美国电力体制改革及加州能源危机介绍

美国电力体制改革及加州能源危机介绍美国电力市场的发展过程，以美国佛罗里达电力联合集团FCG 的发展过程较为典型。

FCG 管理及运行形式属于电力联合运营中心（Power pool）的方式，其形成及发展过程可分为以下四个阶段：（1）紧急功率交换；（2）制订联合运行政策；（3）经济功率交换；（4）电力交易市场――电力经纪人系统（Brokerage）。

一、美国FCG体系的形成（一）紧急功率交换40－50年代，佛罗里达电力工业发展迅速，原来孤立的各电力公司供电区域相互联系起来。

这时，出于相互支援、提高供电稳定性的要求，相邻电力公司间出现了紧急功率交换的双边合同，合同包括紧急功率交换的操作步骤及偿还方式。

早期偿还方式是实物回报，随后出现货币偿还。

到1951年，由最早进行紧急功率交换的佛罗里达电力电灯公司（Florida Power Light Company,简称FPL）、佛罗里达电力合作社（Florida Power Corporation，简称FPC），坦帕电力公司（Tampa Electron Company，简称TECO）组成了佛罗里达运行委员会（Florida Operating Committee，简称FOC）。

至1972年，在佛罗里达运行委员会FOC的基础上，成立了佛罗里达电力联合集团FCG，允许佛罗里达州的所有电力公司自由参加。

其中：1、技术咨询小组提出满足经济性和可靠性的约束，协调各发电厂及输电设备的规则，指导运行委员会和系统规划委员会的活动；2、运行委员会负责FCG的整体运行，制订紧急功率交换程序，协调维修计划，分配旋转备用，估计系统运行情况并对将来可能发生的事故寻找办法，保证经济、可靠地供电；3、系统规划委员会审阅并分析规划，确定规划的发电、输电设备是否可靠，推荐满足要求的规划、设计、运行方案，保证可靠地供电。

FCG对成员公司的要求是必须与其它电力公司的电网相连，同时满足FCG所提备用的要求。

完全本着自愿参加，互惠互利的原则，各电力公司随时可以申请参加或退出。

在电价方面，在紧急功率交换的偿还方式上，已存在综合成本电价和长期边际成本电价并存的方式。

在电网的转运业务方面，由于FCG各子公司有义务在事故时相互支援，所以紧急功率的转运已经出现。

（二）制订联合运行政策FCG发展的第二阶段，是制订统一的联合运行政策。

FCG出版了《FCG运行委员会手册》，包括以下内容。

1、备用政策FCG对其所属电力公司提出了确定并分配备用的步骤如下：总旋转备用水平至少等于FCG所有发电机中，最大一台发电机额定峰值功率；运行备用水平至少等于FCG最大一台发电机额定功率的2倍；将备用在各电力公司间进行分配，分配备用降低了运行成本，减少了安装功率，从而减少了发电成本。

2、维修计划联合制订维修计划，在满足负荷要求和运行备用水平的前提下，提供了灵活性。

在此期间，相互间签订短期固定的电力交换协议、紧急应急措施。

为了提高系统的可靠性，FCG制订了紧急情况下的操作步骤，其中包括某电力公司出现事故时，首先事故公司切负荷，再由各电力公司切负荷，对事故电力公司进行事故支援，最终将公司解列。

（三）经济功率交换从1977年开始，首先由相邻电力公司间出现了少量的经济功率交换，取得了一些经济效益。

随后FCG作了模拟试验，选定一个时段（定为1978年1月6日下午1时），各电力公司间进行模拟经济功率交换，计算所得效益为1053美元，而当时FCG平均小时利润为约1300美元，这个消息大大刺激了各成员公司进行经济功率交换的积极性。

至1978年2月，由于进行了经济功率交换，实际利润从1月份的90万美元上升至160万美元。

此时，除相邻公司进行经济功率交换以外，不相邻的电力公司间也经过中间方的转运，完成功率交换，只是增加输电费用协议。

由于此时只是贸易双方进行协商，签订合同，未能从整体上优化贸易，局限了经济功率交换的进一步发展。

（四）电力经纪人系统为了促进经济功率交换，FCG建立了电力经纪人系统。

最初是人工的，后来改成自动的。

在FCG电力经纪人系统中，各电力公司提出每小时报价，及欲买、卖的电量，由电力经纪人系统有全局最优的基础上，进行贸易匹配。

电力经纪人系统给FCG带来了很大的利益，1978年3月，经济功率交换的利润为100万美元，1978年3－12月间，共1340万元。

自从1979年2月，FCG自动能量交易系统投入运行，估计利润为2000万美元／年。

由于此时的经济交换大部分不是在相邻公司间进行，所以转运贸易非常活跃。

在FCG中，有两种形式确定转运费――固定运费和签订输电服务合同。

例如，FPT和FPC两大公司拥有几乎所有在佛罗里达半岛上的高压电力输送设备，FPC使用固定运费方法，即在转运费里，不考虑公里数（邮票类型）；FPL使用每次签订输电服务合同的方法，在合同中规定各项转运业务的费用。

经济功率转运业务，为大范围内的经济交换贸易提供了可能性。

自1979年至今，美国的电力市场基本局限在发电市场，对用户市场仍由各电力公司垄断，各电力公司有严格的营业区域。

在电价方面，自1987年由美国麻省理工学院的斯威普（Schweppes）首次提出实时电价以来，只在极小一部分的用户中进行试验，尚未得到广泛的应用。

目前广泛采用的电价理论是长期边际成本方法。

二、美国的电价操作方式美国，由于各个电力公司之间是相互独立的，各电力公司电价基础各不相同，例如，美国电力电灯（PG&E）公司工业用户的电价以第二天24h电价预测为基础，爱迪生（EDLSON）区的电价以第二天系统预测为基础。

乔治亚（GEORGIA）电力公司的居民电价分为四个等级，每一级电价为定值，但每天每级电价的持续时间是可变的。

在圣地亚哥，通过将工业需求电价与系统峰荷紧密联系起来而使大工业用户的电价达到实时电价的目的。

以上这些使我们无法给出一个完整的电价结构。

这里只提出几种电价形式。

（一）需求电价与我国现行两部制电价比较相象，但它的容量电价部分与系统当时的需求有关，而我国两部制电价中容量电价部分与用户最大需求有关。

系统需求越大，容量电价单位值亦随之增大。

（二）可中断电价可中断电价反映了实时电价的一些特点，它将峰荷警告和可中断价格结合在一起。

通常它等于时间变化电价，对大多数可中断电价，用户可通过改变其用电结构来降低负荷，用户降低负荷的时间由电力公司决定，但必须提前通知用户。

可中断电价值为预告时间的函数，预告时间越短，电价越昂贵。

这种电价按月制定，在中断期，时间单位非常短以致时间变化实际上是不规则的。

通常，可中断电价被认为是扩大了电力公司的职权或是对用户进行了集中控制，一方面，用户必须响应电力公司的需要，可选择罚款或从可中断点移去负荷；另一方面，一些用户可以电力公司边际成本来购买电力，成为电力公司的电力代销者。

这些例子在爱迪生区和乔治亚电力公司都存在。

可中断电价通常以其特征而分为正常运行期和可中断期两类。

其电价基本部分由电力公司算出的平均成本或边际成本来决定，一般低于其它电价。

可中断电价的重要参数是中断前的预告期。

中断期的电价有两种形式。

第一种形式是用户按中断期的短期边际成本购买电能。

第二种形式是给用户两种选择，一种选择是不用电；另一种选择是继续用电，这时认为用户对电力公司的预告信号"不响应"，其电费不按边际成本计算，而是按罚款计算。

除可中断电价外，还有辅助可中断电价。

这类电价提供一个上限边际成本，当高于某一点时，用户便不再得到电力供应，不遵守规则的用户将被驱逐出电力网。

这在一定条件下给用户提供了灵活性。

三、加州电力危机及启示2000年夏天以来，美国加州出现了电力供应和电力企业的财务危机。

加州已于2001年1月开始在全州范围内实行轮流停电；太平洋天然气和电力公司、南加州爱迪逊两家大型电力企业亏损约90亿美元，股票大跌，濒临破产，造成该地区政治、经济和社会的不稳定。

针对目前加州这场电力危机，美国国内存在着两种不同看法。

一种观点认为，这一危机是因为电力改革的失误。

其理由是，在开放的批发市场上，加州的电力供应企业利用异常气候引起需求增加的机会，操纵电价，从中牟取暴利。

因此，呼吁重新管制电力市场，以保护消费者利益。

另一种观点认为，这场危机是由加州电力管制的弊端造成的，呼吁进一步推动改革，用市场经济杠杆来调节电力供求之间的不平衡。

我国正处在电力改革的方案设计阶段，认真分析和总结加州电力危机的经验教训，将有利于提高我们的改革效率。

加州电力危机的深层次原因分析从表面上看，加州电力危机的直接原因主要有以下几方面：2000年夏季的炎热气候造成电力需求剧增，电力供不应求；天然气价格上升导致发电成本上升；电网能力制约了从外州输入电力；零售与趸售价格改革不同步。

趸售价格放开以后，零售市场价格仍受政府管制，批发价格随需求和天燃气价格上升而大幅度增加，形成零售价格与趸售价格之间的大幅度逆差，导致电力销售企业陷入财务危机，加州两家最大的IOUs多次发出破产申请。

这次电力危机是否像有些人所说是由电力重组和放松管制造成的？要回答这个问题，需要进行有无改革的对比分析。

第一，需求增加是由气候和价格管制引起的。

2000年夏天的高温天气是由自然界气候变化造成的，与管制和重组无关。

但是，政府限定零售价格上限使价格不能真实反映市场供求关系，导致鼓励用电，加剧了缺电。

第二，电力供应能力增长缓慢扩大了供需缺口。

主要有两方面原因：一方面，加州的环保标准和收费较高，建设电站的成本大大上升。

电站建设方面的环境管制、电力市场准入标准、政府审批程序等因素，导致新增电站较少。

另一方面，改革中取消了长期电力批发合同，新建电站的投资者无法预测投资收益，不愿意冒险投资新电站。

第三，趸售价格急剧上升有合理的成分，也有不合理的成分。

因燃料提价带来的一部分电价上涨是合理的；企业依靠产权一体化带来的市场垄断力量而提价是不合理的。

加州的消费者曾于2000年11月起诉14家发电企业合谋抬高电价，加州政府开展了有关电价的调查。

第四，销售企业的一部分债务是关联企业内部的现金流量转移。

零售价格与趸售价格的逆差是造成电力企业的财务危机的主要原因。

据有关方面调查，两大IOUs的债务中约有一半是自己关联企业的债务，即使在严重亏损的情况下，两大公司仍能拿出几十亿美元给股东分红(Jim Sanders,” Are California utilities victims or bandits in suits”, Bee Capitol Bureau, Feb 20, 2001.)。

第五，加州的电力市场还是一个以州为主的区域性市场。

由于跨州电网和州内电网建设分别由联邦政府和州政府管制，州与联邦管制衔接不够也是加州电网与外部电网联系建设滞后的一个原因。