电力竞争与我国电力产业市场化改革(txt+pdf+epub+mobi电子书下载)

作者：杜立民

出版社：浙江大学出版社

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电力竞争与我国电力产业市场化改革试读：

根据垄断程度的不同，电力产业体制可以分为四种不同模式，即纵向一体化模式(Vertical Integration)、单一买方模式(Single Buyer)、批发竞争模式(Wholesale Competition)和零售竞争模式(Retail Competition)。其中，纵向一体化模式不存在竞争，而后三种模式则存在不同程度的竞争，其区别在于竞争的程度不同。

2.1.1　纵向一体化模式

纵向一体化模式是电力系统100多年以来一直沿用的模式，其基本特点是垄断公用电力公司(Public Utilities)集发电、输电、配电、售电于一身，实行垄断经营，并受政府部门的管制，其中公用电力公司既可以是国有的(如中国和英国)，也可以是私有的(如美国)垄断规制一直是电力产业研究的重要视角，而市场化改革最近十几年才受到关注。事实上，目前国内相当多的文献仍然从规制的视角来研究电力产业，具体可参见马斌(1999)、刘阳平和叶元熙(1999)、于良春和张伟(2003)、戚文海(2003)、孙建国和李文溥(2003，2004)、干春晖和吴一平(2006)、李虹(2005)、李善民和余鹏翼(2004)等。

在纵向一体化模式下，发电企业都隶属于输电网络，不但其出力、调度等日常运营完全由电网命令，而且在财务上也和电网统一核算，因此在纵向一体化模式下，发电企业和电网的利益是一致的。事实上，在我国电力系统中，发电部门的垄断收益常用来补贴电网的投资(特别是农村电网的建设)。

纵向一体化模式有其存在的理由，主要是由于电力产业的基本特征决定的。首先，电力商品不能被经济地存储(抽水蓄能除外)。电力生产和消费必须保持实时平衡，否则将对电力系统造成严重破坏，甚至导致整个系统的崩溃。很明显，电力生产和电网调度的一体化有助于保持电力系统的供求平衡。其次，电能以光速传播，其在高压电网中的传输具有环流效应(Loop Flow)，遵循基尔霍夫法则(Kirchoffs Law)，且无法控制其流向。因此，一体化经营也是为了方便实时调度。第三，电力产业存在显著的规模效应，具有自然垄断属性，且固定成本和沉淀成本巨大，一旦投入，则短期内无法回收，如果不能保证投资者的稳定收益，将没有人愿意投资。垄断一体化经营既是为了获得电力投资的规模收益，也是保证投资者获得稳定收益的有效方法。

纵向一体化模式的缺点也是显而易见的。由于电力企业都是电网的附属企业，各电力企业之间缺乏竞争，也就没有降低成本的动力，最终导致整个电力产业的低效率。而且，在传统的垄断规制制度下，政府很难准确地获得电力企业运营的实际成本，从而也就很难对电力企业实行有效的成本激励。

2.1.2　单一买方模式

单一买方模式在垄断一体化模式的基础上有限地引入竞争，是迈向电力市场化竞争的第一步，其基本特点是在纵向一体化的电力系统中引入独立发电企业(Independent Power Producer，IPP)。独立发电企业虽然在日常运营中仍然听从电网的调度，但是在隶属关系上则并非电网所有，在经济利益上也是独立于电网的。在单一买方模式下，独立发电企业将其所生产的电能出售给垄断一体化的公用电力公司，再由公用电力公司将其电能出售给终端消费者。在单一买方模式下，公用电力公司仍然采取纵向一体化模式，并垄断所有的电力终端用户，独立发电企业的电能只能通过公用电力公司转售给消费者。

独立发电企业向垄断一体化的公用电力公司销售电能的价格受到相关政府部门的价格管制，一般根据成本加成方法确定上网电价，然后由公用电力公司通过销售电价将成本转嫁给终端用户。独立发电企业和公用电力公司一般通过签订长期合约买卖电能，而且长期合约往往覆盖独立发电企业的整个运营寿命。利用长期合约，独立发电企业将市场、技术、信用等大部分风险转嫁给终端用户，同时也避免了电力价格波动和技术进步带来的风险。长期合约之所以成为单一买方模式的基础，除了规避风险外，买方垄断是另一个主要原因。在单一买方模式中，垄断一体化的公用电力公司是唯一的买方，缺乏必要的竞争，必然造成买方垄断。如果没有长期合约的保证，潜在的独立发电企业就不愿意投入大量资金建设电厂，以避免事后被垄断买方敲竹杠(Hold Up)。事实上，如果没有长期合约的保障，一旦电厂建成，作为单一买方的垄断公用电力公司完全可以要求独立电厂以成本价甚至更低的价格销售电能。

我国引入独立发电企业的改革始于20世纪80年代。在计划经济体制下，由于投入资金不足，缺电成为阻碍经济发展的主要问题。为了缓解电力投资不足的矛盾，开辟多渠道资金来源，1985年，中央政府分步骤对电力工业体制进行了改革，不仅实行了电力投资的“拨改贷”，而且打破了中央统一办电的格局，实行了“电厂大家办，电网国家管”的集资办电政策，开始允许地方政府、私人资本、外国资本进入发电领域进行投资，从而出现了大量的独立发电企业。为了消除发电厂商的后顾之忧，鼓励社会资本进入发电领域，政府对新建的独立发电企业一般采用还本付息电价，保证这些新建电厂可以收回成本，而且可以得到合理的利润。同时，为了保证独立发电企业有公平的电网接入权力，独立发电企业往往在建成之初就和公用电力公司签订长期售电合约，以保证在以后的运行中(特别是电力过剩时期)不受歧视。

2.1.3　批发竞争模式

批发竞争模式是本书要深入探讨的模式。相对单一买方模式而言，批发竞争模式竞争程度更大，而且两者的区别是本质的。在电力批发竞争模式下，所有的发电企业和输电网络不再实行纵向一体化经营，垄断电力公司必须进行纵向分拆，使其下属的发电企业从电网中分离出去，全部成为独立发电企业当然，电网仍需保留一定比例的调峰电厂。同时，在厂网分开的基础上建立相应的电力交易市场，发电企业则在电力交易市场中实行竞价上网，这是电力批发竞争模式区别于前两个模式的一个最重要的特点。但是，在电力批发竞争模式下，电网仍然保持垄断运营，且必须向所有的电厂实行公开接入，电网通过一定的收费方法，向各独立发电企业收取一定费用。在配电方面，垄断的地区配电公司仍然对小型终端用户实行垄断配电，配电价格受到政府价格管制，但是大用户一般被允许从批发市场直接向发电企业购买电能，购买价格则由买卖双方自由决定。这是批发竞争模式区别于前两个模式的另一个重要特点，也是区别于下文所要阐述的零售竞争模式的主要特点。

1990年，英格兰和威尔士电力市场化改革最早采用了批发竞争模式，原纵向一体化的中央发电委员会被分拆，常规发电容量划归国家电力公司和电力生产公司，12个核电站归核电公司所有，高压电网和抽水蓄能电厂则划归国家电网公司所有(戴维·M.纽伯里，2002)。分拆中央发电委员会的同时，电力批发市场也被建立起来，英国最初建立的电力批发市场是提前一天的电力库(Power Pool)，后来被许多国家采用电力库是电力批发市场构建的主要类型之一，下文将对电力库进行详细阐述。对直接购电的大用户资格，1990年，英国政府规定用电功率必须超过1MW，1994年降为100kW，而到1999年则允许所有的用户自由选择供电商，这就是下文要阐述的零售竞争。

自2002年《电力体制改革方案》确定以来，我国的电力市场化改革也迈出了实质性步伐，近期目标就是要实现电力批发竞争。原纵向一体化经营的国家电力公司被拆分，国家电力公司直属的发电资产被直接改组或重组为规模大致相当的5个全国性独立发电公司，并将逐步实行竞价上网，实现公平竞争。电网方面则设立了国家电网公司和中国南方电网有限责任公司，其中国家电网公司下属华北、东北、华东、华中和西北5个区域电网公司，南方电网公司则管辖广东、广西、云南、贵州和海南五省，国家电网公司只保留约20％的发电企业作为调峰使用。另外，还设立了国家电力监管委员会，统一履行全国电力监管职责。同时，华东电网和南方电网开展竞价上网试点，为进一步的全国性电力竞争做好准备。

2.1.4　零售竞争模式

电力零售竞争模式比批发竞争模式则又更进了一步，被认为是电力市场化改革的最终目标。在批发竞争的基础上，零售竞争进一步允许所有的终端用户都可以自由选择零售商，从而增加电力市场的竞争程度。

零售竞争允许所有的电力终端用户自由选择零售商，被认为是电力市场化改革的最终目标。但是，对于零售竞争的最终效率如何，仍然存在较大的争议。英国前电力大臣Littlechild是零售竞争的主要倡导者，他认为，促进价格竞争是零售竞争的主要好处，至少可以通过以下两个途径来实现：①减少零售成本，因为零售商之间的竞争将促使他们降低零售的成本；②减少批发成本，因为批发成本将由于改进的批发电力获取手段而降低(Littlechild，2000)。而Stoft(2002)则认为，推动整个电力市场放松规制的动力是降低电力的获得成本，良好的批发市场实施确实可以节省大量成本，但零售市场并不是这样。根据Joskow(2000)的估计，总的零售服务成本大约只占总零售收入的3.3%～4.7%，即使可以将其减半，也只不过实现2.4%的节约，因为太少所以根本不被人注意。

零售竞争的效率究竟如何，有待进一步的实践检验，而批发竞争模式的有效性则已经成为共识，这也是本书深入探讨电力批发竞争而忽略零售竞争的主要原因之一。但是，无论如何，英国、新西兰、澳大利亚、阿根廷、挪威、瑞典、西班牙、加拿大阿尔伯达省以及美国的许多州已经采用或准备采用零售竞争模式。第2章竞争性电力市场的构建

市场构建(Market Architecture)是电力市场特有的概念。按照Stoft(2000)的定义，电力市场的市场构建是其组成子市场的映射(Map)，这一映射包括每一子市场的类型及其相互关系。更通俗地讲，所谓市场构建，就是指电力市场是由哪些子市场构成的。市场构建不同于市场结构(Market Structure)，市场结构强调市场的集中度、垄断程度等问题，而市场构建则强调电力市场是由哪些相关联的子市场组成的，这些子市场的关系如何关于市场结构、市场规则和市场构建对电力市场的影响，可参见Wolak and Patrick(1997)；Wolak(1999)；Bushnell and Wolak(1999)；Bushnell，Mansur and Salavia(2004)等文献。

要建立一个有效的电力市场，第一步就是要确定应该建立哪些子市场，但事实上，到目前为止，世界各国并没有一个统一的方案。本书并不打算阐述所有电力市场中可能的组成子市场，而将只对日前(小时)市场、实时平衡市场、远期合约市场、输电权市场进行阐述。之所以主要阐述这几个子市场，主要有两个原因：首先，本书所阐述的几个子市场是电力市场建设过程中最重要的也是最基本的子市场，在国外比较成熟的电力市场中，这些子市场往往是必不可少的，具有普遍意义；其次，这也和本书的研究内容有关，本书的研究将大量涉及日前(小时)市场、实时平衡市场、远期合约市场、输电权市场等有关内容，而对于同样重要的辅助服务市场却并不涉及，因此，本书对辅助服务市场不作详细阐述关于辅助服务市场的详尽论述可参见Stoft(2002)和Wilsom(2002)。

2.2.1　日前电能市场

日前电能市场(DayAhead Market)是提前一天运行的、进行次日24小时电能交易的市场。比如，周一下午2：00进行日前竞价，安排的是周二一天中每一个小时的电力供应数量和价格。发电厂商在日前市场的销售量和市场价格的确定是一个集中拍卖过程，该拍卖过程由独立系统调度机构(Independent System Operator，ISO)运行，采取电力交易所或者电力库的形式从本质上来说，电力交易所是电力库的一种特殊形式，两者都是一种集中拍卖过程，拍卖产生单一市场价格。两者的区别在于电力库具有旁支付(Side Payment)，而电力交易所没有旁支付，也就是说，一旦市场出清价格确定，电力交易所对所有出售电力的发电厂商支付相同的价格，而电力库则在统一拍卖价格的基础上对不同的发电厂商进行不同的补贴(Stoft，2002)。独立系统调度机构组织拍卖的基本原则是最大化社会总剩余，也即最大化消费者剩余和生产者剩余的总和。

日前市场的拍卖过程是一个复杂的过程。首先，发电厂商向独立系统调度机构提交一个详细的供给计划，详细说明未来一天当中的每一个小时愿意以多少价格出售多少电能。可以规定厂商一天只能报一个价格，也可以允许厂商为每一个小时都报一个价格。独立系统调度机构收集到发电厂商的供给计划以后，据此构建出一条供给曲线。同时，根据以往的经验，独立系统调度机构预测出未来一天内的电力需求曲线。在经济学中，社会福利最大化只要供给曲线和需求曲线相交就能确定出最优的市场出清价格，但是，在电力市场中，并不那么容易，因为电能必须经过电网才能传输到各个地区，而电网是有容量约束的。独立系统调度机构在进行最优化计算的时候必须考虑到各条输电线路的容量约束，同时还必须考虑发电厂商各个机组的特征，因此，这是一个复杂的约束最优化求解过程，必须由专门的计算机软件才能完成，由计算机软件最优化计算确定出的价格即为日前市场的市场出清价格。

一旦市场出清价格确定，这一价格将作为系统边际成本统一支付(或者加上旁支付)给被调度的发电厂商。那些报价低于系统边际成本的发电机组将被调用，而那些报价高于系统边际成本的发电机组则不会被调用。被调用的发电机组必须按规定在第二天的约定时间进行发电以提供电能，如果发电厂商由于某种原因不能如期发电，则将受到惩罚。事实上，日前市场交易具有远期交易的性质。

日前市场的价格随电力供求的变化而变化，由于电力需求相当缺乏弹性，而电力的供给在短期内也不可能大幅度增加(电厂建设周期较长，一般火电厂建设周期在2～3年)，因此，日前市场电力价格的波动可能相当巨大，甚至会出现价格钉(Price Spike)现象。

之所以要建立日前市场，是和电力系统要求供求实时平衡的特征分不开的。若没有日前市场，发电厂商可以通过临时退出运行等手段来操纵市场力，抬高市场价格，因此系统运行调度机构必须提前数小时安排运行计划。如果发电厂商在最后一刻违背承诺，则系统运行机构不得不调用能快速启动的机组，而这些机组的价格是非常昂贵的。在日前市场制度下，发电厂商的价格提前一天就被锁定，无法再通过较高的实时价格获利，可以有效地遏制市场力问题。同时，日前市场也能促进需求侧响应，因为用户能提前获知市场价格，并有一天的时间作出选择和安排。

值得指出的是，除了日前市场外，很多电力市场还设有小时市场(Hourahead Market)，其基本功能和运作程序与日前市场相似，其差别无非在于，小时市场是在实时平衡市场前一小时运行的。

2.2.2　实时平衡市场

实时平衡市场(Realtime Balancing Market)是保证电力消费实时平衡的竞争性电力市场。如前所述，日前市场计算市场出清价格所用的需求数据是独立系统调度机构根据以往经验预测的，而且是独立系统调度机构提前一天安排的，在接下来的一天时间里有很多情况会发生变化，因此实际的电力供给和需求发生偏差是不可避免的。这些偏差主要是由以下两种原因造成的：①独立系统调度机构在日前市场对未来一天计划电力需求的预测不准确；②被调用发电机组可能发生意外故障，受机组运行约束条件(包括启动时间、停机时间、最小联机时间、最小停机时间、机组爬坡率等)约束，风力发电、水力发电和太阳能发电机组因自然条件发生变化而引起的偏差。当发电量和电力负荷出现偏差时，自动发电控制机组(Automatic Generation Control，AGC)会在几秒钟内自动响应，但是AGC容量往往有限，系统调度机构必须周期性恢复AGC机组基本运行点，以保持充足的调频容量除AGC外，系统调度机构也可以调用旋转备用、非旋转备用、替代备用等备用容量。旋转备用始终处于运转状态，可以在极短的时间内响应调度需要，非旋转备用平时一般处于停机状态，但可在10分钟内响应调度，替代备用的反应时间则更长一些。独立系统调度机构可以通过日前辅助服务市场采购备用容量，也可以通过远期合约采购。此时，系统调度机构必须从实时平衡市场购买电能来替代AGC机组容量，以保持电力供求实时平衡。一般实时平衡市场最短可以是5分钟市场，即每隔5分钟实时平衡市场出清一次。

实时平衡市场的拍卖分为两类，一类是针对增加发电量和减少用电量的增量竞价(Incremental Bid)，另一类则是减少发电量和增加用电量的减量竞价(Decremental Bid)。当发电容量有剩余时，独立系统调度机构希望某些已被调用的机组停止发电(但发电机组仍然按远期合约或日前竞价安排获得收益，就像没有退出发电一样)，各发电厂商则报出自己愿意为此支付的最大价格，能消除不平衡电量的最高报价即作为实时市场价格。例如，某发电厂商已在日前市场以20元/MWh的价格出售电能，且在实时市场减量竞价中以18元/MWh的价格中标，则该发电厂商获得2元/MWh的额外收益。相反，在发电容量不足的情况下，独立系统调度机构希望有更多未被调用的发电机组参与发电，各发电机组则报出自己愿意发电的最低要价，能消除不平衡电量的最低报价即成为实时市场价格。

值得一提的是，实时平衡市场不能是纯粹的双边交易市场，因为双边交易模式下买卖双方必须花时间寻找各自的交易对象，而电力系统的实时平衡要求则不允许交易双方的交易进行得如此之慢。相对而言，电力库和电力交易所模式则充分发挥了独立系统调度机构的作用，可由独立系统调度机构从任何一个发电厂商那儿买入电能，这大大节省了操作时间。当然，在具体形式上各电力市场有所不同。

实时平衡市场的结算不同于日前市场和远期市场的价格结算，在系统结算的过程中，通过日前市场和远期合约销售的电能按日前市场和远期合约确定的价格结算，而实时市场销售的电能则按实时市场的价格结算。例如，某发电厂商在日前市场以P1的价格销售了Q1的电能，而在实时市场的真实出力为Q0，实时价格为P0，则该发电厂商的最终收入是P1×Q1＋P0×(Q0-Q1)。这就是电力市场中所谓的双重结算制度。

一般而言，日前市场、小时市场以及实时平衡市场都被称为现货市场(Spot Market)，其价格都被称为现货价格。值得指出的是，日前市场和小时市场并非每个电力市场都存在，而是只有采用集中交易模式(如电力库和电力交易所)的电力市场才存在，而采用分散交易模式(如双边合约交易)的电力市场则并不需要日前市场和小时市场。但是，实时平衡市场则是必需的，无论是集中交易模式还是分散交易模式，电力系统的实时平衡都是必不可少的。

2.2.3　远期合约市场

供求不平衡是商品市场的普遍现象，在大多数普通商品市场中，市场供求的变化主要依靠存货来平衡，当需求高涨时存货减少，而当需求下降时存货则重新充实。正是通过存货的增减，厂商可以在不同的需求时段进行套利，从而平抑潜在的价格波动。除非发生了严重影响供求的意外事件，才可能发生实质性的价格变化。然而，众所周知，电力商品不能被经济地存储，而且要求供求保持实时平衡，因此电力市场价格的波动要比其他商品市场价格的波动大得多，而电力需求缺乏弹性则进一步加剧了电力价格的波动。剧烈波动的短期电力价格将电力市场的买卖双方置于较高的风险之下，因此买卖双方都倾向于通过签订远期合约来规避风险。事实上，在大多数电力市场中，85％以上的电量都是通过远期合约完成交易的。

远期合约市场一般在现货市场开始之前进行。一份远期合约承诺在未来某个时期以合约规定的价格和数量向买方(买方既可以是大工业用户，也可能是代表小用户的零售商)提供电能，而不管现货市场的价格如何变动。一般远期合约只是财务上的(Financial)，并无实际的电能交割和货币结算。在现货市场，发电厂商实际的发电量并不一定和远期合约约定的发电量一致。当发电厂商的实际发电量大于合约销售量时，除合约约定的发电量以合约价交割外，超额的发电量以现货市场价格出售；而当实际发电量小于合约销售量时，仍然以合约价交割合约约定的电能数量，不足部分则必须从现货市场以现货市场价格购入加以弥补。例如，某发电厂商拥有200MW的发电容量，生产成本是200元/MWh，并签订了100MW负荷的远期合约，合约规定的价格为200元/MWh，则当现货市场价格降至150元/MWh时，发电厂商将不会接受系统调度机构的调度，而是通过在现货市场以150元/MWh的价格采购电力来履行合约。由于市场价格比该发电厂商的发电成本低，通过这一方法，该发电厂商可以节省5000元，因此不接受调度是合理的选择。而当现货市场价格超过200元/MWh(比如达到300元/MWh)时，该发电厂商所有200MW的发电容量都愿意接受调度，其中100MW以远期合约约定的价格出售，而额外提供的100MW发电容量则按现货市场价格出售，从而可获得10000元的额外利润。

在现实当中，各电力市场的远期合约在设计上都有所不同，但是其本质是一样的。以英格兰和威尔士电力市场为例，差价合约(Contract For Difference，CFD)是主要的远期合约形式，占据了全部电能销售的85％～90％，合约持续期限最长达到15年，最短的则只有几个月(Lowrey，1997; Green，1999a；Wolfram，1999)。差价合约包括单向差价合约(OneWay CFDs)和双向差价合约(TwoWay CFDs)，如果发电厂商和买方签订的是单向差价合约，当现货市场价格高于合约价格时，则以合约价交割；但是，当现货市场价格低于合约价格时，则以现货市场价格交割。如果发电厂商和买方签订的是双向差价合约，则不管现货市场价格是高于还是低于合约价格，都以合约价交割。事实上，单向差价合约相当于期权合约，而双向差价合约则相当于期货合约。除差价合约外，英国电力市场还存在一种短期的电力远期协议(The Electricity Forward Agreement，EFA)，和差价合约相比，这种合约持续时间较短，成交量也比较少，到1995年6月只占总电力销售的3％(Lowrey，1997)。

2.2.4　输电权市场

众所周知，输电是电力系统的重要环节，输电网络是电能在各地区之间传输的唯一途径。在纵向一体化的模式下，发电企业和电网同属于一个利益主体，可以通过内部调度来解决输电问题。电力市场化改革以后，发电企业和电网进行了纵向分离，不再属于同一个利益主体，在这种情况下，应该如何保证发电企业公开、公平、公正地接入输电网呢？输电权制度为解决这一问题提供了一种有效的方法。必须明确的是，输电权制度并不是必须的，有许多其他的制度能解决公开接入问题，但是输电权制度确实便利了电力市场的交易，国外已经有许多电力市场采用这一制度。

所谓输电权，是指允许输送一定容量的电能的权利，它赋予其所有者使用相应输电容量的权利或者取得相应经济利益的权利。输电权通常可以分为金融输电权(Financial Transmission Rights)和物理输电权(Physical Transmission Rights)。金融输电权是一种以节点电价为基础的点对点的权利，其价值等于该金融输电权所涵盖的两节点价格的差。例如，一份从节点A到节点B的金融输电权，其价值是K×(PB-PA)，其中PA和PB分别是节点A和节点B的现货市场价格，K是该金融输电权的输电容量。金融输电权赋予所有者获得相应收益的权利，但是并不表示金融输电权的所有者有优先使用该输电线路的权力。任何一个发电厂商只要报价足够低都有可能被调用，而不管其是否拥有相应的金融输电权。相反，发电厂商如果报价抬高，则即使拥有金融输电权也不会被调用，但是仍能获得该金融输电权的收益。物理输电权则和金融输电权不同，它赋予该输电权所有者优先使用某输电线路的权利，但不会给物理输电权所有者带来直接的收益。在物理输电权制度下，发电厂商如果要传输电能，则必须事先拥有相应输电线路的物理输电权。金融输电权和物理输电权都可以在二级市场上买卖，即形成所谓的输电权市场。

物理输电权往往和分散交易模式联系在一起，而金融输电权则和集中交易模式结合在一起。事实上，金融输电权和物理输电权在一定意义上是等价的。金融输电权可以看成是可交易并可自由转让给能赋予它较高价值的买者的物理输电权。例如，某发电厂商持有金融输电权，但由于报价抬高而没有被调用，则他可以将金融输电权出售给被调用的发电厂商，从而获得相同的收益。而物理输电权所有者如果自己不用该输电权，则可将其出售获得和金融输电权一样的收益例如，一份容量为K，有关节点A和节点B的物理输电权，发电厂商拥有该输电权后，通过销售电能可获得的利润是K×(PB-PA)。如果将该物理输电权出售，则买方的出价必然等于销售电能的利润K×(PB-PA)，否则将有更多的买方愿意购买此物理输电权，而K×(PB-PA)正好是相同容量的金融输电权所保证的收益。

不管是金融输电权还是物理输电权，都能起到规避风险的作用。如果一个发电厂商要将100MW电能从甲地输送到乙地，如果没有输电权，则他面临输电费用波动的风险，这是风险厌恶的发电厂商极力回避的。发电厂商可以通过事先购买物理输电权来规避风险，因为一旦有了物理输电权就可以获得优先输电的权力，所需支付的只是确定的物理输电权的购买费用。发电厂商也可以通过事先购买100MW的金融输电权来规避风险，如果以PA和PB分别表示节点A和节点B的实时价格，则该发电厂商在甲地销售电能的收入为100PA，而在乙地购买电能的支出是100PB，金融输电权的收益是100(PB-PA)，该发电厂商总的支付为0，故完全规避了输电费用波动的风险，只是支付了事先确定的金融输电权的购买价格而已。

值得一提的是，物理输电权容易造成市场力操纵问题，因为物理输电权能够排斥用户使用输电容量，市场参与者可以通过禁止线路准入人为地抬高或压低某地的价格，从而破坏竞争。例如，甲地到乙地的物理输电权所有者如果在乙地拥有电厂，他可能因此而排斥甲地的发电厂商使用该输电线路，从而抬高乙地的电价以牟利。但金融输电权不存在这一问题。另外，物理输电权是针对每一条具体线路而言的，假设电流是可以追踪的，这在现实中是不可行的，而金融输电权则不存在这一问题。基于上述原因，目前电力市场中应用的主要是金融输电权。第3章电力市场的交易模式

到目前为止，电力市场尚没有标准的组织形式，不同的电力市场在具体交易方式上都有所区别，根据其对市场的依赖程度不同，可以分为集中交易(Centralized Trading)和分散交易(Decentralized Trading)两种模式。集中交易和分散交易的基本区别在于，是否由独立系统调度机构管理市场交易，并使之与不平衡电量、阻塞管理以及辅助服务保持一致(萨莉·亨特，2004)。

2.3.1　集中交易模式

集中交易模式充分发挥了独立系统调度机构的作用，在整个交易过程中独立系统调度机构处于核心地位，日前市场、小时市场、输电权市场和实时平衡市场都处于其组织管理之下。在该模式下，独立系统调度机构除安排交易双方的远期合约外，同时运行一个日前市场(或小时市场等)，发电厂商在日前市场通过拍卖竞价上网。竞价过程由一个大型优化软件进行优化得出市场出清价格，所有竞价水平低于市场价格的发电商都可以上网售电。随着实时运行的临近，独立系统调度机构运行一个实时平衡市场，通过增量拍卖和减量拍卖消除不平衡电量。除日前电能市场和实时平衡市场外，独立系统调度机构同时计算系统各节点的节点价格(或者区域价格)，并运行一个输电权市场以进行电网阻塞管理。总之，集中交易模式下，日前电能市场、实时平衡市场和输电权市场紧密联系在一起，在独立系统调度机构的组织管理下运营。

支持集中交易模式的主要是电力工程技术人员，他们认为该模式既考虑了输电系统必要的复杂性，又提供了具有激励机制的运行规则，而且独立发电企业不必为自己生产的电能寻找销路，有助于加强发电市场竞争的活跃性，因此是行之有效的。反对集中交易模式的则主要是经济学家，他们认为集中交易模式的问题主要有两个：第一，不能提供真实的报价激励。集中交易模式假设在日前市场集中报价的过程中发电厂商会自动显示他们的生产成本，但事实上在这样复杂的竞价程序下很难保证激励不被扭曲，发电厂商往往利用竞价过程操纵市场力获得额外的收益。2001年以前英国的集中交易的电力库制度就因为严重的发电厂商市场力问题而被分散交易的双边交易制度代替了关于英国电力库和双边交易制度的争论有大量文献讨论，可参见Newbery and Pollit(1997)，Green(1999b)，Bower(2000)，Bower and Bunn(2000)，Brunekreeft(2001)，Fabra and Toro(2003)，Rassenti、Smith and Wilson(2003)，Evans and Green(2005)等。第二，信息不通畅会导致低效率。集中交易模式中，独立系统调度机构不但介入管理日前市场、输电市场和实时平衡市场，也介入备用容量市场等子市场，整个系统的运行主要依靠独立系统调度机构的指令、授权和对偏离的惩罚来执行，这就抑制了发电厂商利用自己发电机组更详细的私有信息获利的可能，这必然降低整个系统的运行效率。

英国电力市场化改革最初建立的电力库是典型的集中交易模式，在电力库交易模式下，每个发电厂商向独立系统调度机构(由英国的国家电网公司担任)提交一个供给表，说明在何种价格下愿意提供多少电能，独立系统调度机构在获得发电厂商的供给表以后，根据报价的高低构建一条供给曲线，并根据预测的第二天的需求，在供求平衡的前提下将最后一个被调用的机组报价确定为市场出清价格。英国的电力库以半小时为一个周期，每天分成48个周期，每个周期都计算一个单一的交易价格，48个周期结束以后，发电厂商重新向独立系统调度机构报价，如此周而复始。值得注意的是，英国最初的电力库交易制度的输电阻塞管理和实时平衡管理主要依靠行政指令，而没有运行相应的输电权市场和实时平衡市场。

2.3.2　分散交易模式

分散交易模式的目标是尽可能减少独立系统调度机构的作用，从而更多地发挥市场的竞争作用。在分散交易模式下，虽然独立系统调度机构也负责不平衡电量，但却不运行日前市场，电能的交易主要由发电厂商和买方的双边交易来完成，独立系统调度机构也不需要知道买卖双方交易的确切价格，但必须知道交易的时间和传输路径，以便安排电能的实时传输运营。在分散交易模式下，独立系统调度机构也不介入管理输电权市场，输电权市场由交易双方自行组织。在交易双方就买卖的电能、电能输送的路径、交易发生的时间等内容达成一致以后，只需到独立系统调度机构备案，独立系统调度机构则在实时运行之前的某个时刻开始按合约内容交割电力。

工程技术人员倾向于反对采用分散交易模式，他们认为该模式的主要问题在于它不仅要求形成常规电能的自由交易市场，还要求形成输电权市场、不平衡电量市场以及辅助服务市场。所有这些市场处理的是同一时间和同一地点的同样的电能，容易造成复杂性、官僚主义和效率低下。而且，由于电能以光速传播，要多个市场协调一致并不容易，因此讨价还价并不是市场运作的唯一方式，由于时间上的约束和系统控制的需要，集中交易要优于分散交易。经济学家则往往倾向于采用分散交易模式，认为该模式更多地发挥了市场的竞争作用，可以对发电厂商起到正确的激励作用，工程技术人员所担心的多个市场不能同时协调的问题是多余的，因为市场参与者在一个市场的价格可以预测到其他市场的价格。

2001年英国废除了原来集中交易的电力库制度，转而采用分散交易的新交易制度(New Electric Transaction Arrangment，NETA)，新交易制度由一个三级交易系统构成：远期合约市场、短期双边市场及结算的平衡机制，其主要目标就是使售电方和购电方面对面进行交易，以避免出现强制性电力市场(电力库)中的一些弊端。新交易制度(NETA)的一个主要特点是通过溢出价和注入价来维持平衡，对发电量高于合约水平的发电厂商和用电量低于合约水平的用户实行溢出价，而对发电量低于合约水平的发电厂商和用电量高于合约水平的用户实行注入价，溢出价低于注入价，从而可以更有效地鼓励发电厂商和用户努力减少不平衡电量。

事实上，集中的电力库交易模式和分散的双边交易模式本质上都是一个拍卖过程，无非前者是单一价格拍卖，而后者是多价格拍卖(Wolfram，1988; Kahn, et al.，2001; Federico and Rahman，2003; Fabra，Von der fehr and Harbord，2004)。很难简单地判断两种交易方式哪一种更有优势，而且在电力市场的实践过程中，两种交易模式的设计正变得越来越接近。第4章本章小结

本章从电力体制改革的模式、电力市场的市场构建和电力市场的交易方式三个角度对竞争性电力市场进行了较为全面而细致的阐述。电力市场竞争既是本书研究的制度背景，也是全文的研究起点，本书的研究将始终在电力市场竞争这一大前提下展开。

虽然世界各国的电力市场在具体建设方案上有所不同，但基本的宗旨是一致的，即如何才能更有利于促进本国电力市场的竞争。事实上，双边交易模式和电力库交易模式在制度设计上确实正变得越来越接近，因此，在电力库交易模式下得出的研究结论在双边交易模式下不会有本质上的差别。

一个成功的电力市场至少要达到两个目的：短期来说，在满足技术要求的前提下，应尽可能地促进电力市场的竞争；长期来说，应能引致有效的电力(包括发电容量和输电网络)投资。沿着这一思路，本书将对影响电力市场短期竞争的相关因素和长期投资的相关问题进行探讨。

影响电力市场竞争的最重要因素莫过于远期合约，因此本书将对电力市场远期合约和发电厂商策略性行为及合谋行为的关系进行深入探讨，包括理论研究和案例研究。输电网络投资则是最重要的长期问题之一，因此本书将对电力市场化环境下的电网投资理论(特别是商业电网投资)进行深入探讨，包括理论研究和案例研究电网投资和电源投资在一定程度上存在替代关系，且限于篇幅，本文对电源投资不予深入探讨。我国的电力市场化改革已经取得了一定成绩，为此本书也尝试对我国电力改革的绩效进行评估。◇电力市场竞争研究文献回顾3电力市场竞争研究文献回顾

对于规制者来说，建立电力竞争市场至少要达到两个目的：短期来说，在满足技术要求的前提下，尽可能地促进电力市场的竞争；长期来说，应能引致有效的电力投资。那么，哪些因素影响了电力批发市场的竞争？哪些因素影响了电源和电网的有效投资？电力市场化改革的效果究竟如何？这些问题都是电力经济学家关注的焦点，也是本章综述重点梳理的内容。

远期合约是电力批发市场的重要组成部分，对发电厂商的策略性行为会产生重要影响，而电网是电力商品在不同地区之间进行传输的唯一载体，也是影响电力市场竞争的一个重要因素。发电容量投资和电网投资则是规制者关注的长期目标，这也是本书综述的重要内容，而有关发电厂商市场力、改革的绩效评估等主题成为经验研究的主要内容。

围绕以上问题，本章的结构安排如下：第一部分探讨远期合约对市场竞争的影响；第二部分讨论输电网络对市场竞争的影响；第三部分讨论影响发电容量投资的因素以及保证发电容量充裕性的规制机制；第四部分讨论电网投资机制；第五部分则是相关经验研究的综述；最后是简短的小结。第5章远期合约与市场竞争

远期合约(Forward Contract)是电力市场的重要组成部分，以英国电力市场为例，差价合约占了全部交易量的85％以上(Wolfram，1999)。远期合约不但起到了规避风险的作用，也对发电厂商的竞价行为产生了重要影响(Bessembinder and Lemmon，2002)。

Allaz and Vila(1993)最早从理论层面研究了远期合约的策略性作用。他们证明，即使在没有风险的情况下，厂商也会通过远期合约销售产品，因为远期合约使得该厂商获得斯坦克尔伯格(Stackelberg)先动优势，从而获得更大的利润。利用双寡头古诺竞争模型(AV模型)，Allaz and Vila同时证明，远期合约的存在提高了整个行业的产出，降低了现货市场的价格，从而有效地促进了市场竞争。Powell(1993)进一步在AV模型的基础上，将风险规避引入买方，得到了相似的结论。

Allaz and Vila(1993)和Powell(1993)之所以能得到远期合约能促进竞争这一结论，其中一个重要的假设是寡头竞争厂商能观察到竞争对手签订的合约量，但是，在现实当中，电力合约的透明度并不高。如果合约量不可观察会有什么结果呢？Hughes and Kao(1997)在AV模型的基础上将远期合约量不可观察这一假设引入到模型中，他们的研究结论表明，风险中性的寡头竞争厂商在远期合约交易量不可观察时，将不签订任何远期合约，而纯粹通过现货市场销售电能。但是，风险规避的寡头竞争厂商即使在远期合约量不可观察的情况下，也将通过远期合约进行交易，因为只要风险规避系数足够大，厂商从套期获得的期望效用将超过策略性行为(签订合约)造成的损失。

Bushnell(2005)将AV模型扩展到任意发电厂商和递增边际成本的情况。通过对美国加州、新英格兰和PJM电力市场1999-2000年的经验研究，Bushnell进一步发现，远期合约的引入相当于增加了电力需求的弹性，从而有助于减少企业的市场力PJM电力市场是指PennsylvaniaNew JerseyMaryland区域电力市场。

Le Coq and Orzen(2004)则用实验的方法研究了远期合约是否以及在多大程度上促进了竞争。他们发现，远期市场的引入确实促进了竞争，提高了效率，但是，他们也发现，增加企业数目比引入远期合约的竞争效应更强，他们认为这可能是由于企业数目增多使得合谋变得更为困难的缘故。

Mahenc and Salanie(2004)考察了两个寡头厂商生产两种差别产品的情形。在他们的模型中，两个寡头厂商生产两种替代的差别产品，在现货市场进行伯川德(Bertrand)价格竞争。发电厂商通过在远期市场买入自己的产品，再在现货市场尽量抬高价格，从而可以获得更高的利润，因为现货市场价格的提高增加了厂商头寸的价值。在均衡时，两个寡头厂商都将在远期市场买入自己的产品，现货市场价格将被抬高到没有远期合约时的水平以上。

以上大多数模型都假设零售商是非策略性的价格接受者，且希望通过签订远期合约来规避风险，合约量由发电厂商单方面决定。Green(2003)则在Powell(1993)的基础上将风险规避的零售商引入模型，且同样假设零售商具有均值方差效用函数。分析结果显示，和垄断配电相比，零售竞争使得发电厂商签订更少的远期合约，从而使得现货市场价格更高，两者的差距是风险规避系数和现货市场价格方差的增函数。零售商越是风险规避或现货市场波动幅度越大，则发电厂商的远期合约量越少，从而现货市场价格越高。

无疑，Green的结论是令人沮丧的。那么，该如何选择一种管制机制，使得零售竞争情况下的零售商签约量不会减少呢？最简单的方法当然是强制规定零售商必须签订一定量的合约，承担一定量的合约义务。Creti and Manca(2005)对此情况进行了研究，发现在强制零售商签订一定量远期合约的情况下，总的合约量将有所上升，从而电力市场将更趋竞争，但是，合约义务也使得发电厂商私人合约量有所减少，强制性合约挤出了私人合约。

Newbery(1998)则另辟蹊径，在供给函数均衡的框架下考察了远期合约市场、容量约束和新厂商进入对均衡的影响，他的研究发现，厂商数目的增加和远期合约的引入都将增加现货市场的竞争，从而降低现货市场价格。如果在位厂商有足够的容量，一旦有新厂商进入的威胁，他们就会签订更多的远期合约，以使现货市场价格降低到刚好能阻止新厂商进入的水平。当在位厂商没有足够的容量来满足电力需求时，如果新进入厂商的发电成本相对更低，则在位厂商将增加投资以阻止新厂商的进入，但如果新厂商的成本和在位厂商一样高，则新厂商将进入市场，从而使竞争更加激烈。

Green(1999a)也在供给函数均衡的框架下研究了远期合约对电力市场竞争的影响。利用线性供给函数和线性边际成本的双寡头供给函数竞争模型，Green发现，如果风险中性的发电厂商具有伯川德猜测，会将所有的产出通过远期合约出售，此时，现货市场价格和合约价格都将等于边际成本。如果发电厂商具有古诺(Cournot)猜测，则远期合约量将为零，现货市场价格将高于边际成本。

Robinson and Baniak(2002)则在Powell(1993)的基础上考察了远期合约与价格波动之间的关系。他们证明，发电厂商有激励通过增加现货市场价格波动来获利。其逻辑非常明确，由于零售商是风险规避的，且具有均值方差效用函数，当价格波动增加时(方差增大)，零售商愿意以更高的合约价签订合约，但是由此导致的合约价的上升却使其获利更多，因此，发电厂商有激励通过增大现货市场价格波动来获利。进一步的实证检验也支持这一结论。

与以上更多关注期货合约的研究不同，Willems(2005)在AV模型相似的框架下研究了期权合约对电力市场竞争及效率的影响，研究发现期权合约和期货合约一样能促进电力批发市场竞争，但是其促进竞争的程度比期货合约要小。

虽然从理论上来说，远期合约对发电厂商的策略性行为具有重要影响，但是其实际效果仍然有待经验研究的支持。

Helm and Powell(1992)对英国电力市场的差价合约进行了经验研究，发现差价合约使得电力库价格变得更低且更加波动。Lowrey(1997)在Helm and Powell(1992)的基础上将数据扩展到1993年以后，以考察1993年以后重新签订的合约是否对价格有同样的影响。Lowrey的研究结论显示，1993年以后签订的合约具有同样的作用。

Herguera(2000)对1990-1998年英国电力市场以及北欧电力市场作了比较研究，发现英国电力市场中现货市场价格和双边合约呈负相关关系；且在1994年和1998年合约到期重新谈判时，现货市场价格显著上升。但是，北欧电力市场并不存在这种明显的负相关关系，相反，北欧电力市场的双边合约使得现货市场价格更加平缓。

Wolak(2000)在一个类似供给函数均衡的分析框架下研究了远期合约对电力市场竞争的影响，对1997年5月1日-8月24日澳大利亚国家电力市场的经验研究显示，远期合约大大降低了市场价格和发电厂商的利润。

以上研究从不同的角度考察了远期合约对厂商策略性行为的影响，但是他们有一个共同的假定，即发电厂商之间的互动是有限期的。事实上，发电厂商之间每天都会在现货市场展开竞争，在长期的互动中，相互之间必然比较了解，这必然也给厂商之间的默契合谋带来便利。远期合约对发电厂商之间合谋的影响是一个值得关注的问题。

Le Coq(2004)考察了电力市场长期期权合约对发电厂商之间合谋行为的影响。在她的模型中，发电厂商只进行价格竞争，签订的是期权合约，且只进行一期，但是接下来的现货市场则有无穷期Le Coq(2004)所研究的远期合约价格是一个价格上限，当现货市场价格低于合约价格时，交易按现货市场价格执行，而当现货市场价格高于合约价格时，交易按合约价格执行，这实际上是一种期权合约。她的研究表明，远期合约的存在使得发电厂商之间合谋的激励更强，从而合谋更可能发生。她甚至认为，在现实当中，远期合约覆盖了大部分的交易，虽然厂商规避风险是一个重要的原因，但可能更多的原因是厂商之间为了加强合谋的激励。

和Le Coq(2004)不同，Liski and Montero(2005)研究了短期期货合约对发电厂商之间合谋的影响。在他们的模型中，远期合约市场和现货市场交替进行，且合约价格固定，是一种期货合约。他们的研究得出了相似的结论，即无论是价格竞争还是产量竞争，远期合约都使得发电厂商之间的合谋更可能发生。当企业进行价格竞争时，诱使厂商合谋的临界折现因子随发电厂商空头头寸的增加而减少，而当发电厂商进行产量竞争时，厂商合谋的临界折现因子随企业空头头寸的增加而增加。

当然，关于远期合约对发电厂商合谋影响的研究仍然比较少，也比较粗浅，其中厂商的合谋战略都只限于比较简单的冷酷战略，有待于进一步深入。同时，关于这一问题的经验研究则更为稀少，也更具挑战性。因此，关于远期合约的研究，无论从理论还是实践来说都具有重要意义。第6章输电网络与市场竞争

高压输电网是电能在各地区之间传输的唯一载体，是电力批发市场设计过程中必须关注的一个重要因素。虽然诸如电信、自来水、天然气等网络产业也必须借助网络才能传输，但是，与这些产业相比，输电网络有两个主要的特征：第一，输电网络是有容量约束的，输送的电能如果超出输电线路容量，则可能造成整个电网的崩溃；第二，电力在输电网络中的传输路径是不可追踪的，具有回流效应，电流的传输路径遵循其特有的基尔霍夫法则。正是由于上述两个特征，发电厂商可以利用电网容量约束来操纵市场力(Cardell，Hitt and Hogan，1997)。

Borenstein，Bushnell and Stoft(2000)证明，输电网络容量的增加对促进电力市场的竞争具有惊人的作用。输电线路容量的增加并不一定导致流经该线路的电流增加，但是输电容量的增加使得各区域电力市场的电能输送更便捷，市场间联系更紧密，从而给各区域电力市场的发电厂商形成竞争的威胁，迫使他们降低价格、增加产出。

本质上来说，输电网络对电力市场竞争程度的影响在于，电网容量约束将整个电力系统分割成缺乏要素流动的不同区域市场，从而增加了区域市场中发电厂商的市场力。事实上，输电网络对电力市场竞争性的影响远不止于此，更为复杂的影响涉及输电权。

Bohn，Caramanis and Schweppe(1984)提出了节点定价理论(Nodal Pricing)，并在Schweppe，Caramanis，Tabbors and Bohn(1988)中做了进一步阐述除节点定价外，国外电力市场同时存在区域定价(Zonal Pricing)，事实上，区域定价是节点定价的简化形式。在区域定价情况下，同一区域内的不同节点实行同一价格，但不同区域仍实行不同价格。Harvey and Hogan(2000)指出，节点定价和输电阻塞合约(TCCs)等金融工具配合使用能更好地抑制发电厂商的市场力，因此节点定价比区域定价更优越。从本质上来说，节点定价是边际成本定价在电力系统中的应用，是整个电力系统在满足电力供求平衡约束、发电容量约束和输电容量约束的前提下，一个中央调度机构以社会福利最大化为目标进行调度所得出的结果。在节点定价下，在任何给定时间，特定节点的电价是整个系统在最优调度下输送额外1kW所带来的边际成本。任何两节点之间的价格差pj-pi反映了从节点i输送额外1kW到节点j所造成的社会损失的价值，包括热损失及由于阻塞引起的非优序调度(OutofMerit Dispatch)。节点定价正确传递了市场信号，对电能在不同地区的有效配置具有重要的作用。Hogan(1992)则在节点定价的基础上提出了“合约电网”(Contract Networks)的思想，建议将不同节点之间的价格差作为阻塞租金，用来补偿输电容量所有权的所有者，使得输电容量所有权的所有者在获得阻塞租金和使用电网之间无差异，“合约电网”也被称为金融输电权。

Harvey，Hogan and Pope(1996)则进一步阐述和发展了Hogan(1992)关于“合约电网”的思想，建议通过节点定价配合输电阻塞合约(Transmission Congestion Contract，TCC)来实行电网的公开接入为了保证电网的公开接入，FERC于1996年提出了“输电容量预订”(Transmission Capacity Reservation)方案，Harvey，Hogan and Pope(1996)实际上是建议通过“输电阻塞合约”具体实施FERC的“输电容量预订”方案，TCCs实际上是一种金融输电权。其基本思想是：位于不同节点的发电厂商和消费者向中央电力库投标，由独立系统调度机构集中调度，在满足输电容量约束及某些优化准则情况下得出的市场出清价格成为节点价格，各节点之间的价格差作为输电阻塞合约所有者的收益。

Chao and Peck(1996)提出了一种新的基于产权的输电接入机制，在他们的机制中，任何一个市场参与者要在某节点注入电流，必须先获得受其影响的所有输电线路的相应容量许可，同时赋予该市场参与者各输电线路中相反方向的容量权。ChaoPeck机制通过分散的双边交易实施，输电权的价格在交易中确定，被称为物理输电权。物理输电权的实际执行非常复杂，由于回流效应，在某一节点注入电流可能影响到整个电网，因此，厂商必须先获得整个电网所有输电线路的输电权才能输送电能。值得强调的是，物理输电权提出了一种不同于金融输电权的公开接入方法，即通过物理输电权和双边交易来实现公开接入。

金融输电权和物理输电权自提出以来，受到广泛关注和讨论。

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