Marché de l\'électricité

Un marché de l'électricité de est un système pour effectuer l'achat et la vente de l'électricité using l'offre et la demande pour fixer le prix. Des transactions en gros en électricité sont typiquement dégagées et arrangées par l'opérateur de grille ou une entité indépendante pour un but particulier chargée exclusivement de cette fonction. Des marchés pour certains produits relatifs exigés par (et payés près) de divers opérateurs de grille pour assurer la fiabilité, telle que la réservation de rotation, les réservations de fonctionnement, et la capacité installée, sont également typiquement contrôlés par l'opérateur de grille. En outre, parce que la plupart des grilles importantes il y a des marchés pour les dérivés de l'électricité, tel que le futur de l'électricité et les options , qui sont activement commercés. Ces marchés se sont développés en raison de la déréglementation des systèmes d'alimentation électrique autour du monde. Ce processus a souvent continué parallèlement à la déréglementation des marchés de gaz naturel.

Histoire des débuts

La première introduction des concepts du marché et la privatisation aux systèmes d'alimentation électrique ont eu lieu dans le Chili vers la fin des années 70, parallèlement à d'autres réformes orientées vers le marché liées aux garçons de Chicago de . Le modèle chilien a été généralement perçu comme réussi en apportant la rationalité et le transparent pour actionner l'évaluation, mais il a contemplé la dominance continue de plusieurs grands titulaires et a souffert des problèmes structuraux propres. Le Argentine s'est amélioré sur le modèle chilien en imposant des limites strictes à la concentration du marché et en améliorant la structure des paiements aux unités tenues dans la réservation pour assurer la fiabilité de système. Un des principaux buts de l'introduction des concepts du marché dans le Argentine était de privatiser des interruptions fréquentes de service de capitaux de génération (ayant pour résultat lequel était tombé en délabrement sous le monopole de propriété de l'Etat,) existantes et pour attirer nécessaire capital pour la réadaptation de ces capitaux et pour l'expansion de système. La banque mondiale était en activité en présentant une série de marchés hybrides d'autres nations latino-américaines, y compris le Pérou, le Brésil et la Colombie, pendant les années 90, avec le succès limité.

Un événement principal pour des marchés de l'électricité s'est produit en 1990 où le gouvernement BRITANNIQUE sous le Margaret Thatcher a privatisé l'industrie BRITANNIQUE de fourniture d'électricité de . Le processus suivi des Anglais a été alors employé comme modèle ou au moins catalyseur pour la déréglementation de plusieurs autres pays du Commonwealth , notamment Australie et Nouvelle Zélande , et marchés régionaux tels que le Alberta . Cependant, dans plusieurs de ces autres exemples la déréglementation du marché s'est produite sans privatisation répandue qui a caractérisé l'exemple BRITANNIQUE.

Dans la déréglementation différente traite les établissements et les conceptions du marché étaient souvent très différentes mais plusieurs des concepts fondamentaux étaient identiques. Ceux-ci sont : séparer les fonctions attaquables de la génération et du au détail des fonctions du monopole naturel de la transmission et de la distribution ; et établir un marché de l'électricité de vente en gros de et un marché de l'électricité de détail de . Le rôle du marché en gros est de laisser exploiter entre les générateurs, les détaillants et d'autres intermédiaires financiers pour la livraison à court terme de l'électricité (voir le prix sur place ) et de futures périodes de livraison (voir le prix vers l'avant ).

Marché en gros de l'électricité

Un marché de l'électricité de vente en gros de existe en concurrençant offre des générateurs que leur électricité a produite aux détaillants .

L'électricité est par sa nature difficile à stocker et doit être sur demande disponible. En conséquence, à la différence d'autres produits, il n'est pas possible, en fonctionnement normal, pour la maintenir dans les actions, les rationner ou avoir des clients aligner pour elles. L'offre et demande varient sans interruption. Il y a donc une condition physique pour une agence de contrôle, l'opérateur du système de transmission , de coordonner l'expédition de produire des unités pour satisfaire la demande prévue du système à travers la grille de transmission de . S'il y a une disparité entre l'offre et la demande les générateurs accélèrent ou ralentissent entraînant la fréquence de système (50 ou 60 Hertz ) augmenter ou la diminution. Si la fréquence tombe extérieur une gamme prédéterminée l'opérateur du système agira d'ajouter ou enlever la génération ou la charge.

En outre, les lois de la physique déterminent comment l'électricité traverse un réseau de l'électricité. Par conséquent l'ampleur de l'électricité perdue par transmission et le niveau de la congestion sur n'importe quelle branche particulière du réseau influenceront l'expédition économique des unités de génération.

Pour qu'un marché économiquement efficace de vente en gros de l'électricité il est essentiel de s'épanouir le qu'un certain nombre de critères soient remplis. Professeur William Hogan de l'Université de Harvard a identifié ces derniers. Le central à ses critères est un marché concret coordonné qui a le " ; expédition offrir-basée, sécurité-contrainte, économique avec le prices" nodal ;. D'autres universitaires tels que professeurs Shmuel Oren et Pablo Spiller de l'Université de Californie de , Berkeley ont proposé d'autres critères. Des variantes du modèle de professeur Hogan's ont été en grande partie adoptées aux USA, en Australie et en Nouvelle Zélande.

expédition Offrir-basée, sécurité-contrainte, économique avec des prix nodaux

Le prix théorique de l'électricité à chaque noeud sur le réseau est un " calculé ; price" d'ombre ; , dans lesquelles on le suppose qu'un kilowatt-heure additionnel est exigé au noeud en question, et le coût par accroissement hypothétique au système qui résulterait du redispatch optimisé des unités disponibles établit le coût de production hypothétique du kilowatt-heure hypothétique. Ceci est connu comme évaluation marginale localisée (LMP) de ou évaluation nodale de et est employé dans certains les marchés déréglés, spécialement sur les marchés de PJM, de New York et de la Nouvelle Angleterre aux Etats-Unis et en Nouvelle Zélande. Cependant, beaucoup de marchés établis n'utilisent pas l'évaluation nodale, les exemples étant le R-U, le Powernext et la piscine de Nord de (la Scandinavie et la Finlande). Tandis que dans la théorie les concepts de LMP sont sujets utiles et pas évidemment à la manipulation, dans la pratique les opérateurs du système ont la discrétion substantielle au-dessus des résultats de LMP par la capacité de classifier des unités en tant que fonctionnement dans le " ; dispatch" de dehors-de-mérite ; , qui sont de ce fait exclus du calcul de LMP. Dans la plupart des systèmes, des unités qui sont expédiées pour fournir la puissance réactive aux grilles de transmission de soutien sont déclarées pour être " ; dehors-de-merit" ; (quoique ce sont typiquement les mêmes unités qui sont plac dans des secteurs contraints et auraient autrement comme conséquence des signaux de pénurie). Les opérateurs du système apportent également normalement des unités en ligne pour se tenir comme " ; rotation-reserve" ; pour se protéger contre les pannes soudaines ou inopinément les rampes rapides dans la demande, et les déclarer " ; dehors-de-merit" ;. Le résultat est souvent une réduction substantielle de prix d'équilibre à un moment où une demande croissante aurait autrement comme conséquence des prix de escalade. Hogan et d'autres ont noté qu'une série de facteurs, y compris des chapeaux de prix de l'énergie réglés bien au-dessous de la valeur de pénurie putative de l'énergie, l'impact du " ; dehors-de-merit" ; l'expédition, l'utilisation des techniques telles que des réductions de tension au cours des périodes de pénurie sans le signal correspondant des prix de pénurie, etc., a comme conséquence un " ; money" absent ; problème. La conséquence est que les prix ont payé aux fournisseurs dans le " ; market" ; être sensiblement au-dessous des niveaux exigés pour stimuler la nouvelle entrée. Les marchés ont donc été utiles en apportant des efficacités aux exploitations et à l'expédition du système à court terme, mais ont été un échec dans ce qui a été annoncé comme avantage principal : nouvel investissement approprié stimulant où il est nécessaire, quand il est nécessaire.

Depuis l'introduction du marché, la Nouvelle Zélande a éprouvé des manques en 2001 et 2003, des prix élevés tout par 2005 et encore des prix plus élevés et le risque d'un manque grave en 2006 (en date de l'avril 2006). Ces problèmes ont surgi parce que NZ est en danger de la sécheresse due à sa proportion élevée de l'électricité produite de l'énergie hydraulique. Les manques semblables ont surgi pendant les années 70 avant que le marché de l'électricité ait été présenté. L'absence des manques pendant les années 80 semble être due à la grande augmentation de la capacité en raison du " ; Penser Big" ; les projets ont commencé pendant les années 70. La différence que le marché a fait est que coupe maintenant dedans la demande d'électricité sont faits volontairement tandis qu'en quelques années 70 les coupes étaient imposées. Si les utilisateurs de l'électricité savent plus au sujet de ce qu'ils préfèrent couper que le gouvernement, ceci a mené à une augmentation d'efficacité. Voir l'Evans, Meade, 2006.

Sur des marchés de LMP, où les contraintes existent sur un réseau de transmission, il y a un besoin d'une génération plus chère d'être expédié du côté descendant de la contrainte . Prix de chaque côté de l'évaluation provoquante séparée de congestion de de contrainte et des locations de contrainte de .

Une contrainte peut être causée quand une branche particulière d'un réseau atteint sa limite thermique ou quand une surcharge potentielle se produira en raison d'un événement contingent (par exemple, échec d'un générateur ou d'un transformateur ou une ligne panne) sur une autre partie du réseau. Ce dernier désigné sous le nom d'une contrainte de sécurité de . Des systèmes de transmission sont actionnés pour tenir compte de la continuité de l'approvisionnement même si un événement contingent, comme la perte d'une ligne, étaient de se produire. Ceci est connu comme système contraint par sécurité de .

Le prix de système sur le marché de jour-en avant est déterminé, en principe, en assortissant des offres à partir des générateurs aux offres à partir des consommateurs à chaque noeud pour développer un approvisionnement classique et le prix d'équilibre de la demande , habituellement sur un intervalle horaire, et est calculé séparément pour les sous-région dans lesquelles le modèle d'écoulement de la charge de l'opérateur du système indique que les contraintes lieront des importations de transmission. Dans la pratique, l'algorithme de LMP décrit ci-dessus est couru, incorporant un calcul sécurité-contraint et du moindre coût d'expédition (voir ci-dessous) avec l'approvisionnement basé sur les générateurs qui ont soumis des offres sur le marché de jour-en avant, et une demande basée sur des offres des entités de charge-portion vidangeant des approvisionnements aux noeuds en question. Dans la plupart des systèmes l'algorithme utilisé est un " ; DC" ; modèle plutôt qu'un " ; AC" ; modeler, ainsi des contraintes et le redispatch résultant des limites thermiques sont identifiés/prévus, mais les contraintes et le redispatch résultant des insuffisances de puissance réactive ne sont pas. Quelques systèmes tiennent compte des pertes marginales. Les prix sur le marché en temps réel sont déterminés par l'algorithme de LMP décrit ci-dessus, équilibrant l'approvisionnement à partir des unités disponibles. Ce processus est suivi pour chacun intervalle de cinq minutes, de demi-heure ou d'heure (selon le marché) à chaque noeud sur la grille de transmission de . Le calcul hypothétique de redispatch qui détermine LMP doit respecter des contraintes de sécurité et le calcul de redispatch doit laisser la suffisamment de marge pour maintenir la stabilité de système en cas d'une panne non planifiée n'importe où sur le système. Ceci a comme conséquence un marché concret avec le " ; expédition offrir-basée, sécurité-contrainte, économique avec le prices" nodal ;.

Gestion des risques

La gestion des risques financiers est souvent une haute priorité pour des participants à en raison déréglé des marchés de l'électricité des risques substantiels des prix et de volume que les marchés peuvent montrer. Une conséquence de la complexité d'un marché en gros de l'électricité peut être volatilité de prix extrêmement élevé à une époque de manques maximaux d'offre et demande. Les caractéristiques particulières de ce risque des prix sont fortement - personne à charge sur les principes fondamentaux physiques du marché tels que le mélange des types de l'usine et de rapport de génération entre la demande et modèles de temps. Le risque des prix peut être manifeste par le " des prix ; spikes" ; ce qui sont durs pour prévoir et évaluer le " ; steps" ; quand la position fondamentale de carburant ou d'usine change pendant de longues périodes.

" ; Risk" de volume ; est employé souvent pour dénoter le phénomène par lequel les participants du marché de l'électricité aient les volumes ou les quantités incertains de consommation ou de production. Par exemple, un détaillant ne peut pas prévoir exactement que la demande des consommateurs pour n'importe quelle heure particulière de plus que quelques jours dans le futur et un producteur ne peut pas prévoir le temps précis qu'ils auront la panne d'usine ou les pénuries de carburant. Un facteur de composition est également la corrélation commune entre le prix et les événements extrêmes de volume. Par exemple, les transitoires des prix se produisent fréquemment quand quelques producteurs ont des pannes d'usine ou quand quelques consommateurs sont dans une période de consommation maximale. L'introduction des quantités substantielles de sources d'énergie intermittentes tel que l'énergie éolienne peut avoir un impact sur des prix du marché.

Détaillants de l'électricité, qui dans l'achat global du marché en gros, et les générateurs que dans la vente globale au marché en gros, sont exposé à ces derniers les effets des prix et de volume et pour se protéger eux-mêmes contre la volatilité, ils entameront le " ; contracts" de la haie ; les uns avec les autres. La structure de ces contrats varie par en raison régional du marché de différentes conventions et structures du marché. Cependant, les deux les plus simples et les formes les plus communes sont les contrats à terme simples de prix rigide pour des contrats de la livraison physique et de pour les différences où les parties conviennent un prix de grève pendant des périodes de temps définies. Dans le cas d'un contrat pour la différence, si un indice de prix de gros en résultant (comme référencé dans le contrat) dans n'importe quand la période est plus haut que le " ; strike" ; le prix, le générateur remboursera la différence entre le " ; strike" ; évaluer et le prix réel de cette période. De même un détaillant remboursera la différence au générateur quand le prix réel est moins que le " ; price" de grève ;. L'index de prix réel désigné parfois sous le nom du " ; spot" ; ou " ; pool" ; prix, selon le marché.

Beaucoup d'autres arrangements des haies , tels que des contrats d'oscillation, transmission financière de redresse , les options d'achat et les options mises sont commercées sur les marchés sophistiqués de l'électricité. En général elles sont conçues pour transférer des risques financiers entre les participants.

Marchés en gros de l'électricité

Australie - NEMMCO l'administrateur australien du marché
Canada - marché indépendant d'Ontario d'opérateur du système (IESO) de l'électricité et opérateur du système électrique d'Alberta (AESO)
Chili
Scandinavie - piscine de Nord de * France , - Powernext * Allemagne - échange européen EEX d'énergie de
Grande-Bretagne - Elexon
Inde
Nouvelle Zélande - voir le marché de l'électricité de la Nouvelle Zélande de
Philippines - voir le marché concret en gros philippin de l'électricité
Le Etats-Unis - voir l'OIN du marché d'ERCOT, du marché de PJM, du marché de New York, du marché de Midwest, et de la Californie
Singapour - voir le marché de l'énergie Authority, Singapore et Energy Market Company (EMC)

Marché au détail de l'électricité

voient également : L'électricité de vendant le

au détail de

Un marché de l'électricité de détail de existe quand les clients d'usage final peuvent choisir leur fournisseur des détaillants de concurrence de l'électricité de ; un terme utilisé aux Etats-Unis pour ce type de choix du consommateur est « choix d'énergie ». Une issue séparée pour des marchés de l'électricité est si les consommateurs font face à l'évaluation en temps réel (prix basés sur le prix de gros de gros variable) ou à un prix qui est fixé d'une autre manière, telle que les coûts annuels moyens. Sur beaucoup de marchés, les consommateurs ne payent pas basé sur le prix en temps réel, et par conséquent n'ont aucune incitation pour réduire la demande à une époque de prix (en gros) élevés ou pour décaler leur demande à d'autres périodes. La réponse de demande de peut employer des mécanismes d'évaluation ou des solutions techniques pour réduire la demande de pointe.

Généralement, la réforme de détail de l'électricité suit de la réforme de vente en gros de l'électricité. Cependant, il est possible d'avoir une compagnie simple de production d'électricité et d'avoir toujours la concurrence au détail. Si un prix de gros de gros peut être établi à un noeud sur la grille de transmission de et les quantités de l'électricité à ce noeud peuvent être réconciliées, la concurrence pour les clients au détail dans le système de la distribution au delà du noeud est possible. Sur le marché allemand, par exemple, grand, les utilités verticalement integrated concurrencent entre eux pour des clients sur la grille plus ou moins ouverte.

Bien que les structures de de #REDIRECT du marché varient, là sont quelques fonctions communes qu'un détaillant de l'électricité doit pouvoir exécuter, ou entrent dans un contrat pour, afin de concurrencer effectivement. L'échec ou l'incompétence dans l'exécution d'un ou plusieurs du suivant a mené à quelques désastres financiers dramatiques : gestion de location de client de
du contrôle du crédit de la facturation mètre la lecture de compteur de de par l'intermédiaire d'un " efficace de
d'accord de réconciliation contrat d'employer-de-système de la distribution de
du centre d'appel ; Pool" ; ou " ; market" de tache ; contrats de la haie de
d'accord d'achat - contrats pour que les différences contrôlent le " ; price" de tache ; risque

Les deux lacunes principales ont été la gestion des risques et la facturation . Aux Etats-Unis en 2001, le la Californie 's a fêlé le règlement de la concurrence au détail mené à la crise de l'électricité de la Californie de et aux détaillants appuyés gauches sujet aux prix sur place élevés mais sans capacité de se protéger contre ces derniers (voir le manifeste sur la crise californienne de l'électricité). Dans le R-U un détaillant, énergie indépendante, avec une grande base de clients est entré buste quand elle ne pourrait pas rassembler l'argent dû des clients.

Expérience du marché de l'électricité

Essentiellement, l'expérience de l'introduction de la concurrence en gros et au détail a été mélangée. Beaucoup de marchés régionaux ont réalisé un certain succès et la tendance continue continue à être vers la déréglementation et l'introduction de la concurrence. Cependant dans 2000/2001 d'échecs importants tels que la crise de l'électricité de la Californie de et le débâcle d'Enron a causé un ralentissement dans le rythme du changement et dans quelques régions une augmentation de règlement et de réduction du marché en concurrence. Cependant, cette tendance est largement considérée comme provisoire contre l'à plus long terme vers plus ouverts et les marchés compétitifs.

Malgré la lumière favorable dans laquelle des solutions du marché sont regardées conceptuellement, le " ; money" absent ; le problème doit dater insurmontable prouvé. Si les prix de l'électricité étaient de se déplacer à la nouvelles (c.,) transmission basée sur le marché et production marchandes incent nécessaires par niveaux, les coûts aux consommateurs seraient politiquement difficiles. L'augmentation en coûts annuels aux consommateurs seule en Nouvelle Angleterre ont été calculées à $3 milliards pendant les auditions récentes de FERC sur la structure du marché de NEPOOL. Plusieurs mécanismes qui sont prévus au nouvel investissement incent où ils sont les plus nécessaires en offrant des paiements augmentés de capacité--mais seulement dans les zones où on projette que la génération est courte--ont été proposés pour NEPOOL, PJM et NYPOOL, et vont sous le titre générique du " ; capacity" localisé ; ou LICAP (la version de PJM actuellement (mai 2006) sous la revue de FERC est appel le " ; Évaluation Model" de fiabilité ; , ou " ; RPM" ;). Il y a doute substantiel de savoir si quelconque d'entre ces mécanismes veulent en fait le nouvel investissement incent, donné le risque de normalisation et l'instabilité chronique des règles du marché dans des systèmes des USA, et il y a des soucis substantiels que le résultat sera à la place d'augmenter des revenus aux générateurs appuyés, et des coûts aux consommateurs, dans les secteurs contraints.

Voir également

Utilité électrique
Génération distribuée par
Production d'électricité
Transmission de l'électricité de
Futur développement d'énergie
Opérateur du système indépendant
Profil de charge de
North-american Electric Reliability Corporation (NERC)
Étiquette du NERC
Qualité de puissance de
Chute de tension
Génération distribuée par
CEGB
Grille nationale
Puissance de Negawatt de
maximal et Wikt : creux
Véhicule-à-grille
La disponibilité de a basé le tarif

Davantage de lecture

L'enquête de secteur de l'énergie d'UE qui révèle à des empêchements courants pour la concurrence dans l'industrie de l'électricité en Europe l'enquête de secteur de l'énergie d'UE - rapport final 10 janvier 2007
Article par Severin Borenstein sur l'ennui avec des marchés de l'électricité
Banc de sable Johnston, " de David ; L'ère concurrentielle ne rétrécit pas Bills" électrique ; , NYT 15 octobre 2006
Lewis Evans, Richard B Meade, " ; Courants alternatifs ou contre-révolution ? Réforme contemporaine de l'électricité dans le " de la Nouvelle Zélande ; , Presse d'université de Victoria, 2006.

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