发布时间：2023-07-02 09:43:22
序言：写作是分享个人见解和探索未知领域的桥梁，我们为您精选了8篇的跨区电力交易样本，期待这些样本能够为您提供丰富的参考和启发，请尽情阅读。
关键词：电力市场；双边交易；节能减排；效益
在现有的电力运行机制下，我国电力结构需要做出调整，其中重要的一点就是采取节能减排方案。在电力市场双边交易过程中，节能减排能促进企业的发展。因此，我国应以市场经济为依托，合理利用宏观调控手段，促进双边交易的合理化，实现资源的优化利用，促进电力企业效益的提高。
一、协商式双边交易模式应用可行性分析
我国电力市场双边交易模式主要表现为集中竞价式和双边协商式两种。两种模式各有优缺点。与集中竞价相比，协商式双边交易模式采用更简单的操作方式，为客户提供了较为广阔的空间，降低了交易成本，这些都促使了协商双边交易模式的兴起和应用。尤其是对于现阶段我国电力市场运行状态来说，双边交易模式的应用具有更高的可行性。具体体现为以下几个方面：
（1）协商式双边交易模式适用于不完善的发电市场交易平台，有利于现阶段我国电力市场交易经验的积累和运行机制的完善。正确体现了电力市场的差异性，从而帮助客户做出更加合理的选择。
（2）协商式的双边交易模式促进了市场的稳定，为市场主体之间的长久合作提供了机会。这主要是因为这种交易模式更加自由，符合现阶段经济市场的特点。从而有助于减少市场风险，降低交易成本。
（3）双边交易模式目前具有较大但有序的工作量，这使得调度人员的工作更具合理性。同时，该交易模式可对安全性较低的交易进行直接否决，降低了交易风险。基于协商交易模式的可行性分析，我们将针对电力市场与节能减排之间的关系分析其实现节能减排的效益。
二、电力市场与节能减排之间的关系
电力市场建设与节能减排之间相互依托。这主要表现为：电力市场机制的建立为电力企业的发展提供了平台，使电力资源得以应用，实现电力资源的跨区域和跨流量交易。只有在 电力市场机制完善的前提下，电力企业基于成本的竞价交易才具有可行性和高效率性。同时，通过基于资源税和排污税等成本考虑的电力市场建设，具有价格优势，能够实现资源的合理利用，实现电力结构的调整，从而促进企业的发展。同时，现阶段我国节能降耗的潜力与基数年利用小时数的年度合同电量相对应。在电力设施尚未完善的前提下，制定具有差异的电量供给是必要的。这就要求我国电力市场在节能减排的总方针下制定电力市场运行方案。其中主要为兼顾节能发电调度和电力市场建设，在实现节能减排的同时不能放弃电力市场结构调整和电力市场发展。根据市场变化进行合同电量的调整并且采用市场竞价方式上网。这是对现阶段电力市场不完善所采取的最为有效的措施。在此基础上，我国电力部分应及时进行电力结构的优化和改革，充分发挥电力市场和政府调控两种手段。
三、双边交易模式的节能减排效益分析
发电权是由当地政府制定并下发的当地年度发电量指标计划。其中包括电厂在公平竞争中获得的发电许可。发电权交易通过电量转让获得中长期发展效益，成为电厂中长期合约的一种补充。符合现阶段的电力市场发展现状要求，也是双边交易的一种重要表现方式，当然电能双边交易模式还包括大用户直购电交易和跨区跨省电能交易。文章仅针对这几种交易表现形式对双边交易模式下的节能减排效益进行分析如下：
（一）有效降低了发电能耗
通过发电权的制定标准， 可对电源结构进行调整。从而实现高效化的发电模式，充分的利用可再生资源。从而不断的提高火电机组的技术参数与容量等级， 实现发电能耗的降低。
（二）降低了环境污染
传统的小火电发电模式每发1kW・h的电就要排放4～7g的二氧化硫，而大机组则将这一数据降低至原来的十分之一。我国人口众多，正处于发展期，因此用电量大且存在均衡性差。因此发电权的转让意味着大量的降低了煤炭开采以及燃烧等过程带来的环境污染。
（三）有利于促进小火电的关停
通过发电权转移，实现了我国发电机组从小火电向大火电转变，小水电向大水电转变的过程，充分实现了资源的优化配置。小火电的一系列问题要求其必须退出电力市场。与此同时，电力企业的发电机组应逐渐实现大容量、高参数模式。而通过协商双边交易可制定有效的发电计划和有偿转让，使小火电机组安全平稳的退出电力市场，实现人员分流、转产以及转型。同时，小火电的关停有助于资源的有效利用和电力系统运行效率的提高。发电权交易则成为这一过程实现的重要手段之一。与其它交易模式相比，双边协商模式尊重了买卖双方的自主性，对企业自主经营权不造成影响。并且在这种模式下进行小火电关停，可避免相关的社会问题。
四、总结
与集中竞价交易模式相比，协商式的双边交易模式具有操作简单、运行成本低等特点，并且这种模式应用于目前状况下的电力市场。目前，我国的煤炭资源逐渐减少，环境污染比较严重，因此实现节能减排十分必要。它能够为企业带来经济效益，降低企业成本。目前，发电权交易、大用户直购电交易和跨区跨省电能交易这三种表现形式均能够实现电力资源的优化配置，从而降低电力企业发电能耗，降低非可再生资源对我国环境的影响。（作者单位：国网青海省电力公司调控中心）
参考文献：
[1]张森林，陈皓勇，屈少青，等.电力市场中双边交易及其节能减排效益分析[J].华东电力，2010（3）.
[2]郭丽岩.竞争性电力市场交易模式的选择及发展趋势[J].中国物价，2010（5）.
0引言
举世瞩目的三峡电站的第1台机组将在2003年投入运行,2009年全部建成。包括三峡—葛洲坝梯级水电站在内的华中、华东、广东等电网构成的三峡电力系统的联合优化调度问题已提上议事日程。
三峡电力系统的分电方案及调度体制已明确:近期,为体现资源优化配置,采用“国家划定市场,竞争决定电价”的方式,以有竞争力的电价向各地售电;远期,按照电力市场规则运行,参与受电地区的市场竞争。对2003年～2010年大区间的分电比例也有原则规定。当前的主要问题是:
a.在已定的分电比例下,三峡电力系统如何运行调度是最优的?
b.若各省(市)报价,三峡电力市场管理部门应如何协调价格和分配出力?
c.在以上两种情况下,典型日的运行方式应如何考虑、协调?协调不当会出现什么问题?
d.各大区电网受电后,调峰和弃水问题能否解决?
e.三峡至各大区输电线上的送电负荷曲线应该是怎样的?
这些问题的解决,均需要一个有力的全系统运行模拟计算工具。随着各地区电网交易市场的成熟,三峡电力系统将逐步向市场化体制过渡,为了研究电力市场下的一些规则、体制和监管交易的公平、合理性,也需要一个全系统的交易市场模拟计算工具。为此,我们开发了一套“三峡跨区电力市场优化调度系统”,用于电力交易市场下的交易和运行决策。目前所说的电力市场下的交易决策,实际上是交易与运行决策的统一[1],是保证安全和经济性的优化调度[2]。在短期调度中,它是指:系统在满足各种供电需求、安全、质量等约束条件下(包括需求特性、备用、检修、用水、机组启停调峰等),制定发电、输电和交易计划,使全系统的社会效益最大,亦即同时完成交易决策和运行优化。
本文将介绍“三峡跨区电力市场优化调度系统”的模型和算法,并用它研究三峡电力系统运行中的调峰、分电方式和电价等有关决策问题。应用中可能有两种情况。
a.在已知各省(或大区、大机组)报价曲线时,可进行(三级系统)交易市场的模拟。即在已知三峡电力系统可用水量(或来水及初、末来水位)的条件下,进行电力、电量交易分配的计算。
b.在尚不知各省(或大区)报价曲线时,可采用其边际成本曲线作为报价曲线。因为在完全竞争的市场下,市场价格趋于系统的边际成本,电厂的报价接近其自身的边际成本。本系统的市场模拟包括了三峡、大区、省、电厂、机组5级系统,各省(市)的报价曲线可以采用竞争后的省(市)边际成本曲线。这里只计入了可变成本(电量成本),需要时也可计入容量成本。
1数学模型和算法
为研究三峡电力系统的短期最优运行方式和交易决策,建立了以三峡—葛洲坝梯级水电站为中心,向华东、华中、广东等大区送电的数学模型。
1.1约束条件
a.三峡有4个分厂,葛洲坝有2个分厂,各分厂有共同的上、下游水库,分厂的流量和出力相互影响。
b.三峡—葛洲坝间有回水影响,且两电站下游均有航运约束(出力变化率约束及最小流量约束等),是时间相关的约束。
c.三峡具有季调节特性,葛洲坝具有日调节特性,有相应的上下游水位、发电和弃水流量等上、下限约束。
d.三峡—葛洲坝梯级水电站通过直流输电线向华东、广东大区送电,通过交流输电线向华中送电。三峡至大区间联络线上均有日交易电量和功率上、下限(安全、阻塞或出力过程)约束。
e.各大区将电能转送给各省(市)。各省(市)可以是单一受电商,与三峡有合同日电量或出力曲线约束;也可以是转送站,下设各类电厂或机组(如火电、水电、核电、抽水蓄能、燃机),考虑了火电的燃料成本、启停和水电的不同调节特性。各省(市)有自己的负荷,并可从大区直属厂购电。直属厂可以是属于大区电网公司的大水电厂、抽水蓄能电厂或核电厂等,它们可以参与或不参与竞价。
1.2目标函数
电力市场下的目标函数是全系统的社会效益最大。在当前条件下,可变为以下两种形式。
a.全系统总运行费(包括所有电厂、机组的运行成本和输电成本等)最小。这时,可进行从三峡、大区、省、电厂到机组的5级系统的模拟优化计算。机组可采用成本微增率曲线或报价曲线。
b.三峡—葛洲坝梯级水电站售电收益最大。在电力市场下,若三峡和各省(市)售、购方分别报价使社会效益最大,则可能三峡电量不能全部被吸纳。若认为三峡电能按长期规划的要求售出是国家的利益最大,则在三峡日发电量和大区分电比例一定的情况下,上述目标变为三峡—葛洲坝梯级水电站售电收益最大。这时,可进行三峡—大区—省3级系统的市场模拟计算。省局采用的购电价格—功率曲线可以是数条日等值价格曲线或每小时报价—出力曲线。
1.3算法
可见,这是一个有复杂约束的超大型非线性优化问题,变量维数达4万多个,没有现成的算法可以采用。国内外互联电力系统优化调度中曾用的Lagrange松弛法[3,4]、Bender分解法、D2W分解法等都无法使用。为此,经多年努力,我们研究开发了新的算法和相应的实用软件,包括:
a.可加速收敛的可行方向法——夹逼可行方向法;
b.利用问题的可分性,将大型线性规划问题分解的新算法;
c.用于快速求解网络流子问题的广义out2of2kilter算法[5],可以从不可行的初始解处开始计算,对迭代计算十分有利;
d.用松弛和分解法处理整数问题的方法。
这一系列新的算法,使这一超大型非线性优化问题变得容易求解;同时,又能适应三峡电力市场模型复杂、多变的要求(如增加供电区,增加航运、交易量约束等)。为了说明该算法和模型在电力市场决策和分析中的作用,我们研究了以下方案(本文算例暂用燃料成本,今后可按上网电价计算)。
2基本方案
该方案的目的是研究在三峡电力系统可用水量(或初、末蓄水量及来水量)和送大区的分电比例一定的情况下,若不计三峡—葛洲坝梯级水电站发、输电成本,按各省和大区的已有资源、负荷需求及安全(阻塞)条件,三峡—葛洲坝电能应如何分配才能使全系统运行费最小。这是一种使三峡—葛洲坝电能尽量被吸纳的最优能源利用方案。该方案仅在三峡—葛洲坝送各大区联络线上,按规定的分电比例,设日电量约束和功率上限约束(未加至各省(市)联络线上的电量约束)。以2005年夏季(8月)丰水期、平水年为例,说明三峡—葛洲坝应采取的送电方式(其他年份汛期情况与此相似,非汛期情况另文介绍)。届时,三峡已装机12台700MW,为围堰发电期,上游水位135m。三峡日平均入库流量35336m3ös,大于满发过水能力,故有正常弃水。各省(市)的负荷水平如表1所示。
计算结果如下:
a.三峡—葛洲坝发电情况
规定2005年三峡送电比例为:送华东、广东各1ö2,不送华中。三峡至华东的二回直流输电线功率上限共4200MW,至广东一回直流为3000MW。计算结果:三峡电站和葛洲坝电站全日满发,三峡最大出力6217MW,葛洲坝最大出力2470MW。三峡送华东基荷217MW,77.20GW·h;送广东基荷3000MW,72.0GW·h;不送华中。假设葛洲坝可送华东1ö3,结果葛洲坝峰荷多送华东,低谷多送华中,形成对华中反调峰900MW的现象,如表2所示。
由于华东负荷紧张、电源不足,燃(油、气)机担峰荷成本高(假设燃机燃料费相当于煤价的2倍及以上),故华东峰荷边际成本远高于华中,吸收能力强,输电能力又允许,故在三峡送华东基荷的同时,葛洲坝为华东调峰(900MW),为华中反调峰(-900MW,7h),相当华中为华东调峰900MW。
b.华东受电情况
华东各省(市)受三峡梯级的电量比例如表3“基本方案”栏所示。
由表3可以看出,向浙江送电最多,这是因为预测浙江年最大负荷增长最快(10%),增建电源相对较少,有少量水电调峰,峰、谷均需三峡送电。上海峰荷短缺较多。故计算结果是:三峡高峰大多送上海、江苏、浙江;低谷送浙江较多;不送安徽(分电比例仅为0.2%)。
各省(市)的最大(时段)边际成本如表3“基本方案”栏所示,说明优化调度结果是各省(市)最大边际成本接近(0.3元ö(kW·h)～0.4元ö(kW·h),相当于燃机成本)。安徽的最大边际成本仅为0.155元ö(kW·h),故基本不需受电(直属厂无负荷,表中未示出)。
c.华中受电情况
华中水电丰富,有多座大中型水电站,其调峰能力很强。8月份江南水系的主汛期刚过,加之河南火电煤价较低,调峰能力较强,因而,华中低谷可吸收葛洲坝较多的电力,由自己的水、火电调峰。这样,就形成了华中可以为华东调峰的局面。
这种情况不但会在汛期出现,在围堰发电期的非汛期,三峡装机不足,全日满发时同样会发生(水库水位保持135m不变)。不同的是,非汛期允许三峡向华中送电44%(送华东40%、广东16%)。这样,三峡可为华东、广东提供需要的调峰容量(峰多谷少),低谷大多送华中,即三峡对华中反调峰;葛洲坝可按基荷送华中、华东。
以上是未计入三峡—葛洲坝梯级水电站发输电成本的理想的最优能源分配情况,实现过程中需采用电价的杠杆和经济补偿政策。若考虑三峡发输电成本和长期能源最优配置的需要(引入容量电价)等,也不困难。
3减少允许启停机组方案
在基本方案的基础上,受端减少允许启停机组台数,改变运行方式,结果是:
a.优化后,由于设定的允许启停机组(200MW及以下)台数减少,小机组可能全日停运或全日运行,总启停费减少,故全系统总运行成本比基本方案减少了1.15%。
b.三峡送华中、华东的日电量、峰谷差(有反调峰)的情况不变,但由于受端启停机组数减少,调峰能力不足,葛洲坝或其他水电站可能低谷弃水,即所谓“弃水调峰”。弃水电量约1.11GW·h。
4加送省(市)日电量约束方案
在上述基本方案的基础上,增加三峡向各省(市)送电线上的日交易电量约束。例如,华东各省(市)的分电量比例(如表3“加省(市)约束方案”栏所示)为:上海40%,浙江23%,江苏28%,安徽9%,不送华中。结果是:
a.华东运行成本比基本方案增加1.9%。这是由于缺电的浙江受电量比基本方案减少,江苏、上海、安徽受电量增加,总体上不如不加此约束时经济。
b.各省(市)最大边际成本间的差距加大。这是由于受电减少的浙江燃(油、气)机多发,边际成本提高;江苏受电增加,边际成本降低。因此,省(市)间分电比例宜根据当时的负荷需求和电源情况做一些调整,或由市场调节。
这里的边际成本是对应于负荷平衡方程的影子价格(根据优化理论,对应于每个约束条件均有一个边际成本,又称影子价格(或对偶变量),它们都有相应的经济意义),为单位负荷变化引起的最优总成本的变化量。它的大小反映了与目标函数有关的各省(市)的负荷需求、电源结构容量和燃料成本等情况。因此,在电力市场中,研究各地区的边际成本或边际电价,对决定三峡电价十分重要(若目标中含有固定成本,也有类似的意义)。
5计入三峡电价的方案
由大系统理论,第2节基本方案中各省(市)子系统的最优解即为市场竞争中当时条件下各省(市)可获得的收益最大解(即平衡解),其边际成本即对应全系统可接受的报价。设三峡每日一个价(丰水期,按燃料成本计算):送华东0.18元ö(kW·h),送华中0.09元ö(kW·h),其他条件同基本方案。结果如表4所示。
由于送华东的电价低于其基础方案的高峰边际成本(0.365元ö(kW·h)),而高于其低谷边际成本(0.098元ö(kW·h)),故华东高峰最大受电功率与表2相同,低谷受电减少。华中则由于三峡定价比基本方案中湖北、湖南、江西的最小时段边际成本还低,故吸收三峡—葛洲坝的电能不变。于是,三峡、葛洲坝因送华东的低谷电能卖不出去而弃水,结果总输出电量有所减少。若调整三峡电价为分时段电价,与各省边际成本(或电价)相适应,则可避免这种非正常弃水发生。
6结论
本文提出了三峡电力市场的优化调度模型和算法,并利用所开发的系统对2003年～2007年的市场情况进行了大量分析计算,得到一些有益的结论:
a.只考虑大区间的分电量比例约束,送各省(市)的交易电量不加限制,可得到理想的经济分配情况。这时,同一大区内各省(市)的边际成本相近(不受电省(市)的边际成本小于此值)。
b.若对送各省(市)交易电量加分电比例约束,全系统总运行成本增加,各省(市)之间边际成本差距加大。因此,在长期规划的框架下,近期省(市)间分电比例按负荷及电源情况做一些调整,或由市场调节为好。
c.若新建机组按计划投运,三峡定价合适,各省(市)基本可以吸纳三峡电力,仅5月～6月间江南水系与长江干流水系丰水有重叠时,可能有少量低谷(为调峰)弃水。建议在华中增建抽水蓄能电站,丰水时吸收水电低谷电力,高峰向广东或华东送电,从而大大提高全系统的调峰能力(抽水蓄能机组的调峰能力接近容量的2倍)。一方面,可消除弃水调峰现象;另一方面,一定比例的抽水蓄能电站作为事故备用,对提高系统运行的安全、可靠性十分必要。超级秘书网
d.各省(市)的运行方式,如备用、启停、调峰能力等会影响对三峡的受电能力,严重时引起弃水。
e.三峡电价会影响能源的合理利用,应对不同地区、季节、时段采用不同电价,并尽量与各省(市)边际电价相适应。尤其在汛期,为实现对华中的反调峰,价格的商定和经济政策的配套十分重要。同时,也证明了所提出的三峡电力市场优化调度模型和算法是有效的,为巨型多级电力系统的优化计算方法找到了一个可行的途径。所开发的三峡电力市场优化调度软件在进行特大型跨区电力系统优化调度和交易计划计算方面有很大潜力,可用于市场定价、交易决策、分电方案、调峰方式、弃水调峰等问题的研究,简化后也可用于日前交易计划。
为了使业内人士了解国家电网公司下一步解决电力短缺的相关措施，近日本刊记者采访了国家电网公司相关负责人，该负责人详细分析了目前电力短缺的原因，并提出了解决问题的思路。
电力短缺
2004年我国再次出现缺电。由于经济较快地发展带动了用电高速增长，2004年前三个季度全社会用电量是15713亿千瓦时，同比增长17.2％，其中第一产业增长1.9％，第二产业增长16.44%，第三产业增长16.1％，城乡居民生活增长9.05％。
宏观调控措施对整个用电需求产生了很大影响。全社会的用电量增长速度从2004年5月份开始呈逐月下滑趋势；高耗电行业用电增长高位回落，宏观调控影响已逐步显现；从趋势来看，电力短缺出现了一定的缓和。
目前用电增长的地区布局不均衡。全国各地区用电均达到两位数增长。另外由于受供电形势持续紧张的影响，华东和廊坊等地用电都超过了15％。
就工业来讲，缺电加剧。2004年前三季度，全国新增装机容量超过2470万千瓦，同比增长12％。在历史上这也是非常快的。这些新增装机主要分布在华东、华中、华北和南方地区。全国电力生产保持较快增长，水电发电量略有增长。1～9月份发电量同比增长15.18％，火电发电量同比增长14.85％，水电增长16.2％。但是扣除三峡发电的因素，全国水电仅增长2.82％，也就是说今年水电仍属于枯水年。
发电设备利用小时数继续提高。全国发电设备累计平均利用小时为4068小时，增长160小时。火电设备平均利用小时达4504小时，增长223小时，预计全年火电设备平均利用小时数有望突破6000小时。另外一个特点十分显著，全国跨区、跨省送电大幅增加，累计跨区送电1616.6亿千瓦时，同比增长28.44％，区域间电量交换415亿千瓦时，增长107.3％，区域内省际间电量交换1202亿千瓦时，增长13.64％。
问题症结
目前全国电力供需形势更为严峻，短缺更为严重。从以下三个方面可以看出，范围进一步扩大，先后共有24个省级电网，其中有25个省市出现拉闸限电。天津6月开始拉闸限电。7月下旬北京也出现限电；第二缺电程度加深，缺电总量达3500万千瓦左右；第三缺电时间拉长，一、二、三季度中出现拉闸限电的省级电网分别为24、24和23个。特别是山西、内蒙西部、江苏、浙江、河北南部等五个地区由于供应能力严重不足，已经出现持续性缺电特征。
首先，从供应方来看，主要是有效供应不足，是随机性因素增加所带来的。表现在各方面，第一，由于电力供应总量不足，“九五”后三年开工规模过低，尽管这些年装机新增投产逐年增加，还是不能满足电力需求。电力总量还是增加的。
第二，从2001年开始电煤的供应逐年紧张，电煤的用量很大，造成大量的燃煤电组停机。1～8月国家电网公司经营区域内缺煤停机共计212台次，累计4280万千瓦，同时煤炭库存长期运行在低位，造成煤炭价格一路攀升，煤炭运输持续紧张。
第三个因素是持续高温并处于偏枯年份，增加了随机性缺电，增加随机性负荷与减少供应能力。
第四，电网建设滞后，局部电网结构薄弱，存在输配电卡脖子问题，加剧了部分地区的电力供应紧张程度。另外，由于长期的缺电，造成机组临时停机检修增加。
第五，从需求侧来看，我国正处于重化工业阶段，经济快速增长，带动用电量全面高涨。特别在这个阶段，由于我们国家经济增长属于粗放型的模式，有一些高耗电、高耗能的企业快速扩张，使我们有效的电力供应难支撑经济的大发展。
另一个方面，由于电价的调控不及时、不到位，20世纪末出台的优惠电价，与供需变化不同步，使差别电价落实阻力重重。更深层次的原因是，对电力先行和如何在电力改革中落实科学发展观认识不够。
突破重围
今年是电力供需最为紧张的一年，第三季度的结束，标志着今年最为紧张的时期已经过去。我们预计今年用电增长将继续保持在14.5％左右。投产规模超过4000万千瓦，缺电约3500万千瓦左右。第四季度仍然偏紧，缺口超过1100万千瓦，主要集中在华东、华北、南方等地区。明年的供电形势有所缓解，但是仍然总体紧张。明年的需求主要取决于明年经济增长幅度，特别是高耗能行业的扩展速度，我们担心明年的需求大概在10％～14％之间，投产规模要比今年多，估计在6000万千瓦左右。缺口要比今年略为减少，大概在2000万千瓦～2500万千瓦，明年电力供应最关键的因素是，电煤的供应是否能够得到保证。
2006年国家宏观调控基本到位，电力供应可望总体平衡，局部地区仍然紧张。用电增长8％～12％之间，投产规模超过7600万千瓦，实现2006年目标的关键因素有两个：电煤是否能够得到保证；电网制约造成局部限电能否解决。预计2007年能够实现基本平衡，预计增长6％～9％，投产规模超过5000万千瓦，制约因素仍然是电煤供应和电网制约。
为了解决近期和长期的问题，我们需要关注和着力解决以下几个问题：
首先要加强协调并增加煤炭供应，以缓解运输紧张，确保电煤供应。能否实现2005年、2006年电力供应的缓解和2007年的供需平衡，电煤的充足供应是首要的前提。建议国家加大煤炭的勘测力度，加快建设大中型和大型的矿井，加快铁路专线建设进度，合理增加现有产能，控制煤炭出口，增加电煤供应总量，尽快建立煤电价格连动机制。
第二，要高度重视电网和电源投资失衡问题，建立电网良性发展机制。电网建设滞后效应可能在2006和2007年凸显出来，在电源供应总量满足需要的基础上，也可能因为电网滞后造成局部地区继续拉闸限电。从发展来看，要确保电厂送出电和为竞争性电力市场奠定基础，电网投资应占行业投资的50％左右，电网滞后的表面原因是资本金不足，根本原因是没有独立出台合理的电网环节电价，所以造成电网收益严重偏低。
第三，建议建立电力安全危机管理机制，确保电网运行安全。缺电时期是电网安全事故多发期，继续做好应急预案。要坚持统一规划、统一调度和公正交易。确保合理备用，合理安排机组检修，确保机组健康水平。
第四，充分发挥价格调控作用，进一步加强需求侧管理，推进节能节电。加快落实国家出台的差别电价政策，来抑制低效需求。这不仅是缓解缺电，更是节约资源的重要手段，常抓不懈，更主要用经济手段。大力推动节能节电，提高能源利用效率。
关键词：电力金融市场；建设目标；建设方案
目前，电力市场是由电力金融市场和电力现货市场两部分构成，而最初电力现货市场就是电力市场。但是由于在电力现货市场下，市场成员困于电能的不可储存性能与电力供需失衡而带来的市场价格变动剧烈，所以，人们创造出一种新的运行管理模式―电力金融市场。而在新形势下，电力金融市场的发展将更值得探究。
一、电力金融市场概述
（一）期货与期权。期货合约是在甲乙双方意见达到统一的时候所签订的合约，合约内容主要是明确购买或者出售某项资产的具体时间和具体价格。与期货有所不同的是，期权是对标的物（电力、电力期货或者是电力远期合同）交易的时间定义为一个特定的时间段，而出售或者购买的价格也是被详细确定并列入合同的。期货的目的是为了实现价格发现和风险规避，其实现的方法为期货的套期保值。期权的目的是为了控制经济金融的风险、发现市场盈利的机会并实现资源的优化配置和投资，其实现的方法有很多，例如，跨式期权、差价期权等。
（二）电力期货交易。电力期货交易是建立在电力期货的基础上的，电力期货明确了电力交易的时期与交易的电能量。因为电力不具备有效存储的功能，而用户用电与电力网络发电必须维持在实时平衡的基础上，所以，电力期货必须明确电力期货的交割时间、交割地点与交割速率。
（三）电力期权交易。电力期权交易与电力期货交易和电力远期合同交易相比，其对电力出售者和电力持有者的权力与义务规定是不同的。对于电力期货交易和电力远期合同交易的双方而言，交易双方都有对彼此的权利和义务，然而在电力期权交易中，电力期权的持有者只有权利而没有要履行的义务，而出售者只有必须履行的义务而不享有对方赋予的权利。
（四）电力金融市场的存在价值。电力金融市场由电力期货市场和电力期权市场两部分组成，电力金融市场的出现也解决了电力现货市场没有解决的难题，它的存在价值不可小觑。电力金融市场一方面通过参考期货市场内的参与者得到的期货价格来指示现货市场的价格和推测未来市场的供求关系，另一方面可以通过采用套期保值的方法规避期货市场价格的风险和通过一定的策略规避期权市场的电量和电价的风险，从而在大量投资者的支持下提高了电力供应的稳定性。除此之外，电力金融市场凭借自身优势而引入众多行业的人参与到电力市场中来，从而促进了电力市场的流通与发展，并增强了电力市场的良性竞争与市场的公平性。
二、电力金融市场建设的误区
在电力金融市场中，存在着这样一种十分普遍的现象，那就是企业多采用直接融资的方式筹备资金。目前，很多家企业在扩建其商业规模的过程中，始终秉持着这样一个融资理念：通过向社会融资，不仅可以提高企业的融资效率，还能屏蔽或者避免因向银行贷款而无法偿还时所导致的信用问题和清偿问题。然而，大量的事实证明：这样的想法往往是对其困境的雪上加霜。因为，大多数企业进行融资的目的都是为了以最简单有效的方式促进企业的发展，而他们筹集来的这笔资金多是用于新公司的建立。这样的做法暗示着这些企业企图通过“资产重组”的方式摆脱债务以求得新公司的进一步发展。这样的误区让他们的计谋不攻自破。这其中的原因主要是由于大量的企业采用这种不道德的经营手段使得商业银行的资金周转不开，从而影响其电力金融市场的运行。
三、电力金融市场的建设目标
（一）电力金融市场建设的总目标。依据中国的国情和电力市场的发展形势，我国电力金融市场建设的总目标是建设一个规范、开放而又活跃的电力金融市场，并在不断的变化与发展中构建和完善电力市场体系。在电力市场体系的构建过程中，充分发挥电力金融市场的优势以尽快实现电力市场体系的建设。
（二）电力金融市场建设的阶段目标。根据我国的国情和电力市场的发展现状，对于电力金融市场的建设不是一朝一夕能完成的任务，它需要分阶段来实现。所以，电力金融市场建设的目标在总体目标的指引下，其大致分为四个阶段：起步阶段、第一阶段、第二阶段和第三阶段。起步阶段是在现代企业制度的基础上，逐步实现对现代产权制度的补充与完善。通过对电力实物远期合约交易和电权交易的规整为电力金融市场建设的实物市场奠定接触，并为市场的微观结构建设创造条件。第一阶段，电力金融市场通过对实物远期合约、月度实物合约和发电权交易等电力实物合约的内容规范来实现对跨区和跨省的电子公告板交易市场的进一步完善。第二阶段，为金融性远期合约以及差价合约等金融易创造一个电力交易平台，以井然有序的完成金融易。其中，建立柜台交易交易市场是一个很好的选择。第三阶段，在以上条件具备的基础上，尝试性的在恰当的时机进行电力金融合约交易，如，电力期货合约交易、电力期权合约交易等。而对实物远期合约则适用于实物交易市场中。通过以上的举措促进柜台交易交易市场的发展。
四、电力金融市场建设中需要注意的事项
（一）优化资本组成和经营方式。根据我国电力市场发展的现状，我国的电力企业也朝着多元化的方向发展。鉴于我国电力企业有电力公司、发电厂和供电公司等多种类型，其经营模式和资本组成等方面都有所差异，所以，对于不同类型的电力企业，其在投资改造的过程中，应根据自己企业的属性来进行资本的优化重组和经营模式的转变。
（二）充分利用电力企业的闲置资金。电力企业依靠电力财务公司来进行企业融资。电力财务公司可以通过充分利用企业内部闲散资金来进一步解决电力企业的后顾之忧，同时实现金融资本与电力企业的完美结合，促进电力企业的大规模发展。
（三）培养优秀的投资者。电力金融市场的发展除了要具备一些外部的硬件设施之外，还要拥有思路清晰、资质卓越的投资者。因为一名合格的投资者能够把握时机，在有利的环境下实现投资的最大收益，在不利的环境下将损失降到最低。
（四）建立并健全投资风险管理机制。在较为健全的投资风险管理机制的指导下，投资者能对合理的把握风险指数，从而做出正确的决断。比较健全的投资风险管理机制需要把握以下几个制度建立方向：第一，健全投资决策时的风险管理。第二，对项目评审的阶段要予以重视。在项目评审阶段，通过对该企业还款能力的评估以及经济效益的计算来确定投资风险的大小。第三，在对企业的资本进行分析时，可以参照基本金制度。基本金制度通过对资本的优化配置和资金到位的督促来解决企业的资本问题。所以，对基本金制度的建立与完善能够降低企业投资的风险。
总结：电力金融市场建设是一个艰辛而长期的过程，电力企业应在明确电力金融市场建设的目标与注意事项的基础上，加强对制度的建立与完善，加大对专业人士的培养并做好电力企业的资源优化配置。只有在良好的经营模式的基础上，电力企业才能得以良好发展，从而促进电力金融市场的发展与繁荣。
参考文献：
[1] 黄鉴新. 探讨新形势下电力企业经济发展与对策[J].通讯世界.2014.10（20）：127-128.
1897年，美国西屋公司在尼亚加拉水电站的首台交流发电机投入运行，并为35公里外的水牛城供电，从此确立了现代电网的基础。
历经100多年的发展，电网的规模和结构形态发生了很大的变化，从最初的局域小规模电网发展到区域中等规模电网，进而发展到今天的跨区互联大电网。如今，电网已为人类供应了大约四分之一的终端能源，成为现代能源体系的重要组成部分。
随着经济发展和城市规模快速扩张，全国电网也在以提升等级的方式迅速成长。仅“十一五”短短的五年间，我国电网的建设规模，相当于之前的建设总和。
2015年，国家发改委先后批复深圳、蒙西、湖北、安徽、宁夏、云南和贵州等地进行输配电价改革试点，轰轰烈烈地拉开了新一轮电改的序幕。
电力改革的核心，是电价的改革。在9号文中，“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”，成为推进电力体制改革的首要任务。但长期以来，中国的电价成本构成模糊不清，这其中电网企业的输配电价更是一笔“糊涂账”。
可喜的是，在本轮电改中，电网企业的盈利模式发生了根本的变化：从以往依靠买电卖电赚“差价”，变成了只收取“过网费”即输配电价。按照电改的要求，输配电价按照“准许成本加合理收益”计算，政府进行核定，并向社会公开。
本轮电改刚刚起步，电网企业难言“赢家”或被“割肉”。但身处改革大戏中的电网企业下一步如何转型，却值得我们进一步思考和关注。
投资持续增加
历史上，我国电力行业曾存在“重发轻供不管用”的现象，电网投资一度不足。在2002年实现厂网分开改革后，电网企业独立运营，使得投资不足现象一举改观。以国家电网为例，2011-2015年以来，国家电网公司投资额基本呈逐年上升趋势，五年复合增长率达10.6%。除个别年份外，投资额度持续增长，2005年电网投资仅1160亿元，2015年已达到4520亿元，增长近三倍。
在过去，中国电力投资更重视发电端，电力投资中约60%用于电源，40%用于电网。直到2010年以后这一形势才发生转变，电网投资占比上升到60%，电源投资占比下降到40%。
数据显示，全国电网投资曾于2009年超^电源投资，但此后又持续三年低于电源投资，直到2013年以微弱优势再次超过。2015年，电源投资和电网投资增速均超过11%，成为“十二五”投资增速最快的一年。其中，电网投资4603亿元，在行业投资中占比52.9%，比重与上一年相当。
事实上，在配电网建设改造行动计划、新一轮农村电网改造升级工程、“互联网+”智慧能源发展行动以及大气污染治理重点输电通道建设等多重合力下，电网投资规模膨胀并不令人感到太过意外。
近年来，在大规模投资驱动下，我国电网规模迅速扩大。从2006年到2015年，国家电网110（66）千伏及以上输电线路长度从41.32万千米增至88.99万千米，110（66）千伏及以上变电设备容量从11.38亿千伏安增至36.12亿千伏安，分别增加1.15倍和2.17倍，年增5.3万千米、2.7亿千伏安。南方电网110千伏及以上输电线路长度也突破了20万千米。
与输电网络相比，中国配电网的投资和建设一直明显落后于前者。而这一情况，也将在5年后发生扭转。国家能源局计划在未来5年，对配电网建设改造投资逾2万亿元予以支持。一是为了弥补过去在配电网方面的投资不足，解决“欠账”；二是为了适应未来电力的发展格局。
不过，电源过剩风险已得到普遍重视并已开始采取刹车行动，电网是否也会存在过剩风险？来自前瞻数据库的分析指出，电网建设的饱和程度仍然不及电源，电源投资弱于电网投资的现象预计仍将延续。
值得关注的是，我国电网已成为名符其实的全球第一大电网，当前又逢电力需求增长放缓，电网投资的异常快速增长应当引起进一步重视，尤其是电网投资结构问题，包括地区差异和电压等级差异。
2014年，全国电网投资4119亿元，地区差异非常明显。华东区域的投资量达到1187亿元，占比接近三成，而东北区域、西北区域则只有248亿元、361亿元，占比不足一成。南方电网投资651亿元，占全国电网投资的15.81%，比重略低于平均水平。
此前，配电网投资不足的问题一度成为热点，目前已有改观，但各电压等级投资结构问题也依然需要重视。哪些地区和领域投资需求客观真实，有必要在深入分析的基础上加以明确。
特高压大提速
电网投资大增，继续超出市场预期。其主要增量主要来源于特高压、配网以及智能变电站建设。其中，特高压是最大增量部分。
特高压能大大提升我国电网的输送能力。根据国家电网公司提供的数据显示，一回路特高压直流电网可以送600万千瓦电量，相当于现有500千伏直流电网的5到6倍。此外，输送同样功率的电量，如果采用特高压线路输电可以比采用500千伏高压线路节省60%的土地资源。
加之我国西部、北部地区弃风弃光问题严重，政府简政放权以及国家能源局取消对电网项目“小路条”的审批，上述因素进一步推动了特高压的进展，相关项目建设步入加速期。
从2014年11月同时开工“两交一直”特高压工程，到2016年初准东-皖南工程开工，国家电网通过14个月密集开工了10个特高压工程，这也让其特高压在运、在建特高压项目到达17个。
根据国家电网规划，“十三五”期间，在“四交五直”工程基础上，后续特高压工程分三批建设，首先是加快建设“五交八直”特高压工程，其次在2018年以前开工建设“十交两直”特高压工程，加快统一同步电网建设。最后，2020年以前开工建设“十三五”规划的特高压网架加强和完善工程。
与此同时，以变压器、GIS、换流阀、电抗器等代表的设备企业订单也将获得大幅提升。在特高压投资中，设备投资约占45%，其中，变压器占设备投资约30%，GIS约占25%，互感器约占10%。GIS市场目前被平高电气、中国西电、东北电气3家垄断，其中平高电气作为特高压GIS主要生产商，目前市场份额已经达到40%-50%。在变压器市场中，中国西电、保变电气和特变电工各占约1/3的招标份额。
然而，特高压建设从一开始却饱受争议。自立项之初，反对特高压电网建设之声便不绝于耳，随着该工程写入“十二五”规划纲要及建设的逐步铺开，这种激烈的争论与交锋也达到了。
早在2010年，23位电力行业专家便联名撰写建议书，对“三华联网”事件表示质疑和反对，并提出“三华联网”将重蹈国外庞大自由联网的覆辙，在技术上具有不可控的固有特性，为电网连锁跳闸、稳定破坏导致系统崩溃瓦解、造成大面积停电事故埋下严重隐患，是致命弱点。
此外，他们还认为，电网规模过度膨胀，进一步强化了已高度集中的电网垄断体制，阻碍了电力体制改革的步伐，呼吁有关方面对其弊端和危害性要有清醒认识。
诚然，随着国家治理大气污染等措施的出台，跨区送电的情况将会越来越多，而是否采用交流特高压输电的争议也会持续。
备战新电改
跌宕13年之后，2015年，中启动了新一轮电力体制改革。
新一轮电力体制改革“张弓待发”之际，控制着全国26个省区、88%以上国土面积的国家电网正遭遇前所未有的挑战。
从近期的新电改方案不难看出，其中的“三放开”：有序放开输配以外的竞争性环节电价、有序向社会资本放开配售电业务、有序放开公益性和调节性以外的发用电计划，条条涉及电网企业。显然，作为电改的重要参与者，电网公司成了“被改革”的对象。
新一轮电改明确，电网企业不再以上网电价和销售电价价差作为收入来源，应按照政府核定的输配电价收取过网费。与此同时，原本被电网垄断的配售电业务也向社会资本敞开了大门，其承担的交易业务也被独立出来组建为被政府监管的电力交易机构。
2015年1月1日，输配电价改革试点率先在深圳正式启动，电网企业的总收入以“准许收入=准许成本+准许收益+税金”的方式核定，意味着电网企业依靠售电差价获得收益的模式将被打破，转而依靠过网费。
此后，作为新电改的起步年和提速年，2015和2016电改全面发力，售电侧市场迅速壮大，全国范围内电力交平台纷纷成立。
据不完全统计，截至目前，全国范围内已经注册成立的售电公司约3000家，其中，广东售电公司数量超过300家，另有6省数量超过200家，8省数量超过100家。
与此同时，遍布全国的33家电力交易中心也纷纷成立。包括北京、广州2个国家级电力交易中心，以及31个省级电力交易中心（除海南省）。这些相对独立的交易平台，在发挥市场配置资源方面的作用愈发重要。
商业模式的转变往往会造成利益格局的变化，在新一轮电改的冲击下，电网公司的利润部分会转移到发电企业和用户身上。换句话说，“电老虎”的时代或将很快终结。
尴尬电监会
在20世纪的80和90年代，许多发达国家和发展中国家掀起了一场电力体制改革的浪潮。改革的目的主要是提高发电企业的经济效益。采用的手段主要是打破国家垄断及对发电、输电、配电和售电的垂直一体化体制进行分割以便引入竞争机制。就实现改革的目标来说，英国和澳大利亚是相对成功的。相反，乌克兰和墨西哥就不那么成功。美国的加利福尼亚州则遇到过挫折。国外电力体制改革的经验和教训使我们对我国的电力体制改革有一个更清楚的认识。从交易成本经济学的角度看，对我国电力体制垂直一体化进行分割以便在发电及售电侧引入竞争是有代价的。我国法律体制的不完善又给电力行业市场化的改革增加了难度。本文第二节阐述市场经济国家对电力行业进行管制的原因及分析垂直分割和引入竞争的利弊。第三节讨论改革低效管制体制可采用的措施。第四节讨论改革低效管制体制时必须注意的问题。无可置疑，我国电力体制的重大改革虽然能改善电力企业的效益并给消费者带来福利，但是也必然要面对因垂直分割而增加的交易费用及由于引入竞争机制而要求增强管制治理及争议处理的法治问题。
二、市场经济国家对电力行业管制的原因
在资本主义的民主社会里，市场是相对如意的一种社会秩序。当市场运行良好时，经济和政治价值得到了体现。[1]从经济方面看，当市场运作良好时，经济效益、财富生产和技术革新都得到了促进。从政治角度看，良好的市场运作由于实现了个人选择的最大化而使个人自治得以实现。但是，市场会失灵。当市场失灵时，社会的经济和政治价值就难以很好的实现。这时，政府就会对市场进行干预以便市场更好地运作。电力行业在传统上被认为是自然垄断行业而受到管制。
在单一产品和多种产品市场上，都有可能出现自然垄断。在单一产品市场上，规模经济是自然垄断的充分但不是必要条件。[2]只要有成本的弱增性(subadditivity)，就会有自然垄断。[3]成本的弱增性是指和几个企业合在一起相比，一个单一企业能以更低的总成本生产某一需求的产品量。当一个单一产品企业的平均成本呈现下降趋势时，该企业是强的自然垄断者。在边际成本小于平均成本时，强的自然垄断者不能使价格等于边际成本。在这种情况下，就有必要使强的自然垄断者至少回收产品的平均成本。可是这样的价格由于向消费者发出了不当的信号而破坏了资源的优化。[4]为了解决这一问题，鲍莫尔和布朗福特分析了拉姆齐规则(Ramsayrule)的配置效益影响。[5]拉姆齐规则是一种次佳选择。该规则要求在总收入等于总成本的制约下实现福利的最大化。而最有可能实现效益最大化的措施是对需求弹性较小的消费者在边际成本上附加相对高的收费，但对需求弹性较大的消费者在边际成本上附加相对低的收费。
当不同企业由于采用不同的技术提供不完善的替代服务或产品时，这样的竞争称为不同样式相互之间的竞争(intermodalcompetition)。在电力业中，采用不同能源发电的竞争及提供不同的电力产品可近似地被认为是不同样式相互之间的竞争。在分析不同样式相互之间竞争的价格效益时，布拉地甘指出受管制企业的不同消费者的需求弹性将因不同样式企业的竞争而受到影响。[6]这时如果要使拉姆齐价格有效，提供替代产品或服务的企业也必须遵守拉姆齐规则。不然的话，当不同样式的企业因竞争而被迫采用边际成本价后，受管制企业继续维护拉姆齐价格将变得无意义。布拉地甘规则要求在存在不同样式的相互竞争时，管制者必须对所有竞争的企业进行规范。从这一结论可得出下面的推论。当存在自然垄断时，在发电侧引入竞争虽然能部分解决企业的“X低效益”问题，[7]但也是有代价的。
当一个企业呈现平均成本递增而成本又具有弱增性的特点时，该企业为弱自然垄断者。弱的自然垄断者可能无能力阻止其他企业进入市场并抢走部分生意。然而，当成本具有弱增性时，从社会角度考虑单一企业生产某种数量的产品比多个企业生产同一数量的产品更经济。显然，效益原则要求政府对其他企业进入这一市场进行管制。但是由于被管制的企业为自然垄断企业，政府也必须对价格进行管制。
就单一产品企业而言，如果生产成本的增长等于或大于产量的增长时，企业就不再具备规模经济。从美国的经验调查角度看，除了一些特大的发电企业外，规模经济并没有消失。克里斯腾林和格林纳的调查显示当企业的发电量在4千兆瓦以下时，企业仍然具有规模经济。[8]他们对企业规模的调查也发现大约55%的企业的发电不足2千兆瓦。虽然我国还没有建立企业的发电量和规模经济之间相互关系的研究，但是根据胡鞍钢引用的数据，我国装机容量不足5万千瓦的机组有3369台，装机总容量为3454万千瓦，平均每台机组只有1.29万千瓦。[9]无庸置疑，这样的小机组是不能充分利用规模经济的优势的。放松进入管制并不能增加有效竞争。
电力生产系统应该被认为是一个多产品企业的市场。[10]电力需求随时间变化很大，电压需求有所不同，输电和配电方式差别很大，发电成本也因使用不同的能源而产生变化。在一个多产品的行业里，规模经济既不是自然垄断的必要条件，也不是自然垄断的充分条件。[11]尽管一个企业任何单一产品成本呈上升趋势，但只要该企业在协调生产所有的产品或服务时总成本呈现下降趋势，该企业就是一个自然垄断者。[12]多产品企业的自然垄断来自于范围经济或联合生产。当一个企业生产的特定数量的各种产品的成本低于多个企业生产相同数量的这些产品的成本时便存在范围经济。芬特通过分别调查美国电力业的批发、工业、商业和居民服务的多产品成本函数后发现，就是最大的垂直一体化电力企业也具有自然垄断特性。[13]
联合生产也能使一个多产品企业成为自然垄断者。生产的联合性是区分单一产品企业自然垄断和多种产品企业自然垄断的主要点。联合生产的经济性主要来自于协调和投入的不可分割性。在电力行业中，电是不可储存的。可靠性的要求又必须使电力需求和发电供给保持平衡。发电厂、输电网和配电设施的建设也需要协调。从交易成本经济学看，[14]同一企业垂直一体化的协调能避免发电企业，输电企业和配电企业在提供不同电力服务时的机会主义行为。交易成本经济学认为人的理性或推断能力是受限制的，企业的资产有时是企业特定的，以及人们会有机会主义行为。[15]将来信息的不完善使得人们对将来的行为难以作出正确的判断。在对垂直一体化进行分割的情况下，判断力的限制增加了合同的成本及不定性。资产的企业特定性又使企业难以自如地在竞争激烈的市场进入和退出。资产的企业特定性在电力行业中十分突出。水能发电机常常跟某个特定水库的水容量和落差具有紧密的关系。特定地域水电厂的关闭并不能使这些资产有效地在其他地方得以利用。太阳能和风力发电设备也是如此。机会主义行为是指在信息不对称的情况下人们不完全如实地披露所有的信息及从事其他损人利己的行为。当人们警愓并试度避免对方的机会主义行为时，制订合同的代价，敲诈及反敲诈的代价和事后争议解决的代价都会提高。资产的企业特定性及人们推断力的制约都会加剧机会主义行为。而这样的机会主义行为在电力企业垂直一体化的体制下就不会出现。
另外，集体成员人数的增大也会增大交易成本。人数的增大不仅会提高合同的数目而且也更有可能产生机会主义行为。在电力行业中，发电商对非经常性的电力购买者在遭遇突发事件时的高价售电就是典型的例子。还有，在需求很大而很大一部份的需求是由即时市场供给的，几乎所有的发电商都可能漫天要价。[16]加利福尼亚州的电力危机的一个主要原因是由于在需求很大的现货市场敲诈的机会主义行为所造成。[17]同一企业的垂直一体化的协调则能避免发电企业，输电企业和配售电企业在提供不同电力产品和服务时的机会主义行为。垂直一体化的联合生产也能使发电厂、输电网和配电设施的建设更容易协调。再有，输电企业的高价政策同发电侧的过渡竞争会大大影响电源建设，从而造成电力供应不足。发电侧的过渡竞争也不见得有利于可持续能源的利用。我国水电厂上网销售的困难(如二滩)就说明了这一点。
联合生产的经济性还表现在利益的内部化。在垂直一体化的电力企业里，企业由于承担了自己行为的后果而使利益的内部化得以实现。但是，当发电、输电和配电由不同企业负责时，拥有系统部件的企业数目的增大和追求各自利润最大化会产生利益的不一致性。在这样的情况下要保持电网的可靠性，交易成本会明显上升。由于电在输电网上并不能自由地按合约双方的意愿行走，利益的内部性就不能保证。欧姆定理揭示了电会沿着阻力最小的方向行走。这就会产生电走向一个并不需要该电的第三者。为了保护自己，该第三者也许要重新安排电的调度或装建额外的输电设备。[18]电网的拥挤现象也会加剧。还有一点，为了满足高峰用电及突然增加的需求，电力企业必须维持足够的储备发电容量。在垂直一体化的电力企业里，解决储备发电容量的交易成本要低的多。信息的易得性和无机会主义行为也可使电力企业降低必须的储备发电量。
多产品企业在电力市场的自然垄断性表明市场经济国家传统电力企业垂直一体化模式有其节省交易成本的一面。但由于自然垄断，西方市场经济国家过去在保存电力企业垂直一体化的同时，要么像美国那样对自然垄断企业进行进入和价格管制，要么像英国那样对电力企业实行国有化。
三、改革低效管制体制的措施
西方市场经济国家过去虽然因为保存了电力企业的垂直一体化而节省了交易成本，但是无论是对私有企业投资回报的管制还是实行国有化都有缺点。对私有电力企业投资回报的管制的缺点主要有如下几个。第一，对自然垄断的管制假定了对价格的管制是精确的，无代价的和连惯的。但经验调查并不证明如上的假定。[19]控制企业利润的管制规则产生了低效的激励机制。管制机构的价格不能反映提供服务的边际成本。实践中管制常常导致电力企业的利润过高或过低。[20]过高的利润使电力企业过渡投资电源建设。相反，过低的利润则导致电力供应的短缺。第二，对自然垄断的管制假定了管制下的企业会像竞争企业一样对市场压力作出反映。[21]经验调查表明这一假定也是错误的。[22]从激励和约束的角度看，投资回报的管制方法使低效的企业得以长期经营下去。这就增长了电力企业的X低效益。相反，虽然管制滞后部分地保留了好企业的管理积极性，投资回报的管制方法剥夺了竞争市场对企业家的努力、判断力及技术革新的高回报。[23]
跟对私有电力企业市场进入和投资回报的管制缺陷相比，对垂直一体化的自然垄断企业实行国有化也问题成堆。加拿大安大略省的安大略电力公司(OntarioHydro)就是一个非常低效运作的例子。在该省九十年代末的电力业重组前，由省政府担保的安大略电力公司负债达3百50亿加币，约占该省总负债的30%。[24]在1991到1993年的经济萧条时期，该电力公司却以平均每年30%的速度增加电费。面对消费者的政治压力，公司在1993年消耗了36亿加币的重组费用(加拿大历史上最大的公司亏损)。1998年，为重组电力业，该公司又销帐了60亿加币的公司资产。政府预计在重组后，安大略电力公司将有200多亿不能回收的负债(strandeddebt)及或然债务。在九十年代末，该省20个核电站中有8个由于可靠性问题而不能提供电力服务。[25]
无论是美国对私有电力企业进入及投资回报管制的缺点还是英国和加拿大对垂直一体化电力企业实行国有化的敝病，在政治压力增大的情况下这些国家都对电力体制提出了改革的要求。对投资回报进行管制的另一选择是对发电许可进行竞投(franchisebidding)。[26]德姆赛茨认为进入许可的竞争可使提供最低价格的企业被选中。但威廉姆森认为德姆赛茨的许可竞投理论过于简单化。[27]根据威廉姆森，在通常情况下，竞投后长期合同的签订和执行会使公用事业行业退化到一个和对公用企业管制相似的过程。这是因为电力市场不是一个可竞争的市场(contesbrmarket)。在可竞争市场上，仅有进入的威胁就足以使定价等于边际成本。[28]然而，可竞市场要求进入和退出市场的条件能使一个企业无交易成本地自由进入市场并在困难出现时带着所有的财产无须消耗任何交易成本地退出市场。极为自由的进入市场条件对市场上的企业发出了足够可信的使该企业处于最优化行为的威胁。但极为自由的市场进入要求进入是绝对的，退出是完全无代价的并且沉淀成本(sunkcost)为零。[29]
显然，电力市场不具备极为自由的市场进入条件。电力企业需要承担巨大的沉淀成本。电力企业的进入又往往需要长期合同的支持。我国许多发电企业的建设通常是以长期入网合同为融资条件的。沉淀成本和长期合同使电力市场不满足可竞争市场的条件。许可竞投在现实中难以运用使人们想到其他一些激励管制(incentiveregulation)措施。这些措施种类很多，本文只简单的介绍几种。[30]在投资回报过大时，相应递减的调低电价(slidingscale)，但仍然可使企业得到部分良好管理或技术革新的回报便是一种。电价制定投资决策与收入要求决策脱钩又是一种。需求侧管理(DemandSideManagement)也是可用的措施。[31]收入和电价脱钩制度对执行需求侧管理极为重要。需求侧管理的一个可能结果是发电企业销售更少的电。这种管理由于能使消费者少耗电能并有利于环境而减缓了建设基数发电厂和高峰发电设施的需求。然而，发电企业的部分固定成本是通过可变消费价而回收的，降低消费有可能使发电企业不能获得规定的投资回报。在这种情况下，使收入与销售脱钩的政策能更有效地贯彻需求侧管理。[32]
对核电站而言，运行成本低于燃气或燃煤的发电站。提供激励因素使企业在保证安全的情况下增加运行时间显然是符合效益原则的。以核电站实际发电能力和设计发电能力的百分比为基准的电价制度就能较好地达到目的。亚利桑那的基准设定为60%到75%。如果核电企业的运行率超过75%，那么节省燃料成本的50%甚至100%将可由企业自己保留。相反，如果核电企业的运行率低于60%，那么多用燃料成本的50%到100%的费用将不能通过电价转嫁给消费者。[33]
在投资回报管制下，发电企业无激励动因去节省电厂的建造成本。建造成本对水电企业和核电企业都是非常重要的。我国为鼓励电厂建设而采用的还本付息电价政策也不能提供有效的电厂建造约束和激励机制。[34]新泽西的措施有借鉴意义。[35]该州规定，如果核电厂的建造成本在预算的某个范围之内，那么该发电企业既不会得到奖励也不会遭受惩罚。当建造成本低于这一范围时，发电企业便可保留20%所节省的成本。反之，当建造成本大于预算的范围时，发电企业只能把超出部分费用的70%或80%转嫁给消费者。
还有一种要介绍的激励管制措施是尺度竞争(yardstickcompetition)。[36]如果企业在一个完全竞争市场上，任何一个卖主的价格可以由它的所有竞争对手的成本决定。在电力市场上，发电或售电企业的电价可以基于处于相同竞争环境的类似企业的成本而不是自己的成本。当然，尺度竞争也有缺点。尺度竞争只能在可以合理比较的企业之间适用。电力企业由于使用的能源及在不同阶段的投资决策不同而具有很大的差异性。在不可比的情况下采用这一标准的话，尺度竞争定价可能使管理好的企业难以生存但却使低效的企业得以发展。[37]
尽管上述激励管制措施在一定程度上已被适用在电力企业的改革中，但人们更多关心的是对发电、输电和配售电垂直一体化的电力企业进行改革。这样的改革可以先在发电侧引入竞争，也可以先在售电侧引入竞争，也可以在发电侧和售电侧同时引入竞争。英国采用先在发电侧引入竞争的改革方案。[38]新西兰则选择在配电侧引入竞争。[39]加拿大的安大略省是在改革的初期便在发电侧和售电侧同时引入竞争机制。[40]对垂直一体化分割而引入竞争机制在不同程度上要求私有企业的加入及对国有电力企业在不程度上进行私有化和重组。不然的话，公平的竞争机制难以产生。国有企业难以退出市场的政策会最终影响电力市场的有效运作。所以，英国和加拿大的安大略省都对传统国有企业进行重组或私有化。
我国的电力改革实践也表明中国已经对垂直一体化的国有电力企业进行分割及尝试“厂网分开，竞价上网”的体制改革。[41]有人预测我国在2010年以后将实行发、输、配环节的分开并通过在配电和销售环节引入竞争而实现电力市场的全面竞争。[42]从前节的讨论可知，分割垂直一体化的电力企业以便在电力行业引入竞争有其代价的一面。对国有企业实行私有化并在电力行业引入竞争主要是为了解决企业中的X低效益问题或成本问题。既然我国已经作出了对传统的垂直一体化体制进行分割并引入竞争机制，我们显然有必要对电力体制改革的重点问题进行分析和讨论。
四、电力业引入竞争后必须解决的重点问题
电力行业重组的一个重要问题是解决管制治理问题。霍伯恩和斯比勒在分析了世界上发达国家和发展中国家的电力行业重组后认为管制治理比行业结构问题更重要，管制治理的好坏关系到能否吸引到长期的私人投资。[43]另外，事前建立好的管治体制能更有效地减少市场参与者的机会主义行为。[44]但无论是管制治理问题还是具体市场结构和运行问题都必须明确电力业重组的政策和规则的衡量标准问题。加拿大安大略省市场设计委员会订立的标准有非常大的借鉴意义。这些标准包括：(1)效益;(2)公平;(3)可靠性;(4)透明度;(5)健全性;和(6)可实施性。[45]不言而喻，有时在采用某个标准而得到益处时也会产生由于不适用另一个标准的坏处。有了这样的权衡之后，我们就能更好地分析管制治理问题。
为了对电力业进行重组以便引入竞争机制，在建立行业监管组织时还必须建立一个独立的市场经营者(IndependentMarketOperator)。独立的市场经营者(简称《经营者》)在电监会的监督下，行使如下的职能：(1)经营和管理跨省的区域性现货电力交易市场。(2)对现货市场的交易进行结算。(3)按照《经营者》的市场规则和输电商以合同形式通过租赁和其他安排使用输电商的输电系统进行电能的输送和交易;这样的安排必须以合同和采用以业绩为基准的收费率使输电商有好的激励去保护资产价值，完善设备的能力和实现营运效益。(4)一体化电网安全运行的管理;决定系统的能力和运行规则并在系统的能力内管理实时调度。(5)控制发电、输电和负荷的调度以符合区域电力需求及跨区域电力交易和保证足够的包括计划电力交换和辅助系统服务的运行储备。(6)为电力市场参与者提供事后信息及预测以方便他们的运行和投资决策。(7)监督和执行为统一电力系统和现货及辅助市场所规定的商业和技术标准的实施。[46]
在明确了《经营者》的职能后，还必须组建《经营者》的董事会，制订董事会的议事规则和规定规则的修改事项。就组成人员而言，混合式的董事会更能代表电力市场参与者的利益及消费者的利益。代表市场参与者利益的9名代表可由发电商、输电商、配电商、电力市场中间机构及代表住宅，商业和工业用电的消费者任命。另外还应选6名独立的董事。无论是代表市场参与者的董事还是独立董事都必须具备符合最低才能和经验的标准。独立董事不仅应该符合不具有利益冲突的与市场参与者无商业联系的标准，还必须符合具有包括公司融资、商业期货交易、公司法、经济学、环境政策及电力工业知识等某方面的经验。为了避免利益冲突，应该由董事会中的独立董事组成候选委员会。候选委员会将候选人名单送董事会考虑并通过。然后，负责电力市场的电监会或能源部从《经营者》董事会推荐的名单中任命独立董事。鉴于能源工业在中国将越来越重要，我们认为有必要组成能源部以负责电力工业和石油及天燃气工业。
市场参与者挑选他们自己的代表。市场同一种类的参与者如发电企业推荐他们自己的代表。当他们推荐的代表多于规定数额时，电监会或能源部从符合条件的候选人中任命董事。代表消费者利益的董事可由代表他们的某个集团推荐。为保证董事会的独立性，董事长应从董事会中的独立董事中选出。为了更有效地管理《经营者》组织，行政总裁或总经理应该由董事会选出。他们也应该是董事会成员。
为了帮助董事会管理竞争市场和履行管制义务，董事会应负责建立技术委员会、争议解决委员会和市场监察委员会。[47]我们认为安大略的这一做法值得学习。技术委员会由总经理任主席，其他的9名成员由市场参与者按与董事会相同的比例由电力企业相关利益方选出。如果某类候选人多于规定的数额，那么董事会用简单多数在候选人中任命委员。技术委员会负责审查市场规则的缺陷性，按要求修订市场规则和为董事会和电监会提供有关市场和系统运营的技术问题的建议。技术委员会修改的规则需《经营者》的批准并报电监会。电监会则只有在收到反对投诉的情况下才能对在规定时间内作出的投诉修改作出否决。否决的理由应限制在规则违反立法目标或某个法律条文或修改后的规则对某个或某类市场参与者有歧视或偏好或者修改后的规则不合理。
在垂直一体化的情况下，电力企业的很多问题都可以通过公司内部决定来解决。然而在市场引入竞争机制后，各种企业利益最大化的追求将在电力市场上产生许多争议。争议的有效解决是电力市场明确产权关系的重要保障。为了更好地解决争议，争议委员会的人员和规则十分重要。在《经营者》运用自己市场规则时，《经营者》可能认为某个市场参与者违反了市场规则。相反，市场参与者也会认为《经营者》违反了市场规则。最后，市场的参与者相互之间会指控对方违反了大家都接受的市场规则。
争议委员会应经常保持20名的人员名单。每个争议应由3名成员组成的小组裁决。为了提高争议解决的效率，争议小组对实体问题的裁决应该是终局的。市场参与者可就有关自己许可证暂停或吊销的争议小组裁决上诉电监会。电监会可在认为争议小组的决定不合理的情况下改变或否定小组的裁决。当然，对许可证暂停或吊销的决定也可向法院上诉。
为了保证争议委员会成员的质量，这些人员必须具有仲裁的经验和对电力市场的技术领域具有充分的认识。更为重要的是争议委员会成员的报酬必须由《经营者》董事会以外的外部专家决定。同理，争议委员会的人员也应由董事会聘请的外部专家推荐并由董事会中的独立董事任命。
市场监察委员会的主要目标是保证高效和竞争市场的正常运行。为了实现这一目标，市场监察委员会必须定期审查市场的运行和结构。市场监察委员会的成员由《经营者》董事会中的独立董事以简单多数选举产生。这些成员虽然不应该和市场参与者有商业关系，但他们必须对竞争性的电力市场具有丰富的经验。[48]他们必须负责定期审查并对如下的情形作出报告：(1)找出不当的市场行为和市场低效性的原因；(2)提出减少不当行为和改善市场效益的措施；(3)衡量市场的结构是否和竞争市场的有效和合理运行相一致。[49]如果市场监察委员会认为有必要修改《经营者》的市场规则，《经营者》的董事会将把修改建议转交技术委员会。技术委员会则按正常的修改程序修改市场规则。当市场监察委员会发现有不当市场行为时，他们必须把市场参与者的不良行为报告给《经营者》。在必要,他们也应该把市场参与者的不当行为通知电监会或相关的反垄断组织。
《经营者》应该制订为市场参与者所接受的市场规则。市场规则约束所有的市场参与者。规则的约束可以通过市场参与者领取许可证的必要条件来达到。对符合条件的市场参与者由《经营者》向电监会证明其符合条件，然后由电监会颁发许可证。《经营者》、发电商、输电商、配电商、售电商和中价商都必须从电监会领取许可证。零售商也必须领取零售许可证。和上市规则一样，市场规则能约束所有的市场参与者。比上市规则更进一步。市场规则在《经营者》和其他市场参与者之间具有合同效力。为了达到这样的目的，《经营者》应该与每一个市场参与者签订一个合同以使市场规则具有合同效力。然而在市场参与者之间，市场规则不具有合同效力。这是因为在市场参与者之间是相对容易地订立符合各自要求的合同的。
非营利的《经营者》的成本应该从市场参与者的登记费和批发购电者按购买电量的收费中回收。对电力出口到另一个区域和转输电(wheeling)，《经营者》也应该收取适当的费用。不然的话，市场参与者会通过双边合同来绕过现货市场(bypass)。
为了使电力业的重组得以平稳推进，改革后的批发市场应该包括一个市场参与者自愿加入的电力库(pool)和一个由市场参与者双方通过实际双边合同(physicalbilateralcontracts)进行电力交易的市场。电力库可以是一个现货市场(spotmarket)并由金融双边合同(Financialbilateralcontracts)来补充。就金融合同而言，电力交易是通过现货市场《经营者》来完成的。买卖双方在与《经营者》结算后，再就差价进行结算。实际双边合同是电力买卖方在通知《经营者》后排除在《经营者》的结算系统之外的。在实时现货市场外还应该建立一个提前一天的由金融合同形成的期货市场。建立这样的期货市场不需要很大的代价，但却可以给市场参与者提供减少风险的机制(hedging)。[50]在实际双边合同中，买卖双方要在调度前通知《经营者》交易的电量及输入和提取点。我们认为电力库的现货市场和实际双边合同市场并行的机制可以使电力业改革的过渡更加顺利。我国外汇体制外的兑换市场和通过银行进行的兑换市场的同时进行对我国外汇体制改革的贡献说明了这一点。如果将来现货市场能非常有效地运行，那么实际双边合同市场自然会逐步消失。但是，为了保证对实际双边合同市场和现货市场参与者的公平对待，《经营者》交易费用和输电费用的负担对不同市场的参与者必须相对公平。还有，《经营者》对各种市场参与者的电量输入和取出必须公平对待。再有，《经营者》的市场规则应该要求无论是现货市场还是双边合同市场的参与者在什么情况下他们愿意提供更多或更少的电量给《经营者》或从《经营者》购买更多或更少的电量。在这样的情况下，双边合同的发电商在现货市场价高时生产更多的电或在现货市场价低时生产更少的电而用从《经营者》那里买来的电来满足双边合同的需要。这样的规则能为市场参与者提供最大的商业灵活性。
由于电是不可储存的，而且因需求的赠长，电厂的维修，突然的故障，储备容量变得非常重要。在竞争性的市场上，追求利润最大化的发电商是不愿装建不用或使用不足的发电设施的。这就很容易在电力市场上出现供少于求的状况。解决这样的问题在任何国家都是致关重要的。如果《经营者》以不符合市场规则的做法强行要求发电商投资足够的储备容量，那么这将不利于引入竞争的市场。另一方面，完全依赖市场电价或储备价所提供的激励来吸引足够的储备容量也不一定十分可靠。我们认为安大略省电力改革所采用的市场机制加上后备的《经营者》有权起动的备用容量市场是可取的。[51]
在激励的市场机制下，当《经营者》的运行储备低于规定的水平时，发电商可以要求一个比平时为高的电价；而当《经营者》的运行储备接近终点时，发电商可要求一个更高的价格。这样的机制既可使发电商动用所有的发电设备向《经营者》提供容量来保证系统的可靠性也可以使需求方在价高时减少耗电。在竞争的市场上，如果没有这样的机制，价格也会无限上升，但更可能是在系统崩溃之后。只有《经营者》在认为这样的市场储备价格机制不可产生应有的作用时，《经营者》才能启动备用容量市场。在备用容量市场上，《经营者》每天会接受发电商的储备容量报价。对报价后不供电的发电商进行高额的罚款甚至暂停或撤销营业许可证。《经营者》会根据所报的储备容量和需求的电量确定一个出清价。在这个备用容量市场上，所有出清的容量都按这样的出清价计算。有了这样的机制，《经营者》也许不需要启动自己管理的备用容量市场。为了使市场机制更好地产生作用，《经营者》会向发电商提供有关市场供需前景的信息。好的信息和价格机制是市场适时增长的关键。[52]
我们讨论的市场是跨省的区域性市场。在中国疆域辽宽及电力体制改革已跨越省界但还未能形成有效的全国性市场时，这样的讨论是理知的。在区域市场存在的情况下，电量的跨区域或跨国交易非常重要。这一点可以从帕累托效益推出。可是受输电网输出/入点限制，并不是所有的交易都是可以完成的。在这种资源有限的情况下，根据不同输出/入线所完成的不同交易及交易量可以采用不同的价格。《经营者》会根据市场参与者的出价和要价来决定每个市场参与者对使用稀有输出线的价值。[53]按照市场原则，《经营者》可以把输出/入线的使用分配给那些出价和要价量高的市场参与者。这样的机制有利于跨区域或将来跨国输电网的建设和电力交易。
电力业的改革可在发电和售电领域引入竞争，但输电仍然是一个具有自然垄断特性的系统。在《经营者》有权控制输电企业资产的情况下，就必须有激励和约束规则使输电企业管理好他们的资产并只能收取管制的输电费用。显然，管制收费必须使输电商能回收投资及得到一个合理的回报。输电价在《经营者》提供基本使用服务和提供输出到其他区域或转输电(wheeling)服务时应该有所不同。基本使用服务指不论电力的来源(包括进口)而使用《经营者》控制的输电网向本区域内的客户输电。由于所有区域内的客户都得到这样的服务，他们必须支付基本使用服务的成本。配电商和直接与输电网相连的客户在使用基本服务时支付一个统一的价格。基本使用服务费应该包括为客户提供的区域输电的电力输送成本和辅助服务成本。这表明区域输电网及输出线的成本可以完全从基本使用服务收费中回收。而输出区域外或转输电的成本就不再包括输电系统的固定成本。[54]但使用输出或转输电的人必须支付任何重新调度的成本、线损、拥挤成本及按比例收取的《经营者》提供的如辅助服务等的运行成本。如果我国的区域市场或跨国市场都按这样的原则收费，区域内交易和跨区域的电力交易会得到公平的对待。而跨区域电力交易的增长会增加社会福利。
为了使《经营者》管理的输电系统有效运行，必须防止低效的绕开(bypass)输电网的行为。从公共政策的角度看，有的小型电站具有成本低的特点。小型的电站可以是为企业自用或给本地区的配电公司而建的。低成本的小型电站能灵活地解决区域资源配置问题。所以法律不应限制这些电站的发展。但是，如果小型电站的建造完全是为了逃避输电费，那么法律则应该限制这样的行为。也只有这样，发电成本高于直接从输电网上取电的投资行为就不会发生。[55]在这方面，加大拿大安大略的做法是值得引入的。安大略省在电力法通过后，市场参与者在既使用自己发的电又同时使用《经营者》控制的输电网的电时，他们必须支付他们需求总电量(包括自己发的电量)的输电费。
另一个对垂直一体化进行分割后产生的输电领域的问题是输电网的投资问题。在垂直一体化的体制下，协调成本非常低。利益的一致化也不可能导致发电和输电不能有效协调的机会主义行为。然而，在分割垂直一体化后，追求利润最大化的企业不一定能很好地解决发电和输电投资的协调问题。安大略省在处理这一问题时采用了在统一价格下的计划制度并逐步过渡到使用拥挤价的市场机制。[56]我们认为我国可参考这一制度。在过渡期内，《经营者》会定期评估短、中、长期的发电和输电的充足性问题以维持系统的可靠运行。评估的结果将以报告的形式给电监会、能源部及市场参与者。假如《经营者》发现可能的输电设备限制，输电商将被要求提供解决输电设备不足的建议书。《经营者》在对不同的建议书进行技术分析后把分析结论送给电监会及能源部以使他们决定是否批准解决输电不足的计划及收费率。如果《经营者》在发现今后几年可能出现输电的严重不足时，它将要求相关的输电商提出相应的解决这一问题的建议书。当没有输电商提供技术可行的建议书时，《经营者》有权要求相关输电商向电监会及能源部报送解决输电设施严重不足问题的计划书。
当市场比较成熟时，市场机制将可以产生作用。那时，在拥挤价格下的节点价(nodalprice)或区域价(zonalprice)可以被采用。在市场机制下，市场参与者会对价格作出反应以反映输电限制的稀有价值。这样，投资决策会优化资源的配置。拥挤价格机制也要求投资于输电设施的代价由受益于输电投资的企业或顾客承担。
拥挤是指在特定的供求情况下，输电网在不同的地方会产生发电商供电超过输电网在这些点上能够在不使系统失灵的情况下满足所有的电力供应顺利通过的现象。在垂直一体化的情况下，由于电力企业事前的调度，事后供电拥挤的情况不可能出现。但在非垂直一体化的市场上，拥挤可能会在很短的时间里变得非常严重。[57]事前预见并作出反应的区域价或节点价机制能相对好地处理拥挤问题。[58]杰斯可认为尽管在非垂直一体化的竞争市场中已设计出处理拥挤的机制，但因这样的机制常常由于忽视交易成本问题而出现适用的困难。他认为拥挤是分割垂直一体化而增大交易成本的结果。一个不太理想的减少拥挤现象是投资比通常运行更大的输电系统。[59]正如适量超前兴建高速公路一样，在我国过渡期投资适量多的输电系统也是完全必要的。
不同国家在电力体制改革中从不同侧面引入竞争机制。如前所述，英国先在发电侧引入竞争。相反，新西兰则先在配电侧展开竞争。加拿大的安大略省却同时在发电侧和零售电侧同时引入竞争机制。在发电侧和售电侧同时引入竞争的一个主要目标是让消费者即时获得电力改革的利益。我们认为安大略的做法是值得我国学习的。我国在发电侧引入竞争后尽管有开机不足的电厂却不能使消费者用到“物美价廉”的电[60]揭示了同时在售电侧引入竞争对消费者的福利效因。
为了使消费者能充分享用引入竞争机制的电力体制改革的好处，必须使售电侧的竞争能使《经营者》现货市场的价格传递到终端用户。这对电力体制的改革是致关重要的。如果发电侧竞争产生的好处不能完全传递给消费者，那么电力体制改革的其中一个主要目标就不能达到。在这样的情况下，输电企业或配电企业低效或榨取垄断价格的现象就会产生。只有将现货市场的电价传递给终端用户，消费者才能真正在零售阶段行使选择。在零售侧引入竞争后，消费者的电价将会有很大的波动。在消费者能充分选择的情况下，风险厌恶者可与零售商签订一个价格相对固定的合同。相反，风险承受能力大的消费者可以选择和零售商签订支付现货市场价格的合同。在竞争的售电市场上，这样的合同是很容易制定和实施的。由于零售的竞争，售电商能提供各种不同的收费合同安排。为了使竞争更有效，消费者必须有权选择和转换零售商。安大略省的另一个经验是要求配电商在顾客的要求下把顾客的现货收费单寄给一个竞争性的零售商。[61]零售商支付了配电商费用后根据电价单的信息就能按顾客的要求签订灵活的付费合同。在非常灵活的竞争收费情况下，消费者可选继续从原来的售电商购电，也可以转换到新的零售商或和配电商直接签订合同。他们甚至可以选择向零售商支付电能而向配电商支付线路设备收费。
在零售端引入竞争的情况下，要求用电尽可能反映电力的边际成本。这就要求电价是按时计算的以便使峰电和谷电价格更容易区分开来。也只有这样消费者对不同时期的电力需求才能对价格作出正确的反应。但是各国的经验都是大的工商业用户能迅速更换按时计价电表而很快获得零售竞争按小时计价的利益。因此，在过渡期，零售竞争按小时计价只对大的工商业用户关放。待零售竞争的经验积累得更多时才考虑对小的消费者开放零售按时计价竞争。当然对小消费者开放零售按时计价竞争的程度在很大程度上决定于按时计价电表的技术革新和价格的降低。
五、结尾
本文解释了西方市场经济国家传统上电力企业实行垂直一体化管理与运行的经济原因。在电力行业的多产品市场上，节省交易成本是西方电力企业长期实行垂直一体化体制的一个重要原因。从交易成本经济学看我国的电力体制改革可以使我们认识到对我国电力体制垂直一体化的分割和引入竞争的改革是有代价的。这样的认识会使人们避免产生过高的对电力体制改革的期望。从交易成本经济学的角度分析引入竞争的电力体制改革非常有利于事前设计好相对完善的管制治理机制。事前有好的机制常常能避免不必要的挫折。交易成本经济学也能用于分析发电、输电和售电领域改革的重要问题。由于篇幅的限制，本文只选择性地分析了引入竞争的电力体制改革的重点问题。我国的电力体制改革仍然任重而道远。更好地理解交易成本问题对我国复杂的电力体制改革具有重大的现实意义和深远的历史意义。
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[4]GegaxandNowotny,见注释2，第68页。
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[9]胡鞍钢，《我国电力体制改革环境和总体思路》，《价格理论与实践》，2001年第4页。
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[11]WilliamSharkey,TheTheoryofNaturalMonopoly(Cambridge,CambridgeUniversityPress,1982)at55.
[12]GegaxandNowotny,见注释2,第71页。
[13]AlanFinder,EmpiricalTestsofCostsSubadditivityintheInvestorOwnedElectricUtilityIndustry(Ph.D.dissertation,IndianaUniversity,1984).
[14]
有关交易成本经济学，请参阅OliverWilliamson,TheEconomicInstitutionsofCapitalim:Firms,Markets,RelationalContracting(NewYork:TheFreePress,1985).
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[17]TimothyDuane,“Regulation’sRationale:LearningfromtheCaliforniaEnergyCrisis”,19TheYaleJournalonRegulation471(2002).
[18]GegaxandNowotny,见注释2，第73页。
[19]HarryTrebing,“StructuralChangandRegulatoryReformintheUtilitiesIndustries”,70(2)AmericanEconomicReview338(1980).
[20]JoskowandSchmalensee,见注释10，第31。
[21]Trebing,见注释19，第388-89页。
[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]详见PaulJoskowandRichardSchmalensee,“IncentiveRegulationforElectricUtilities:,4TheYaleJournalonRegulation”,1(1986).
[31]SteveStoftandRichardGilbert,“AReviewandAnalysisofElectricUtilityConservationIncentives”,11TheYaleJournalonRegulation1(1994).
[32]GagaxandNowotny,见注释2，第84页。
[33]JoskowandSchmalensee,见注释30，第39-40页。
[34]刘振秋，《如何看待电价改革在电力体制改革中的地位和作用》，《价格理论与实践》，(2001)年，第20页。
[35]JoskowandSchmalensee,见注释30,第41-42页。
[36]同上，第34-35页。
[37]同上。
[38]JeanMichelGlachant,“England’sWholesaleElectricityMarket:CouldThisHybridInstitutionalArrangementbeTransposedtotheEuropeanUnion?”7UtilitiesPolicy63(1998).
[39]宋守信，《电力市场机制》中国电力出版社2002年，第259-60页。
[40]TrebilcockandDaniels,见注释24。
[41]史玉波，《电力体制改革的方向》，《农电管理》，2000年第7期第13页。
[42]姜绍俊，《中国电力工业改革的回顾与前瞻》，《中国经贸导刊》，1999年第20期第14页。
[43]GuyHolburnandPabloSpiller,“InstitutionalorStructural:LessonsfromInternationalElectricitySectorReform”inEricBropusseauandJean-MichelGlachant,eds.,TheEconomicsofContracts(Cambridge:CambridgeUniversityPress,2002).
[44]Joskow,见注释16。
[45]FinalReportoftheMarketDesignCommittee,Ontario,Canada,January29,1999.
[46]同上。
[47]同上。
[48]同上。
[49]同上。
[50]TrebilcockandDaniels,见注释24。
[51]FinalReport,见注释45。
[52]TrebilcockandDaniels,见注释24，第173页。
[53]FinalReport,见注释45。
[54]TrebilcockandDaniels,见注释24，第175页。
[55]同上。
[56]FinalReport,见注释45。
[57]LarryRuff,“CompetitiveElectricityMarkets:WhyTheyAreWorkingandHowtoImprove”(NERA,SanFrancisco,May16,1999).
[58]WilliamHogan,“ContractNetworksforElectricPowerTransmission”,4(3)JournalofRegulatoryEconomics211(1992).
[59]Joskow,见注释16,第521-22页。
蒙西电网送华北电网的平均电价为0.349元/kW•h,华北电网受电成本为0.38元/kW•h,价格优势明显。但因为体制问题,电力外送通道屡屡受阻，蒙西电网超高压第三、四通道的可研方案于2005年就获得了通过,但至今未能开工建设。“十一五”期间,的呼伦贝尔、锡林郭勒、鄂尔多斯已被国家列为重点开发的大型煤电基地,但由于外送通道建设停滞不前,国家仅启动了呼伦贝尔煤电基地的建设(蒙东电网已划归国网公司)。原计划的锡林郭勒、鄂尔多斯煤电基地迟迟不能启动,大批已完成前期工作的坑口电站不能开工建设。内蒙古电力发展尚未纳入国家能源一体化发展格局是蒙西出现严重“窝电”最重要的因素,正如党委书记在与国网公司总经理刘振亚会谈时所言“把内蒙古建设成为国家重要的电力能源基地和‘西电东送’的重要输出基地,内蒙古自身有优势、有基础,国家经济建设大局也迫切需要。现在,内蒙古电力装机发展很快,但外送通道建设相对比较滞后,电网输送能力不足已经成为制约电力事业发展的瓶颈”。因此,唯有突破体制,才能加速内蒙古电力外送通道建设,消化盈余装机,解决窝电问题,带动电站建设,促进风电等清洁能源发展,才能奠定在国内举足轻重的战略能源基地的地位。应加强与国家有关部委、国网公司的沟通和协调,尽可能地争取将蒙西电网发展纳入全国电网统一规划,加快蒙西区域网架建设和跨区联网,推动跨省、跨区电能交易,促进内蒙古电力资源在全国范围内的统一配置。
围绕自治区发展战略,做好电网规划布局
2010年以来,自治区党委、政府提出了调结构、促发展的总体思路:①大力推动传统优势特色产业进一步优化和升级;②大力发展战略性新兴产业;③积极促进区域经济协调发展。在西部地区重点抓好19个沿河沿线和跨河、跨区域的集中区和园区建设,连接打造成为蒙西地区核心产业带,形成相向发展、有序竞争的产业一体化格局;④以项目建设促动城市化进程,从以上4个重要抓手可以看出自治区党委、政府调整优化产业结构的决心和思路,更加注重的是经济发展的质量和产业层次的提升。电网作为地区经济发展的动脉,处于至关重要的位置。自治区全新的战略布局对蒙西电网的规划、投资、组织、施工等各方面的能力和意识提出了新的要求,必须紧紧围绕自治区的战略规划,超前谋划、合理布局、快速反应、做好对接,要优化基建流程,合理安排投资计划、科学组织项目施工,提前与各盟市政府进行征地、拆迁等工作的对接,确保满足自治区“十二五”的产业布局需要和经济发展需求。目前,蒙西电网的规划不够超前,电网布局与19个沿河沿线和跨河、跨区域的集中区和园区建设规划不够协调,电力区域分布不均衡,网间交换不够通畅,网架不够坚强,结构不甚合理,新兴工业区域用电紧张,电源富集地区负荷不足,这也是造成蒙西地区窝电的原因之一。这些问题有可能会制约自治区的经济发展和产业结构调整,影响到内蒙古战略规划的顺利实施,应该引起足够的重视。此外,目前蒙西电网存在500kV主网架结构较为薄弱、站点较少,不能完全满足各地区之间电力交换和向外送通道汇集电力的需求;中低压配网建设与城市、农村经济社会发展不协调;阿拉善盟、锡林郭勒盟等边远地区电网结构薄弱,供电能力不足;电网建设滞后于电源建设;科研水平较弱,投资能力不足等等问题。综上所述,在电力能源基地建设和自治区“十二五”经济发展过程中,电网的作用十分重要,一定要统筹安排,突出规划的科学性和严肃性,使蒙西电网真正起到“先行官”的作用。
加快新能源发展,建设清洁能源基地
目前,内蒙古已探明可开发的风电资源可装机容量3.8亿kW,是全国其他六个千万千瓦风电基地最大装机容量的1.8倍,且风资源最优,利用小时数高达2 600h以上。如果外送华北、华东、华中、华南等新通道打通,蒙西地区可向全国输送风电3 000万kW,年送电量达到750亿kW•h,占全国用电量的1.2%。每年可节约原煤5 500万t。内蒙古太阳能资源自东北向西南逐步递增,以巴彦淖尔西部和阿拉善最为丰富。太阳能总辐射量仅次于青藏高原,居全国第二位,日照时数2 600h～3 400h。加之蒙西地区有大量的戈壁荒漠,地势开阔平坦,且目前国内光伏发电已实现了1元以下的上网电价,具备了规模开发的条件。按照内蒙古党委、政府提出的“大能源”战略,自治区将打造千万千瓦风电基地和百万千瓦光伏发电基地。这是改变“一煤独大”,转变经济发展方式,实现可持续发展的战略布局,也是内蒙古建设国家重要的绿色能源基地、打造全新“省区名片”、提升大区形象的有力举措。我们需要与国家有关部委、权威媒体充分沟通,争取将内蒙古明确为国家绿色能源基地,使国家有关部门统筹研究和实施内蒙古绿色能源基地发展战略,切实加大政策支持力度;需要科学制定规划,以合理的规划引导项目有序建设,避免一哄而上、一哄而散,保护好、扶持好这一战略性新兴产业;努力争取国家的政策支持,在全国范围内消纳内蒙古的绿色电力,维护好投资商的积极性;认真分析清洁能源大规模接入对电网的冲击,从保障电网安全的角度加强科技攻关,使清洁能源大规模接入这一国际性的难题在内蒙古率先取得突破。此外,大力发展清洁能源可以带动上游装备制造企业落户内蒙古,培育新的经济增长点,如风机制造业、塔筒制造业、单晶硅制造业、多晶硅制造业等等。
电力市场营销是电力企业拓展
为了自身生存与发展，无论是发电企业还是电网企业，都必须开展电力市场营销活动。市场营销的一个重要作用就是拓展市场。为此，电力企业可以通过市场调查和预测、市场细分与目标市场选择，以及市场营销组合策略，不断拓展电力市场，提高市场占有率。电力市场营销能力是体现电力企业竞争力的一个重要方面。随着电力市场的不断完善，厂网分开、竞价上网、输配分开，无论是发电企业之间还是电网企业之间，竞争都在不断加剧。因此，电力企业需要积极有效地开展电力市场营销活动，提高在客户中的知名度，树立在公众中的良好形象，吸引更多客户成为自己的客户，从而使其在市场上的竞争力不断提高。
电力市场营销是构建和谐厂网关系的需要
电力体制改革后，虽然厂网双方各自成为独立经营的企业，但是由于电力产品的天然特性，电力发、供、用瞬间完成和依赖电网传输的物理规律并没有随着改革而改变，厂网之间依然是一种相互依存的关系。“厂离开网是死厂，网离开厂是空网”。厂网双方仍然属于电力产业链上的上下游关系，两者之间有大量的、重要的、密切的生产和经营等方面的联系需要沟通与合作。厂网双方只有通过必要的沟通与合作，才能使电力产品的生产经营正常进行。向社会提供稳定可靠的电力产品必须要厂网双方齐心协力才能实现。厂网分开后，发电企业和电网企业成为不同的市场主体和利益主体。在厂网分开和市场主体多元化的新形势下，属于不同利益主体的发电企业之间、发电企业与电网企业之间的利益格局将进行调整，在调整过程中产生利益冲突和矛盾在所难免。这些利益冲突和矛盾若得不到恰当、及时的协调和处理，势必造成厂网关系紧张，甚至危及厂网企业的安全生产，影响电力企业向社会提供安全、稳定、可靠的电力产品。与此同时，虽然厂网之间形成不同的利益主体，但是同样需要双方齐心协力，协调关系，及时处理矛盾。只有这样，厂网双方才能真正实现各自的利益，电力工业才能实现和谐发展。从这个意义上讲，厂网双方的利益又是一致的。总之，电力工业发展的基本规律、安全生产和大局意识的要求，决定了厂网双方必须构建和谐的关系，实现协调运行和发展。发电企业针对电网企业开展营销活动，恰恰是双方合作交流的一种方式。厂网分开后，双方有很多需要沟通和调节的事宜。发电企业针对电网企业开展营销活动，可以增进双方的理解，加强合作，化解矛盾，实现厂网双赢。
电力市场营销是电力企业承担社会责任的需要
由于电力工业是国家重要的基础性产业，电力企业必须承担众多的社会责任。电力企业开展电力市场营销活动，能够使整个电力工业更好地执行国家电力产业政策。这种活动本身就是电力企业承担社会责任的具体体现。党的十七大报告指出，坚持节约资源和保护环境的基本国策，关系人民群众切身利益和中华民族生存发展。电力企业的许多工作都能直接或间接地起到促进社会发展的作用，如节能减排是当前落实科学发展观，促进社会和谐发展的重中之重。在电力生产和消费环节上，电力企业开展电力市场营销活动有助于节能减排政策的落实，就是全面落实科学发展观，加快建设资源节约型、环境友好型社会的具体体现。无论是发电企业还是电网企业，在实施差别电量计划、关停小火电补偿发电量指标交易、“以大代小”的发电权交易、跨省跨区外送电交易、大用户直购电交易、为风能发电等洁净电源企业提供良好的发展和竞争环境等方面可以做许多具体的电力市场营销工作，从而促进环境保护、资源节约，提高资源利用效率，降低能源消耗，减少电力工程和电力生产对生态环境的污染和破坏，努力实现电力与自然的和谐统一。
