趸售竞争中的监管问题的分析介绍

模式3允许（实际上是要求）配电企业从相互竞争的发电企业购电；电网公司不再是该地区的单一购买者——应成立足够数量的配电公司来保证竞争性采购。

模式3允许大用户自由选择供电商，但小用户几乎或根本没有“用户选择”或零售准入（而模式4则允许所有用户自由选择供电商），仍然由配电公司垄断供电，模式3的配电公司以趸售方式购电，也可能拥有一些自己的发电能力。如果它以趸售方式购电，就应该要求它以最低成本购电。

在这种竞争模式中，交易可能以各种形式进行，包括电力期货交易。电力期货交易允许买方和卖方在一定时间内规避价格风险。这样的市场，如果受到合理监管，可以提高电力市场的整体效率，并改善有关市场价格趋势的信息状况。

5.3.1 模式3中监管者的作用

如图1-8所示，模式3中监管者的作用包括以下几点：

图1-8 模式3中的电价监管

（1）为输电和配电垄断业务制定价格。

（2）保证市场的竞争性以控制发电成本：

1）控制市场操纵力。

2）发电商的自由准入。

3）需求侧响应。

4）市场监督。

（3）要求电网公司公布投资需求和预测。

（4）要求电网公司投资于输电。

（5）要求配电公司以最低成本购买电力，合同招标采购和现货采购。

（6）根据输电和配电成本及发电的市场价格，确定小用户的零售电价。

（7）监督质量。

“5号文”中提到了竞争性趸售市场的发展。随着行业的发展，引入竞争性发电市场成为可能，监管机构应在确保有效竞争方面继续起到领导作用。其他国家的经验又一次证明，有效的监管和控制对竞争作用的发挥至关重要。根据其他国家的经验，电监会应该行使的职能如下：

（1）确保竞争性市场——众多供电商、购电商、供电商的反应和需求侧响应。

（2）监管市场交易安排（市场规则）。

（3）监督电网公司的投资和输电业务模式。

（4）监督配电公司的竞争性采购。

5.3.2 监管交易安排（市场规则）

对交易安排实施监管是保证交易安排高效和公平的必要手段。电力市场交易安排（市场规则）应该由电监会组织电网公司与其他相关各方共同起草，由电监会审批。

并非中国所有的省份或区域必须遵循同样的竞争模式（垄断、单一购买者、趸售竞争等）。但是采用模式3的地区最好使用相类似的交易安排。事实上，电监会应该设计交易安排的标准模式。美国和欧洲都鼓励交易安排的地方化，结果是阻碍了更广泛的市场发育。FERC最终根据PJM模式采用了标准设计，但是没有能够坚持下去。

电监会必须监督电力市场的运行，应该有权在必要的时候对市场进行干预，或者要求修改市场规则。没有电监会的批准，不允许修改市场规则。例如，这些规则可能包含了一些为水力发电厂考虑的因素，水力发电厂启动运行快，不需要提前一天的市场，事实上市场可以由竞标拍卖方式来实时运作，挪威就是一个例子。但燃煤电厂启动时比较慢，启动成本也比较高，电厂需要了解是否会被调用。这就导致对提前一天市场的需要。监管者必须坚持这一点，以确保公平竞争。

国际经验表明，监管机构应该对交易安排拥有控制权，确保其高效、避免歧视。在英国，原有的英格兰和威尔士市场有一套市场规则，存在一些问题，但不在电力监管机构（OFGEM）的管辖之下，也就是说OFGEM没有改变市场交易规则（POOL）以提高其效率的权力。最终是通过立法变更对POOL进行了重大修改，引入了新的交易安排（NETA）。如果以前的市场交易规则可以由OFGEM控制，就有可能避免这样的剧变。

5.3.3 促进发电市场的竞争

如果监管机构不再制定发电价格，它必须保证价格是由竞争性市场决定的，竞争性的市场需要众多发电商和众多买者，而且买卖双方能够对价格做出反应。还需要确保通过公平接入输配电系统，可以将电力从发电商传送到买方。

（1）确保发电企业的自由准入。发电商应该对价格作出反应，在价格较高的时候进入市场。对于一个有效运作的发电市场来说，很重要的一点就是发电企业应该可以无歧视地自由进入。电监会需要通过颁发许可证和制定其他一些规定能够确保新加入的企业不受到歧视。

同样，应该要求电网公司每年发表滚动的多年负荷预测，说明各个地区对电量的需求，在什么地方正在建设或规划新电厂，哪里计划建设新的输电线路。这将使潜在竞争者能够获得尽可能多的信息。

（2）确保非歧视性输电和配电电网使用条件，包括：

1）制定发电厂接网和系统接入规则。

2）制定系统维护和运行的监管规则，确保发电企业不会受到歧视。

3）对电价和其他输电、配电网连接的条款的执行情况进行监管，确保不存在歧视。

4）建立输电和配电公司的成本会计制度，尤其是要确立财务分离，确保在发电、输电和配电之间不存在交叉补贴。

（3）监督操纵市场行为。电监会要对市场参与主体（包括市场运行者）的行为进行监督，确保没有妨碍竞争的行为。当市场上只有少数几个竞争发电商时，不可避免地会怀疑可能发生反竞争的行为，因此监管应有以下措施：(www.xing528.com)

1）有权向市场参与者和市场运行机构收集常规的投标数据、价格数据、利润数据，以寻找反竞争行为的证据。电监会应该有权收集这些信息，尽管是否公布这些信息一直存在着疑问，因为公布了信息似乎就更容易造成串通。

2）在接到发生了该行为的申诉时有权进行调查。

当市场运营机构在其他业务环节还存在利益，尤其是在发电和供电环节还存在利益的时候，必须有强有力的监管来避免这种利益冲突。理想的目标是将市场运营机构与这些利益彻底分开，避免利益冲突的发生。

为了消除反竞争行为，具有强有力的监管执行力是很重要的。经验告诉我们，对于反竞争行为最后的办法就是强迫这些公司向其他市场参与者出售发电容量，降低市场集中度。然而，这需要有非常强的权力。

5.3.4 模式3中的“容量支付”

中国的社会主义市场经济可以使价格发挥良好的投资信号的作用。价格信号理论在发电市场同样适用。价格反映供需平衡的关系，依靠单一的价格机制来获得足够的容量和可接受的可靠性是完全可行的。但是，这的确意味着应该有这样的机制，使大用户可以了解现货价格，可以对其作出反应。大用户超过合同的耗电量应该按小时计量，按每小时的现货价格计费。大用户应该能以现货价格出售合同电量，这样有助于缓解缺电问题。长远来看，这在中国也是可行的。然而，允许由市场引导投资，这意味着必须允许价格产生波动，也就是发电商和大用户之间的合同价格必须自由协商，而且合同必须是有执行力的。同时，现货市场价格时高时低。现货价格的波动是很关键的，因为它能平衡供应和需求。

电力市场的价格常常随着备用容量的变动而波动，许多发电市场就是按照这一方式来运作的。这就意味着在容量短缺的时候，电力的价格就会比较高。由于这个原因，用户参与市场定价十分重要，也就是说配电公司和大用户应当安装按照小时计量的电表，并且在高电价时暂停用电，节约成本。

尽管以上描述的市场模式在理论上是正确的，而且在条件合适时运作较好，但是，在实践中有很多的例子表明，这样的市场机制难以有效运作，而且可能不会吸引足够的发电投资，其原因在于：

（1）在价格受到监管约束的地方，价格可能不会允许变化到可以足够提供市场激励必须的水平。

（2）投资者会关心更高的监管或政治方面的风险，特别是在新的和没有经验的市场或监管制度的地方。

（3）即使是在价格信号能够在长时期引入足够的发电容量的地方，短期价格的波动和临时短缺导致的断电也是不能被政策制定者接受的。

（4）可靠性是所有消费者都关心的，在实践中，当容量短缺必需中断供应时，不可能在消费者之间加以区分；除非有足够的小时计量设备，使用户可以在价格较高时不用电。

（5）在很多电力系统的环境里，消费者的电价不能有效反映消费者的购买意愿，或者不能有效地指导可用容量的分配。

由于这些原因，政策制定者在实际中常常认为，需要一些特别的机制来确保足够的容量富裕。通常，在引入了这些机制的地方，存在以下原因，或是为了确保供电可靠性，或是为了避免容量短缺带来的价格波动，或是因为决策者确信广泛使用小时计量设备是一项过于复杂的工作。

通常在实践中为保证有足够的发电装机，会采用以下三种方法：

（1）现货市场价格中包含容量付费。

（2）容量义务。

（3）签订容量合同。

这三种选择的实践操作可以在不同的国家找到，第（1）种方法在不同的国家又有些不同，下面我们讨论每一种机制的主要特征。

5.3.4.1 现货市场价格中包含容量付费

在这种方式下，市场自身会在支付电量电价之后对可调度的或可用的电厂的价格作出安排。各市场的机制可能不同，但总体来说，这种机制的特征有以下几点：

（1）价格上涨，尤其是容量紧张时价格可能会很高。这将鼓励发电机组保持可用状态。

（2）存在一些机制防止价格上升得过高，利用实际用户反应或模拟用户反应制定价格上限。

1）模拟用户反应制定价格上限：在英国、澳大利亚、阿根廷和其他一些国家的早期模式中，模拟用户反应是由负荷损失值时的价格上限（最后一个用户愿意支付的价格）来大致估计，由监管者确定。监管价格上限如果在负荷损失值以下，则是毫无意义的。

2）实际用户反应：确定最高上限的较好方式是直接由最终用户的支付意愿来确定，通过实际用户投标的方式确定。这种方法在PJM和美国纽约州市场中应用过。这至少需要大用户有小时计量表计。

如果没有实际或模拟用户的响应，还可以选择“容量义务”或者“容量合同”的方式。

美国加州在改革中没有任何保护，没有用户响应，无论是实际用户还是模拟用户，没有容量义务，没有容量合同，就意味着什么都没有。最终加州市场价格在电力短缺时以10为倍数上升。加州的市场是一场灾难，吓坏了每个人，但是这一切实际上可以不发生。

5.3.4.2 发电容量义务

一些市场（如PJM、美国纽约州和加拿大安大略省）采用的机制是，所有向用户售电的市场主体（即所谓的负荷服务商，又称为LSEs）必须能够证明其签订了足够的合同容量满足用户的负荷需求。这就是说这些市场主体必须自己拥有电厂，或者与相应电厂签订容量合同来履行容量义务，不能履行这种义务就会被罚款，如果设定的水平高于新增发电容量的成本，就应该能确保新电厂的建设。

可惜，要求足够的合同来应对负荷是针对未来的需求起作用，例如，1月LSE表明它们有足够的合同容量来应对7月的预测需求。但事实上这不能防止7月发生缺电的情况。特别是中国这样负荷一直在增长的国家，“容量需求义务”看似不错，但实际上不会起什么作用。如果需求是按小时的需求，LSE有了足够的合同容量来满足实际需求，那么短期容量合同的价格就将提高到惩罚性的水平。如果惩罚的水平是根据负荷损失值来设定的，我们又回到了依靠模拟价格的情况。

我们认为，发展具有需求反应能力的市场远比依靠“容量需求义务”好得多，PJM和纽约州都在向这个方向发展。

5.3.4.3 为所需发电签订容量合同

在这种安排中，有一个主体，如独立系统运行机构、市场运营机构或一个关键的公用事业机构等，组织邀请投标人对预定的新建容量进行竞标，合同授予出价最低者。到目前为止，短期采用这种签订合同方法的唯一的例子是澳大利亚。不过，国际上电力市场的不确定性、需要安排供应来解决过渡期风险问题等，已有许多国家在使用这种方法方面已有发展，尤其是爱尔兰、希腊等。

与此同时，这种容量招投标机制引入了长期合同（通常是10～12年），这样，以独立系统运营商或市场运营机构作为合同一方，基本上可以防止产生沉淀的合同。在最大权限范围内，独立系统运营商或市场运营机构可以通过向所有用户征收额外费用的手段来保证所有成本都能回收。

采用这种合同方法的潜在的好处有以下几点：

（1）可预见。通过让投标人就规定数量的新投资进行投标，保证了投标者的技术资质，则所需新的装机就可以在适当的时间范围的完成。

（2）重点考虑新进入者。这种机制限于运用在新进入的发电商，这样可以避免向现有电厂支付费用从而控制成本。

但是，这种保证长期有多余容量和较低市场价格的做法可能彻底摧毁市场。模式2中，电网公司明确负责购电，所有合同成本全部转嫁给了用户，这种类型的市场可能要优于模式3的这种部分竞争市场，因为在这个市场中准政府机构充当了一个不负责任的竞争者角色。