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智利电力现状及展望
1 概况
智利，全称智利共和国，位于南美洲西南部，面积 756 626 km2，1997 年人口 1 462 万。首都圣地亚哥。
智利的电力部门自 20 世纪 70 年代后半期便开始了民营化改革。1982 年颁布了以自由化为着眼点的电力法。通过民营化，近 10 年间电力供给系统的效率得到提高，输配电损失也得以改善。智利的电力企业已经成为世界上开放、高效和具有竞争力的电力企业。
2 装机容量及发电量
1988 年智利的发电装机总容量为 401.5 万 kW，其中水电装机容量为 225.5 万 kW，占总容量的 56%；火电占 44%。 1998 年的发电装机总容量为 839.6 万 kW，其中水电装机为 401.1 万 kW，占 48%；火电占 52%。由于近些年来严重缺水，火电电源建设得到认同，智利政府决定要改善对降雨的依赖，将水电比率下降至 40%。
1998 年智利总发电量为 355.09 亿 kW.h，与 1988 年的 169.14 亿 kW.h 相比增长了 1 倍多。从表 2 可看到，近些年水电占总发电量的比率逐年下降，1998 年水电只占到 47%，而火电比率上升至 53%。这是因为 1995～1997 年出现了干旱，严重缺水造成水力发电量下降。
3 电力需求
1990～1997 年，智利的电力需求平均年增长 7%，主要是因为以铜为主的矿业部门用电需求急增，圣地亚哥等首都圈的家庭、商业用电增长很快。今后 20 年间，智利可望达到 5% 的较高经济增长率，预计电力需求年增长率也将达到 5.5%。
1998 年中央电力系统(SIC)的总电力需求为 242.46 亿 kW.h ，比上年增长8.1%。其中水电为 59%，火电为 41%。火电与上年相比有较大幅度的增长，这是因为从 1998 年下半年开始缺水导致水电减少，新建 3 台燃气机组投运的缘故。由于水电减少，SIC的边际费用大幅上升，经济部公布了限电政令。缺水状况到 1999 年 5 月开始缓解。但限电政令在 1999 年仍在继续。
另一重要电力系统是北部地区SING系统，1998 年的总电力需求为 73.58 亿 kW.h，比上年增长 15%。
4 电力管理体制
智利电力企业由国家能源委员会（CNE）、经济部和经济部下的电力、燃料监督厅 3 个机构进行监督管理。CEN负责有关能源的综合性政策立项，对于电力部门则包括国家投资、与其他部门协调进行发电、输电开发计划立项等，并承担电价和配电附加费的计算确定。经济部对CEN算定的费用进行认可、公布。1985 年在经济部设立了电力、燃料监督厅，以监督调查有关天然气、电力等的输送、生产、供给、储藏的技术标准。在电力领域则起到制定和强化技术标准的作用。该机构已通过法律明确了其权限。
智利国土狭长、南北走向，从北方开始区分成 13 个州。这 13 个州通过 4 个系统统一起来。在这 4 个系统中，北部地区的SING（第 1、2 州）和中央区域的中央系统SIC（第 3～10 州及首都区RW）的发电量占国内总需求的 90%，是智利的 2 大电力系统。在这 2 大电力系统中，设置了管理各自系统的经济调度中心（CDEC）。CDEC是一个自治性组织，由各系统内的电力企业代表和CNE成员组成。该组织以电力系统的高效运行为目的，监督、管理和协调与之相连接的全部设备，并作出电力调度计划。国土南部人烟稀少，但矿物蕴藏丰富。南部 2 个州分别由小规模输电系统艾瑟尔（第 11 州）和马戈亚内斯（第 12 州）供电，大用户的自备发电所占比例也较大。
由于智利电力管理体制的不同特点，其国内的电力交易主要包括以下 3 个方面：
（1） 发电企业之间的电力融通：由发电企业进行的电力买卖，基本上是依据短期或长期的合同。对于合同对象、合同有效期、合同交易量，发电企业具有独立处理权。不过，为了承担接受CDEC供电指令的义务，规定在批发市场中，在与履行合约以上供电的发电企业和合约以下的发电企业之间，可进行电力交易。这时的交易价格变成批发市场中的市场价格。
（2） 自由市场：在电力法中，将用电容量超过 0.2 万 kW 的大用户列为有资格用户，被列为价格规定的对象之外。该类用户主要是矿业、产业用户，可以同发电企业或配电企业进行直接谈判，依据以一定的电量或时间为基础的短、长期合同进行电力交易。自由市场中的电力交易，1998 年SIC只占总电力需求的 31%，SING则占 85%。这具体体现了北部大型矿业用户较多的现状。
（3） 规定市场：用电容量在 0.2 万 kW 及以下的用户全部作为规定对象，各个地区的配电企业以自然垄断的形式对其供给电力。家庭、商业及中小规模产业用户即在其中。1998 年，覆盖圣地亚哥等大城市的SIC占总需求的 69%，SING则占 15%。如果为了再卖给规定用户而将电出售给配电企业的话，这时采用重点费用价格，该费用价格由CNE每 6 个月核定一次。
5 主要电力企业
(1) Eneris S.A公司：Eneris S.A 是 1988 年智利实施电力企业民营化计划时重组的一家电力股份公司，其母公司是西班牙·安第斯公司。该公司的发展战略以收购低效率的国营企业，改造成高利润的企业为支柱，在近 10 年里，发展成为拉丁美洲最大的电力企业，1997 年末，拥有 140 亿美元的资产。
（2） Endesa公司：Endesa原是国营企业，民营化以后，Eneris S.A拥有该公司60%的股份并掌握经营权，Endesa现已成为智利最大的发电公司，发电量占国内发电总量的55%。发电装机容量为 352.2 万 kW（1998 年），其中 76% 为水电。该公司还通过全资子公司Transelec拥有、运营SIC输电系统的 80%，并在阿根廷、巴西、哥伦比亚、秘鲁拥有控股或参股装机容量 358.4 万 kW。
（3） Gener S.A公司：Gener S.A是智利第 2 大发电股份公司，原名Chilgener，1999 年改为现名。1998 年，发电量占国内发电总量的 23%，发电装机容量为 174.8 万 kW，其中 14% 为水电。其装机容量的 84% 接入中央输电系统SIC，其余接入SING系统。该公司积极向海外发展，在阿根廷、哥伦比亚、秘鲁等国也拥有 457.7 万 kW 的发电装机容量。1999 年还建成了与阿根廷北部萨尔塔省相连接的国际连接线路 407 km以及智利北部的特鲁墨安第斯天然气电厂（ 63 万 kW ）。
（4） Edelnor公司：Edelnor以智利北部的安托法加斯州（第 2 州）为基地，是集发、输、配电垂直一体化的民营企业。装机容量 43.1 万 kW，全部接入SING系统，并通过子公司Sitranor开展输电业务。拥有SING系统中 957 km的输电线路。美国萨赞电力持有该公司 65% 的控股经营权。
（5） Electroandina S.A发电公司：该公司以北部丘基卡马铜山为主要供电地区，装机容量 62.9 万 kW （1997 年），比利时、西班牙的 2 家公司与智利艾纳天然气公司共同拥有 51% 的股份，铜矿公司拥有 49% 股份。
（6） Colbún公司：该公司拥有科尔布恩和马奇库拉 2 个水电站，装机容量 103.9 万 kW，全部接入SIC系统。比利时托拉库特贝尔公司拥有 50% 股份，其余股份由政府和民间年基金拥有。
6 输配电系统
6.1 输电系统
（1） 中央系统SIC：输电系统的电压等级为 500 kV、220 kV、154 kV、110 kV、66 kV。中央系统SIC从第 3 州塔尔塔尔连接到第 10 州的其罗艾, 总长 10 055 km。连接的发电装机容量为 678.3 万 kW，几乎覆盖了含首都圣地亚哥在内的智利电力需求的 80%，总人口的 93% 和经济活动的主要部分，主要电源中水电占 75%，燃煤火电占 20%，其余为柴油发电。主要发电公司发电装机容量的市场占有率: Endesa公司 35.6%;Gener公司 16.9%；Colbun公司占 15.3%。
1993 年，Endesa公司将系统运行部门分离出去，设立了全资系统运行子公司Transelec公司。该公司的输电系统从第 3 州的迪戈·代·阿尔马格罗到南部其罗艾岛，总长 6 991 km，大约拥有和运营SIC输电系统的 70%。SIC中以首都圈为中心的家庭和商业用电需求急增，出现了系统容量不足的情况，Colbun公司决定建设从科尔布恩到圣地亚哥的输电系统，以缓和输电容量不足的状况。
（2） SING系统：SING系统覆盖了智利北部第 1 州和第 2 州，输电线路总长 3 309 km。与之相连接的发电厂大部分为火电厂，装机容量为 153.4 万 kW（ 1997 年）。为了满足由于阿塔卡马沙漠的铜矿开采而急增的电力需求，Gener公司于 1999 年完成了经由安第斯山脉的安第斯国际连接线，总长达 469 km，从阿根廷西北部的萨尔塔省向SING进口电力。阿根廷的廉价电费抑制了智利国内的发电厂建设，结果提高了智利对阿根廷电力的依赖程度。
（3） 独立系统：智利南部的第 11、12 州依靠小规模的独立系统供电。艾瑟尔系统由智利南部的 5 个独立系统构成，总装机容量为 1.7 万 kW，主要向普艾尔特·艾瑟尔和科依艾开供电。马戈亚内斯系统是 3 个小规模独立系统的总称，总装机容量为 5.2 万 kW，向智利最南端的 3 个城市供电。
6.2 配电系统
配电系统的电压等级为 33kV、23 kV、13.8 kV、6.6 kV。对低压用户采用 380/220 V 供电。系统频率为 50 Hz。智利的电网分布见图 1。
7 电价
发电企业之间的电力交易按照电力批发市场的市场价格进行。SIC和SING遵循市场机制，由边际费用最低的设备优先发电，最后根据发电设备的费用决定市场价格。在自由市场中，通过同有资格用户直接交涉决定价格。向配电企业出售的电力，则采用CNE每 6 个月核定的重点费用电价。
重点费用是根据用户或配电企业接受电力供应的地点分别确定，分为能源电价和容量电价两种。容量电价以新建燃气轮机电厂年投资费用为基础核定；能源电价则根据系统内供电边际费用核定。每年 5 月和 11 月，由经济部以政令形式公布这两种电价。电力法还规定，重点费用和费用核定前 6 个月内有资格用户支付的平均费用之间差距不得超过 10%，否则应进行价格调整。此外，如果用户离配电企业规定的区域很远，发电企业直接向规定用户出售电力时，规定发电企业要同样按照重点费用进行出售。
如果由于长期缺水或设备事故出现供电不足，经济部可以发布设施轮流停电政令。但设施停电时，发电企业要对配电企业或非规定用户进行补偿。
对于规定用户的电价由配电企业购电电价（重点费用）加上配电相关费用（配电附加费用VAD）构成。VAD中包括配电损失和配电系统的投资成本。VAD的核定通常要对配电投资确保 7%～11% 的回报。配电费用主要按供电电压确定，所以不会因用户不同出现费用差别。
1999 年 3 月不同用户的电价分别为：家庭用 9.62 美分/kW.h；商业用 8.50 美分/kW.h；产业用 5.33 美分/kW.h。民营化以后，各企业的经营效率有较大提高, 电价在近 5 年内下降了约 10%。
8 电源开发计划
智利国家能源委员会（CNE）预计到 2006 年新增装机 500 万 kW。其中 390 万 kW 为联合循环（C/C）发电，其余主要为水力发电。预计到 2020 年，天然气发电将由 1995 年的 0% 上升至 43%。
8.1 天然气发电开发
为适应北部矿山地带的电力需求急速增长，天然气发电的开发成为当务之急。智利国内生产的天然气因天然气管道的制约不能满足北部地区的需求，所以正在建设与天然气丰富的阿根廷相连接的天然气管道。同时也在计划天然气联合循环电厂的建设。按目前计划，预计将在智利北部和中央建设约 352.6 万 kW 的天然气发电厂，而在南部计划建设小规模的天然气发电厂。火电电源开发计划（ 1999 年 ）见表 5。
8.2 水电开发
智利发电量的大部分来自水电，而目前水电只开发了理论蕴藏量的13%左右。水力资源较好的地点离电力需求量大的首都圣地亚哥较远，需建设超高压输电系统。在圣地亚哥-康塞普西翁地区的一些河流上进行水电开发被认为仍有潜力且和对环境影响较小。目前智利计划和新建中的水电站见表 6。
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