2）发电经纪商PM（Power Marketer）；

3）电能交易中心PX（Power Exchanger）；

4）独立系统操作员ISO（Independent System Operator）；

5）辅助服务供应商AS（Ancillary Service Provider）；

6）电网拥有者GC（Grid Company）；

7）计划协调者SC（Scheduling Coordinator）；

8）零售商R（Retail Service Provider）；

9）配电商D（Distribution Service Provider）。

上述实体中，有些我们已经熟知，另外一些如ISO、PX、SC等则是电力市场环境所独有的。不同实体在电力市场中的位置如图1-1所示。在图1-1中，输电部分T包括GC、ISO、PX、SC和AS五部分，是最重要也是最复杂的环节。

图1-1 各种实体在电力市场中的位置

根据市场结构的复杂程度，不同国家应用这些实体的组合方式有很大差别。其典型应用情况如下：

1）英国电力库（Power Pool）模式。在英国第一次改革的电力市场中，只有NGC（国家电网公司）一个机构，它集ISO、PX和GC功能于一身，另设辅助服务交易商AS，没有计划协调机构SC。

2）美国PJM电力市场。ISO与PX合二为一，SC、GC和AS相互独立。

3）美国加利福尼亚州电力市场。所有机构（ISO、PX、SC、AS）都有，实行ISO和PX相互独立的结构模式。

4）挪威电力市场。ISO与GC合二为一，PX、SC和AS独立经营。

1.英国电力市场

英国电网包括英格兰和威尔士、苏格兰、北爱尔兰三个独立电网。英格兰和威尔士已实行电力市场运营，苏格兰和北爱尔兰由于其用电量仅占全英国的10%，尚未进行市场化改革。

英国电力市场改革可以划分为三个阶段。

第一阶段为1989～2000年，其标志是1990年3月31日成立了国家电网公司（NGC），采用强制型电力库模式，开始实行厂网分开、竞价上网。1990～1995年，发电公司、配电公司、国家电网公司的股票陆续上市。1997年，正式颁布电力法、解散中央发电局（CEGB），拍卖电厂和地区供电局的股份，并将国家控制的电网也以私有资本代替，形成了电力工业私有化的格局。

（1）改革后的电力市场结构

第一次电力市场改革后，发电侧将原有中央发电局重构为四个发电公司。为防止少数发电公司垄断市场，规定任何发电公司的装机容量不得超过系统总容量的25%～30%，而且鼓励独立发电商IPP。到1997年底，发电商和供电商（含从法国和苏格兰得到的电力）的数量已经达到了28个。配电侧由改革之初的12家地区电力公司（REC）发展到1997年底的33个供电商，这些公司拥有240V～132kV的输配电网络，负责向终端用户售电。逐步实现了用户开放，1998年4月1日，彻底取消对所有用户用电功率的限制，所有用户原则上均可自由选择供电商。

1999年成立电力管理办公室（OFGEM）和电力供应主管机构（DGES），取代前期的电力管制办公室（OFFER）。市场监管机构的职责是：保证满足用户用电需求，促进发电侧和用电侧竞争，保护用户合法权益，提高效率和经济运作，促进新技术的研究与发展，促进环境保护。

电力库（Power Pool）是电力市场的交易中心，所有交易均需通过Power Pool实现，以电力库购买价格PPP购电，以电力库销售价格PSP售电。由于其电能价格存在不确定性，因此交易双方需通过签订金融差价合同来共同承担价格风险。

（2）电力市场的交易方式

在电力市场中，买卖双方均通过电力库进行交易。同时，为了规避市场价格波动带来的风险，允许供需双方签订长期的金融差价合同（CFD）。也就是说，金融差价合同只是买卖双方的事情，合同内容与电力交易中心无关。第一阶段电力市场的交易模式如图1-2所示。图中实线代表商品流（即潮流），将交易各方和电力库连接起来；虚线表示参与金融差价合同，与买卖双方相连接。

图1-2 英国电力市场的交易模式

英国电力市场Power Pool模式经过近10年的运作，取得了很大成就，但同时也发现不少缺点：国家电网公司的职能过于集中；缺少物理合同，价格易变；对用户开放缓慢；发电竞争者数量较少，发电公司可以操纵市场；由于利润空间受到限制，投资向海外转移；现有交易机制复杂、有缺陷。

为克服强制性电力库模式的缺点，英国于2000年12月开始运营新的电力市场模式NETA，其目的是为了降低批发电价，保证即时和长期供电的可靠性，使价格透明，使用户真正参与价格的制定过程，促进发电市场公平竞争，鼓励对环境型发电项目进行投资。

1989年以来，英格兰和威尔士地区的电力市场改革成效显著。参与市场竞争的发电公司已从1990年的3家增至目前的36家，市场电价持续降低，终端用户得到了益处。然而，苏格兰地区的电力体制改革却相对滞后，绝大部分市场被三家公司（苏格兰电力公司、苏格兰和南方能源公司及英国能源公司）垄断，限制了跨区电力输电，使缺乏市场竞争、市场容量下、供需极不平衡、电价居高不下等矛盾凸显。因此，苏格兰地区的整体电力市场改革势在必行。

为了缓和供需矛盾，英国电力管理办公室（OFGEM）提出了新的改革设想，即对苏格兰电力体制进行改革，将NETA模式在全英国范围内推行，建立了统一的英国电力交易和输电协议（British Electricity Trading and Transmission Arrangements，BETTA）。该模式于2005年4月开始实施，旨在建立全英范围内的电力批发机制，促进电力市场的良性竞争。

BETTA模式的创新点有以下几个方面：

1）以NETA模式为基础，建立全国统一的电力交易、平衡和结算系统，统一了输电定价方法和电网使用权合同。制定了《英国电力平衡与结算规范》、《联络线与系统使用规范》，在全国范围内实行单一的交易、平衡和结算机制，使电力市场的扩展、运行、管理、监管更为容易，运营成本更低。

2）建立了唯一的国家级系统操作机构（Great Britain System Operator，GBSO），负责电力调度，保证系统安全和供电质量。

3）修订《国家电网公司电网规范》和《苏格兰电网规范》，制定了新的、独立的《英国电网规范》。

4）制定新的《系统运行机构与输电网拥有者协议》，明确界定了系统运行机构与输电网拥有者的职责范围。

5）消除了跨大区电网的使用障碍。建立了新的英格兰-苏格兰高压电力输送网络，市场范围扩大，对参与者更加开放。

BETTA模式的主要优点如下：

1）进一步消除垄断，降低电力市场的运行成本。在BETTA市场中，国家级系统操作机构GBSO负责全国电力系统的平衡与调度；国家电网公司的职责有了很大调整，它已不再是整个大不列颠地区的系统运行机构，而只是英国输电系统的拥有者之一。

2）提高了英国电力交易批发市场的竞争程度，促进了苏格兰地区电力市场的竞争与发展。引入BETTA模式后，市场参与者可与国内任何地方的其他参与者签订买卖合同，自由进行交易。对苏格兰地区而言，供应商面临范围更大、竞争更激烈的电力批发市场，并代表用户购买所需电力和电量；发电商将参与全国范围电力批发市场的竞争，可以方便、自由地与英格兰和威尔士地区的供应商进行买卖。

3）促进可再生能源发电，实现能源合理配置。在BETTA市场中，苏格兰地区的可再生能源发电商能够与全英国的供电商直接交易，在提高发电量和发电设备利用率的同时，降低可再生能源发电的成本，促进可再生能源发电，实现资源合理配置。

2.美国加利福尼亚州电力市场

美国电力市场放松管制的目的是引入竞争和降低电价。因此，在进行电力工业重构时产生了许多新的实体，如非盈利性的PX和ISO。PX的核心功能是提供一个电能交易的场所，而ISO则是负责系统调度和安全运行。美国各州电力市场的改革情况及运营模式相差很大，最有代表性的三种模式是：①PJM电力市场模式。将PX和ISO整合为一个的实体，提供优化的日前中央调度，采用区域边际定价法（LBMP）。②Nevada和ERCOT电力市场模式。建立一个ISA（Independent System Administrator），与CAO（Control Area Operator）、RTO（Regional Transmission Operator）和Market相互协调。③加利福尼亚州电力市场模式。分别设立PX和ISO两个独立的实体。PX提供电能拍卖，ISO提供电网控制、稳定运行以及辅助服务的功能。此外，加利福尼亚州率先同时开放电力批发市场和零售市场，在各环节全面引入竞争。

加利福尼亚州电力系统是一个十分复杂的综合体，它由州、地方或联邦代理商、私营企业及非营利性机构组成。图1-3所示为加利福尼亚州电力系统的结构及监管范围示意图。就系统运行而言，其发电侧由私营运营商负责，输电部分由加利福尼亚州ISO负责，配电侧由配电公司负责。

图1-3 加利福尼亚州电力系统运行和监管范围示意图

加利福尼亚州电力系统主要由以下五个机构负责监管：

1）加州能源委员会（California Energy Commission，CEC）。它是加利福尼亚州最主要的能源政策和能源规划制定机构，主要有5个功能，即预测未来能源需求，保存并维护历史资料；新建电厂选址和颁发运营执照；促进能源使用效率，推进器具改造、制定相关标准；开发能源技术，支持和鼓励再生能源；处理能源紧急事态。

2）加利福尼亚州环境资源管理局（Air Resources Board，ARB）。负责监管燃料电厂的气体排放情况。在考虑经济性能的同时，促进和保护公众的健康、福利和生态环境。

3）加利福尼亚州能源监察局（Energy Oversight Board，EOB）。由立法机关组成，负责完成三项任务：对ISO和PX进行监视；确定服务内容及服务期限，任命ISO和PX的管理层成员；处理针对ISO大多数决定的上诉。

4）加利福尼亚州公用事业委员会（Public Utilities Commission，PUC）负责配电侧和负荷侧的管理。除此之外，还对私人拥有的电信、电力、天然气、水利、铁路和客运等进行管制，保证用户得到安全、可靠的服务并免受欺诈。

5）联邦能源管制委员会（Federal Energy Regulation Commis-sion，FERC）。FERC是美国能源部所属的独立管制机构，其主要职能是：负责发电侧和输电侧的监管，管制州际电力输送以及批发电价；对私有、地方和州属的水电工程项目实行监视并颁发执照；管制州际的天然气运输及零售价格；管制州际石油的管道运输；监视相关的环境问题；监管会计和财务报告以及管辖内公司的行为。

加利福尼亚州是美国电力市场改革的先锋。1996年加利福尼亚州通过了AB1890法案，开始筹建ISO和PX。1998年加利福尼亚州电力市场正式运营，其主要实体如图1-4所示。图中实线箭头和虚线箭头分别表示商品流和资金流，双向箭头表示信息流。

加利福尼亚州三大电力公司PG&E、SCE和SDG&E拥有全州75%的电力，其余25%由地方公共事业部门提供。发电公司可直接售电给用户、经销商或电力联营公司，但所有交易必须通过SC或PX进行协调。加利福尼亚州最大的5家发电厂使用的能源分别是核能和天然气。

图1-4 加利福尼亚州电力市场的主要实体(www.xing528.com)

电网公司拥有加利福尼亚州75%的骨干输电网络，覆盖全州面积的3/4，规模居美国第二和世界第五。其任务是输电规划、电网运行和收取过网费。

加利福尼亚州共有35个计划协调员（SC），这些协调员的职责是

1）负责协调和安排发电调度、预留输电通道、为市场成员提供相应容量的电能。

2）提交负荷预测结果及用户委托的次日或下一小时的交易计划（含网损调整）。

3）提供辅助服务支持。

4）负责支付ISO的费用以及与其他SC间的交易结算。

CalPX是世界上规模最大的非盈利性电力交易机构，于1998年建成。其任务是

1）进行次日短期、超短期负荷预测。

2）根据成员报价确定市场清算价MCP（Market Clearing Price），制定可行的提前（次日或下一小时）交易计划，并管理提前市场。可行性是指所有交易都要通过ISO的安全性检验。PX与ISO的主要功能软件重叠设计，互为备用，为整个电力系统的安全调度提供保证。

3）提交减轻或消除网络拥塞的电能调整量报价。

4）负责双边市场和期货交易。

5）市场结算（Clearing）或清算（Settlement）。

6）市场信息的管理。

设立PX的最大好处体现在以下两个方面：

1）所见即所得的简洁性。市场价格开放透明，基于市场定价，市场价格适用于商人，市场可信无欺，由FERC监管公共规则和价格，贸易中立、非盈利，可以进行市场监督。

2）“一站式服务”的高效运营机制。计划协调功能；结算与信用管理功能；简便的物理交易功能；任何时段、不分交易量大小的透明交易功能；降低风险功能：将交货失败率降至最低，并实行信用风险管理。

加利福尼亚州的独立系统运营商（CaISO）为非营利性机构，于1997年5月建成，其正常运行费用由参与市场的各电力公司按电量分摊。CaISO除负责电力系统的安全运行外，还对关口计费、表计设置等进行监管。其主要职能如下：

1）系统调度、保持发供电实时平衡和系统安全。

2）执行PX制定的现货市场（日前市场、当日市场和一小时提前市场）交易计划。

3）协调网络可用传输容量ATC的使用，负责拥堵管理。

4）根据SC和PX提交的预测计划，对辅助服务实行单一竞价拍卖，安排和运行交易计划。辅助服务可由SC所提交的发电厂提供，也可从其他SC处竞价购买。

配电公司的主要职责是：通过SC或PX批发电量，向用户供电；提供本地输配电服务，为用户供电；负责电能计量、收取电费和输配电费用。

所有用户，如居民、工业或商业用户等，均可直接购电。它们既可选择作为单一用户或作为组合负荷的一部分，根据公共费率和市场费率购电，也可选择按双边合同或差价合同从本地电力零售商、电能服务提供商或发电商处购买电力。

自2000年夏到2001年上半年，加利福尼亚州出现了严重的电力危机，导致了市场体系的瓦解。其表现为：①FERC颁布紧急令。②ISO频繁宣布能源警报，并经常大面积实施轮流断电。③2001年1月30日PX宣布停牌交易，终止日前市场和当日市场的运营。④从2001年3月起大幅度提高电价（涨幅达40%以上），以弥补巨大的趸售和零售电费差额，试图启用垄断条件下的解决方式挽救电力公司的破产。⑤2001年4月6日PG&E和SCE正式申请破产保护。

加利福尼亚州电力危机的主要根源在于：

1）负荷急剧增加，但备用容量不足。

2）电力设施利用率过高，调节裕度太小。

3）一次能源价格持续飙升，使发电和购电成本迅速上升。

4）AB1890法案凸现其潜在的负面影响。因为该法案规定电力供应商必须从发电商批发电力，再以不超过限定的最高价格（Price caps）进行销售，其初衷是鼓励电力公司竞争以降低电价。但因批发价格长期高于销售电价，政府又不加干预，最终导致电力公司严重亏损，申请破产保护。

加利福尼亚州电力危机给我们的启示有

1）仅依靠竞争不能解决电力市场的所有问题，如能源短缺、环境保护等。国家仍应进行宏观控制和协调，确保能源安全。

2）监管机制要灵敏和灵活。建议我国只对输电环节实行最高限价，对上网和销售电价实行灵活的监管制度。

3）重视系统规划、鼓励中长期电源和电网投资。

4）重视区域电力市场的发展，实现资源统筹配置。

值得指出的是，加利福尼亚州电力危机似乎给人一种错觉，即电力市场变幻莫测、前景未卜，甚至有人对是否还要继续实行电力市场产生怀疑。实际上，就世界各国电力市场改革的情况看，加利福尼亚州电力市场的窘境只是一个表象，不能据此否定改革的方向，但必须研究市场模式、运作手段、市场监管、宏观政策调整及协调等比较突出的问题。因此，除了要关心电价、竞价理论、输电与辅助服务以及电力市场技术支持系统等具体技术外，还要重视市场中多种非技术因素的相互作用。

3.澳大利亚电力市场

澳大利亚共有8个电力系统，即6个州（新南威尔士、维多利亚、昆士兰、南澳、西澳、塔斯马尼亚）的电力系统和2个特区（北部领土和堪培拉）的电力系统。新南威尔士州是电力规模最大的州，其装机总容量占澳大利亚电力总容量的1/3。澳大利亚的电力市场改革主要以新南威尔士州电力系统为主体。

澳大利亚的电力系统在1989年以前实行垄断经营，1993年开始模拟市场运行，1997年正式启动第一期国家电力市场。澳大利亚建立电力市场的目的是实现电力工业商业化运营，在发电和售电领域引入竞争，促进系统间的互联。

与英国电力市场类似，澳大利亚的电力市场也采用PowerPool运营模式，其市场主体包括发电商、配电商、用户和电网公司。以前只有大用户（如大于或等于10MW）才能选择供电对象，自1999年7月后所有用户均可自由选择配电公司。配电公司拥有网络、零售商不拥有网络。它们代表一般用户或不愿意参加批发电力市场的大用户购买电力。电力交易中心与系统操作员两个机构合二为一。

澳大利亚电力市场贸易包括：零售贸易、批发贸易、实时贸易与合同贸易。

用户可选择零售贸易或批发贸易。零售贸易只能在用户和零售商之间进行。零售商购买批发电力，支付输电费，再将所有费用计入用户电价中。原则上所有用户均可选择零售商，采用竞争电价。但到2000年，仅有15%的用户主动选择零售商，其余85%的小用户包括大量家庭用户，仍然执行政府每年审定一次的目录电价。

批发贸易必须经过电力库，它有以下两种表现形式：

1）长期双边合同（期货）。这是数量巨大的确定性交易。这种合同一般对外保密。

2）短期提前市场。电力供求具有以下特点：电能不能储存；无法区分某一用户所用电力到底来自哪家电厂；供电量必须时刻等于用电量与网损之和。由于电力供需的动态平衡特性，很难精确预测负荷的瞬间变化或短时间突变。设计短期提前市场，可使参与者及时调整其发电或用电计划，减少市场风险。短期提前市场的市场成交价格（批发电价）按边际机组的价格每0.5h确定一次，步骤如下：

①买方给出购电最高价；

②卖方给出售电最低价；

③根据买卖各方所报电量及报价形成两条阶梯状综合曲线，其交点即为市场成交价格；

④所有出价高于结算价格的买方和出价低于结算价格的卖方将参与贸易，其他成员因其报价不够合理而被当时的市场排除在外。

由于多种因素的影响，实时电价经常波动。所以，市场参与者一般都采用合同贸易和实时贸易结合的方式规避现货电价波动的风险。实时贸易解决了发电商、用户未能在长期双边市场或短期提前市场中完成电能交换的问题。若用户未采用其他形式的交易，则其所有的用电量都将按实时电价结算。

电费结算是电力市场中非常重要的一环，它需要很高的软/硬件环境，如智能计量表计、电费自动结算系统等。在电费结算的过程中，还需要考虑各种市场的不同特性。

澳大利亚电力市场的输电服务以成本为基础进行定价。输电费用包括：网络使用费、联网费（新用户）和市场管理费。网络费用不在交易合同中体现，按长期边际成本（50%按固定成本，25%按平均需求，另25%按高峰、腰荷时的电量核算）进行定价，由政府每年核定一次。在进行费用结算时，需要考虑以下两种情况：

1）若网间功率交换出现拥堵，则需考虑堵塞费用，使用者要支付较高的输电费用。

2）若电网未满足用户的要求，则交易中心应对用户给予经济上的补偿。

4.挪威电力市场

挪威是欧洲最大的水电生产国，其发电量的99.7%是水电。2000年，挪威政府已经认识到再继续开发国内水电会影响环境，所以准备以天然气发电作为新的能源发电项目。挪威的电力系统与瑞典有交流联络线，北部通过220kV和132kV的交流线路与芬兰和俄罗斯连接，南面有3条海底超高压UHV电缆线路与丹麦相连，从而构成了世界上覆盖国家最多的电力市场——北欧电力市场。1991年，挪威颁布新能源法，引入竞争机制，进行电力体制改革，要求输电网开放。

改革后的市场格局为：国家能源联合公司拥有30%的发电容量，市政拥有55%，私人拥有15%；国家电网公司重组为电力市场公司和国家控制中心两部分，拥有全国80%的输电主网；其他电力公司约100家，配电公司110家。

挪威的电力市场有四种贸易形式：日前市场、周市场、调节市场及对外贸易。

1）日前市场，即现货市场。提前一天决定第二天的价格。工作日每天6～7个价格，节假日2～3个价格。每小时内，合同功率不变。可见，挪威日前市场交易时段的规定与其他国家采用的每天48个上网电价和24个售电电价有明显不同。

2）周市场（相当于BC和期货市场）。周市场是“长期合同”的统称，它可细分为“周合同”、“4周合同”和“季节合同”。“周合同”要提前4～7周，“4周合同”要求5～8周，“季节合同”要提前1～3年进行。周市场的交易内容包括：基本电力、峰值电力、低谷电力。周市场中有两种合同，基荷合同和日功率合同。基荷合同是指在每周168小时提供相同的功率。日功率合同是指工作日的早7时～晚10时提供相同功率。按规定，周合同可持续一年以上。

3）调节市场。进行实时操作：电力市场公司负责电力招标，国家控制中心负责用电和发电的市场平衡。

4）对外贸易。对外贸易合同有三种形式：6个月以下合同；半年至5年合同；5年以上合同。对外贸易由电力市场公司和政府进行管理。

挪威的输电服务实行点费率（Point rate）制度。其内涵是：输电费由功率注入或流出点的位置决定。不同地点（节点），输电价格不同。输电成本的80%与输电量和输电距离成比例。

国家电网公司负责电力系统的联合运行，包括联合旋转备用和紧急事故处理。国家电网公司下属的国家控制中心（National Control Center，NCC）具体负责电力系统的运行控制，内容包括：

1）网络潮流不越限。

2）频率偏差在限值之内（50Hz±0.1Hz）。

3）与邻国按协议交换电量，联络线路的ACE（区域控制偏差）在允许范围之内。

系统支持服务主要包括以下三部分的内容：

1）安全支持服务。发电机无功功率和频率控制，不计费。

2）与运行方式有关的支持服务。如水轮机组在最优经济点运行时，其最大出力与最优出力的差值作为备用。

3）强制型服务。是指国家电网公司强制各电力公司执行的支持服务，按相应的标准进行经济补偿。

挪威和瑞典两国有很长的边境线和许多联网点，最大可交换功率达270万kW。1996年，挪威国家电网公司与瑞典斯文斯卡国家电网公司联合建立了“挪威-瑞典联合电力交易所”。后来，挪威国家电网公司和瑞典斯文斯卡国家电网公司签约，给斯文斯卡50%的挪威电网公司电力市场的股份，并将交易公司更名为“诺特勃尔-北欧电力交易所”。首府设在奥斯陆，在斯德哥尔摩有服务处。挪威参与者在奥斯陆交易，瑞典参与者在斯德哥尔摩交易。交易货币为挪威克朗和瑞典克朗，货币兑换完全有保证。

每天上午，参与者递交他们第二天（0时～24时）每小时的买卖投标，建立买卖曲线，其交汇处就是成交电价和交易电量。中午关闭市场。14：00前，交易所通知参与者第二天的交易电价和交易电量。若不满意，16：00以前可以提出调整，必要时可重新计算电价和电量。根据现货交易的结果，发电公司安排发电计划，并呈交斯文斯卡平衡服务和挪威国家电网公司的调节市场，随后便可确定运行计划。