土耳其电力市场分析
海外电力市场发展现状和前景
海外电力市场发展现状和前景摘要：随着国内电力能源形势日益紧张，海外电力投资政策利好，越来越多的电力企业投入到海外电力市场的浪潮中。
本文通过对海外电力市场的发展需求、能源现状、参与企业的状况进行分析，对未来发展前景和电力相关单位的竞争趋势进行展望。
随着“一带一路”建设的深入推进，中巴经济走廊建设全面展开，中蒙俄经济走廊规划纲要正式签署，新亚欧大陆桥经济走廊和孟中印缅经济走廊稳步推进，区域合作基金相继推出，“两优”贷款、出口信贷等金融支持政策不断完善，中国企业“走出去”迎来了巨大的机遇。
今年，“一带一路”国际合作高峰论坛顺利召开，国际产能、基础设施、能源、科技等领域迈入更深层次的合作互通。
1 海外电力市场发展需求从需求端来看，“一带一路”的沿线国家大都是发展中国家，虽然近几年随着外来资金的投入，在基础设施、能源方面的条件有所改善，但无论从国内需求还是未来区域经济合作的角度分析，与世界平均水平相比，这些国家电力消费潜力、装机容量仍然有极大的增长空间，对于电力建设的需求仍极其旺盛。
此外，“一带一路”部分沿线国家（如俄蒙中亚及沿海岸线国家）煤炭、天然气资源丰富，也为其发展常规火电带来了得天独厚的优势。
同时，随着发展中国家的经济发展需求，部分由落后能源设施带来的环境、社会问题逐渐显现，因此，以清洁能源为主的建设需求也将是“一带一路”能源发展的重点方向。
从竞争端来看，受经济增速放缓和产业政策调整影响，国内电力投资增速明显放缓，国家能源局对煤电项目提出“取消一批、缓核一批、缓建一批”，国内电力投资企业逐渐将海外电力设施作为投资重点，窗口公司、工程公司、大型设备制造商、电力设计院也纷纷将海外电力工程项目作为业务开拓的重中之重，竞争态势更具白热化。
2 海外能源市场发展情况根据《BP世界能源展望》（2017版），预计从2015年到2035年，世界能源需求年均增长1.3%。
几乎所有增长都来自新兴经济体，中国和印度贡献超过一半。
我国企业对土耳其的直接投资现状及建议
我国企业对土耳其的直接投资现状及建议
中土两国之间的经济和贸易联系日益加强，中国企业对土耳其
的直接投资也在逐年扩大。
目前，中国企业对土耳其的投资主要集
中于能源、交通、通讯和基础设施等领域。
下面是对我国企业对土
耳其直接投资现状及建议的说明：
1. 现状
中国企业在土耳其投资的主要领域包括能源、交通、通讯和基
础设施等。
2019年，我国企业在土耳其的直接投资额达到4.4亿美元，同比增长39.7%。
其中，能源领域是我国企业在土耳其投资的
重点领域，包括电力、石油和天然气等。
2. 建议
（1）加强了解土耳其市场。
了解土耳其市场及其特点，对企业
拓展当地市场，提供针对性和有效的参考。
（2）积极遵守当地法规。
土耳其的法律体系并不完全透明，投
资前需慎重，企业应积极了解土耳其法律，规避风险。
（3）与当地企业合作。
积极通过引进当地企业资源，参与当地
产业链，实现投资效益最大化。
（4）关注人员安全。
土耳其作为处于地缘政治紧张关系的国家，社会安全形势极不稳定。
加强对员工的安全保护和风险管理。
总之，我国企业在投资土耳其前需要了解当地市场规则，遵守
当地法规，与当地企业合作，关注人员安全等方面进行综合考虑，
以避免盲目投资和降低投资风险。
外国电力市场电价形成机制及定价政策
外国电力市场电价形成机制及定价政策研究先进成熟的经验,特别是发达国家成功的经验，将对我国电力改革事业起到积极的参考和借鉴作用。
电力工业市场化改革使得电价及电价形成机制发生了深刻的变化，传统的电价形成机制被打破，取而代之的是电力市场价格机制的建立。
国外电力市场的电价改革趋势主要体现在：电力市场的电价制定改变了传统的以政府定价为主的定价模式，而是以市场竞争、自由协商形成电价为主，政府定价为辅。
市场竞争形成电价主要有报价制、实时电价等制度；自由协商形成的电价主要有合同电价。
电力市场电价的管制由以前的严格管制向以法律法规规范为主，政府或机构管制为辅。
并且政府的管制范围比以前减小，一般主要对电价的公平性及输电费制定等进行监督。
电力市场电价的形成比以前传统电价形成具有更高的透明度，有利于社会的监督。
实行电力市场后一般电价水平比以前低许多。
比较典型的是阿根廷电力市场化后，发电上网电价比以前下降了50%，售电电价平均下降了17%。
一、国外的两种电价体系目前，世界上的电力定价体系可以分为两类：发展中国家采用非市场定价，电价低廉，由政府给予补贴；发达国家的电价是由市场决定的，虽然市场结构有差别，但是国家都不给予补贴。
两种不同的电价体制，形成两种不同的电力行业管理特征。
发展中国家的电力工业由政府垂直垄断经营，采用指令性的、控制性的法规条例；而发达国家采取政府、私人或政府和私人经营并存，公开透明的法规条例，由企业自我控制和平衡。
发展中国家存在信息障碍，缺乏信息、技术和融资中介；发达国家按照市场规律、价值规律和供求规律办事，信息流畅，技术水平高，效率和效益高。
实际上20世纪80年代以前的社会主义国家基本上类似于发展中国家的定价体系。
这就是说有什么样的电力部门的所有制和管理体制就实行什么样的电价定价体系。
表4-1 发展中国家和发达国家电力行业特征比较从90年代开始，许多发展中国家为了解决缺电和提高电力部门的效率，已经开始进行改革，如亚洲的韩国、马来西亚、菲律宾，拉丁美洲的阿根廷和墨西哥，还有土耳其和东欧各国，这些国家电力部门改革的基本趋势是由非市场定价向市场定价转变。
土耳其的电力与能源市场
土耳其的电力与能源市场近年来，土耳其一直致力于发展和改善其电力与能源市场，以满足日益增长的能源需求，并推动经济的可持续发展。
本文将探讨土耳其电力与能源市场的现状、问题以及未来的发展前景。
一、土耳其电力与能源市场的现状土耳其是一个人口众多、经济发展迅速的国家，在持续增长的经济活动下，对电力和能源的需求越来越大。
土耳其电力与能源市场的现状呈现出以下几个特点：1. 多元化的能源来源：土耳其拥有丰富的能源资源，包括煤炭、天然气、水力、风力和太阳能等。
这种多元化的能源来源为土耳其提供了稳定的能源供应，降低了对进口能源的依赖性。
2. 政府推动可再生能源发展：为了减少对传统能源的依赖，土耳其政府大力推动可再生能源的发展。
政府制定了多项政策和鼓励措施，鼓励企业和个人利用风能、太阳能等可再生能源进行发电。
3. 原电力生产商的垄断状况：在过去，土耳其的电力市场一直由一家国有公司垄断。
然而，近年来，政府推出了一系列改革举措，逐步引入市场竞争机制，并鼓励民间投资者进入该市场。
二、土耳其电力与能源市场面临的挑战和问题虽然土耳其电力与能源市场取得了一定的发展成果，但仍然面临一些挑战和问题：1. 能源供需缺口：由于经济的快速增长和人口的增加，土耳其的能源需求快速增长，供应与需求之间存在一定的缺口。
为了解决能源供需不平衡的问题，土耳其需要进一步扩大能源产能和改善能源输送和分配系统。
2. 电力市场竞争不充分：尽管土耳其政府在电力市场引入竞争机制，但市场竞争仍然不够充分。
传统电力生产商仍然占据主导地位，私人投资者和新进入者面临着各种限制和壁垒。
3. 可再生能源开发的挑战：尽管土耳其政府鼓励可再生能源的开发，但可再生能源的投资和建设仍然面临一些挑战，如土地问题、技术和设备的成本等。
土耳其需要进一步完善相关政策和法规，吸引更多的投资者参与可再生能源项目。
三、土耳其电力与能源市场的发展前景尽管土耳其电力与能源市场面临一些挑战和问题，但其发展前景仍然广阔。
世界主要区域电力市场介绍
世界主要区域电力市场介绍北欧电力市场CONTANTS电力市场基本概念美国加州电力市场美国PJM 电力市场国内电力市场建设现状澜湄区域电力市场展望电力市场电力批发市场电力零售市场电力中长期市场电力现货市场实物合同金融合同部分电量集中竞价优化出清全电量集中竞价优化出清分散式电力市场集中式电力市场电力现货市场的定义与功能◆定义：一般指48小时以内的电力交易，包括日前市场、日内市场和实时市场，通常是由调度机构组织的集中竞价交易，采用边际出清价格机制。
交易品种包括电能量、备用、调频等服务。
◆功能：实现电力资源的优化配置+ 发现价格。
边际出清与按报价出清的比较：1.边际出清可充分反映市场供需，体现供需决定价格的经济学理论。
2.边际出清价格机制使市场运行效率更高，也有利于提高清洁能源消纳。
3.边际出清有利于中小发电企业竞争，可有效降低市场集中度，从而防患市场力操纵行为。
边际出清示意反映短期边际成本，随着用电时间的不同而不同QPSMP单一买方市场边际出清电价机制的分类与应用：⚫节点边际电价（LMP）：出清考虑网络约束，指节点增加单位MW 需求时所需要增加的成本。
⚫系统边际电价（SMP）：出清不考虑网络约束，指系统增加单位MW需求时所需要增加的成本。
分区边际电价（ZMP）：出清考虑区域间联络线的约束，指区域增加单位MW需求时，所需要增加的成本。
系统边际电价（S M P）分区边际电价（Z M P）节点边际电价（L M P）￥235/MWh￥135/MWh￥180/MWh￥235/MWh①英国；①北欧；②伊比利亚①美国RTO / ISO②智利；③澳大利亚￥140￥175￥235￥210￥180￥135节点边际电价P3=150M P3m ax=报价～～容量：200 MW报价：5 $/MWh 容量：80 MW 报价：30 $/MWh线路容量：100 M W负荷A ：50 MW 报价：50 $/MWh负荷B ：150 MW 报价：50 $/MWh#1机组出力：150 MW #2机组出力：50 MW 问题：如何确定#1机组、#2机组中标电价？方法1：统一按5 $/MWh 出清结算，对#2机组不公平方法2：统一按30 $/MWh 出清结算，对负荷A 不公平方法3：节点1按5 $/MWh 出清结算，节点2按30 $/MWh 出清结算12阻塞盈余P3=150M P3m ax=报价～～容量：200 MW 报价：5 $/MWh 容量：80 MW 报价：30 $/MWh线路容量：100 M W负荷A ：50 MW 报价：50 $/MWh负荷B ：150 MW 报价：50 $/MWh#1机组出力：150 MW#2机组出力：50 MW 12问题：节点1电价= 5 $/MWh ，节点2电价格= 30 $/MWh 对购售电四方都公平吗？负荷B 购电费= 30 ×150 = $4500负荷B 的150MW 中有100MW 是#1机组提供的，售价是5 $/MWh 出现了阻塞盈余= （30-5）×100 = $2500阻塞盈余P3=150M P3m ax=报价～～容量：200 MW 报价：5 $/MWh 线路容量：100 M W负荷A ：50 MW 报价：50 $/MWh负荷B ：150 MW 报价：50 $/MWh#1机组出力：150 MW#2机组出力：50 MW 12交易中心售电收入= 150 ×30 + 50 ×5 = $4750交易中心支付发电= 150 ×5 + 50 ×30 = $2250交易中心获得了阻塞盈余= $4750 -$2250 = $2500负荷B 多支付电费= 100 ×(30-5) = 2500 1、事先拍卖该线路金融输电权2、获得金融输电权的各方事后依此获得阻塞盈余补偿北欧电力市场北欧电力市场发展历程Array⚫挪威在1991年建立了国家电力市场；⚫瑞典1996年1月率先加入，两国成立了挪威-瑞典联合电力交易所；⚫芬兰于1998年6月加入；⚫丹麦西部于1999年7月加入；⚫丹麦东部于2000年10月加入；⚫2010-2013年，波罗的海三国爱沙尼亚、立陶宛、拉脱维亚分别先后加入北欧电力市场。
土耳其输变电市场西电产品的技术差异及市场分析
土耳其输变电市场西电产品的技术差异及市场分析摘要：2012年西电打破西方品牌垄断进入土耳其市场以来，已累计出口6套GIS 设备（4套252kV GIS, 2套550kV GIS）并成功运行至今。
西电主要参与土耳其电力局GIS、AIS主设备(CB,DS)和变压器设备项目竞标。
本文对土耳其输变电市场西电产品的技术差异及市场状况进行了总结和分析。
关键词：土耳其输变电市场；西电产品；技术差异；市场分析1.土耳其输变电市场分析:土耳其电力产业分为四个垂直分工部门：发电、传输、分配和零售。
目前除了传输环节仍完全由国有公司TEIAS控制外，其他环节均引入了私营企业。
土耳其电网由47,200公里的输电线路和922,000公里的配电线路组成。
土耳其的输电网由国家输电公司TEIAS负责运营，而配电网分为21个区域，目前已全部完成私有化。
图2土耳其配电网分区及投资公司基于土耳其经济的发展带来用电量的增加，TEIAS已于2009年制定了 2009-2018年10年间的发电能力增加计划。
计划书中根据土耳其用电需求预期准备了如下两个方案：方案一——高预期方案：2018年发电能力将较2009年提高84%，其中2012年至2018年平均每年提高7.4%方案二——低预期方案：2018年发电能力将较2009年提高73%，其中2012年至2018年平均每年提高6.6%以上方案可见土耳其未来几年其电力系统仍将继续进行扩建以满足国家日益增长的用电需求，根据近年来的趋势，每年均有6~8个GIS变电站项目，因此土耳其电力市场仍具潜力。
由于用电需求的逐年提高，输变电系统也将随之进行相应的扩建。
其中380kV及154kVGIS设备仍应该是西电关注的重点，原因如下：1）在现有电压等级下，土耳其可以生产除GIS外大部分输变电设备。
在敞开站设备方面，国内设备在价格方面相对本土产品并没有竞争力。
变压器方面虽然我公司产品价格具有优势，不过土耳其对变压器存在本土保护。
处于东西能源走廊之中的土耳其——访土耳其工商企业家协会能源工作组负责人德尔顿居
翘 点 地区
ＨＯ Ｅ Ｉ Ｎ ＴＲ Ｇ Ｏ Ｓ
年的１ ３ 亿吨。由于里海与黑海的原油产量增加 ， ．４ ４
逐步使经济体制与欧盟的主要政策和标准相一致，
预计这个数字将在２ ０ 年达 到１ ＧＮ２ ０９ ． ９ 亿吨 。 土耳 即成为所 谓的共同体 。 由于地理位置的重要和正在 其正致 力于建 设油气 运输项 目， 里海 的油气 资 增长 的、 把 开放 的天然气市场 ， 土耳其 很可能 成为欧
能源 地缘优势？在 能源安全 问题 日益凸显的国际格局 中， 土耳其发 挥着 怎样 的作用？ 德尔顿 居 ： 土耳 其地处 欧亚 大陆交 界处 ， 位于里海 、 东欧和 中 东地 区之 间， 与希腊 、 保加利 亚、 鲁吉亚、 格 亚美尼亚 、 伊朗、 伊拉克
和叙 利亚接壤 。 世界７％的原油和７ ％的天然气储量蕴 藏于土耳其 ３ ２
举 例来说 ， 全球 每天有３ ％的石油消费 量以船运方 式通过土耳 ． ７ 其海峡 （ 包括博 斯普 鲁斯海峡和 达达 尼尔海峡 ） 通 过伊斯坦 布尔 。
海峡的原油运输 量 已经戏 剧性地 从 １９ 年的６ ０￣ 吨增长到２ ０ ９６ ０ ０ｆ ０６
０ 。 ０．
国际石油经济 ． ５
将 使 土耳 其作为亚欧能源枢 纽与能源过境 国的地
位更加重要。
土耳其 完成 的国际石油 和天然气管 道项 目包
括： 蓝流 （ ｌｅＳｒａ 天然气管道 、 Ｂ ｕ ｔ ｍ） ｅ 巴库一第比利 斯一 杰伊 汉原油管道、 巴库一第比利斯一埃尔祖鲁
基尔库克—尤 穆尔塔勒 克 （ ｒｕ－ Ｋｉ ｋ ｋ 记者 ： 土耳其与欧盟有着 巨大的共 同利益 ， 那 姆天然气管道、 么双方面临着哪些能源安全挑战？
土耳其电力市场概况 土耳其电力市场概况
土耳其电力市场土耳其电力市场概况概况一一、土耳其电力市场发展现状土耳其电力市场发展现状随着土耳其经济的高速发展，土耳其电力市场正成为土耳其经济发展最快的领域之一。
自1980年起，土耳其的电力需求就开始快速增长，2009年达到了194兆瓦特-小时（TWh）（图1）。
目前土耳其的人均用电量低于2200千瓦时，远低于欧盟6602千瓦时的平均水平。
根据土耳其能源部最近的调查显示，土耳其的电力需求将从2008年的198 TWh 增加到2017年的363TWh。
图1 19801 1980--2009年土耳其电力需求年土耳其电力需求（（TWh TWh））数据来源：TEDA Ş，E ÜA Ş。
注：7.8%、3.6%是复合年均增长率（CAGR）。
电力产业可分为四个垂直分工的部门：发电、传输、分配和零售。
在土耳其，目前除了传输环节仍完全由国有公司TEIA Ş控制外，其他环节均引入了私营企业（图2）。
数据来源：EÜAŞ，TEİAŞ，TEDAŞ。
土耳其电力市场自由化时间表二、土耳其电力市场自由化时间表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，私营企业逐渐参与。
1970年10月，根据国家第1312号法令，设立土耳其电力局(TEK)，垄断性的经营发电、输电、配电业务。
根据土耳其3096号法令，从1984年开始，允许私营部门进入电力市场，但只有极少数的民营企业参与经营电力。
1994 年，一贯垄断经营发电、输电、配电的TEK被分割成发电、输电公司TEAŞ和配电公司TEDAŞ。
2001年 TEAŞ解体为EÜAŞ、TEİAŞ和TEDAŞ，这三家公司的主营业务分别是发电、输电和零售。
2005-2010年，土耳其配电领域的私有化开始，预计在2005-2010的5年中TEDAŞ将被21个私营配电公司所取代。
2007年，土耳其发电领域开始了私有化进程。
2008年，拥有总装机容量141MW的ADÜAŞ公司成功完成了私有化，这是土耳其政府私有化管理局（Privatisation Administration）在发电领域成功实施的首个私有化项目（图3）。
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土耳其电力市场土耳其电力市场概况概况
一一、土耳其电力市场发展现状土耳其电力市场发展现状
随着土耳其经济的高速发展，土耳其电力市场正成为土耳其经济发展最快的领域之一。
自1980年起，土耳其的电力需求就开始快速增长，2009年达到了194兆瓦特-小时（TWh）（图1）。
目前土耳其的人均用电量低于2200千瓦时，远低于欧盟6602千瓦时的平均水平。
根据土耳其能源部最近的调查显示，土耳其的电力需求将从2008年的198 TWh 增加到2017年的363TWh。
图1 19801 1980--2009年土耳其电力需求年土耳其电力需求（（TWh TWh））
数据来源：TEDA Ş，E ÜA Ş。
注：7.8%、3.6%是复合年均增长率（CAGR）。
电力产业可分为四个垂直分工的部门：发电、传输、分配和零售。
在土耳其，目前除了传输环节仍完全由国有公司TEIA Ş控制外，其他环节均引入了私营企业（图2）。
数据来源：EÜAŞ，TEİAŞ，TEDAŞ。
土耳其电力市场自由化时间表
二、土耳其电力市场自由化时间表
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，私营企业逐渐参与。
1970年10月，根据国家第1312号法令，设立土耳其电力局(TEK)，垄断性的经营发电、输电、配电业务。
根据土耳其3096号法令，从1984年开始，允许私营部门进入电力市场，但只有极少数的民营企业参与经营电力。
1994 年，一贯垄断经营发电、输电、配电的TEK被分割成发电、输电公司TEAŞ和配电公司TEDAŞ。
2001年 TEAŞ解体为EÜAŞ、TEİAŞ和TEDAŞ，这三家公司的主营业务分别是发电、输电和零售。
2005-2010年，土耳其配电领域的私有化开始，预计在2005-2010的5年中TEDAŞ将被21个私营配电公司所取代。
2007年，土耳其发电领域开始了私有化进程。
2008年，拥有总装机容量141MW的ADÜAŞ公司成功完成了私有化，这是土耳其政府私有化管理局（Privatisation Administration）
在发电领域成功实施的首个私有化项目（图3）。
图3 土耳其电力市场自由化时间表土耳其电力市场自由化时间表
三、土耳其配电领域土耳其配电领域私有化私有化私有化的关键的关键的关键
1、TSS 模式模式
土耳其政府私有化管理局将采用TSS（Transfer of Operating Rights -backed Share Sales model）模式进行电力市场的私有化。
根据该模式，投资者作为配电公司的股权所有者，与TEDA Ş签订经营权转让合同后取得对配电资产的使用权，但是配电资产的所有权以及使用这些资产所必需的项目所有权均归TEDA Ş所有。
而投资者将成为该区域内唯
一拥有电力配送许可的公司。
TSS是一种基于电力收费率、能源出售协议和投资要求的运营模式。
电力收费率
2、电力收费率
2006-2010年为电力收费的第一阶段，这5年将作为2010年后实现成本定价的过渡期。
EMRA已经批准了过渡期各配电公司的终端使用电价和收益要求。
收益要求包括提供配电和零售环节的项目成本以及为一定水平的技术和非技术损失提供补贴。
2010年后的终端使用电价将由各配电公司根据电力市场定价公报和相关的规定自行决定。
过渡期电价的执行是为了从现行电价模式逐步、平稳过渡到更精简的电价结构。
截至2010年，土耳其的电价结构将简化为5部分：居民、工业、商业、农业灌溉和非居民照明。
根据电力市场法规、电力市场公报和其他相关规定，电价将包括四部分：1、零售；2、分配；3、零售服务；4、传输。
零售部分设有“价格上限”，设定标准为各配电公司购买能源的一揽子价格。
分配和零售服务部分设有“收益上限”，包括了分配和零售服务相关的运营支出和投资需求。
传输部分的价格完全由输电成本构成，由国有输电公司收取。
2006-2010年，土耳其电费将实行“国家定价”而不是“区域定价”，这样可以避免突然的价格波动，同时，为了平衡各地区的利益，EMRA将制定一个费率均衡计划。
表1 1 过渡期的国家电价过渡期的国家电价过渡期的国家电价（（Krs/Krs/千瓦时千瓦时千瓦时））
2006 2007 2008 2009 2010 工业-中压 11.98 11.87 11.75 11.64 11.53 工业-低压 11.98 11.98 11.98 11.98 11.98 商业 15.20 14.94 14.58 14.29 14.03 居民 12.78 12.78 13.03 13.28 13.53 农业灌溉 11.53 11.53 11.53 11.53 11.53 照明
12.33
12.36
12.40
12.43
12.47
注：Krs（库鲁士）是土耳其货币单位，1库鲁士约合0.645美分）。
3、能源出售协议能源出售协议
能源出售协议在2006-2010年转型期的战略书中有所规定。
由于转型期将延长至2012年，所以能源出售协议的延长工作也开始进行。
目前的能源出售协议都是基于2006-2010年的规定价格。
五年后，配电公司可以自由选择能源出售方式，如双向合同、现货市场、垂直并购。
根据双向合同和在电力实时市场买入的电力将形成“参考价格”，而电费将以此价格为基础。
4、投资要求投资要求
2006-2010年，配电公司的投资额由土耳其能源市场管理局（EMRA）核准。
此后，配电公司可自行决定投资额并报EMRA 审核，获准后，投资将得到偿还。