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。