發布時間：2023-07-02 09:43:22
序言：寫作是分享個人見解和探索未知領域的橋梁，我們為您精選了8篇的跨區電力交易樣本，期待這些樣本能夠為您提供豐富的參考和啟發，請盡情閱讀。
關鍵詞：電力市場；雙邊交易；節能減排；效益
在現有的電力運行機制下，我國電力結構需要做出調整，其中重要的一點就是采取節能減排方案。在電力市場雙邊交易過程中，節能減排能促進企業的發展。因此，我國應以市場經濟為依托，合理利用宏觀調控手段，促進雙邊交易的合理化，實現資源的優化利用，促進電力企業效益的提高。
一、協商式雙邊交易模式應用可行性分析
我國電力市場雙邊交易模式主要表現為集中競價式和雙邊協商式兩種。兩種模式各有優缺點。與集中競價相比，協商式雙邊交易模式采用更簡單的操作方式，為客戶提供了較為廣闊的空間，降低了交易成本，這些都促使了協商雙邊交易模式的興起和應用。尤其是對于現階段我國電力市場運行狀態來說，雙邊交易模式的應用具有更高的可行性。具體體現為以下幾個方面：
（1）協商式雙邊交易模式適用于不完善的發電市場交易平臺，有利于現階段我國電力市場交易經驗的積累和運行機制的完善。正確體現了電力市場的差異性，從而幫助客戶做出更加合理的選擇。
（2）協商式的雙邊交易模式促進了市場的穩定，為市場主體之間的長久合作提供了機會。這主要是因為這種交易模式更加自由，符合現階段經濟市場的特點。從而有助于減少市場風險，降低交易成本。
（3）雙邊交易模式目前具有較大但有序的工作量，這使得調度人員的工作更具合理性。同時，該交易模式可對安全性較低的交易進行直接否決，降低了交易風險。基于協商交易模式的可行性分析，我們將針對電力市場與節能減排之間的關系分析其實現節能減排的效益。
二、電力市場與節能減排之間的關系
電力市場建設與節能減排之間相互依托。這主要表現為：電力市場機制的建立為電力企業的發展提供了平臺，使電力資源得以應用，實現電力資源的跨區域和跨流量交易。只有在 電力市場機制完善的前提下，電力企業基于成本的競價交易才具有可行性和高效率性。同時，通過基于資源稅和排污稅等成本考慮的電力市場建設，具有價格優勢，能夠實現資源的合理利用，實現電力結構的調整，從而促進企業的發展。同時，現階段我國節能降耗的潛力與基數年利用小時數的年度合同電量相對應。在電力設施尚未完善的前提下，制定具有差異的電量供給是必要的。這就要求我國電力市場在節能減排的總方針下制定電力市場運行方案。其中主要為兼顧節能發電調度和電力市場建設，在實現節能減排的同時不能放棄電力市場結構調整和電力市場發展。根據市場變化進行合同電量的調整并且采用市場競價方式上網。這是對現階段電力市場不完善所采取的最為有效的措施。在此基礎上，我國電力部分應及時進行電力結構的優化和改革，充分發揮電力市場和政府調控兩種手段。
三、雙邊交易模式的節能減排效益分析
發電權是由當地政府制定并下發的當地年度發電量指標計劃。其中包括電廠在公平競爭中獲得的發電許可。發電權交易通過電量轉讓獲得中長期發展效益，成為電廠中長期合約的一種補充。符合現階段的電力市場發展現狀要求，也是雙邊交易的一種重要表現方式，當然電能雙邊交易模式還包括大用戶直購電交易和跨區跨省電能交易。文章僅針對這幾種交易表現形式對雙邊交易模式下的節能減排效益進行分析如下：
（一）有效降低了發電能耗
通過發電權的制定標準， 可對電源結構進行調整。從而實現高效化的發電模式，充分的利用可再生資源。從而不斷的提高火電機組的技術參數與容量等級， 實現發電能耗的降低。
（二）降低了環境污染
傳統的小火電發電模式每發1kW?h的電就要排放4～7g的二氧化硫，而大機組則將這一數據降低至原來的十分之一。我國人口眾多，正處于發展期，因此用電量大且存在均衡性差。因此發電權的轉讓意味著大量的降低了煤炭開采以及燃燒等過程帶來的環境污染。
（三）有利于促進小火電的關停
通過發電權轉移，實現了我國發電機組從小火電向大火電轉變，小水電向大水電轉變的過程，充分實現了資源的優化配置。小火電的一系列問題要求其必須退出電力市場。與此同時，電力企業的發電機組應逐漸實現大容量、高參數模式。而通過協商雙邊交易可制定有效的發電計劃和有償轉讓，使小火電機組安全平穩的退出電力市場，實現人員分流、轉產以及轉型。同時，小火電的關停有助于資源的有效利用和電力系統運行效率的提高。發電權交易則成為這一過程實現的重要手段之一。與其它交易模式相比，雙邊協商模式尊重了買賣雙方的自主性，對企業自主經營權不造成影響。并且在這種模式下進行小火電關停，可避免相關的社會問題。
四、總結
與集中競價交易模式相比，協商式的雙邊交易模式具有操作簡單、運行成本低等特點，并且這種模式應用于目前狀況下的電力市場。目前，我國的煤炭資源逐漸減少，環境污染比較嚴重，因此實現節能減排十分必要。它能夠為企業帶來經濟效益，降低企業成本。目前，發電權交易、大用戶直購電交易和跨區跨省電能交易這三種表現形式均能夠實現電力資源的優化配置，從而降低電力企業發電能耗，降低非可再生資源對我國環境的影響。（作者單位：國網青海省電力公司調控中心）
參考文獻：
[1]張森林，陳皓勇，屈少青，等.電力市場中雙邊交易及其節能減排效益分析[J].華東電力，2010（3）.
[2]郭麗巖.競爭性電力市場交易模式的選擇及發展趨勢[J].中國物價，2010（5）.
0引言
舉世矚目的三峽電站的第1臺機組將在2003年投入運行,2009年全部建成。包括三峽—葛洲壩梯級水電站在內的華中、華東、廣東等電網構成的三峽電力系統的聯合優化調度問題已提上議事日程。
三峽電力系統的分電方案及調度體制已明確:近期,為體現資源優化配置,采用“國家劃定市場,競爭決定電價”的方式,以有競爭力的電價向各地售電;遠期,按照電力市場規則運行,參與受電地區的市場競爭。對2003年～2010年大區間的分電比例也有原則規定。當前的主要問題是:
a.在已定的分電比例下,三峽電力系統如何運行調度是最優的?
b.若各省(市)報價,三峽電力市場管理部門應如何協調價格和分配出力?
c.在以上兩種情況下,典型日的運行方式應如何考慮、協調?協調不當會出現什么問題?
d.各大區電網受電后,調峰和棄水問題能否解決?
e.三峽至各大區輸電線上的送電負荷曲線應該是怎樣的?
這些問題的解決,均需要一個有力的全系統運行模擬計算工具。隨著各地區電網交易市場的成熟,三峽電力系統將逐步向市場化體制過渡,為了研究電力市場下的一些規則、體制和監管交易的公平、合理性,也需要一個全系統的交易市場模擬計算工具。為此,我們開發了一套“三峽跨區電力市場優化調度系統”,用于電力交易市場下的交易和運行決策。目前所說的電力市場下的交易決策,實際上是交易與運行決策的統一[1],是保證安全和經濟性的優化調度[2]。在短期調度中,它是指:系統在滿足各種供電需求、安全、質量等約束條件下(包括需求特性、備用、檢修、用水、機組啟停調峰等),制定發電、輸電和交易計劃,使全系統的社會效益最大,亦即同時完成交易決策和運行優化。
本文將介紹“三峽跨區電力市場優化調度系統”的模型和算法,并用它研究三峽電力系統運行中的調峰、分電方式和電價等有關決策問題。應用中可能有兩種情況。
a.在已知各省(或大區、大機組)報價曲線時,可進行(三級系統)交易市場的模擬。即在已知三峽電力系統可用水量(或來水及初、末來水位)的條件下,進行電力、電量交易分配的計算。
b.在尚不知各省(或大區)報價曲線時,可采用其邊際成本曲線作為報價曲線。因為在完全競爭的市場下,市場價格趨于系統的邊際成本,電廠的報價接近其自身的邊際成本。本系統的市場模擬包括了三峽、大區、省、電廠、機組5級系統,各省(市)的報價曲線可以采用競爭后的省(市)邊際成本曲線。這里只計入了可變成本(電量成本),需要時也可計入容量成本。
1數學模型和算法
為研究三峽電力系統的短期最優運行方式和交易決策,建立了以三峽—葛洲壩梯級水電站為中心,向華東、華中、廣東等大區送電的數學模型。
1.1約束條件
a.三峽有4個分廠,葛洲壩有2個分廠,各分廠有共同的上、下游水庫,分廠的流量和出力相互影響。
b.三峽—葛洲壩間有回水影響,且兩電站下游均有航運約束(出力變化率約束及最小流量約束等),是時間相關的約束。
c.三峽具有季調節特性,葛洲壩具有日調節特性,有相應的上下游水位、發電和棄水流量等上、下限約束。
d.三峽—葛洲壩梯級水電站通過直流輸電線向華東、廣東大區送電,通過交流輸電線向華中送電。三峽至大區間聯絡線上均有日交易電量和功率上、下限(安全、阻塞或出力過程)約束。
e.各大區將電能轉送給各省(市)。各省(市)可以是單一受電商,與三峽有合同日電量或出力曲線約束;也可以是轉送站,下設各類電廠或機組(如火電、水電、核電、抽水蓄能、燃機),考慮了火電的燃料成本、啟停和水電的不同調節特性。各省(市)有自己的負荷,并可從大區直屬廠購電。直屬廠可以是屬于大區電網公司的大水電廠、抽水蓄能電廠或核電廠等,它們可以參與或不參與競價。
1.2目標函數
電力市場下的目標函數是全系統的社會效益最大。在當前條件下,可變為以下兩種形式。
a.全系統總運行費(包括所有電廠、機組的運行成本和輸電成本等)最小。這時,可進行從三峽、大區、省、電廠到機組的5級系統的模擬優化計算。機組可采用成本微增率曲線或報價曲線。
b.三峽—葛洲壩梯級水電站售電收益最大。在電力市場下,若三峽和各省(市)售、購方分別報價使社會效益最大,則可能三峽電量不能全部被吸納。若認為三峽電能按長期規劃的要求售出是國家的利益最大,則在三峽日發電量和大區分電比例一定的情況下,上述目標變為三峽—葛洲壩梯級水電站售電收益最大。這時,可進行三峽—大區—省3級系統的市場模擬計算。省局采用的購電價格—功率曲線可以是數條日等值價格曲線或每小時報價—出力曲線。
1.3算法
可見,這是一個有復雜約束的超大型非線性優化問題,變量維數達4萬多個,沒有現成的算法可以采用。國內外互聯電力系統優化調度中曾用的Lagrange松弛法[3,4]、Bender分解法、D2W分解法等都無法使用。為此,經多年努力,我們研究開發了新的算法和相應的實用軟件,包括:
a.可加速收斂的可行方向法——夾逼可行方向法;
b.利用問題的可分性,將大型線性規劃問題分解的新算法;
c.用于快速求解網絡流子問題的廣義out2of2kilter算法[5],可以從不可行的初始解處開始計算,對迭代計算十分有利;
d.用松弛和分解法處理整數問題的方法。
這一系列新的算法,使這一超大型非線性優化問題變得容易求解;同時,又能適應三峽電力市場模型復雜、多變的要求(如增加供電區,增加航運、交易量約束等)。為了說明該算法和模型在電力市場決策和分析中的作用,我們研究了以下方案(本文算例暫用燃料成本,今后可按上網電價計算)。
2基本方案
該方案的目的是研究在三峽電力系統可用水量(或初、末蓄水量及來水量)和送大區的分電比例一定的情況下,若不計三峽—葛洲壩梯級水電站發、輸電成本,按各省和大區的已有資源、負荷需求及安全(阻塞)條件,三峽—葛洲壩電能應如何分配才能使全系統運行費最小。這是一種使三峽—葛洲壩電能盡量被吸納的最優能源利用方案。該方案僅在三峽—葛洲壩送各大區聯絡線上,按規定的分電比例,設日電量約束和功率上限約束(未加至各省(市)聯絡線上的電量約束)。以2005年夏季(8月)豐水期、平水年為例,說明三峽—葛洲壩應采取的送電方式(其他年份汛期情況與此相似,非汛期情況另文介紹)。屆時,三峽已裝機12臺700MW,為圍堰發電期,上游水位135m。三峽日平均入庫流量35336m3ös,大于滿發過水能力,故有正常棄水。各省(市)的負荷水平如表1所示。
計算結果如下:
a.三峽—葛洲壩發電情況
規定2005年三峽送電比例為:送華東、廣東各1ö2,不送華中。三峽至華東的二回直流輸電線功率上限共4200MW,至廣東一回直流為3000MW。計算結果:三峽電站和葛洲壩電站全日滿發,三峽最大出力6217MW,葛洲壩最大出力2470MW。三峽送華東基荷217MW,77.20GW·h;送廣東基荷3000MW,72.0GW·h;不送華中。假設葛洲壩可送華東1ö3,結果葛洲壩峰荷多送華東,低谷多送華中,形成對華中反調峰900MW的現象,如表2所示。
由于華東負荷緊張、電源不足,燃(油、氣)機擔峰荷成本高(假設燃機燃料費相當于煤價的2倍及以上),故華東峰荷邊際成本遠高于華中,吸收能力強,輸電能力又允許,故在三峽送華東基荷的同時,葛洲壩為華東調峰(900MW),為華中反調峰(-900MW,7h),相當華中為華東調峰900MW。
b.華東受電情況
華東各省(市)受三峽梯級的電量比例如表3“基本方案”欄所示。
由表3可以看出,向浙江送電最多,這是因為預測浙江年最大負荷增長最快(10%),增建電源相對較少,有少量水電調峰,峰、谷均需三峽送電。上海峰荷短缺較多。故計算結果是:三峽高峰大多送上海、江蘇、浙江;低谷送浙江較多;不送安徽(分電比例僅為0.2%)。
各省(市)的最大(時段)邊際成本如表3“基本方案”欄所示,說明優化調度結果是各省(市)最大邊際成本接近(0.3元ö(kW·h)～0.4元ö(kW·h),相當于燃機成本)。安徽的最大邊際成本僅為0.155元ö(kW·h),故基本不需受電(直屬廠無負荷,表中未示出)。
c.華中受電情況
華中水電豐富,有多座大中型水電站,其調峰能力很強。8月份江南水系的主汛期剛過,加之河南火電煤價較低,調峰能力較強,因而,華中低谷可吸收葛洲壩較多的電力,由自己的水、火電調峰。這樣,就形成了華中可以為華東調峰的局面。
這種情況不但會在汛期出現,在圍堰發電期的非汛期,三峽裝機不足,全日滿發時同樣會發生(水庫水位保持135m不變)。不同的是,非汛期允許三峽向華中送電44%(送華東40%、廣東16%)。這樣,三峽可為華東、廣東提供需要的調峰容量(峰多谷少),低谷大多送華中,即三峽對華中反調峰;葛洲壩可按基荷送華中、華東。
以上是未計入三峽—葛洲壩梯級水電站發輸電成本的理想的最優能源分配情況,實現過程中需采用電價的杠桿和經濟補償政策。若考慮三峽發輸電成本和長期能源最優配置的需要(引入容量電價)等,也不困難。
3減少允許啟停機組方案
在基本方案的基礎上,受端減少允許啟停機組臺數,改變運行方式,結果是:
a.優化后,由于設定的允許啟停機組(200MW及以下)臺數減少,小機組可能全日停運或全日運行,總啟停費減少,故全系統總運行成本比基本方案減少了1.15%。
b.三峽送華中、華東的日電量、峰谷差(有反調峰)的情況不變,但由于受端啟停機組數減少,調峰能力不足,葛洲壩或其他水電站可能低谷棄水,即所謂“棄水調峰”。棄水電量約1.11GW·h。
4加送省(市)日電量約束方案
在上述基本方案的基礎上,增加三峽向各省(市)送電線上的日交易電量約束。例如,華東各省(市)的分電量比例(如表3“加省(市)約束方案”欄所示)為:上海40%,浙江23%,江蘇28%,安徽9%,不送華中。結果是:
a.華東運行成本比基本方案增加1.9%。這是由于缺電的浙江受電量比基本方案減少,江蘇、上海、安徽受電量增加,總體上不如不加此約束時經濟。
b.各省(市)最大邊際成本間的差距加大。這是由于受電減少的浙江燃(油、氣)機多發,邊際成本提高;江蘇受電增加,邊際成本降低。因此,省(市)間分電比例宜根據當時的負荷需求和電源情況做一些調整,或由市場調節。
這里的邊際成本是對應于負荷平衡方程的影子價格(根據優化理論,對應于每個約束條件均有一個邊際成本,又稱影子價格(或對偶變量),它們都有相應的經濟意義),為單位負荷變化引起的最優總成本的變化量。它的大小反映了與目標函數有關的各省(市)的負荷需求、電源結構容量和燃料成本等情況。因此,在電力市場中,研究各地區的邊際成本或邊際電價,對決定三峽電價十分重要(若目標中含有固定成本,也有類似的意義)。
5計入三峽電價的方案
由大系統理論,第2節基本方案中各省(市)子系統的最優解即為市場競爭中當時條件下各省(市)可獲得的收益最大解(即平衡解),其邊際成本即對應全系統可接受的報價。設三峽每日一個價(豐水期,按燃料成本計算):送華東0.18元ö(kW·h),送華中0.09元ö(kW·h),其他條件同基本方案。結果如表4所示。
由于送華東的電價低于其基礎方案的高峰邊際成本(0.365元ö(kW·h)),而高于其低谷邊際成本(0.098元ö(kW·h)),故華東高峰最大受電功率與表2相同,低谷受電減少。華中則由于三峽定價比基本方案中湖北、湖南、江西的最小時段邊際成本還低,故吸收三峽—葛洲壩的電能不變。于是,三峽、葛洲壩因送華東的低谷電能賣不出去而棄水,結果總輸出電量有所減少。若調整三峽電價為分時段電價,與各省邊際成本(或電價)相適應,則可避免這種非正常棄水發生。
6結論
本文提出了三峽電力市場的優化調度模型和算法,并利用所開發的系統對2003年～2007年的市場情況進行了大量分析計算,得到一些有益的結論:
a.只考慮大區間的分電量比例約束,送各省(市)的交易電量不加限制,可得到理想的經濟分配情況。這時,同一大區內各省(市)的邊際成本相近(不受電省(市)的邊際成本小于此值)。
b.若對送各省(市)交易電量加分電比例約束,全系統總運行成本增加,各省(市)之間邊際成本差距加大。因此,在長期規劃的框架下,近期省(市)間分電比例按負荷及電源情況做一些調整,或由市場調節為好。
c.若新建機組按計劃投運,三峽定價合適,各省(市)基本可以吸納三峽電力,僅5月～6月間江南水系與長江干流水系豐水有重疊時,可能有少量低谷(為調峰)棄水。建議在華中增建抽水蓄能電站,豐水時吸收水電低谷電力,高峰向廣東或華東送電,從而大大提高全系統的調峰能力(抽水蓄能機組的調峰能力接近容量的2倍)。一方面,可消除棄水調峰現象;另一方面,一定比例的抽水蓄能電站作為事故備用,對提高系統運行的安全、可靠性十分必要。超級秘書網
d.各省(市)的運行方式,如備用、啟停、調峰能力等會影響對三峽的受電能力,嚴重時引起棄水。
e.三峽電價會影響能源的合理利用,應對不同地區、季節、時段采用不同電價,并盡量與各省(市)邊際電價相適應。尤其在汛期,為實現對華中的反調峰,價格的商定和經濟政策的配套十分重要。同時,也證明了所提出的三峽電力市場優化調度模型和算法是有效的,為巨型多級電力系統的優化計算方法找到了一個可行的途徑。所開發的三峽電力市場優化調度軟件在進行特大型跨區電力系統優化調度和交易計劃計算方面有很大潛力,可用于市場定價、交易決策、分電方案、調峰方式、棄水調峰等問題的研究,簡化后也可用于日前交易計劃。
為了使業內人士了解國家電網公司下一步解決電力短缺的相關措施，近日本刊記者采訪了國家電網公司相關負責人，該負責人詳細分析了目前電力短缺的原因，并提出了解決問題的思路。
電力短缺
2004年我國再次出現缺電。由于經濟較快地發展帶動了用電高速增長，2004年前三個季度全社會用電量是15713億千瓦時，同比增長17.2％，其中第一產業增長1.9％，第二產業增長16.44%，第三產業增長16.1％，城鄉居民生活增長9.05％。
宏觀調控措施對整個用電需求產生了很大影響。全社會的用電量增長速度從2004年5月份開始呈逐月下滑趨勢；高耗電行業用電增長高位回落，宏觀調控影響已逐步顯現；從趨勢來看，電力短缺出現了一定的緩和。
目前用電增長的地區布局不均衡。全國各地區用電均達到兩位數增長。另外由于受供電形勢持續緊張的影響，華東和廊坊等地用電都超過了15％。
就工業來講，缺電加劇。2004年前三季度，全國新增裝機容量超過2470萬千瓦，同比增長12％。在歷史上這也是非常快的。這些新增裝機主要分布在華東、華中、華北和南方地區。全國電力生產保持較快增長，水電發電量略有增長。1～9月份發電量同比增長15.18％，火電發電量同比增長14.85％，水電增長16.2％。但是扣除三峽發電的因素，全國水電僅增長2.82％，也就是說今年水電仍屬于枯水年。
發電設備利用小時數繼續提高。全國發電設備累計平均利用小時為4068小時，增長160小時。火電設備平均利用小時達4504小時，增長223小時，預計全年火電設備平均利用小時數有望突破6000小時。另外一個特點十分顯著，全國跨區、跨省送電大幅增加，累計跨區送電1616.6億千瓦時，同比增長28.44％，區域間電量交換415億千瓦時，增長107.3％，區域內省際間電量交換1202億千瓦時，增長13.64％。
問題癥結
目前全國電力供需形勢更為嚴峻，短缺更為嚴重。從以下三個方面可以看出，范圍進一步擴大，先后共有24個省級電網，其中有25個省市出現拉閘限電。天津6月開始拉閘限電。7月下旬北京也出現限電；第二缺電程度加深，缺電總量達3500萬千瓦左右；第三缺電時間拉長，一、二、三季度中出現拉閘限電的省級電網分別為24、24和23個。特別是山西、內蒙西部、江蘇、浙江、河北南部等五個地區由于供應能力嚴重不足，已經出現持續性缺電特征。
首先，從供應方來看，主要是有效供應不足，是隨機性因素增加所帶來的。表現在各方面，第一，由于電力供應總量不足，“九五”后三年開工規模過低，盡管這些年裝機新增投產逐年增加，還是不能滿足電力需求。電力總量還是增加的。
第二，從2001年開始電煤的供應逐年緊張，電煤的用量很大，造成大量的燃煤電組停機。1～8月國家電網公司經營區域內缺煤停機共計212臺次，累計4280萬千瓦，同時煤炭庫存長期運行在低位，造成煤炭價格一路攀升，煤炭運輸持續緊張。
第三個因素是持續高溫并處于偏枯年份，增加了隨機性缺電，增加隨機性負荷與減少供應能力。
第四，電網建設滯后，局部電網結構薄弱，存在輸配電卡脖子問題，加劇了部分地區的電力供應緊張程度。另外，由于長期的缺電，造成機組臨時停機檢修增加。
第五，從需求側來看，我國正處于重化工業階段，經濟快速增長，帶動用電量全面高漲。特別在這個階段，由于我們國家經濟增長屬于粗放型的模式，有一些高耗電、高耗能的企業快速擴張，使我們有效的電力供應難支撐經濟的大發展。
另一個方面，由于電價的調控不及時、不到位，20世紀末出臺的優惠電價，與供需變化不同步，使差別電價落實阻力重重。更深層次的原因是，對電力先行和如何在電力改革中落實科學發展觀認識不夠。
突破重圍
今年是電力供需最為緊張的一年，第三季度的結束，標志著今年最為緊張的時期已經過去。我們預計今年用電增長將繼續保持在14.5％左右。投產規模超過4000萬千瓦，缺電約3500萬千瓦左右。第四季度仍然偏緊，缺口超過1100萬千瓦，主要集中在華東、華北、南方等地區。明年的供電形勢有所緩解，但是仍然總體緊張。明年的需求主要取決于明年經濟增長幅度，特別是高耗能行業的擴展速度，我們擔心明年的需求大概在10％～14％之間，投產規模要比今年多，估計在6000萬千瓦左右。缺口要比今年略為減少，大概在2000萬千瓦～2500萬千瓦，明年電力供應最關鍵的因素是，電煤的供應是否能夠得到保證。
2006年國家宏觀調控基本到位，電力供應可望總體平衡，局部地區仍然緊張。用電增長8％～12％之間，投產規模超過7600萬千瓦，實現2006年目標的關鍵因素有兩個：電煤是否能夠得到保證；電網制約造成局部限電能否解決。預計2007年能夠實現基本平衡，預計增長6％～9％，投產規模超過5000萬千瓦，制約因素仍然是電煤供應和電網制約。
為了解決近期和長期的問題，我們需要關注和著力解決以下幾個問題：
首先要加強協調并增加煤炭供應，以緩解運輸緊張，確保電煤供應。能否實現2005年、2006年電力供應的緩解和2007年的供需平衡，電煤的充足供應是首要的前提。建議國家加大煤炭的勘測力度，加快建設大中型和大型的礦井，加快鐵路專線建設進度，合理增加現有產能，控制煤炭出口，增加電煤供應總量，盡快建立煤電價格連動機制。
第二，要高度重視電網和電源投資失衡問題，建立電網良性發展機制。電網建設滯后效應可能在2006和2007年凸顯出來，在電源供應總量滿足需要的基礎上，也可能因為電網滯后造成局部地區繼續拉閘限電。從發展來看，要確保電廠送出電和為競爭性電力市場奠定基礎，電網投資應占行業投資的50％左右，電網滯后的表面原因是資本金不足，根本原因是沒有獨立出臺合理的電網環節電價，所以造成電網收益嚴重偏低。
第三，建議建立電力安全危機管理機制，確保電網運行安全。缺電時期是電網安全事故多發期，繼續做好應急預案。要堅持統一規劃、統一調度和公正交易。確保合理備用，合理安排機組檢修，確保機組健康水平。
第四，充分發揮價格調控作用，進一步加強需求側管理，推進節能節電。加快落實國家出臺的差別電價政策，來抑制低效需求。這不僅是緩解缺電，更是節約資源的重要手段，常抓不懈，更主要用經濟手段。大力推動節能節電，提高能源利用效率。
關鍵詞：電力金融市場；建設目標；建設方案
目前，電力市場是由電力金融市場和電力現貨市場兩部分構成，而最初電力現貨市場就是電力市場。但是由于在電力現貨市場下，市場成員困于電能的不可儲存性能與電力供需失衡而帶來的市場價格變動劇烈，所以，人們創造出一種新的運行管理模式―電力金融市場。而在新形勢下，電力金融市場的發展將更值得探究。
一、電力金融市場概述
（一）期貨與期權。期貨合約是在甲乙雙方意見達到統一的時候所簽訂的合約，合約內容主要是明確購買或者出售某項資產的具體時間和具體價格。與期貨有所不同的是，期權是對標的物（電力、電力期貨或者是電力遠期合同）交易的時間定義為一個特定的時間段，而出售或者購買的價格也是被詳細確定并列入合同的。期貨的目的是為了實現價格發現和風險規避，其實現的方法為期貨的套期保值。期權的目的是為了控制經濟金融的風險、發現市場盈利的機會并實現資源的優化配置和投資，其實現的方法有很多，例如，跨式期權、差價期權等。
（二）電力期貨交易。電力期貨交易是建立在電力期貨的基礎上的，電力期貨明確了電力交易的時期與交易的電能量。因為電力不具備有效存儲的功能，而用戶用電與電力網絡發電必須維持在實時平衡的基礎上，所以，電力期貨必須明確電力期貨的交割時間、交割地點與交割速率。
（三）電力期權交易。電力期權交易與電力期貨交易和電力遠期合同交易相比，其對電力出售者和電力持有者的權力與義務規定是不同的。對于電力期貨交易和電力遠期合同交易的雙方而言，交易雙方都有對彼此的權利和義務，然而在電力期權交易中，電力期權的持有者只有權利而沒有要履行的義務，而出售者只有必須履行的義務而不享有對方賦予的權利。
（四）電力金融市場的存在價值。電力金融市場由電力期貨市場和電力期權市場兩部分組成，電力金融市場的出現也解決了電力現貨市場沒有解決的難題，它的存在價值不可小覷。電力金融市場一方面通過參考期貨市場內的參與者得到的期貨價格來指示現貨市場的價格和推測未來市場的供求關系，另一方面可以通過采用套期保值的方法規避期貨市場價格的風險和通過一定的策略規避期權市場的電量和電價的風險，從而在大量投資者的支持下提高了電力供應的穩定性。除此之外，電力金融市場憑借自身優勢而引入眾多行業的人參與到電力市場中來，從而促進了電力市場的流通與發展，并增強了電力市場的良性競爭與市場的公平性。
二、電力金融市場建設的誤區
在電力金融市場中，存在著這樣一種十分普遍的現象，那就是企業多采用直接融資的方式籌備資金。目前，很多家企業在擴建其商業規模的過程中，始終秉持著這樣一個融資理念：通過向社會融資，不僅可以提高企業的融資效率，還能屏蔽或者避免因向銀行貸款而無法償還時所導致的信用問題和清償問題。然而，大量的事實證明：這樣的想法往往是對其困境的雪上加霜。因為，大多數企業進行融資的目的都是為了以最簡單有效的方式促進企業的發展，而他們籌集來的這筆資金多是用于新公司的建立。這樣的做法暗示著這些企業企圖通過“資產重組”的方式擺脫債務以求得新公司的進一步發展。這樣的誤區讓他們的計謀不攻自破。這其中的原因主要是由于大量的企業采用這種不道德的經營手段使得商業銀行的資金周轉不開，從而影響其電力金融市場的運行。
三、電力金融市場的建設目標
（一）電力金融市場建設的總目標。依據中國的國情和電力市場的發展形勢，我國電力金融市場建設的總目標是建設一個規范、開放而又活躍的電力金融市場，并在不斷的變化與發展中構建和完善電力市場體系。在電力市場體系的構建過程中，充分發揮電力金融市場的優勢以盡快實現電力市場體系的建設。
（二）電力金融市場建設的階段目標。根據我國的國情和電力市場的發展現狀，對于電力金融市場的建設不是一朝一夕能完成的任務，它需要分階段來實現。所以，電力金融市場建設的目標在總體目標的指引下，其大致分為四個階段：起步階段、第一階段、第二階段和第三階段。起步階段是在現代企業制度的基礎上，逐步實現對現代產權制度的補充與完善。通過對電力實物遠期合約交易和電權交易的規整為電力金融市場建設的實物市場奠定接觸，并為市場的微觀結構建設創造條件。第一階段，電力金融市場通過對實物遠期合約、月度實物合約和發電權交易等電力實物合約的內容規范來實現對跨區和跨省的電子公告板交易市場的進一步完善。第二階段，為金融性遠期合約以及差價合約等金融易創造一個電力交易平臺，以井然有序的完成金融易。其中，建立柜臺交易交易市場是一個很好的選擇。第三階段，在以上條件具備的基礎上，嘗試性的在恰當的時機進行電力金融合約交易，如，電力期貨合約交易、電力期權合約交易等。而對實物遠期合約則適用于實物交易市場中。通過以上的舉措促進柜臺交易交易市場的發展。
四、電力金融市場建設中需要注意的事項
（一）優化資本組成和經營方式。根據我國電力市場發展的現狀，我國的電力企業也朝著多元化的方向發展。鑒于我國電力企業有電力公司、發電廠和供電公司等多種類型，其經營模式和資本組成等方面都有所差異，所以，對于不同類型的電力企業，其在投資改造的過程中，應根據自己企業的屬性來進行資本的優化重組和經營模式的轉變。
（二）充分利用電力企業的閑置資金。電力企業依靠電力財務公司來進行企業融資。電力財務公司可以通過充分利用企業內部閑散資金來進一步解決電力企業的后顧之憂，同時實現金融資本與電力企業的完美結合，促進電力企業的大規模發展。
（三）培養優秀的投資者。電力金融市場的發展除了要具備一些外部的硬件設施之外，還要擁有思路清晰、資質卓越的投資者。因為一名合格的投資者能夠把握時機，在有利的環境下實現投資的最大收益，在不利的環境下將損失降到最低。
（四）建立并健全投資風險管理機制。在較為健全的投資風險管理機制的指導下，投資者能對合理的把握風險指數，從而做出正確的決斷。比較健全的投資風險管理機制需要把握以下幾個制度建立方向：第一，健全投資決策時的風險管理。第二，對項目評審的階段要予以重視。在項目評審階段，通過對該企業還款能力的評估以及經濟效益的計算來確定投資風險的大小。第三，在對企業的資本進行分析時，可以參照基本金制度。基本金制度通過對資本的優化配置和資金到位的督促來解決企業的資本問題。所以，對基本金制度的建立與完善能夠降低企業投資的風險。
總結：電力金融市場建設是一個艱辛而長期的過程，電力企業應在明確電力金融市場建設的目標與注意事項的基礎上，加強對制度的建立與完善，加大對專業人士的培養并做好電力企業的資源優化配置。只有在良好的經營模式的基礎上，電力企業才能得以良好發展，從而促進電力金融市場的發展與繁榮。
參考文獻：
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1897年，美國西屋公司在尼亞加拉水電站的首臺交流發電機投入運行，并為35公里外的水牛城供電，從此確立了現代電網的基礎。
歷經100多年的發展，電網的規模和結構形態發生了很大的變化，從最初的局域小規模電網發展到區域中等規模電網，進而發展到今天的跨區互聯大電網。如今，電網已為人類供應了大約四分之一的終端能源，成為現代能源體系的重要組成部分。
隨著經濟發展和城市規模快速擴張，全國電網也在以提升等級的方式迅速成長。僅“十一五”短短的五年間，我國電網的建設規模，相當于之前的建設總和。
2015年，國家發改委先后批復深圳、蒙西、湖北、安徽、寧夏、云南和貴州等地進行輸配電價改革試點，轟轟烈烈地拉開了新一輪電改的序幕。
電力改革的核心，是電價的改革。在9號文中，“有序推進電價改革，理順電價形成機制”，成為推進電力體制改革的首要任務。但長期以來，中國的電價成本構成模糊不清，這其中電網企業的輸配電價更是一筆“糊涂賬”。
可喜的是，在本輪電改中，電網企業的盈利模式發生了根本的變化：從以往依靠買電賣電賺“差價”，變成了只收取“過網費”即輸配電價。按照電改的要求，輸配電價按照“準許成本加合理收益”計算，政府進行核定，并向社會公開。
本輪電改剛剛起步，電網企業難言“贏家”或被“割肉”。但身處改革大戲中的電網企業下一步如何轉型，卻值得我們進一步思考和關注。
投資持續增加
歷史上，我國電力行業曾存在“重發輕供不管用”的現象，電網投資一度不足。在2002年實現廠網分開改革后，電網企業獨立運營，使得投資不足現象一舉改觀。以國家電網為例，2011-2015年以來，國家電網公司投資額基本呈逐年上升趨勢，五年復合增長率達10.6%。除個別年份外，投資額度持續增長，2005年電網投資僅1160億元，2015年已達到4520億元，增長近三倍。
在過去，中國電力投資更重視發電端，電力投資中約60%用于電源，40%用于電網。直到2010年以后這一形勢才發生轉變，電網投資占比上升到60%，電源投資占比下降到40%。
數據顯示，全國電網投資曾于2009年超^電源投資，但此后又持續三年低于電源投資，直到2013年以微弱優勢再次超過。2015年，電源投資和電網投資增速均超過11%，成為“十二五”投資增速最快的一年。其中，電網投資4603億元，在行業投資中占比52.9%，比重與上一年相當。
事實上，在配電網建設改造行動計劃、新一輪農村電網改造升級工程、“互聯網+”智慧能源發展行動以及大氣污染治理重點輸電通道建設等多重合力下，電網投資規模膨脹并不令人感到太過意外。
近年來，在大規模投資驅動下，我國電網規模迅速擴大。從2006年到2015年，國家電網110（66）千伏及以上輸電線路長度從41.32萬千米增至88.99萬千米，110（66）千伏及以上變電設備容量從11.38億千伏安增至36.12億千伏安，分別增加1.15倍和2.17倍，年增5.3萬千米、2.7億千伏安。南方電網110千伏及以上輸電線路長度也突破了20萬千米。
與輸電網絡相比，中國配電網的投資和建設一直明顯落后于前者。而這一情況，也將在5年后發生扭轉。國家能源局計劃在未來5年，對配電網建設改造投資逾2萬億元予以支持。一是為了彌補過去在配電網方面的投資不足，解決“欠賬”；二是為了適應未來電力的發展格局。
不過，電源過剩風險已得到普遍重視并已開始采取剎車行動，電網是否也會存在過剩風險？來自前瞻數據庫的分析指出，電網建設的飽和程度仍然不及電源，電源投資弱于電網投資的現象預計仍將延續。
值得關注的是，我國電網已成為名符其實的全球第一大電網，當前又逢電力需求增長放緩，電網投資的異常快速增長應當引起進一步重視，尤其是電網投資結構問題，包括地區差異和電壓等級差異。
2014年，全國電網投資4119億元，地區差異非常明顯。華東區域的投資量達到1187億元，占比接近三成，而東北區域、西北區域則只有248億元、361億元，占比不足一成。南方電網投資651億元，占全國電網投資的15.81%，比重略低于平均水平。
此前，配電網投資不足的問題一度成為熱點，目前已有改觀，但各電壓等級投資結構問題也依然需要重視。哪些地區和領域投資需求客觀真實，有必要在深入分析的基礎上加以明確。
特高壓大提速
電網投資大增，繼續超出市場預期。其主要增量主要來源于特高壓、配網以及智能變電站建設。其中，特高壓是最大增量部分。
特高壓能大大提升我國電網的輸送能力。根據國家電網公司提供的數據顯示，一回路特高壓直流電網可以送600萬千瓦電量，相當于現有500千伏直流電網的5到6倍。此外，輸送同樣功率的電量，如果采用特高壓線路輸電可以比采用500千伏高壓線路節省60%的土地資源。
加之我國西部、北部地區棄風棄光問題嚴重，政府簡政放權以及國家能源局取消對電網項目“小路條”的審批，上述因素進一步推動了特高壓的進展，相關項目建設步入加速期。
從2014年11月同時開工“兩交一直”特高壓工程，到2016年初準東-皖南工程開工，國家電網通過14個月密集開工了10個特高壓工程，這也讓其特高壓在運、在建特高壓項目到達17個。
根據國家電網規劃，“十三五”期間，在“四交五直”工程基礎上，后續特高壓工程分三批建設，首先是加快建設“五交八直”特高壓工程，其次在2018年以前開工建設“十交兩直”特高壓工程，加快統一同步電網建設。最后，2020年以前開工建設“十三五”規劃的特高壓網架加強和完善工程。
與此同時，以變壓器、GIS、換流閥、電抗器等代表的設備企業訂單也將獲得大幅提升。在特高壓投資中，設備投資約占45%，其中，變壓器占設備投資約30%，GIS約占25%，互感器約占10%。GIS市場目前被平高電氣、中國西電、東北電氣3家壟斷，其中平高電氣作為特高壓GIS主要生產商，目前市場份額已經達到40%-50%。在變壓器市場中，中國西電、保變電氣和特變電工各占約1/3的招標份額。
然而，特高壓建設從一開始卻飽受爭議。自立項之初，反對特高壓電網建設之聲便不絕于耳，隨著該工程寫入“十二五”規劃綱要及建設的逐步鋪開，這種激烈的爭論與交鋒也達到了。
早在2010年，23位電力行業專家便聯名撰寫建議書，對“三華聯網”事件表示質疑和反對，并提出“三華聯網”將重蹈國外龐大自由聯網的覆轍，在技術上具有不可控的固有特性，為電網連鎖跳閘、穩定破壞導致系統崩潰瓦解、造成大面積停電事故埋下嚴重隱患，是致命弱點。
此外，他們還認為，電網規模過度膨脹，進一步強化了已高度集中的電網壟斷體制，阻礙了電力體制改革的步伐，呼吁有關方面對其弊端和危害性要有清醒認識。
誠然，隨著國家治理大氣污染等措施的出臺，跨區送電的情況將會越來越多，而是否采用交流特高壓輸電的爭議也會持續。
備戰新電改
跌宕13年之后，2015年，中啟動了新一輪電力體制改革。
新一輪電力體制改革“張弓待發”之際，控制著全國26個省區、88%以上國土面積的國家電網正遭遇前所未有的挑戰。
從近期的新電改方案不難看出，其中的“三放開”：有序放開輸配以外的競爭性環節電價、有序向社會資本放開配售電業務、有序放開公益性和調節性以外的發用電計劃，條條涉及電網企業。顯然，作為電改的重要參與者，電網公司成了“被改革”的對象。
新一輪電改明確，電網企業不再以上網電價和銷售電價價差作為收入來源，應按照政府核定的輸配電價收取過網費。與此同時，原本被電網壟斷的配售電業務也向社會資本敞開了大門，其承擔的交易業務也被獨立出來組建為被政府監管的電力交易機構。
2015年1月1日，輸配電價改革試點率先在深圳正式啟動，電網企業的總收入以“準許收入=準許成本+準許收益+稅金”的方式核定，意味著電網企業依靠售電差價獲得收益的模式將被打破，轉而依靠過網費。
此后，作為新電改的起步年和提速年，2015和2016電改全面發力，售電側市場迅速壯大，全國范圍內電力交平臺紛紛成立。
據不完全統計，截至目前，全國范圍內已經注冊成立的售電公司約3000家，其中，廣東售電公司數量超過300家，另有6省數量超過200家，8省數量超過100家。
與此同時，遍布全國的33家電力交易中心也紛紛成立。包括北京、廣州2個國家級電力交易中心，以及31個省級電力交易中心（除海南省）。這些相對獨立的交易平臺，在發揮市場配置資源方面的作用愈發重要。
商業模式的轉變往往會造成利益格局的變化，在新一輪電改的沖擊下，電網公司的利潤部分會轉移到發電企業和用戶身上。換句話說，“電老虎”的時代或將很快終結。
尷尬電監會
在20世紀的80和90年代，許多發達國家和發展中國家掀起了一場電力體制改革的浪潮。改革的目的主要是提高發電企業的經濟效益。采用的手段主要是打破國家壟斷及對發電、輸電、配電和售電的垂直一體化體制進行分割以便引入競爭機制。就實現改革的目標來說，英國和澳大利亞是相對成功的。相反，烏克蘭和墨西哥就不那么成功。美國的加利福尼亞州則遇到過挫折。國外電力體制改革的經驗和教訓使我們對我國的電力體制改革有一個更清楚的認識。從交易成本經濟學的角度看，對我國電力體制垂直一體化進行分割以便在發電及售電側引入競爭是有代價的。我國法律體制的不完善又給電力行業市場化的改革增加了難度。本文第二節闡述市場經濟國家對電力行業進行管制的原因及分析垂直分割和引入競爭的利弊。第三節討論改革低效管制體制可采用的措施。第四節討論改革低效管制體制時必須注意的問題。無可置疑，我國電力體制的重大改革雖然能改善電力企業的效益并給消費者帶來福利，但是也必然要面對因垂直分割而增加的交易費用及由于引入競爭機制而要求增強管制治理及爭議處理的法治問題。
二、市場經濟國家對電力行業管制的原因
在資本主義的民主社會里，市場是相對如意的一種社會秩序。當市場運行良好時，經濟和政治價值得到了體現。[1]從經濟方面看，當市場運作良好時，經濟效益、財富生產和技術革新都得到了促進。從政治角度看，良好的市場運作由于實現了個人選擇的最大化而使個人自治得以實現。但是，市場會失靈。當市場失靈時，社會的經濟和政治價值就難以很好的實現。這時，政府就會對市場進行干預以便市場更好地運作。電力行業在傳統上被認為是自然壟斷行業而受到管制。
在單一產品和多種產品市場上，都有可能出現自然壟斷。在單一產品市場上，規模經濟是自然壟斷的充分但不是必要條件。[2]只要有成本的弱增性(subadditivity)，就會有自然壟斷。[3]成本的弱增性是指和幾個企業合在一起相比，一個單一企業能以更低的總成本生產某一需求的產品量。當一個單一產品企業的平均成本呈現下降趨勢時，該企業是強的自然壟斷者。在邊際成本小于平均成本時，強的自然壟斷者不能使價格等于邊際成本。在這種情況下，就有必要使強的自然壟斷者至少回收產品的平均成本。可是這樣的價格由于向消費者發出了不當的信號而破壞了資源的優化。[4]為了解決這一問題，鮑莫爾和布朗福特分析了拉姆齊規則(Ramsayrule)的配置效益影響。[5]拉姆齊規則是一種次佳選擇。該規則要求在總收入等于總成本的制約下實現福利的最大化。而最有可能實現效益最大化的措施是對需求彈性較小的消費者在邊際成本上附加相對高的收費，但對需求彈性較大的消費者在邊際成本上附加相對低的收費。
當不同企業由于采用不同的技術提供不完善的替代服務或產品時，這樣的競爭稱為不同樣式相互之間的競爭(intermodalcompetition)。在電力業中，采用不同能源發電的競爭及提供不同的電力產品可近似地被認為是不同樣式相互之間的競爭。在分析不同樣式相互之間競爭的價格效益時，布拉地甘指出受管制企業的不同消費者的需求彈性將因不同樣式企業的競爭而受到影響。[6]這時如果要使拉姆齊價格有效，提供替代產品或服務的企業也必須遵守拉姆齊規則。不然的話，當不同樣式的企業因競爭而被迫采用邊際成本價后，受管制企業繼續維護拉姆齊價格將變得無意義。布拉地甘規則要求在存在不同樣式的相互競爭時，管制者必須對所有競爭的企業進行規范。從這一結論可得出下面的推論。當存在自然壟斷時，在發電側引入競爭雖然能部分解決企業的“X低效益”問題，[7]但也是有代價的。
當一個企業呈現平均成本遞增而成本又具有弱增性的特點時，該企業為弱自然壟斷者。弱的自然壟斷者可能無能力阻止其他企業進入市場并搶走部分生意。然而，當成本具有弱增性時，從社會角度考慮單一企業生產某種數量的產品比多個企業生產同一數量的產品更經濟。顯然，效益原則要求政府對其他企業進入這一市場進行管制。但是由于被管制的企業為自然壟斷企業，政府也必須對價格進行管制。
就單一產品企業而言，如果生產成本的增長等于或大于產量的增長時，企業就不再具備規模經濟。從美國的經驗調查角度看，除了一些特大的發電企業外，規模經濟并沒有消失。克里斯騰林和格林納的調查顯示當企業的發電量在4千兆瓦以下時，企業仍然具有規模經濟。[8]他們對企業規模的調查也發現大約55%的企業的發電不足2千兆瓦。雖然我國還沒有建立企業的發電量和規模經濟之間相互關系的研究，但是根據胡鞍鋼引用的數據，我國裝機容量不足5萬千瓦的機組有3369臺，裝機總容量為3454萬千瓦，平均每臺機組只有1.29萬千瓦。[9]無庸置疑，這樣的小機組是不能充分利用規模經濟的優勢的。放松進入管制并不能增加有效競爭。
電力生產系統應該被認為是一個多產品企業的市場。[10]電力需求隨時間變化很大，電壓需求有所不同，輸電和配電方式差別很大，發電成本也因使用不同的能源而產生變化。在一個多產品的行業里，規模經濟既不是自然壟斷的必要條件，也不是自然壟斷的充分條件。[11]盡管一個企業任何單一產品成本呈上升趨勢，但只要該企業在協調生產所有的產品或服務時總成本呈現下降趨勢，該企業就是一個自然壟斷者。[12]多產品企業的自然壟斷來自于范圍經濟或聯合生產。當一個企業生產的特定數量的各種產品的成本低于多個企業生產相同數量的這些產品的成本時便存在范圍經濟。芬特通過分別調查美國電力業的批發、工業、商業和居民服務的多產品成本函數后發現，就是最大的垂直一體化電力企業也具有自然壟斷特性。[13]
聯合生產也能使一個多產品企業成為自然壟斷者。生產的聯合性是區分單一產品企業自然壟斷和多種產品企業自然壟斷的主要點。聯合生產的經濟性主要來自于協調和投入的不可分割性。在電力行業中，電是不可儲存的。可靠性的要求又必須使電力需求和發電供給保持平衡。發電廠、輸電網和配電設施的建設也需要協調。從交易成本經濟學看，[14]同一企業垂直一體化的協調能避免發電企業，輸電企業和配電企業在提供不同電力服務時的機會主義行為。交易成本經濟學認為人的理性或推斷能力是受限制的，企業的資產有時是企業特定的，以及人們會有機會主義行為。[15]將來信息的不完善使得人們對將來的行為難以作出正確的判斷。在對垂直一體化進行分割的情況下，判斷力的限制增加了合同的成本及不定性。資產的企業特定性又使企業難以自如地在競爭激烈的市場進入和退出。資產的企業特定性在電力行業中十分突出。水能發電機常常跟某個特定水庫的水容量和落差具有緊密的關系。特定地域水電廠的關閉并不能使這些資產有效地在其他地方得以利用。太陽能和風力發電設備也是如此。機會主義行為是指在信息不對稱的情況下人們不完全如實地披露所有的信息及從事其他損人利己的行為。當人們警愓并試度避免對方的機會主義行為時，制訂合同的代價，敲詐及反敲詐的代價和事后爭議解決的代價都會提高。資產的企業特定性及人們推斷力的制約都會加劇機會主義行為。而這樣的機會主義行為在電力企業垂直一體化的體制下就不會出現。
另外，集體成員人數的增大也會增大交易成本。人數的增大不僅會提高合同的數目而且也更有可能產生機會主義行為。在電力行業中，發電商對非經常性的電力購買者在遭遇突發事件時的高價售電就是典型的例子。還有，在需求很大而很大一部份的需求是由即時市場供給的，幾乎所有的發電商都可能漫天要價。[16]加利福尼亞州的電力危機的一個主要原因是由于在需求很大的現貨市場敲詐的機會主義行為所造成。[17]同一企業的垂直一體化的協調則能避免發電企業，輸電企業和配售電企業在提供不同電力產品和服務時的機會主義行為。垂直一體化的聯合生產也能使發電廠、輸電網和配電設施的建設更容易協調。再有，輸電企業的高價政策同發電側的過渡競爭會大大影響電源建設，從而造成電力供應不足。發電側的過渡競爭也不見得有利于可持續能源的利用。我國水電廠上網銷售的困難(如二灘)就說明了這一點。
聯合生產的經濟性還表現在利益的內部化。在垂直一體化的電力企業里，企業由于承擔了自己行為的后果而使利益的內部化得以實現。但是，當發電、輸電和配電由不同企業負責時，擁有系統部件的企業數目的增大和追求各自利潤最大化會產生利益的不一致性。在這樣的情況下要保持電網的可靠性，交易成本會明顯上升。由于電在輸電網上并不能自由地按合約雙方的意愿行走，利益的內部性就不能保證。歐姆定理揭示了電會沿著阻力最小的方向行走。這就會產生電走向一個并不需要該電的第三者。為了保護自己，該第三者也許要重新安排電的調度或裝建額外的輸電設備。[18]電網的擁擠現象也會加劇。還有一點，為了滿足高峰用電及突然增加的需求，電力企業必須維持足夠的儲備發電容量。在垂直一體化的電力企業里，解決儲備發電容量的交易成本要低的多。信息的易得性和無機會主義行為也可使電力企業降低必須的儲備發電量。
多產品企業在電力市場的自然壟斷性表明市場經濟國家傳統電力企業垂直一體化模式有其節省交易成本的一面。但由于自然壟斷，西方市場經濟國家過去在保存電力企業垂直一體化的同時，要么像美國那樣對自然壟斷企業進行進入和價格管制，要么像英國那樣對電力企業實行國有化。
三、改革低效管制體制的措施
西方市場經濟國家過去雖然因為保存了電力企業的垂直一體化而節省了交易成本，但是無論是對私有企業投資回報的管制還是實行國有化都有缺點。對私有電力企業投資回報的管制的缺點主要有如下幾個。第一，對自然壟斷的管制假定了對價格的管制是精確的，無代價的和連慣的。但經驗調查并不證明如上的假定。[19]控制企業利潤的管制規則產生了低效的激勵機制。管制機構的價格不能反映提供服務的邊際成本。實踐中管制常常導致電力企業的利潤過高或過低。[20]過高的利潤使電力企業過渡投資電源建設。相反，過低的利潤則導致電力供應的短缺。第二，對自然壟斷的管制假定了管制下的企業會像競爭企業一樣對市場壓力作出反映。[21]經驗調查表明這一假定也是錯誤的。[22]從激勵和約束的角度看，投資回報的管制方法使低效的企業得以長期經營下去。這就增長了電力企業的X低效益。相反，雖然管制滯后部分地保留了好企業的管理積極性，投資回報的管制方法剝奪了競爭市場對企業家的努力、判斷力及技術革新的高回報。[23]
跟對私有電力企業市場進入和投資回報的管制缺陷相比，對垂直一體化的自然壟斷企業實行國有化也問題成堆。加拿大安大略省的安大略電力公司(OntarioHydro)就是一個非常低效運作的例子。在該省九十年代末的電力業重組前，由省政府擔保的安大略電力公司負債達3百50億加幣，約占該省總負債的30%。[24]在1991到1993年的經濟蕭條時期，該電力公司卻以平均每年30%的速度增加電費。面對消費者的政治壓力，公司在1993年消耗了36億加幣的重組費用(加拿大歷史上最大的公司虧損)。1998年，為重組電力業，該公司又銷帳了60億加幣的公司資產。政府預計在重組后，安大略電力公司將有200多億不能回收的負債(strandeddebt)及或然債務。在九十年代末，該省20個核電站中有8個由于可靠性問題而不能提供電力服務。[25]
無論是美國對私有電力企業進入及投資回報管制的缺點還是英國和加拿大對垂直一體化電力企業實行國有化的敝病，在政治壓力增大的情況下這些國家都對電力體制提出了改革的要求。對投資回報進行管制的另一選擇是對發電許可進行競投(franchisebidding)。[26]德姆賽茨認為進入許可的競爭可使提供最低價格的企業被選中。但威廉姆森認為德姆賽茨的許可競投理論過于簡單化。[27]根據威廉姆森，在通常情況下，競投后長期合同的簽訂和執行會使公用事業行業退化到一個和對公用企業管制相似的過程。這是因為電力市場不是一個可競爭的市場(contesbrmarket)。在可競爭市場上，僅有進入的威脅就足以使定價等于邊際成本。[28]然而，可競市場要求進入和退出市場的條件能使一個企業無交易成本地自由進入市場并在困難出現時帶著所有的財產無須消耗任何交易成本地退出市場。極為自由的進入市場條件對市場上的企業發出了足夠可信的使該企業處于最優化行為的威脅。但極為自由的市場進入要求進入是絕對的，退出是完全無代價的并且沉淀成本(sunkcost)為零。[29]
顯然，電力市場不具備極為自由的市場進入條件。電力企業需要承擔巨大的沉淀成本。電力企業的進入又往往需要長期合同的支持。我國許多發電企業的建設通常是以長期入網合同為融資條件的。沉淀成本和長期合同使電力市場不滿足可競爭市場的條件。許可競投在現實中難以運用使人們想到其他一些激勵管制(incentiveregulation)措施。這些措施種類很多，本文只簡單的介紹幾種。[30]在投資回報過大時，相應遞減的調低電價(slidingscale)，但仍然可使企業得到部分良好管理或技術革新的回報便是一種。電價制定投資決策與收入要求決策脫鉤又是一種。需求側管理(DemandSideManagement)也是可用的措施。[31]收入和電價脫鉤制度對執行需求側管理極為重要。需求側管理的一個可能結果是發電企業銷售更少的電。這種管理由于能使消費者少耗電能并有利于環境而減緩了建設基數發電廠和高峰發電設施的需求。然而，發電企業的部分固定成本是通過可變消費價而回收的，降低消費有可能使發電企業不能獲得規定的投資回報。在這種情況下，使收入與銷售脫鉤的政策能更有效地貫徹需求側管理。[32]
對核電站而言，運行成本低于燃氣或燃煤的發電站。提供激勵因素使企業在保證安全的情況下增加運行時間顯然是符合效益原則的。以核電站實際發電能力和設計發電能力的百分比為基準的電價制度就能較好地達到目的。亞利桑那的基準設定為60%到75%。如果核電企業的運行率超過75%，那么節省燃料成本的50%甚至100%將可由企業自己保留。相反，如果核電企業的運行率低于60%，那么多用燃料成本的50%到100%的費用將不能通過電價轉嫁給消費者。[33]
在投資回報管制下，發電企業無激勵動因去節省電廠的建造成本。建造成本對水電企業和核電企業都是非常重要的。我國為鼓勵電廠建設而采用的還本付息電價政策也不能提供有效的電廠建造約束和激勵機制。[34]新澤西的措施有借鑒意義。[35]該州規定，如果核電廠的建造成本在預算的某個范圍之內，那么該發電企業既不會得到獎勵也不會遭受懲罰。當建造成本低于這一范圍時，發電企業便可保留20%所節省的成本。反之，當建造成本大于預算的范圍時，發電企業只能把超出部分費用的70%或80%轉嫁給消費者。
還有一種要介紹的激勵管制措施是尺度競爭(yardstickcompetition)。[36]如果企業在一個完全競爭市場上，任何一個賣主的價格可以由它的所有競爭對手的成本決定。在電力市場上，發電或售電企業的電價可以基于處于相同競爭環境的類似企業的成本而不是自己的成本。當然，尺度競爭也有缺點。尺度競爭只能在可以合理比較的企業之間適用。電力企業由于使用的能源及在不同階段的投資決策不同而具有很大的差異性。在不可比的情況下采用這一標準的話，尺度競爭定價可能使管理好的企業難以生存但卻使低效的企業得以發展。[37]
盡管上述激勵管制措施在一定程度上已被適用在電力企業的改革中，但人們更多關心的是對發電、輸電和配售電垂直一體化的電力企業進行改革。這樣的改革可以先在發電側引入競爭，也可以先在售電側引入競爭，也可以在發電側和售電側同時引入競爭。英國采用先在發電側引入競爭的改革方案。[38]新西蘭則選擇在配電側引入競爭。[39]加拿大的安大略省是在改革的初期便在發電側和售電側同時引入競爭機制。[40]對垂直一體化分割而引入競爭機制在不同程度上要求私有企業的加入及對國有電力企業在不程度上進行私有化和重組。不然的話，公平的競爭機制難以產生。國有企業難以退出市場的政策會最終影響電力市場的有效運作。所以，英國和加拿大的安大略省都對傳統國有企業進行重組或私有化。
我國的電力改革實踐也表明中國已經對垂直一體化的國有電力企業進行分割及嘗試“廠網分開，競價上網”的體制改革。[41]有人預測我國在2010年以后將實行發、輸、配環節的分開并通過在配電和銷售環節引入競爭而實現電力市場的全面競爭。[42]從前節的討論可知，分割垂直一體化的電力企業以便在電力行業引入競爭有其代價的一面。對國有企業實行私有化并在電力行業引入競爭主要是為了解決企業中的X低效益問題或成本問題。既然我國已經作出了對傳統的垂直一體化體制進行分割并引入競爭機制，我們顯然有必要對電力體制改革的重點問題進行分析和討論。
四、電力業引入競爭后必須解決的重點問題
電力行業重組的一個重要問題是解決管制治理問題。霍伯恩和斯比勒在分析了世界上發達國家和發展中國家的電力行業重組后認為管制治理比行業結構問題更重要，管制治理的好壞關系到能否吸引到長期的私人投資。[43]另外，事前建立好的管治體制能更有效地減少市場參與者的機會主義行為。[44]但無論是管制治理問題還是具體市場結構和運行問題都必須明確電力業重組的政策和規則的衡量標準問題。加拿大安大略省市場設計委員會訂立的標準有非常大的借鑒意義。這些標準包括：(1)效益;(2)公平;(3)可靠性;(4)透明度;(5)健全性;和(6)可實施性。[45]不言而喻，有時在采用某個標準而得到益處時也會產生由于不適用另一個標準的壞處。有了這樣的權衡之后，我們就能更好地分析管制治理問題。
為了對電力業進行重組以便引入競爭機制，在建立行業監管組織時還必須建立一個獨立的市場經營者(IndependentMarketOperator)。獨立的市場經營者(簡稱《經營者》)在電監會的監督下，行使如下的職能：(1)經營和管理跨省的區域性現貨電力交易市場。(2)對現貨市場的交易進行結算。(3)按照《經營者》的市場規則和輸電商以合同形式通過租賃和其他安排使用輸電商的輸電系統進行電能的輸送和交易;這樣的安排必須以合同和采用以業績為基準的收費率使輸電商有好的激勵去保護資產價值，完善設備的能力和實現營運效益。(4)一體化電網安全運行的管理;決定系統的能力和運行規則并在系統的能力內管理實時調度。(5)控制發電、輸電和負荷的調度以符合區域電力需求及跨區域電力交易和保證足夠的包括計劃電力交換和輔助系統服務的運行儲備。(6)為電力市場參與者提供事后信息及預測以方便他們的運行和投資決策。(7)監督和執行為統一電力系統和現貨及輔助市場所規定的商業和技術標準的實施。[46]
在明確了《經營者》的職能后，還必須組建《經營者》的董事會，制訂董事會的議事規則和規定規則的修改事項。就組成人員而言，混合式的董事會更能代表電力市場參與者的利益及消費者的利益。代表市場參與者利益的9名代表可由發電商、輸電商、配電商、電力市場中間機構及代表住宅，商業和工業用電的消費者任命。另外還應選6名獨立的董事。無論是代表市場參與者的董事還是獨立董事都必須具備符合最低才能和經驗的標準。獨立董事不僅應該符合不具有利益沖突的與市場參與者無商業聯系的標準，還必須符合具有包括公司融資、商業期貨交易、公司法、經濟學、環境政策及電力工業知識等某方面的經驗。為了避免利益沖突，應該由董事會中的獨立董事組成候選委員會。候選委員會將候選人名單送董事會考慮并通過。然后，負責電力市場的電監會或能源部從《經營者》董事會推薦的名單中任命獨立董事。鑒于能源工業在中國將越來越重要，我們認為有必要組成能源部以負責電力工業和石油及天燃氣工業。
市場參與者挑選他們自己的代表。市場同一種類的參與者如發電企業推薦他們自己的代表。當他們推薦的代表多于規定數額時，電監會或能源部從符合條件的候選人中任命董事。代表消費者利益的董事可由代表他們的某個集團推薦。為保證董事會的獨立性，董事長應從董事會中的獨立董事中選出。為了更有效地管理《經營者》組織，行政總裁或總經理應該由董事會選出。他們也應該是董事會成員。
為了幫助董事會管理競爭市場和履行管制義務，董事會應負責建立技術委員會、爭議解決委員會和市場監察委員會。[47]我們認為安大略的這一做法值得學習。技術委員會由總經理任主席，其他的9名成員由市場參與者按與董事會相同的比例由電力企業相關利益方選出。如果某類候選人多于規定的數額，那么董事會用簡單多數在候選人中任命委員。技術委員會負責審查市場規則的缺陷性，按要求修訂市場規則和為董事會和電監會提供有關市場和系統運營的技術問題的建議。技術委員會修改的規則需《經營者》的批準并報電監會。電監會則只有在收到反對投訴的情況下才能對在規定時間內作出的投訴修改作出否決。否決的理由應限制在規則違反立法目標或某個法律條文或修改后的規則對某個或某類市場參與者有歧視或偏好或者修改后的規則不合理。
在垂直一體化的情況下，電力企業的很多問題都可以通過公司內部決定來解決。然而在市場引入競爭機制后，各種企業利益最大化的追求將在電力市場上產生許多爭議。爭議的有效解決是電力市場明確產權關系的重要保障。為了更好地解決爭議，爭議委員會的人員和規則十分重要。在《經營者》運用自己市場規則時，《經營者》可能認為某個市場參與者違反了市場規則。相反，市場參與者也會認為《經營者》違反了市場規則。最后，市場的參與者相互之間會指控對方違反了大家都接受的市場規則。
爭議委員會應經常保持20名的人員名單。每個爭議應由3名成員組成的小組裁決。為了提高爭議解決的效率，爭議小組對實體問題的裁決應該是終局的。市場參與者可就有關自己許可證暫停或吊銷的爭議小組裁決上訴電監會。電監會可在認為爭議小組的決定不合理的情況下改變或否定小組的裁決。當然，對許可證暫停或吊銷的決定也可向法院上訴。
為了保證爭議委員會成員的質量，這些人員必須具有仲裁的經驗和對電力市場的技術領域具有充分的認識。更為重要的是爭議委員會成員的報酬必須由《經營者》董事會以外的外部專家決定。同理，爭議委員會的人員也應由董事會聘請的外部專家推薦并由董事會中的獨立董事任命。
市場監察委員會的主要目標是保證高效和競爭市場的正常運行。為了實現這一目標，市場監察委員會必須定期審查市場的運行和結構。市場監察委員會的成員由《經營者》董事會中的獨立董事以簡單多數選舉產生。這些成員雖然不應該和市場參與者有商業關系，但他們必須對競爭性的電力市場具有豐富的經驗。[48]他們必須負責定期審查并對如下的情形作出報告：(1)找出不當的市場行為和市場低效性的原因；(2)提出減少不當行為和改善市場效益的措施；(3)衡量市場的結構是否和競爭市場的有效和合理運行相一致。[49]如果市場監察委員會認為有必要修改《經營者》的市場規則，《經營者》的董事會將把修改建議轉交技術委員會。技術委員會則按正常的修改程序修改市場規則。當市場監察委員會發現有不當市場行為時，他們必須把市場參與者的不良行為報告給《經營者》。在必要,他們也應該把市場參與者的不當行為通知電監會或相關的反壟斷組織。
《經營者》應該制訂為市場參與者所接受的市場規則。市場規則約束所有的市場參與者。規則的約束可以通過市場參與者領取許可證的必要條件來達到。對符合條件的市場參與者由《經營者》向電監會證明其符合條件，然后由電監會頒發許可證。《經營者》、發電商、輸電商、配電商、售電商和中價商都必須從電監會領取許可證。零售商也必須領取零售許可證。和上市規則一樣，市場規則能約束所有的市場參與者。比上市規則更進一步。市場規則在《經營者》和其他市場參與者之間具有合同效力。為了達到這樣的目的，《經營者》應該與每一個市場參與者簽訂一個合同以使市場規則具有合同效力。然而在市場參與者之間，市場規則不具有合同效力。這是因為在市場參與者之間是相對容易地訂立符合各自要求的合同的。
非營利的《經營者》的成本應該從市場參與者的登記費和批發購電者按購買電量的收費中回收。對電力出口到另一個區域和轉輸電(wheeling)，《經營者》也應該收取適當的費用。不然的話，市場參與者會通過雙邊合同來繞過現貨市場(bypass)。
為了使電力業的重組得以平穩推進，改革后的批發市場應該包括一個市場參與者自愿加入的電力庫(pool)和一個由市場參與者雙方通過實際雙邊合同(physicalbilateralcontracts)進行電力交易的市場。電力庫可以是一個現貨市場(spotmarket)并由金融雙邊合同(Financialbilateralcontracts)來補充。就金融合同而言，電力交易是通過現貨市場《經營者》來完成的。買賣雙方在與《經營者》結算后，再就差價進行結算。實際雙邊合同是電力買賣方在通知《經營者》后排除在《經營者》的結算系統之外的。在實時現貨市場外還應該建立一個提前一天的由金融合同形成的期貨市場。建立這樣的期貨市場不需要很大的代價，但卻可以給市場參與者提供減少風險的機制(hedging)。[50]在實際雙邊合同中，買賣雙方要在調度前通知《經營者》交易的電量及輸入和提取點。我們認為電力庫的現貨市場和實際雙邊合同市場并行的機制可以使電力業改革的過渡更加順利。我國外匯體制外的兌換市場和通過銀行進行的兌換市場的同時進行對我國外匯體制改革的貢獻說明了這一點。如果將來現貨市場能非常有效地運行，那么實際雙邊合同市場自然會逐步消失。但是，為了保證對實際雙邊合同市場和現貨市場參與者的公平對待，《經營者》交易費用和輸電費用的負擔對不同市場的參與者必須相對公平。還有，《經營者》對各種市場參與者的電量輸入和取出必須公平對待。再有，《經營者》的市場規則應該要求無論是現貨市場還是雙邊合同市場的參與者在什么情況下他們愿意提供更多或更少的電量給《經營者》或從《經營者》購買更多或更少的電量。在這樣的情況下，雙邊合同的發電商在現貨市場價高時生產更多的電或在現貨市場價低時生產更少的電而用從《經營者》那里買來的電來滿足雙邊合同的需要。這樣的規則能為市場參與者提供最大的商業靈活性。
由于電是不可儲存的，而且因需求的贈長，電廠的維修，突然的故障，儲備容量變得非常重要。在競爭性的市場上，追求利潤最大化的發電商是不愿裝建不用或使用不足的發電設施的。這就很容易在電力市場上出現供少于求的狀況。解決這樣的問題在任何國家都是致關重要的。如果《經營者》以不符合市場規則的做法強行要求發電商投資足夠的儲備容量，那么這將不利于引入競爭的市場。另一方面，完全依賴市場電價或儲備價所提供的激勵來吸引足夠的儲備容量也不一定十分可靠。我們認為安大略省電力改革所采用的市場機制加上后備的《經營者》有權起動的備用容量市場是可取的。[51]
在激勵的市場機制下，當《經營者》的運行儲備低于規定的水平時，發電商可以要求一個比平時為高的電價；而當《經營者》的運行儲備接近終點時，發電商可要求一個更高的價格。這樣的機制既可使發電商動用所有的發電設備向《經營者》提供容量來保證系統的可靠性也可以使需求方在價高時減少耗電。在競爭的市場上，如果沒有這樣的機制，價格也會無限上升，但更可能是在系統崩潰之后。只有《經營者》在認為這樣的市場儲備價格機制不可產生應有的作用時，《經營者》才能啟動備用容量市場。在備用容量市場上，《經營者》每天會接受發電商的儲備容量報價。對報價后不供電的發電商進行高額的罰款甚至暫停或撤銷營業許可證。《經營者》會根據所報的儲備容量和需求的電量確定一個出清價。在這個備用容量市場上，所有出清的容量都按這樣的出清價計算。有了這樣的機制，《經營者》也許不需要啟動自己管理的備用容量市場。為了使市場機制更好地產生作用，《經營者》會向發電商提供有關市場供需前景的信息。好的信息和價格機制是市場適時增長的關鍵。[52]
我們討論的市場是跨省的區域性市場。在中國疆域遼寬及電力體制改革已跨越省界但還未能形成有效的全國性市場時，這樣的討論是理知的。在區域市場存在的情況下，電量的跨區域或跨國交易非常重要。這一點可以從帕累托效益推出。可是受輸電網輸出/入點限制，并不是所有的交易都是可以完成的。在這種資源有限的情況下，根據不同輸出/入線所完成的不同交易及交易量可以采用不同的價格。《經營者》會根據市場參與者的出價和要價來決定每個市場參與者對使用稀有輸出線的價值。[53]按照市場原則，《經營者》可以把輸出/入線的使用分配給那些出價和要價量高的市場參與者。這樣的機制有利于跨區域或將來跨國輸電網的建設和電力交易。
電力業的改革可在發電和售電領域引入競爭，但輸電仍然是一個具有自然壟斷特性的系統。在《經營者》有權控制輸電企業資產的情況下，就必須有激勵和約束規則使輸電企業管理好他們的資產并只能收取管制的輸電費用。顯然，管制收費必須使輸電商能回收投資及得到一個合理的回報。輸電價在《經營者》提供基本使用服務和提供輸出到其他區域或轉輸電(wheeling)服務時應該有所不同。基本使用服務指不論電力的來源(包括進口)而使用《經營者》控制的輸電網向本區域內的客戶輸電。由于所有區域內的客戶都得到這樣的服務，他們必須支付基本使用服務的成本。配電商和直接與輸電網相連的客戶在使用基本服務時支付一個統一的價格。基本使用服務費應該包括為客戶提供的區域輸電的電力輸送成本和輔助服務成本。這表明區域輸電網及輸出線的成本可以完全從基本使用服務收費中回收。而輸出區域外或轉輸電的成本就不再包括輸電系統的固定成本。[54]但使用輸出或轉輸電的人必須支付任何重新調度的成本、線損、擁擠成本及按比例收取的《經營者》提供的如輔助服務等的運行成本。如果我國的區域市場或跨國市場都按這樣的原則收費，區域內交易和跨區域的電力交易會得到公平的對待。而跨區域電力交易的增長會增加社會福利。
為了使《經營者》管理的輸電系統有效運行，必須防止低效的繞開(bypass)輸電網的行為。從公共政策的角度看，有的小型電站具有成本低的特點。小型的電站可以是為企業自用或給本地區的配電公司而建的。低成本的小型電站能靈活地解決區域資源配置問題。所以法律不應限制這些電站的發展。但是，如果小型電站的建造完全是為了逃避輸電費，那么法律則應該限制這樣的行為。也只有這樣，發電成本高于直接從輸電網上取電的投資行為就不會發生。[55]在這方面，加大拿大安大略的做法是值得引入的。安大略省在電力法通過后，市場參與者在既使用自己發的電又同時使用《經營者》控制的輸電網的電時，他們必須支付他們需求總電量(包括自己發的電量)的輸電費。
另一個對垂直一體化進行分割后產生的輸電領域的問題是輸電網的投資問題。在垂直一體化的體制下，協調成本非常低。利益的一致化也不可能導致發電和輸電不能有效協調的機會主義行為。然而，在分割垂直一體化后，追求利潤最大化的企業不一定能很好地解決發電和輸電投資的協調問題。安大略省在處理這一問題時采用了在統一價格下的計劃制度并逐步過渡到使用擁擠價的市場機制。[56]我們認為我國可參考這一制度。在過渡期內，《經營者》會定期評估短、中、長期的發電和輸電的充足性問題以維持系統的可靠運行。評估的結果將以報告的形式給電監會、能源部及市場參與者。假如《經營者》發現可能的輸電設備限制，輸電商將被要求提供解決輸電設備不足的建議書。《經營者》在對不同的建議書進行技術分析后把分析結論送給電監會及能源部以使他們決定是否批準解決輸電不足的計劃及收費率。如果《經營者》在發現今后幾年可能出現輸電的嚴重不足時，它將要求相關的輸電商提出相應的解決這一問題的建議書。當沒有輸電商提供技術可行的建議書時，《經營者》有權要求相關輸電商向電監會及能源部報送解決輸電設施嚴重不足問題的計劃書。
當市場比較成熟時，市場機制將可以產生作用。那時，在擁擠價格下的節點價(nodalprice)或區域價(zonalprice)可以被采用。在市場機制下，市場參與者會對價格作出反應以反映輸電限制的稀有價值。這樣，投資決策會優化資源的配置。擁擠價格機制也要求投資于輸電設施的代價由受益于輸電投資的企業或顧客承擔。
擁擠是指在特定的供求情況下，輸電網在不同的地方會產生發電商供電超過輸電網在這些點上能夠在不使系統失靈的情況下滿足所有的電力供應順利通過的現象。在垂直一體化的情況下，由于電力企業事前的調度，事后供電擁擠的情況不可能出現。但在非垂直一體化的市場上，擁擠可能會在很短的時間里變得非常嚴重。[57]事前預見并作出反應的區域價或節點價機制能相對好地處理擁擠問題。[58]杰斯可認為盡管在非垂直一體化的競爭市場中已設計出處理擁擠的機制，但因這樣的機制常常由于忽視交易成本問題而出現適用的困難。他認為擁擠是分割垂直一體化而增大交易成本的結果。一個不太理想的減少擁擠現象是投資比通常運行更大的輸電系統。[59]正如適量超前興建高速公路一樣，在我國過渡期投資適量多的輸電系統也是完全必要的。
不同國家在電力體制改革中從不同側面引入競爭機制。如前所述，英國先在發電側引入競爭。相反，新西蘭則先在配電側展開競爭。加拿大的安大略省卻同時在發電側和零售電側同時引入競爭機制。在發電側和售電側同時引入競爭的一個主要目標是讓消費者即時獲得電力改革的利益。我們認為安大略的做法是值得我國學習的。我國在發電側引入競爭后盡管有開機不足的電廠卻不能使消費者用到“物美價廉”的電[60]揭示了同時在售電側引入競爭對消費者的福利效因。
為了使消費者能充分享用引入競爭機制的電力體制改革的好處，必須使售電側的競爭能使《經營者》現貨市場的價格傳遞到終端用戶。這對電力體制的改革是致關重要的。如果發電側競爭產生的好處不能完全傳遞給消費者，那么電力體制改革的其中一個主要目標就不能達到。在這樣的情況下，輸電企業或配電企業低效或榨取壟斷價格的現象就會產生。只有將現貨市場的電價傳遞給終端用戶，消費者才能真正在零售階段行使選擇。在零售側引入競爭后，消費者的電價將會有很大的波動。在消費者能充分選擇的情況下，風險厭惡者可與零售商簽訂一個價格相對固定的合同。相反，風險承受能力大的消費者可以選擇和零售商簽訂支付現貨市場價格的合同。在競爭的售電市場上，這樣的合同是很容易制定和實施的。由于零售的競爭，售電商能提供各種不同的收費合同安排。為了使競爭更有效，消費者必須有權選擇和轉換零售商。安大略省的另一個經驗是要求配電商在顧客的要求下把顧客的現貨收費單寄給一個競爭性的零售商。[61]零售商支付了配電商費用后根據電價單的信息就能按顧客的要求簽訂靈活的付費合同。在非常靈活的競爭收費情況下，消費者可選繼續從原來的售電商購電，也可以轉換到新的零售商或和配電商直接簽訂合同。他們甚至可以選擇向零售商支付電能而向配電商支付線路設備收費。
在零售端引入競爭的情況下，要求用電盡可能反映電力的邊際成本。這就要求電價是按時計算的以便使峰電和谷電價格更容易區分開來。也只有這樣消費者對不同時期的電力需求才能對價格作出正確的反應。但是各國的經驗都是大的工商業用戶能迅速更換按時計價電表而很快獲得零售競爭按小時計價的利益。因此，在過渡期，零售競爭按小時計價只對大的工商業用戶關放。待零售競爭的經驗積累得更多時才考慮對小的消費者開放零售按時計價競爭。當然對小消費者開放零售按時計價競爭的程度在很大程度上決定于按時計價電表的技術革新和價格的降低。
五、結尾
本文解釋了西方市場經濟國家傳統上電力企業實行垂直一體化管理與運行的經濟原因。在電力行業的多產品市場上，節省交易成本是西方電力企業長期實行垂直一體化體制的一個重要原因。從交易成本經濟學看我國的電力體制改革可以使我們認識到對我國電力體制垂直一體化的分割和引入競爭的改革是有代價的。這樣的認識會使人們避免產生過高的對電力體制改革的期望。從交易成本經濟學的角度分析引入競爭的電力體制改革非常有利于事前設計好相對完善的管制治理機制。事前有好的機制常常能避免不必要的挫折。交易成本經濟學也能用于分析發電、輸電和售電領域改革的重要問題。由于篇幅的限制，本文只選擇性地分析了引入競爭的電力體制改革的重點問題。我國的電力體制改革仍然任重而道遠。更好地理解交易成本問題對我國復雜的電力體制改革具有重大的現實意義和深遠的歷史意義。
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[11]WilliamSharkey,TheTheoryofNaturalMonopoly(Cambridge,CambridgeUniversityPress,1982)at55.
[12]GegaxandNowotny,見注釋2,第71頁。
[13]AlanFinder,EmpiricalTestsofCostsSubadditivityintheInvestorOwnedElectricUtilityIndustry(Ph.D.dissertation,IndianaUniversity,1984).
[14]
有關交易成本經濟學，請參閱OliverWilliamson,TheEconomicInstitutionsofCapitalim:Firms,Markets,RelationalContracting(NewYork:TheFreePress,1985).
[15]OliverWillianson,EconomicOrganization(NewYork:NewYorkUniversityPress,1986).
[16]PaulJoskow,“ElectrucitySectorRestructuringandCompetition:ATransaction-CostPerspective”,inEricBrousseauandJean-MichelGlachant,eds.,TheEconomicsofContracts(Cambridge:CambridgeUniversityPress,2002)at503.
[17]TimothyDuane,“Regulation’sRationale:LearningfromtheCaliforniaEnergyCrisis”,19TheYaleJournalonRegulation471(2002).
[18]GegaxandNowotny,見注釋2，第73頁。
[19]HarryTrebing,“StructuralChangandRegulatoryReformintheUtilitiesIndustries”,70(2)AmericanEconomicReview338(1980).
[20]JoskowandSchmalensee,見注釋10，第31。
[21]Trebing,見注釋19，第388-89頁。
[22]PaulJoskowandRogerNoll,“RegulationinTheoryandPractice:AnOverview”,inGaryFromm,ed.,StudiesinPublicRegulation(Cambridge:MITPress,1981).
[23]WilliamBaumolandAlvinKlevomick,“InputChoicesandRate-of-ReturnRegulation:AnOverviewoftheDiscussion,1(2)BellJournalofEconomicsandManagementScience162(1970).
[24]MichaelTrebilcockaqndRonaldDaniels,“ElectricityRestrustruing:TheOntarioExperience”,33(2)TheCanadianBusinessLawJournal161,163(2000).
[25]同上。
[26]HaroldDemsetz,“WhyRegulateUtilities?”11JournalofLawandEconomics55(1968).
[27]OliverWilliamson,“FranchiseBiddingforNaturalMonopoliesinGeneralandwithRespecttoCATV”,7BellJournalofEconomics73(1976).
[28]WilliamBaumoletal.,ContesbrMarketsandtheTheoryofIndustryStructure(NewYork:HarcourtBraceJovanovich,1982)at7.
[29]WilliamShepherd,ContestabilityandCompetition”,74AmericanEcononmicReview572,573(1984).
[30]詳見PaulJoskowandRichardSchmalensee,“IncentiveRegulationforElectricUtilities:,4TheYaleJournalonRegulation”,1(1986).
[31]SteveStoftandRichardGilbert,“AReviewandAnalysisofElectricUtilityConservationIncentives”,11TheYaleJournalonRegulation1(1994).
[32]GagaxandNowotny,見注釋2，第84頁。
[33]JoskowandSchmalensee,見注釋30，第39-40頁。
[34]劉振秋，《如何看待電價改革在電力體制改革中的地位和作用》，《價格理論與實踐》，(2001)年，第20頁。
[35]JoskowandSchmalensee,見注釋30,第41-42頁。
[36]同上，第34-35頁。
[37]同上。
[38]JeanMichelGlachant,“England’sWholesaleElectricityMarket:CouldThisHybridInstitutionalArrangementbeTransposedtotheEuropeanUnion?”7UtilitiesPolicy63(1998).
[39]宋守信，《電力市場機制》中國電力出版社2002年，第259-60頁。
[40]TrebilcockandDaniels,見注釋24。
[41]史玉波，《電力體制改革的方向》，《農電管理》，2000年第7期第13頁。
[42]姜紹俊，《中國電力工業改革的回顧與前瞻》，《中國經貿導刊》，1999年第20期第14頁。
[43]GuyHolburnandPabloSpiller,“InstitutionalorStructural:LessonsfromInternationalElectricitySectorReform”inEricBropusseauandJean-MichelGlachant,eds.,TheEconomicsofContracts(Cambridge:CambridgeUniversityPress,2002).
[44]Joskow,見注釋16。
[45]FinalReportoftheMarketDesignCommittee,Ontario,Canada,January29,1999.
[46]同上。
[47]同上。
[48]同上。
[49]同上。
[50]TrebilcockandDaniels,見注釋24。
[51]FinalReport,見注釋45。
[52]TrebilcockandDaniels,見注釋24，第173頁。
[53]FinalReport,見注釋45。
[54]TrebilcockandDaniels,見注釋24，第175頁。
[55]同上。
[56]FinalReport,見注釋45。
[57]LarryRuff,“CompetitiveElectricityMarkets:WhyTheyAreWorkingandHowtoImprove”(NERA,SanFrancisco,May16,1999).
[58]WilliamHogan,“ContractNetworksforElectricPowerTransmission”,4(3)JournalofRegulatoryEconomics211(1992).
[59]Joskow,見注釋16,第521-22頁。
蒙西電網送華北電網的平均電價為0.349元/kW•h,華北電網受電成本為0.38元/kW•h,價格優勢明顯。但因為體制問題,電力外送通道屢屢受阻，蒙西電網超高壓第三、四通道的可研方案于2005年就獲得了通過,但至今未能開工建設。“十一五”期間,的呼倫貝爾、錫林郭勒、鄂爾多斯已被國家列為重點開發的大型煤電基地,但由于外送通道建設停滯不前,國家僅啟動了呼倫貝爾煤電基地的建設(蒙東電網已劃歸國網公司)。原計劃的錫林郭勒、鄂爾多斯煤電基地遲遲不能啟動,大批已完成前期工作的坑口電站不能開工建設。內蒙古電力發展尚未納入國家能源一體化發展格局是蒙西出現嚴重“窩電”最重要的因素,正如黨委書記在與國網公司總經理劉振亞會談時所言“把內蒙古建設成為國家重要的電力能源基地和‘西電東送’的重要輸出基地,內蒙古自身有優勢、有基礎,國家經濟建設大局也迫切需要。現在,內蒙古電力裝機發展很快,但外送通道建設相對比較滯后,電網輸送能力不足已經成為制約電力事業發展的瓶頸”。因此,唯有突破體制,才能加速內蒙古電力外送通道建設,消化盈余裝機,解決窩電問題,帶動電站建設,促進風電等清潔能源發展,才能奠定在國內舉足輕重的戰略能源基地的地位。應加強與國家有關部委、國網公司的溝通和協調,盡可能地爭取將蒙西電網發展納入全國電網統一規劃,加快蒙西區域網架建設和跨區聯網,推動跨省、跨區電能交易,促進內蒙古電力資源在全國范圍內的統一配置。
圍繞自治區發展戰略,做好電網規劃布局
2010年以來,自治區黨委、政府提出了調結構、促發展的總體思路:①大力推動傳統優勢特色產業進一步優化和升級;②大力發展戰略性新興產業;③積極促進區域經濟協調發展。在西部地區重點抓好19個沿河沿線和跨河、跨區域的集中區和園區建設,連接打造成為蒙西地區核心產業帶,形成相向發展、有序競爭的產業一體化格局;④以項目建設促動城市化進程,從以上4個重要抓手可以看出自治區黨委、政府調整優化產業結構的決心和思路,更加注重的是經濟發展的質量和產業層次的提升。電網作為地區經濟發展的動脈,處于至關重要的位置。自治區全新的戰略布局對蒙西電網的規劃、投資、組織、施工等各方面的能力和意識提出了新的要求,必須緊緊圍繞自治區的戰略規劃,超前謀劃、合理布局、快速反應、做好對接,要優化基建流程,合理安排投資計劃、科學組織項目施工,提前與各盟市政府進行征地、拆遷等工作的對接,確保滿足自治區“十二五”的產業布局需要和經濟發展需求。目前,蒙西電網的規劃不夠超前,電網布局與19個沿河沿線和跨河、跨區域的集中區和園區建設規劃不夠協調,電力區域分布不均衡,網間交換不夠通暢,網架不夠堅強,結構不甚合理,新興工業區域用電緊張,電源富集地區負荷不足,這也是造成蒙西地區窩電的原因之一。這些問題有可能會制約自治區的經濟發展和產業結構調整,影響到內蒙古戰略規劃的順利實施,應該引起足夠的重視。此外,目前蒙西電網存在500kV主網架結構較為薄弱、站點較少,不能完全滿足各地區之間電力交換和向外送通道匯集電力的需求;中低壓配網建設與城市、農村經濟社會發展不協調;阿拉善盟、錫林郭勒盟等邊遠地區電網結構薄弱,供電能力不足;電網建設滯后于電源建設;科研水平較弱,投資能力不足等等問題。綜上所述,在電力能源基地建設和自治區“十二五”經濟發展過程中,電網的作用十分重要,一定要統籌安排,突出規劃的科學性和嚴肅性,使蒙西電網真正起到“先行官”的作用。
加快新能源發展,建設清潔能源基地
目前,內蒙古已探明可開發的風電資源可裝機容量3.8億kW,是全國其他六個千萬千瓦風電基地最大裝機容量的1.8倍,且風資源最優,利用小時數高達2 600h以上。如果外送華北、華東、華中、華南等新通道打通,蒙西地區可向全國輸送風電3 000萬kW,年送電量達到750億kW•h,占全國用電量的1.2%。每年可節約原煤5 500萬t。內蒙古太陽能資源自東北向西南逐步遞增,以巴彥淖爾西部和阿拉善最為豐富。太陽能總輻射量僅次于青藏高原,居全國第二位,日照時數2 600h～3 400h。加之蒙西地區有大量的戈壁荒漠,地勢開闊平坦,且目前國內光伏發電已實現了1元以下的上網電價,具備了規模開發的條件。按照內蒙古黨委、政府提出的“大能源”戰略,自治區將打造千萬千瓦風電基地和百萬千瓦光伏發電基地。這是改變“一煤獨大”,轉變經濟發展方式,實現可持續發展的戰略布局,也是內蒙古建設國家重要的綠色能源基地、打造全新“省區名片”、提升大區形象的有力舉措。我們需要與國家有關部委、權威媒體充分溝通,爭取將內蒙古明確為國家綠色能源基地,使國家有關部門統籌研究和實施內蒙古綠色能源基地發展戰略,切實加大政策支持力度;需要科學制定規劃,以合理的規劃引導項目有序建設,避免一哄而上、一哄而散,保護好、扶持好這一戰略性新興產業;努力爭取國家的政策支持,在全國范圍內消納內蒙古的綠色電力,維護好投資商的積極性;認真分析清潔能源大規模接入對電網的沖擊,從保障電網安全的角度加強科技攻關,使清潔能源大規模接入這一國際性的難題在內蒙古率先取得突破。此外,大力發展清潔能源可以帶動上游裝備制造企業落戶內蒙古,培育新的經濟增長點,如風機制造業、塔筒制造業、單晶硅制造業、多晶硅制造業等等。
電力市場營銷是電力企業拓展
為了自身生存與發展，無論是發電企業還是電網企業，都必須開展電力市場營銷活動。市場營銷的一個重要作用就是拓展市場。為此，電力企業可以通過市場調查和預測、市場細分與目標市場選擇，以及市場營銷組合策略，不斷拓展電力市場，提高市場占有率。電力市場營銷能力是體現電力企業競爭力的一個重要方面。隨著電力市場的不斷完善，廠網分開、競價上網、輸配分開，無論是發電企業之間還是電網企業之間，競爭都在不斷加劇。因此，電力企業需要積極有效地開展電力市場營銷活動，提高在客戶中的知名度，樹立在公眾中的良好形象，吸引更多客戶成為自己的客戶，從而使其在市場上的競爭力不斷提高。
電力市場營銷是構建和諧廠網關系的需要
電力體制改革后，雖然廠網雙方各自成為獨立經營的企業，但是由于電力產品的天然特性，電力發、供、用瞬間完成和依賴電網傳輸的物理規律并沒有隨著改革而改變，廠網之間依然是一種相互依存的關系。“廠離開網是死廠，網離開廠是空網”。廠網雙方仍然屬于電力產業鏈上的上下游關系，兩者之間有大量的、重要的、密切的生產和經營等方面的聯系需要溝通與合作。廠網雙方只有通過必要的溝通與合作，才能使電力產品的生產經營正常進行。向社會提供穩定可靠的電力產品必須要廠網雙方齊心協力才能實現。廠網分開后，發電企業和電網企業成為不同的市場主體和利益主體。在廠網分開和市場主體多元化的新形勢下，屬于不同利益主體的發電企業之間、發電企業與電網企業之間的利益格局將進行調整，在調整過程中產生利益沖突和矛盾在所難免。這些利益沖突和矛盾若得不到恰當、及時的協調和處理，勢必造成廠網關系緊張，甚至危及廠網企業的安全生產，影響電力企業向社會提供安全、穩定、可靠的電力產品。與此同時，雖然廠網之間形成不同的利益主體，但是同樣需要雙方齊心協力，協調關系，及時處理矛盾。只有這樣，廠網雙方才能真正實現各自的利益，電力工業才能實現和諧發展。從這個意義上講，廠網雙方的利益又是一致的。總之，電力工業發展的基本規律、安全生產和大局意識的要求，決定了廠網雙方必須構建和諧的關系，實現協調運行和發展。發電企業針對電網企業開展營銷活動，恰恰是雙方合作交流的一種方式。廠網分開后，雙方有很多需要溝通和調節的事宜。發電企業針對電網企業開展營銷活動，可以增進雙方的理解，加強合作，化解矛盾，實現廠網雙贏。
電力市場營銷是電力企業承擔社會責任的需要
由于電力工業是國家重要的基礎性產業，電力企業必須承擔眾多的社會責任。電力企業開展電力市場營銷活動，能夠使整個電力工業更好地執行國家電力產業政策。這種活動本身就是電力企業承擔社會責任的具體體現。黨的十七大報告指出，堅持節約資源和保護環境的基本國策，關系人民群眾切身利益和中華民族生存發展。電力企業的許多工作都能直接或間接地起到促進社會發展的作用，如節能減排是當前落實科學發展觀，促進社會和諧發展的重中之重。在電力生產和消費環節上，電力企業開展電力市場營銷活動有助于節能減排政策的落實，就是全面落實科學發展觀，加快建設資源節約型、環境友好型社會的具體體現。無論是發電企業還是電網企業，在實施差別電量計劃、關停小火電補償發電量指標交易、“以大代小”的發電權交易、跨省跨區外送電交易、大用戶直購電交易、為風能發電等潔凈電源企業提供良好的發展和競爭環境等方面可以做許多具體的電力市場營銷工作，從而促進環境保護、資源節約，提高資源利用效率，降低能源消耗，減少電力工程和電力生產對生態環境的污染和破壞，努力實現電力與自然的和諧統一。
