电力业改革制度设计范文

一、引子

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。

[1]JosephTomain,“ElectricityRestructuring:ACaseStudyinGovernmentRegulation”,33TulsaLawJournal827,827(1998).

[2]DouglasGegaxandKennethNowotny,“CompetitionandtheElectricUtilityIndustry:AnEvaluation”,10TheYaleJournalonRegulation63,67(1993).

[3]WilliamBaumol,“OntheProperCostTestforNaturalMonopolyinaMultiproductIndustry”,67AmericanEconomicReview809(1977).

[4]GegaxandNowotny,见注释2，第68页。

[5]WilliamBaumolandDavidBradford,“OptimalDeparturesfromMarginalCostPricing”,60(3)AmericanEconomicReview265(1970).

[6]RonaldBraeutigam,“OptimalPricingwithIntermodalCompetition”,69AmericanEconomicReview,38,40(1979).

[7]HarveyLeibenstein,“AllocativeEfficiencyvs.“XEfficiency”,56AmericanEconomicReview,392(1966).

[8]LauritsChristensenandWilliamGreene,“EconomicsofScaleinU.S.ElectricPowerGeneration”,84JournalofPoliticalEconomy655(1976).

[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。

[10]PaulJoskowandRichardSchmalensee,MarketsforPower:AnAnalysisofElectricUtilityDeregulation(Cambridge,Mass:TheMITPress,1983)at34.

[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).

[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,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。

[60]柏文喜和王祥瑞《电力体制市场化改革的难关、成因与对策建议》，《理论导刊》2001年第12期，第23页。

[61]TrebilcockandDaniels,见注释24，第177页。