电力产业组织特征分析

3.2.4　电力产业组织特征分析

电力产业传统的组织形式是发电、输电、配售电各环节垂直一体化，高度统一运行。这一模式在世界上已经运行了100年，自然有其合理性。然而，自1980年代以来，由于经济全球化与自由化趋势、科学技术的飞速发展以及电力产业长期垄断经营导致的效率和服务质量低下而电价却不断提高等原因，对电力产业组织状况进行改革势在必行。而电力改革的主要目的，就是通过建立电力市场而引入竞争机制。构建竞争性并运作良好的市场需要具备的条件有^[15]：许多买方与卖方，双方都不具有市场操纵力；供需双方都有价格响应能力；透明而运作有效的交易场所；对任何基础设施（这里指输电和配电线路）平等接入；处理好可能妨碍市场正常运作的其他问题。因此，电力市场改革之路是非常复杂的。

一、电力产业结构（电力市场）的四种模式

根据保留垄断的程度，可以将世界上正在运作的电力产业结构划分为四种模式：垂直一体化模式、单一买方模式、批发竞争模式以及零售竞争模式^[16]。在四种模式中，输电、配电环节都继续保持垄断，只是在发电和零售环节引入竞争。这四种模式的选择（对买方或卖方的选择权）依次增多，垄断范围逐步缩小。

模式1：垂直一体化

这是世界各国电力产业的典型组织形式。虽然自1980年代以来很多国家已经对此进行了改革，但仍有很多国家采用这种模式。在该模式下，电力产业的所有环节被捆绑在一起，并受到管制，而且价格（电费）一般也是捆绑式的，没有对各个环节分别定价。价格管制一般采取固定回报率（美国）以及RPI－X（英国）两种方式。所有最终消费者都只能从公用事业公司或地方电业局（供电局）购电。

然而，这种垄断模式会导致电力产业结构中的诸多问题，主要集中在发电环节，如投资决策的效益、管制方式、发电环节决策政治化倾向等（见图3.2所示）。

图3.2　模式1——垄断

模式2：单一买方

这一模式由美国在1978年首先采用，要求任何地区只允许一体化垄断者从竞争性发电商处买电，独立发电商（IPP）只能将电卖给市政电力公司，市政电力公司对所有最终用户仍是完全垄断的（见图3.3）^[17]。独立发电商向市政电力公司售电的价格是受管制的，但是采取某种竞价形式，决定最低售价。当管制者批准了竞价的过程和最终结果后，电力公司与独立发电商签订长期的（电厂生命周期的）配售电合同。合同价格作为捆绑电费的一部分，最后转移给最终用户。

图3.3　模式2——单一买方模式

这种单一买方模式只是有限竞争的形式，其竞争只是电厂建设和运营方面的竞争。由于买方太少，不足以实现完全竞争，所以卖方要么需要许多潜在的买方，要么需要有足够长的合同。另外，独立发电商的购售电合同中，有关技术标准、燃料和地点，通常由购买者规定，这限制了竞争。而且独立发电商的合同经常不在系统调度机构的控制之下，因为独立发电商担心系统调度机构歧视他们。独立发电商的电厂与买方自己的发电厂在竞争，所以，只有当他们想发电时，才告诉系统调度人员。

这种模式将市场风险、技术风险和大部分信用风险都转移给了用户，这在当前尚未引入竞争的国家广泛采用，尤其受到亚洲国家的欢迎。例如，我国目前采用的正是这种单一买方模式，但打算过渡到以下的第三种模式。作为过渡阶段，我国正在建立新的区域或省交易规则，输电与发电分开，继续采用当前的单一买方体制，目的是实现经济调度、强化对发电商的激励并提供有关现货市场价格、变更情况和风险的公共信息。

模式3：批发竞争

在这一模式中，发电环节完全竞争，进入竞争性批发市场销售，发电价格不再按照成本管制。配电公司和大用户在批发市场通过竞争买电，但配电公司对所有较小的最终用户仍是垄断的。配电公司通过与发电商或联销商签订合同以保证向小用户提供电力。输电公司仅收取过网费。该模式的目的是建立竞争性批发市场，其好处是存在许多买方，因而能够降低电价，获得实惠，同时也避免了为所有小用户提供零售准入增加的成本和麻烦。模式3是电力改革过程中非常重要的一步，与模式4相比，它无需全套面向用户的新的计费、结算以及零售准入所必需的信息，因此比较简单。但需要在模式2的基础上增加许多买方和需求响应（分时计量）。

模式3的主要问题是配电公司代表小用户购电的合同问题，这是走向模式4的恰当理由。作为过渡，模式3可以使新的批发交易规则建立起来，并且在采用模式4而导致可能非常庞大的新增交易量到来之前，能够发挥良好的作用。然而，模式4也不是包治百病的灵丹妙药，如果其所需交易成本较大，就可能遭到淘汰。在许多方面，与模式4的成本问题导致的合同效率低下相比，模式3可能是更合理的方式。

图3.4　模式3——批发竞争模式

模式4：零售竞争

该模式允许所有用户选择供电商，所以竞争性的发电商可以把电卖给任何人，小用户通常通过总代理或零售商购买^[18]。通过允许众多竞争性零售商（不仅仅是配电公司）对发电商施加压力以获取更为合理的价格，零售竞争带来的好处超过了竞争性批发市场，使新电厂融资有了更广阔、更透明的市场。输电公司与配电公司只收取过网费。模式4继承了模式3的新的批发交易规则和竞争性批发市场，并增加了结算过程、读表和计费以及对用户的培训。模式4的优点是使所有用户都有选择权，并可能得到更低的价格和更好的服务。但是，所有小用户的结算成本和对小用户的培训都需要增加投资。目前，已经采用或正在采用此模式的国家和地区有英国、新西兰、澳大利亚、阿根廷、挪威、瑞典、西班牙和美国许多州。

图3.5　模式4——零售竞争模式

对于以上四种模式来说，选择哪种模式取决于政策制定者。采用的模式不同，需要调整的结构、产业环节划分、新机制（尤其是批发市场）、规制等的作用就不同。如果电力体制改革的目标是在发电领域引入竞争，那么大多数子目标可以通过模式3的批发竞争来实现。这需要改变产业结构、交易规则和用户计量，以使用户能够响应价格。从理论上来看，全面零售竞争是改革的终极目标，因为模式4避开了模式3潜在的冲突和效率低下问题，使规制者退出了竞争性市场。提高效率的压力直接来自用户，而不是受管制的配电公司。因此，理想的步骤是：首先采用模式3，然后逐步放开零售市场，逐步减少不想做出选择的用户数量，最终让每个用户都有选择权，并使配电公司退出售电业务。

进一步，不同的市场结构模式具有不同的交易安排，对政府监管和产业重组的要求也不尽相同。在单一买方模式下，独立发电厂只能将电能销售给购买代理，虽然发电产业存在竞争，但买方却是完全垄断的，发电厂无法自由选择销售对象。由于电力产业存在大量的固定成本和沉没成本以及买方垄断势力，因此，该模式必然要求购买代理设计合理的电力购买契约（PPA）以保证发电商可以收回其全部成本，这样，发电商并不承担任何风险。PPA的设计是单一买方模式的关键，其对发电厂的支付一般包括两部分：容量电价和电量电价，容量电价用以收回固定成本，电量电价用以收回可变成本。而在批发竞争和零售竞争模式中，电价是由“现货市场”形成的，发电商的成本回收完全通过现货市场价格完成，因此，发电商要承担电厂建设的全部市场风险，这更接近于经济学意义上的“市场”概念。电力交易模式的设计是这两个模式的核心。

我国电力产业市场化改革的目的就是要形成竞争性电力市场结构，从目前的单一买方模式过渡到批发竞争或混合模式。电监会提出，未来电力市场结构的转变将遵循分步推进的原则，即在每一改革阶段逐步增加电力市场的竞争性和复杂程度。由此，下一步改革的关键问题就是如何构建适合中国国情的电力市场交易模式以及相应的电价形成机制。

二、我国省市级电力交易市场

我国生产力分布和一次能源的资源分布极不均衡，经济发达地区主要集中在东部，特别是沿海地区，发达程度依东、中、西部逐步递减；而一次能源的资源分布却依次递增。为了提高能源利用效率，优化资源配置，互联电网的功率交换和电能交易已经势在必行。互联电网的功率交换必然会涉及各省经济利益，只有在电力市场基础上，按照经济规则进行电力电量交易，才能充分发挥各方积极性。在电力市场中，功率交换通常是由发电边际成本高的一方向发电边际成本低的一方购电。买方由于从网外购买低于边际成本的电能，可以降低高成本机组的负荷而获益；卖方可以高于边际成本的价格售出电能从而获益。因此，从全网看，由于将发电量从成本高的机组转移到了成本低的机组而降低了全网的边际成本，提高了经济效益。

1998年，国家确定了上海、浙江、山东、辽宁、吉林和黑龙江六省市为发电产业电力市场的试点。截至2000年9月，这六个试点地区的发电产业电力市场相继投入商业运行。这六个省级市场无疑起到了一定的合理配置资源的作用，然而，这对打破以省为实体的局部垄断，实现区域之间的经济功率转换却于事无补。2003年，电监会连续发文，决定在东北和华东地区开展区域电力市场建设试点。表3.10总结了我国六大省级电力市场的基本特征和运行状况。

各省级电力市场的共同点是：实行部分电量竞价上网，一般都在总上网电量的10％左右；对竞价适当限价，一般设最高价和最低价，使竞价在一定区域内波动；交易方式均采用省（市）电力公司作为单一购买方进行交易，因为目前各省（市）电力交易中心与电网调度都合在一起，所以部分电量采取合同电量收购（或差价收购），部分电量通过竞价上网收购；竞价的电价均实行单一制电价。但各省级电力市场在确定竞价的依据、对合同电量的处理方式、辅助服务费计算和竞价损益处理方式等方面存在差异。

东北电网是我国最早形成的跨省统一电网。东北三省综合销售电价水平比较接近，而且经过1999年开始的电力改革试点，加上该区域电力供应相对宽松，建立区域电力市场的时机基本成熟。该区域电力市场建设的近期目标是单一买方市场结构。在该模式中，作为单一买方的区域电网公司可从以下三个途径购电：与区域内的发电厂签订双边合同（购买电量不低于本区域总电力需求的80％）、在竞争性的现货市场购买不超过区域总电力需求的20％的电量、从其他区域的发电商处购电。随后，单一买方将电力以核定的趸售电价趸售给省电网公司。省电网公司以核定的零售电价将电力销售给终端消费者。经允许的特大用户可以直接从发电厂购买电力，因此东北电网公司既是系统运行机构也是电力现货市场的运行机构。中期目标是扩展单一买方模式，其结构和近期市场模式基本一致，但电力供应市场的竞争性将得到加强。竞争性现货市场所占的份额随着时间将逐步增长。更多的大用户将被允许根据自己的电力需求直接向发电厂购电。远期目标是在售电端引入竞争机制。其中，省电力公司和最终消费者都可以直接从发电厂或电力经纪商处购买电力。交易方式以远期合同交易为主，现货交易为辅。另外，东北电网的电价与竞争模式也会从初期的单一过渡电价、有限电量竞争，过渡到中期的两部制电价、全电量竞争，直到远期的单一制电价、全电量竞争。

华东地区经济总量占全国近1/3，用电量约占全国1/5，基本实现了厂网分开，形成了电源投资主体多元化的格局，并已经形成了500kV跨省电网体系，省（市）间资源、负荷具有较强的互补性，电能交换活跃，具备了建立区域电力市场的条件。华东电力市场建设的范围包括上海、浙江、江苏、安徽、福建四省一市，其建设目标、交易方式基本与东北区域电力市场相同。

三、我国电力产业组织特征

本节讨论电力产业市场结构特征、电力企业竞争、电网与电源建设、进入与退出壁垒以及不同于煤炭产业的价格规制等方面。

（1）发电产业的同质产品寡头垄断结构。发电企业的产品——电能是经济学意义上的完全同质品，终端用户无法知道也无需知道是哪一家发电企业发出的电能，各家企业发出的电能在使用时没有任何差别。这是电力产业与其他同样具有自然垄断性的产业生产的产品的最显著差异，因为即使都是同质品，但像自来水、天然气（煤气）、电信服务、铁路运输服务等也都可以在某种程度上区分产品或服务质量。

我国电力产业的现有结构是严格按照《电力体制改革方案》构建的。在电力改革以前，截至2002年底，原国家电力公司拥有全国46％的发电资产和全国90％以上的电网资产。在区域电力市场上，该公司实行垂直一体化领导，通过全资子公司和控股、参股方式，控制了地方大量优质电力资产和主要发电企业。2002年，国家电力公司系统发电量7724亿kW·h，占全国总发电量的46.7％。售电量完成10700亿kW·h，占全国售电量的82.5％。

2002年以后，原国家电力公司所属的发电资产，除保留10％作为电网公司调峰和紧急备用外，均分配给五大发电集团。各发电集团的资产规模、质量大致相当，地域分布合理，在各区域电力市场中所占份额不超过20％。另外，规模较大的水电流域开发公司的相关单位也划入五大集团（见表3.11），再加上其他发电企业，如长江三峡工程开发总公司、广东核电集团、国华电力以及一些外资独立发电企业。由此，电力产业同质产品寡头垄断的市场结构已经形成（见表3.12）。

表3.12　我国发电企业构成

资料来源：叶泽：《电力竞争》，中国电力出版社，2004年4月，第189页。

从表3.12可知，五大发电集团装机容量占全国装机容量49.7％，其他发电企业占50.3％。据预测，五大发电集团的装机容量和市场份额将达到全国的60％以上。在五大发电集团之外，国华电力、国投电力、华润电力以及三峡总公司等将成为仅次于五大发电集团的第二梯队，其装机容量和市场份额将达到全国的20％。地方性的发电企业的装机容量和市场份额将被压缩到20％以内^[19]。

目前，国有企业仍然是发电领域的主力军，约占90％左右的份额，外资和民营电力公司大概占10％。在国有电力公司中，国资委管理的五大发电集团占35％，地方发电集团占65％（林伯强，2005）。然而，国有企业的资产却分散在五大发电集团、地方国有企业中。截至2004年底，建成运营的发电厂共计近3000家，其中，中小企业占75％以上，明显存在规模不经济性和分散竞争状况，因此，电力产业迫切需要进行大规模整合以实现资源有效利用。

然而，尽管发电环节的竞争格局已经形成，但从竞争效果来看，由于体制和机制上改革的滞后，发电公司之间并没有形成实质性的竞争关系，仅仅是争夺资源的竞争而已。电力体制改革以及厂网分开后，适逢缺电局面，五大发电集团纷纷与地方政府签订协议，谋求电源建设项目，在全国范围内进行“跑马圈地”、“争抢资源”。目前这种资源竞争出现的问题是：项目前期工作落后，前期项目储备资金不足；建设地点好，经济效益好的电源项目大家抢着建，地处偏僻、经济效益差的电源项目无人问津。原因是，五大集团的市场主体仍是国有或国有控股，并没有形成自主经营、自负盈亏、自担风险的市场主体，不可避免地存在效率低下、技术落后以及电力短缺下的盲目投资等问题。

电源建设的理想地点应该在资源最富集的地区——有煤、有水、交通便利、具备区域优势。然而，受“电荒”影响，一些地区和企业争上电力建设项目，而电源结构又不合理。例如，2000年我国电力装机容量突破3亿千瓦，2004年底达到4.4亿千瓦，2005年新增发电装机预计可能超过6000万千瓦，几乎相当于自中国有发电机组后一百年内的发电装机总和^[20]。然而，据估计，2006年电力供需总体上能够达到平衡，2007年、2008年电力将会出现大量过剩，2009年过剩将达到20％^[21]。另外，在新增装机容量中，火电比重过大，占开工装机总量的91％，这使今后的电煤供应更加困难，导致资源的浪费和环境污染的增大，影响电力产业的健康协调发展。此外，电源资源的省级壁垒开始显现，而国家尚未形成对电源进行科学合理规划的调控机制，现行的宏观调控手段也不能有效发挥作用，行政管理手段更是失效。因此，在电力项目开发的市场机制还不成熟的条件下，电力企业之间的竞争仍是行政管理下的竞争方式，基于市场的竞争方式来择优选择投资者的做法还有待完善和规范。

（2）电力企业竞争特性。理论研究表明，电力市场中供给曲线与需求曲线表现出十分明显的刚性，价格均衡过程和结果不是连续的，而是阶段式的^[22]，这种市场均衡特征放大和加剧了市场势力的作用。根据Landes和Posner（1981）的结论，企业将市场价格确定在超过边际成本20％的水平所需要的市场份额是随着需求和供给弹性而变化的。当供给和需求弹性较低时，较小的市场份额（23％）的企业就能够将市场价格确定在超过边际成本20％的水平上；而当供给和需求弹性较大时，至少两倍以上的市场份额才能产生相同的结果。供给弹性的增加会限制企业的市场势力，而需求弹性对市场势力的影响却是不确定的：在低供给弹性时，需求弹性的增加将降低市场势力；反之则反是。

不同的竞争模型设计和选择也会导致不同的市场势力。关于电力竞争的伯川德模型认为，双寡头竞争就可以使价格均衡到完全竞争水平，这对交易量较小的实时市场可能是适用的。古诺模型认为，双寡头垄断的价格比垄断价格低，比完全竞争价格高，这对于中长期合同市场和辅助服务市场的交易更有解释力。在加州电力危机中，一些发电寡头利用古诺模型调整产量，以“报修”方式撤出一些机组，使其他高成本机组处于必须运行的位置，从而提高市场出清价格，获得利益（叶泽，2004）。

上述发电或售电市场上存在的市场势力被称为横向市场势力，同时经营垄断和竞争业务的电力企业利用交叉补贴等形式在竞争性市场上使用的市场势力则被称为纵向市场势力（叶泽，2004），这与电力产业结构、交易规则设计有密切联系。

（3）电网建设滞后于电源建设。与政府和电力企业争相进行电源建设相比，目前，我国电力产业呈现出电网建设落后于电源建设的态势，究其原因，国务院发展研究中心发布的《中国电价和电力发展研究》报告认为^[23]，输配电电价占终端销售电价的比例过低是造成电网投资回报率低于全国工业平均水平，也是电网投资存在巨大资金缺口的主要原因。电网建设的滞后更加剧了电力供应的紧张局面。报告以国电公司为例计算，若维持当前的电价结构和水平，其财务状况将不断恶化，资产回报率将由2002年的0.4％下降到2010年的－1.7％。从资产回报率来看，我国的电网投资回报率远低于国内工业投资和独立发电公司回报率，也远低于电网投资回报率的国际水平。以国家电网公司为例，其资产回报率和销售利润率分别为0.4％和0.6％，远远低于独立发电公司的7.1％和18.9％，也低于全国工业的平均水平。

（4）进入与退出壁垒。在市场经济条件下，企业利润率、产业利润率、平均利润率是影响企业进入或退出某一产业的重要因素，如果产业利润率高于平均利润率就会吸引众多企业进入。电力产业属于资金密集型行业，进入时投资大，退出时沉没成本高，产业本身具有较高的进入和退出壁垒。我国现在处于经济体制转轨时期，电力产业的进入与退出机制不是基于产业自身的特点、建立在市场调节基础上的，而是具有转轨经济下的一些特殊性。市场导向的改革和部分放松规制不可避免地会“激励”过度进入，尤其是小规模企业和不符合环保标准的发电企业的进入。

尤其是在当前的电力短缺情况下，难以形成来自市场的进入约束，致使源于市场的进入壁垒较低，出现了低水平重复建设。预期在电力短缺情况改变后，在有效竞争情况下，在位厂商的效率、市场容量、技术风险等方面都会对新进入厂商或新的投资形成一定的约束，源于市场力量的进入壁垒将逐步形成。

另一方面，劣势企业能够顺利退出是市场经济成熟的标志之一。目前由于相关领域的改革相对滞后，以及退出援助制度存在缺失，退出通道明显不畅。一些企业资产专用性较强，沉没成本较大，单纯依靠企业进行产业转型和退出是无法实现的，因此，建立退出援助机制十分必要^[24]。

（5）输配电价和终端消费电价受规制。发电公司的上网电价受到严格监管，而市场化的煤电价格联动机制是在放开煤价的基础上，对电力价格实行竞价上网，上网电价随着煤炭价格变化而调整，上网电价调整后，按照电网经营企业输配电价保持相对稳定的原则，再相应调整电网企业对用户的终端销售电价。