中国储能网讯：在上世纪末的最后几年，美国国内开始了电改的浪潮。但这一轮针对电力体制各环节的改革在几年后便遭遇了重创并停滞了下来。回首二十年前的这一场改革，究竟当时的美国电力市场如何，问题何在，今日又该如何看待这场改革的意义成了许多人关心的问题。

来自加州大学的两位能源学家塞弗林·伯伦斯坦（Severin Borenstein）和詹姆斯·布什内尔（James Bushnell）在本文中系统地回顾了这场改革并分析了当中的经济学原理。eo公众号今明两日将发此文的全文翻译。篇幅较长，但干货也多，欢迎大家收藏阅读。

作者：Severin Borenstein，

James Bushnell

编译：eo记者 林子琳

1、简介

上世纪九十年代中期，投资人所有的垂直一体化垄断型公用事业公司（IOU）为美国绝大多数的电力用户提供服务。IOU集发电、输电、配电以至分发电费账单功能为一体，受州一级的公共服务委员会的监管。委员会有决定电价的权利，以保证公用事业公司可以收回必要已发生运营成本（prudently incurred costs）和资本支出的收益。这个过程被称为“服务成本”条款（cost-of-service regulation）。

而在1995年到2002年这七年期间，美国各州掀起了一股针对电力体制改革的浪潮，其目的是将竞争引入到公用事业公司的垄断环节中——也就是“电力改革”（electricity restructuring）”。在此之前，航空铁道、通信、石油零售和油气行业已经成功地完成经济去管制化，电力行业紧随其后。

在当时，人们普遍希望这场变革能够将电力业去管制化，建立以市场为基础的电力体制。而当2000至2001年的加州电力市场危机发生后，这场电力运动在2002年遭遇了重大的冲击。虽然依旧存在“继续去管制”的呼声，但之后的公共政策无疑终止了进一步的改革。在过去十年，针对电力行业的政策已经将目光放向了别处——特别是环境方面，而世纪初的那场声势浩大的电改讨论已渐渐悄然无声。

本文的中心前提便是，对准租金的追求是过去20年电改最大的推动力，而这正是建立在对装机容量、购电协议等其他需要长周期回报项目的投资上的。（准租金：如由于厂商的生产规模在短期内不能变动，其固定生产要素对厂商来说就是固定供给；它不能从现有的用途中退出而转到收益较高的其它用途中去，也不能从其它相似的生产要素中得到补充。这些要素的服务价格在某种程度上也类似于租金，通常被称为“准租金”）

这些项目造成了平均成本和发输电边际成本之间关系的波动。平均成本是管制下定价的基础，而边际成本是竞争性市场的定价基础。当两种成本相异时，消费者和政治情绪上都会倾向于低价（不管是市场还是管制）的体制。

产业中的平均成本和边际成本关系受到许多因素的影响。服务成本条款带来的过渡性的鼓励政策会对生产力、投资力度和投资种类的因素带来影响。而另一些影响因素则超出了公共服务委员会的控制范围。在这段时期内，这种外源性的影响主要表现在两方面：一是在其他领域的技术革新（比如改变了燃气涡轮机设计的飞机工程技术和降低了太阳能降低的半导体技术革新）；二是天然气价格的走势，它一般决定了电力系统内的边际成本的高低。

在电改初期，人们对管理体制的革新和引入竞争后的激励作用寄予厚望，希望提高电力效率并降低电价，但事实证明这种期望不过是错觉。在实际操作中，不管是处于管制的州还是放开管制的州，费率均上涨了。改革初期时，放开管制的州费率上涨甚至更为明显。在之后针对电力零售价格的探讨中，两方的州政府也普遍地忽视了最关键的问题：来自外部的对产业的冲击将大大盖过体制改革带来的红利。一个明显的证据便是引入竞争之后，发电厂的效率和之前被分割的电网协调能力都有所提高，但天然气价格运动和新技术的发展对电力行业的影响更大。

我们认为，二十年前的为这个产业创造了政治推进力的诸多鼓励因素至今仍存在。其中之一便是如今越来越受关注的分布式发电：通过在用户在终端发电的方式降低了在公用事业企业里用户零售电的需求。尽管分布式发电的扩张面临技术和经济上的争论，有支持也有反对，但准租金的转化发生在政策的制定中发挥重要作用。

在第二章节，我们会回顾在九十年代人们如何期望推动电改进程，以及这些信念如何在各个环节重塑市场化的电力市场（包括发电、输电、配电和零售）；在第三章节我们将重新审视影响电改的因素与长久以来的困惑：投入成本和其他因素的改变是如何打败了电改。在第四章节，我们将展望未来电力行业面临的最为严峻的问题，随着大型地面光伏电站和小型居民及商业用户的可分布式发电装机容量的增加，可再生能源和间断性能源的影响也与日俱增。第五章将得出我们的结论。

2电改中理论与执行

在分析电力改革前，我们需要面对一个挑战：到底什么是电改？在美国之外的其他国家中，改革或者去管制化的一个重要步骤便是将剥离政府对国有化的电力部门的所有权。但在美国，政府从来不是电力机构的主导者，唯有的例外是水力发电市场和混合所有制的发配电企业——但这些在电改时并没有发生太大的变化。准确地说，由于1938年联邦电力法的作用，批发电力市场一直都由联邦能源管理委员会（FERC）进行管理。在电力改革的过程中也未曾改变，即使FERC曾经放权让州或地区去自定“基于市场”的电价。但这定价权可以随时收回，所以，即使是批发市场也不能称之为完全“去管制”。

在一个基于市场的电力供应系统应该由四个完全独立的环节组成：发电、高压线路长距离输电、电压降低（降至110V的美国标准或220V的欧洲和其余地方标准）和在当地终端用户的配售电（市场售电或在批发市场二次售电）。最后一个环节包括了长期电力合同的采购、电价设定和计价收费的功能。美国电改的主要关注点在于发电、输电和售电。地方配电线路仍被视为自然垄断部分，由监管部门或当地市政所有。

各州在发电、输电和售电三方面的改革深入程度也不相同。但独立监管和输电网管制被公认为是电改的主心骨，因为这对发电商进入竞争性电力批发市场卖电与零售商能买电至关重要。发电侧的改革则更像之前其他产业的市场化模式——去管制化的发电厂能自由进入市场（作为“商人”发电方或独立电力生产者（IPP）），然后它们的生死存亡只取决于它们自身的生产成本和销售价格。而在售电侧，在一定的区域内电改已经允许非公用事业企业成为批发电力采购实体，向零售用户售电，并提供可选择的不同零售价格，当然，零售电价被设定在某个范围内。

在理论上，这三方面的改革应该是紧密关联的。没有独立的输电方，同时拥有输电网和发电厂的企业将有极大份额的准租金利润，导致发电厂受其影响而无法进入竞争性的发电市场。即使进入了输电网，如果只有一个可进行售电的零售提供方，电厂依旧处于弱势地位。一个垄断性的零售提供方（或者是配电公用事业企业）可能存在竞争性采购，但它们将缩窄发电厂的竞争范围，这意味着垄断性零售商能完全决定了这一区域内提供给零售商什么产品。例如说，即使用户愿意为绿色能源买单，垄断性零售商也可能并不乐意采购低碳能源。因此，有售电侧的开放竞争才能切实实现发电侧的竞争。同样，发电侧竞争才能给售电侧提供更多更好的选择——不同种类的发电能源或可用于平衡长期批发合约的可选择性的计价机制。

在实际中，虽然这三个环节的改革在一定范围内存在联系，但在大部分地区往往先进行发电侧改革而没有进行售电侧改革。而独立的输电方已经接管了美国大量发电侧和售电侧竞争程度不一的电网。

1. 输电接入改革

输电侧的改革沿着两条路径进行。一条是监管的道路，制定规则迫使垂直一体化的公用事业企业向第三方开放输电网；另一条是制度化的道路，鼓励成立独立系统运营商（ISO）与区域输电组织（RTO）。FERC在九十年代与2000年后发出了一系列命令来促使可用电网容量透明度更高的市场的出现，也要求垂直一体化的公用事业企业为第三方独立发电商开放输电服务。FERC的这些努力均取得了较好的效果。

电网无歧视开放所带来的更为成功的一点是出现了RTO/ISO。这些实体作为用户支持的非盈利机构在FERC的监管下成为了电力系统的管理角色。在美国，电网公司在管辖范围内是不能拥有电网资产的，但它们可以利用发放许可、控制区域内电厂的发电计划和操作实时市场等方式决定谁能进入电网。而在所有情况下，ISO所做的关于发电运行的决策是建立在电网的限制性和可靠性考虑之上的。由于ISO不拥有发电资产和零售用户，所以能公平地保证电力供应与可靠性。

起初关于RTO和ISO的模型很大程度上是限制在一个“能完成整套电改步骤”的市场设想上的：让不同的电力生产者能完全无限制地进入电力消费者的市场从而形成消除垂直化壁垒的体制结构。相反的，也有不希望出现零售端竞争的区域对RTO和ISO的结构心存疑虑，认为有可能导致把全面电改推向灾难性的下滑边缘。因此，不少地方公用事业企业和一些大型的一体化公司和联邦市场机构还是坚持原来的传统电网结构，由它们直接控制进入和实时使用。

而这种现象在2005年后发生了改变。改革公用事业企业运营的的压力在许多地区大大减低，所以加入RTO或ISO市场不再被视作对传统公用事业企业权力的消除。而在ISO市场内更好地系统协调和降低交易费用也带来了极大的利润。 图1是2012年时北美ISO和RTO的区域地图。如今，像中部独立系统运营（Midcontinent Independent System Operator）、西南电力联营（Southwest Power Pool）和PJM市场这类包含多个州的组织已经不再考虑在发电侧或售电侧进行改革。

RTO和ISO的出现和发展也许是美国电改唯一一个明确的成功之处。相比其他国家，美国电网系统曾经是高度巴尔干化的。有证据表明，这种在公用事业区域内缺乏协调性的问题阻碍了交易的帕累托改进并造成数十亿美元的损失。 虽然在早期电改已经完成了关键步骤，为发电和零售市场去管制创造了条件，也因此产生了本由公用事业管理的区域整合成一个区域性管理RTO的趋势，但RTO的发展还是仅被视作是这一时期改革的珍贵遗产，即使它带来的利润甚至惠及了那些了从来没有考虑过任何改革的州。

2. 发电所有权的改革

电改的第二环节是针对发电资产的所有权状况和盈利模式。原属于公用事业公司的发电装机纷纷成为独立的电力生产者（非公用事业企业或“批发商”）所有，其盈利也由依据平均成本进行补贴的“服务成本”模式转变为基于发电能力的市场盈利模式。

有人认为在某种程度上电力部门已经完成了“去管制化”，因为在发电厂补贴这个传统模式已经发生了根本的转变。另外还对电改区域内IOU所有的发电资产进行了剥离，新的电力生产者的投资也同样发生了巨大的改变，发电资产不再与发电补贴联系在一起。1997年，美国只有1.6%的发电量由完全的独立电力生产者（IPP）生产。但这个数字到2002年上升为25%，2012年上升为35%。由于公用事业公司将核电业务出售，1997年独立电力生产者的核电发电量接近为0，但到2012年已接近50%。

图2展示了美国全国发电所有权的差异性以及发电侧改革所表现出来的强烈的区域特征。在有着全国最大的区域IOU的东南部，和在由联邦发电商及市公用事业单位所主导的太平洋西北部地区就对电力改革表现得较为抵触，值得注意的是，这些地区也是1997年时的平均零售电价最低的地区。东北部和伊利诺斯州几乎的发电侧已经完全为非公用事业企业所有。在德克萨斯州、加利福尼亚州和蒙大拿州，独立电力生产者也占有很大的份额。

我们将这一维度的改革视作最具有经济意义的部分，毕竟绝大部分的成本是由发电领域产生的，最主要的成本和价格的潜在变量也存在于这一领域。

在过去20年里，发电领域的改革效果深刻影响了政治态度对电改效果的看法，特别在平均成本与边际成本的对比下，这种态度尤为明显。

在九十年代早期电改开始之际，绝大多数地区的发电备用容量率很高（见图3）。在几年前（随着间断性可再生能源比重上升），这一数值仍是衡量资金调度效率的有效替代方式。备用容量率高通常表示装机容量未有效利用。较低的利用率则增加了平均成本，而这个成本将平摊到每个用户。同时低利用率通常意味着相对较低的边际成本，导致区域批发电价较低。此外，九十年代较低的天然气价格也促成了低区域批发电价。

因此在九十年代后期美国电力行业经受着较高的备用容量率，也因此导致边际成本过低以及不寻常的高平均成本，这是电改压力的基本来源。而正如我们上面所讨论的，在当时鼓吹的重点却是解除零售市场的管制。讨论这个问题的话必须站在用户（尤其是工业大用户）的角度来说。对于这些用户，他们在当时是看到了一个能“直接进入”电力批发市场的机会。

当然，由于某些公用事业公司在竞争性批发市场里的市场价值会远远低于贬值的资本价值，所以在电改时期也存在坚持运营。对于这些企业来说，大用户所看到的“机会”对它们而言是真正的威胁。这个问题很快地被股票市场内化掉。在九十年代中期，加州、宾夕法尼亚州和新英格兰地区的大型公用事业企业股价严重下跌。于是这些企业的股东迅速放弃了关于从平均成本到市场价格模式的过渡模式的考虑和谈判。政府和监管者不得也不得不面对一个尴尬的现实——多数呼吁电改的用户并不是出于节省成本和提高产能的考虑，而是寻求一个机会处理掉不盈利的沉没资本。这意味着用户所节约的成本很大程度上是来源于股东回报的降低。

最终，电改区域内的公共事业公司说服了监管部门，默许监管部门和IOU之间的协议（又称为“管理协议”(regulatory compact)），要求公用事业公司将从电改中回收搁浅成本。几乎所有IOU剩余账面下的发电资产都通过批准监管委员会的授权建立起来。所以如果强制改革而不对搁浅成本进行补贴的行为就会违反管理协议。因此几乎每个州的改革时间表中都会有完全由公用事业单位回收完全补贴闲置投资（stranded investment）或其他类似的计划。

最常用的补贴搁浅成本的机制是设定一个过渡周期，在这个周期内公用事业公司可以将零售电价高于市场价的部分冻结，然后申请将这部分利润用于偿还他们的搁浅成本。但由于在加利福利亚州，过剩利润突然变为负值，从而导致了加州的电力危机。为了避免在鼓励零售电竞争和补贴搁浅成本两者之间发生冲突，这一部分过渡费用一般作为附加费被加到了配电公司电费单上。所以，讽刺的是，虽然用户对电力改革的动力来源于避免在低边际成本时候支付高平均成本费用，结果这一部分为了补贴公用事业单位搁浅资本的过渡费用也完全与之前所付的费用所差无几。

3. 售电侧的改革与重组

放开公用事业公司在零售市场的的特许经营权是整个改革中最被关注和鼓吹的环节。这一过程被诸如“消费者的选择”和“自由选择”等溢美之词精心包装。同时人们也希望能像通讯行业一样，放开零售端的竞争能鼓励零售服务的创新。但具体如何实现这些设想却从来都没有明确过。电力服务已经证明了它难以像通信技术服务在八九十年代的发展那样，能有多种用法或存在替代商品，毕竟电本身是完全单一的。为了接入电网，所有电力生产商所供应的电都是完全符合同一规范的，难以有任何区分。所以可以进行创新的地方只能是经济上配置安排，如价格计划、支付方案或补充商品的配套选择。

零售环节的改革，更准确地说是为消费者提供了一个直接接触到电力零售商的机会，不管这个零售商是电力生产商还是批发购买了电力的企业。而现有的电网操作方继续保有对配电和功能性输电的垄断特权，也继续为那些没有更换电力零售商的用户提供捆绑的默认电价。而那些选择了第三方电力零售商的用户则必须为输配电系统的搁浅成本另外买单。

零售端改革的具体实施情况在每个州的情况都有很大的差别，图4展现了在每个州内第三方零售商在零售市场内的占有比例。显然德克萨斯州在零售市场竞争方面已远远超过其他地区，除此之外，只有东北部一带还有相对活跃的零售市场。

关于零售价改革，首先我们要了解在改进电力定价效率的潜在意义，这将帮助理解九十年代电力零售计费消费低下的问题。对大多数的公用事业企业来说，定价政策往往更考虑成本而非效率。一方面用户面对垄断型的电力供应方别无他选，另一方面的公用事业企业也受限于服务成本政策所以不能追求利润最大化，所以促进定价效率的举措是缺乏动力的。但引入了非公用事业企业的电力供应商和批发商后，竞争和需求就出现了弹性。发电商有了根据用户需求来发电的机会——同时产生了根据边际成本来确定价格的压力。

有效的零售电价应反映出每个节点在每小时（甚至更短时间）上的边际成本变化。但在改革初期，几乎所有居民用户、商业和工业用户的电价都没有按照每小时价格计算。公用事业公司通过容量电价几乎收回了全部成本，其中包括了变电站部分的固定成本。而对于居民用户而言，电费单纯的只是一个常数，并不因为何时用电而发生变化。

如果电价能够精准反映特定时间和特定节点的边际成本，那么电力消耗将更有效率，但只有在非常严格的条件下，电价才能精确地覆盖成本。现实中，一些成本的规模一定比例上小于售出总额，所以有效的边际定价能带来收入差额。

固定费用可以获取必要的额外收益。对于居民用电市场来说，固定电价（比如一个月固定一个价）一般更具效率，因为在各种费用中，一个月内接入电网的弹性费用几乎等于零。因此就算一个用户的消费电量为零所遭受的损失也很小，因为固定的价格已经超过了消费者盈余。

然而，出于同样的原因，固定电价的分配结果也受到更多的关注。从一个基数费用（flat rate）加上非固定电价的计价方式转变为一个较低的基数费用加上固定电价的计价方式无疑是一种倒退。2011年，伯伦斯坦（Borenstein）通过加州的三个投资者所有的公用事业公司中论证了，当一个税收中性的收费（Revenueneutral）转变为低基数费用和高固定电价的方式，低收入群体将多支付69%-92%的电费。从公平的角度出发，合理的分配收益要求应该与消耗的数额成比例的。但这个方式又重新回到了平均成本定价的路上，其低效已经被证明了。

零售商和用户之间的合约性质使得电力行业中的平均成本定价问题进一步恶化。在任何情况下，用户都可以有选择性地在已知价格下购买任何数量的产品，这在行业内被称为“需求合同”。其本身并不会因为价格波动而成为一股不稳定的因素，但如果成本的变化和价格的调整长期滞后的话，买家就有机会更换电力供应商。这一现象同样出现在决定去管制的州里，也体现在同一时期内用户对竞争性零售商的选择中。如果分布式发电装机容量继续增加，那么平均成本定价和需求合同将进一步加剧问题的严重性。

所以，在20年前电改开始的时候，零售电价的定价方式就已经偏离了最理想的体系。现行定价系统的竞争压力至少是有可能改变定价和促进产品多样化的。但技术上的问题和市场结构已经给定价创新留下了极为有限的空间。

首先是技术上的限制：在九十年代，几乎所有居民用户和大部分的工商业用户的电表只能记录这个表上经过的电流总量，而无法记录用电时间。这意味着根据不同时间的计价方式是不可行的。零售商在此限制下也不能为用户计算用电量，因为零售商的计费和收费系统与公用事业公司的配电系统还不能配合分时计价的模式。在绝大多数情况下，售电商有责任通过发电、签署长期合同，或者在实时市场购电向其用户提供电力，售电行为是基于“负荷特性”标准进行的（load shape，一种基于不同时间消费的模式，将用户按不同地区、类型和规模分类）。但假定的负荷特性跟用户电费没有关系的，所以零售商也缺乏按时间段计价的动力。2005年后智能电表开始推广，按不同时段计价的基础已经具备，但大多数由非公用事业公司供电的居民用户依旧没有按时计价。商业和工业用户已经开始转向分时计价模式，在每周的不同时间内设定二至三个不同价格计算费用。这种分时计价只是批发市场中逐时变化的一小部分。

电力可靠性也是不同的零售商之间有较大差异的地方，这种差异会受到零售市场结构的影响。电网为了避免断电往往会平衡供给关系，并确保有足够的备用容量来满足最大化的需求。如果零售商不能供应所需求的电力，它并不会像其他商品那样就减少了供应，电网会通过调度备用容量来满足需求。这部分成本将分摊到零售商头上，不管这个零售商是否需要调用备用容量。电网通过向零售商收取一定的费用，来保证电力可靠性，所以对消费者来说，不同的零售商在这部分并没有什么差别。如果让用户在零售商不能供应足够电力时断电（这对同一线路也是技术上的挑战）或者让用户或零售商高价购买所缺部分的电力，的确能为低效的供应创造高额成本并在这些线路上的电力产品创造出差异性，但实际上这种方式并未广泛使用。电力零售商不能确保电力可靠性，将会削弱价格响应需求的激励作用，这对零售商来说是一种有价值的工具，发电商可以在降低成本的基础上通过价格响应需求来平衡电力供给和需求。

电力可靠性的差异化有可能造成零售商退出市场。一个零售商在市场中，用户该承担哪一部分的成本呢？如果用户能够轻易地以预定费率更换供电商，那同样的道德问题也会出现在供电商身上：当电价较低时，它以较低的现货价格购买短期电力，当现货价格高时选择退出，让用户不得不转入较高的默认费率。如果默认费率反映了一个较长周期内的平均成本价格，那就会再次驱动市场的平均边际价格变化。2000年加州电力批发市场价格飙升时，安然和加州其他零售商就利用了这种手段。在零售电力市场竞争最为活跃的德州，已经对此做出了规定：当零售商退出时，需要缴纳与当时边际成本相对应的税金。