对加州电力危机的再认识刘宝华王冬容舒安杰引言加州电力危机已经过去9年了，但其对世界电力市场改革的影响远未消去。

在加州电力危机之前，世界各国对电力市场既有怀疑和争论，也有鼓舞和冒进，加州电力危机的爆发结束了学术界的一些争论，也使各国政府在电力市场改革的实践上更为审慎。

可以说，无论在理论发展还是实践发展上，加州电力危机都是世界电力市场改革史的一个里程碑和分水岭。

加州电力危机的引发，表面上看带有很大的偶然性，特别是许多不利因素的扎堆出现，如天然气价格超乎预料的上涨，2000年夏季天气的异常炎热导致电力负荷的骤增和干旱从而使得可进口电力骤减等，集中催化了危机的爆发，但实际上在其改革目标的定位，起步模式和发展路径的选择中，就已经蕴含了不可避免的必然性。

加州电力危机之前，世界电力市场无论在理论还是在实践中，都普遍存在一种注重效率目标、忽视发展目标，注重竞争机制、忽视风险分布机制，注重供应侧参与，忽视需求侧参与，将集中优化与分散交易非此即彼地对立的倾向，加州电力市场正是这一倾向的集中体现。

加州电力危机的爆发，加速了人们对电力市场认识的深化，经过几年的反思和探索，一些理念已趋于公认，那就是：一个科学有效的电力市场，应是效率目标和发展目标并重的市场，竞争机制和风险分布机制同步的市场，供应侧与需求侧平等参与的市场，集中优化效益和自由选择效益兼容并蓄的市场。

一、加州电力危机的简单回顾加州电网是美国西部电网的一部分，西部电网总共约有1.60亿千瓦的各种发电容量，其中西北部以水电为主（约占65%），而落基山脉地区则以煤电为主，主要在亚利桑那州（约占68%）。

加州系统独立运营者（Ca-ISO）控制加州电网的75%，年输电能力为1650亿千瓦时，与Ca-ISO所辖电网相连的总发电容量为3500万千瓦，主要是重油和天然气发电；加州还从邻近区域进口电力，约在700万到1000万千瓦之间，主要是太平洋西北电力公司的水电。

在强劲的经济增长推动下，加州的用电量在90年代增长了25％，而其发电容量反而下降了2％，为电力危机的发生埋下了伏笔。

加州的电力工业重组是在1996年开始的，在这之前，各个公共电力公司IOUs（Investor owned utilities）对本地拥有垄断专营权，并同时拥有发电、输电、配电和供电资产。

太平洋电力天然气公司PG&E（Pacific Gas&Electricity Co.）,南加州爱迪生电力天然气公司S C E（Southern California Edison）和圣地亚哥天然气电力公司SDGE（San Diego Gas&Electric）等三大IOUs占据市场份额的75％以上。

各IOUs应CPUC要求出售了他们的大部分发电资产，同时输配电网向第三方开放（TPA），消费者获得供电选择权。

Ca-ISO受到联邦能源管制委员会FERC （Federal Energy Regulation Committee）和加州公用事业委员会CPUC（California Public Utilities Commission）的双重管制。

加州电力交易中心Cal-PX于1998年3月成立，按市场设计，该中心只是作为众多的计划协调者SCs（Schedule Coordinators）中的一个，但CPUC同时要求在过渡期（2002年之前）三大公共电力公司必须从该交易中心购电。

按照市场最初的设计，电力交易以日前交易和时前交易为主，而在其他市场扮演主要角色的长期双边合同交易则直到电力危机发生后才被采用。

当新的电力市场架构开始生效时，由于预计成本和价格将因此下降，各个公共电力公司被要求将他们对消费者的电价冻结在原有电价的90％之下。

按当时的预计，这一价格水平足以让他们回收他们在市场重组前的搁浅成本。

但后来的事件发展证明了这一预计完全没能实现，甚至使得各公共电力公司的运营都无以为继。

价格波动和异常的迹象在早期就有所表现，如在1998年7月曾出现过$1000/MWh的高电价，ISO为此对实时投标报价设置了$750/MWh的上限。

但就整体而言，平均电价水平还比较正常，甚至是比较低的：1998年为$26/MWh，1999年为$28/MWh。

但到2000年夏季，超乎寻常的高温，负荷的强劲增长，发电容量的短缺，降水减少导致水电进口的减少，加上从九十年代初开始实施的南海岸空气质量管理条例使得许多机组由于对空气污染严重而关闭，这些综合因素造成了严重的电力短缺，同时使得某些发电商看到了投机机会，它们通过保留一小部分系统急需的平衡容量来操纵市场，使得价格波动失去了控制。

从2000年5月起，电价攀升到从未出现的水平，当年平均电价达到$110/MWh。

此时，公用电力公司的零售电价在大约$60/MWh，他们在这期间销售每MWh损失$50。

为了遏制持续高涨的电价，加州ISO在2000年7月将实时电价上限从原来的$750/MWh降到$500/MWh，后又经FERC同意，在8月再次降至$250/MWh。

即便如此，2000年9月的时候，电力公司已经在按三倍于其零售价格的批发价格向市场购电，各大电力公司的财政问题已经非常严重。

进入2000年秋季后，电价并没有象政府和人们期待的那样随着负荷的下降而开始下降。

天然气价格继续攀升，来自外州的进口电量依然很少，空气污染限制问题依然存在。

更重要的是，有一大批机组停机。

发电商给出的原因是夏季运行时间过长，机组需要检修。

而加州政府方面则认为至少有部分机组停机是一种市场操纵策略。

从2000年11月到2001年5月，将近有1500万千瓦的装机容量（占系统总容量的35%）处于停机状态，是历史上同期平均停机容量的两倍。

12月间，批发电价高达$400/MWh，电力公司平均每天亏损约五千万美元。

截止2001年春，加州的两大电力公司（PG&E和SCE）共积累了200亿美元的巨额债务，已经没有任何财务信用能力与发电商签定双边购电合同。

2001年1月16日，严重的容量短缺迫使加州ISO宣布3级紧急状态，全州范围轮番的停电和限电。

2001年2月1日，加州电力交易中心因为交易稀少而被迫关闭。

2001年3月27日，加州公共事业管理委员会宣布电力零售价格上涨40%。

加州政府命令加州水利部代表负债累累的电力公司与发电商签定长期购电合同，以保证居民和工业用户的正常用电。

这一挽救措施总共花费了加州政府约500亿美元的巨额费用，平均合同购电价格达到了270$/MWh。

但是政府的干预还是没能阻止太平洋天然气电力公司PG&E在2001年4月6日进入破产程序。

2001年1月到5月间，加州ISO不断宣布3级能源紧急状态，进入6月份后，由于相对凉爽的天气和严格的节电措施，形势才逐步趋缓。

二、效率目标和发展目标各国进行电力市场化改革有两个主要的推动力，也即两个主要目标，一是发展目标，一是效率目标。

发展目标包括供需平衡性目标、投资充分性目标、能源安全目标（燃料多样性目标）和清洁发展目标；效率目标包括投资效率目标、发电侧资源配置效率目标和供电侧电能配置效率目标。

发展目标和效率目标是辨证统一的：发展必须是有效率的发展，发展目标的实现，主要是通过相对稳定清晰的市场机制和管制框架的建立，以基于长期边际成本的价格信号引导投资在正确的时间、正确的地点、以正确的技术选择进入竞争环节，同时对垄断环节实行激励性管制，确定好垄断环节合理的收入流，引导公众资本的进入；效率目标必须在实现了基本的发展目标的基础上实现，主要是通过更大范围、更大数量的电力交易，促进大范围能源资源的深度优化配置，以正确的价格发现、价格传导和价格响应机制，传达正确的、不扭曲的、基于短期边际成本的价格信号，包括时间信号和位置信号，保证由最经济的生产者生产最合适的电量，分配到能产生最大价值的消费者，保证消费者的电能使用价值超过电能生产成本，包括内在成本和外在成本。

重新回顾加州电力危机，我们可以看出，加州电力危机的根源，是政治目标对电力改革的不恰当干扰造成电力改革目标的偏颇，忽视发展目标，片面追求效率目标，以及追求目标中的急功近利和手段的简单粗糙。

加州电力改革的推动力主要是来自于大用户，所以在改革方案的设计和改革的推进中，常常包含对用户利益的简单迎合。

加州州长戴维斯在1996年9月26日签署电力自由化法案AB1890后宣称“这一里程碑的法案是我们确保更低电价、更多消费者选择、更可靠服务的主要一步……”，这无疑是对用户选民的一个美好承诺，但这一目标之间本身就包含了一定的冲突：更可靠服务和更多选择是需要更多的成本为支撑的，选择性和可靠性的提高，乃至电价的降低又都需要更大的发展来做保障。

但当政治的需要占了上风的时候，这一基本的逻辑遭到了忽视，实现这一目标的手段采取了“降低并冻结零售电价，一次性放开全部用户”的“一步登天”式简单路径；而对电力发展没有任何配套的促进措施，决策者认为，市场自然会调节好投资的进入。

危机的发展证明，在天然气价格暴涨，进口水电大幅减少，州内天然气机组采取容量截留策略时，供给减少、需求和发电成本增加，导致现货市场价格大幅飙升，这是市场机制在起作用，但显然无法及时吸引到新的供给补充。

加州在90年代容量下降了2％，而英国从1990到2002年12年期间，大量CCGT机组涌入，市场份额从0上升到40％，成为保障电力市场平稳起步和过渡的重要因素。

有一些人认为，如果加州同样有英国那样的幸运，在市场启动后的多年内，天然气价格不是暴涨，而是如英国遇上的那样大幅下降，那么加州或许也有可能得到CCGT机组大量涌入的好结果，加州市场也或许有可能在风险管理机制残缺的情况下大获成功。

这种假设其实很难成立：导致英国大量新机组进入的主要原因，一方面是当时气价走低，更重要的是有差价合同，因为电力项目具有长生命周期的特点，短期的价格信号不足以构成投资者投资决策的依据。

由于有长期差价合同的保护，发电商往往又同时签有长期天然气供应合同，项目收入流稳定、风险小，银行愿意向新建电厂贷款（贷款额一般高达项目总投资的90％以上），从而促成了CCGT机组的快速发展（在另一方面，也达到了撒切尔政府打击煤炭工会的目的）。

其他市场，如北欧、澳大利亚和美国东北部电力市场，也都注意在建立竞争性电力市场中，解决好吸引电力投资、保障电力发展的问题。

PJM以容量信用市场的方式，要求任何购电主体必须在购买电量的同时，拥有或购买足以覆盖其最大负荷的容量信用，部分地补偿和锁定发电商的投资回报；该容量信用市场于1998年建立，并于2001年5月加州电力危机后，取消了对容量市场的管制。

北欧和澳大利亚等都通过期货合约等电力金融市场，为发电容量的建设与进入提供明确的价格信号和完善的风险管理机制；在加州电力危机之后，各电力金融市场都更加注重培育和发展长期合约品种。