世界银行：电力市场设计的全球演变（译）- 下篇

原文来自世界银行: Global Evolution of Power Market Designs.

By Elcin Akcura; Emelly Mutambatsere.

电力市场设计的实验

在过去35年中，许多国家在其市场结构内尝试了不同的设计选项。本节概述了各国在四种市场结构内切换不同电力市场设计的经验。

4.1 公共与私营VIU

29个国家，主要在拉丁美洲和加勒比地区以及撒哈拉以南非洲，将国有VIU改制为私营VIU。其中17个国家将其公共VIU转交到私营管理和/或所有权转交私人，并一直保持这种设计至今。例如，科特迪瓦的VIU自1990年以来一直由政府特许给私营公司运营。2020年，政府将特许协议延长了12年，至2032年。VIU现在作为单一买方，从IPP购买电力。

12个国家重新国有化了其VIU。重新国有化VIU的主要原因包括以下内容。

政治转变支持国有化：委内瑞拉玻利瓦尔共和国在1980年代至2007年间拥有国有和私营实体的区域VIU混合体。在1990年代，委内瑞拉玻利瓦尔共和国开始改革该行业，逐步向私营部门开放发电和配电。1998年至2003年间，约1.42亿美元的私营部门投资流入了委内瑞拉电力行业。然而，随着1999年新政治政权的上台，私有化改革被停止，所有私营部门资产最终在2007年被重新国有化。当年，国有VIU（Corpolec）成立，以巩固电力行业，完全由国家拥有，逆转了之前的私有化改革。查韦斯政权重新推进了国有化，以改善服务质量并最大化利用当地能源进行电力生产。自2007年以来，委内瑞拉玻利瓦尔共和国的电力行业在没有IPP的情况下由国有VIU运营。不幸的是，自2007年以来，该行业的绩效显著恶化，委内瑞拉玻利瓦尔共和国在拉丁美洲地区的输电和配电损失最高，导致自2019年3月以来全国范围内频繁停电。

私营投资者未能获得预期的投资回报：佛得角的VIU（Electra）于1982年4月17日作为国有公司成立。2000年，政府将公司51%的股本出售给由葡萄牙公司EDP（Electricidade de Portugal）, SA和IPE - Águas de Portugal SGPS组成的战略合作伙伴，分别持有Electra资本的30.6%和20.4%。该私营财团接管了公司六年的管理。2006年，当投资者未能实现其预期回报时，VIU被重新国有化，投资者将其控股股份回售给政府。该国随后过渡到一种单一买方模式，多个IPP向Electra出售电力。政府目前正在考虑拆分Electra，并进一步寻求私营投资者参与该行业。

私营投资者未能改善服务：利比里亚的VIU，利比里亚电力公司（LEC），于2017年与爱尔兰的ESB国际工程和设施管理公司签订了长期特许协议，以运营和管理该公用事业。然而，该私营公司经历了许多问题，包括商业亏损增加和政府欠LEC的负债，限制了其提供可靠电力供应同时实现盈利的能力。该公司估计其收入的60%因电力盗窃而损失，每月超过400万美元——剥夺了管理公司扩大电力供应所需的资金。2022年7月，政府没有延长私营公司的管理合同，从而将VIU重新置于国家控制之下。

政府与私营VIU在行业目标（如加速可再生能源发展）上的不一致：多米尼克电力公司（Domlec）目前是国有VIU。其所有权在过去30年中在私营和国有之间转变了三次。2022年，Domlec的所有权重新归国家所有，当时政府重新收购了公司的多数股权，取代了之前的私营所有者Emera，后者曾于2013年4月收购了公司的多数股权。据报道，政府与Emera之间没有争议，但政府的主要立场是希望加速地热发电的发展，他们认为这在国有制下会更好地实现。多米尼克的电力市场理论上对IPP开放，但目前没有IPP运营，Domlec是该国唯一的发电商和配电商。类似但更具争议的案例是格林纳达的私营VIU设计经验（框2）。

方框2：实施私营VIU结构的挑战 - 格林纳达的经验 自1989年以来，格林纳达的VIU在公共和私营所有权之间转变了两次。格林纳达于1994年将其国有VIU的控股权出售给美国公司WRB Enterprises，将公用事业的管理权转移给私营部门。该公用事业在过去15年中运营不佳，原因是资金长期不足。供电短缺常见。格林纳达电力服务有限公司（GRENLEC）成为格林纳达新的唯一电力服务提供商，并采用了公私合营的所有权结构。该公司于2008年在东加勒比证券交易所上市，进一步稀释了政府股份至10%，40%为公众所有。

在此期间，供电接入率从85%提高到95%，WRB在1994年至2019年间投资了约3.5亿美元，开发了该岛的发电和网络基础设施。然而，由于该国严重依赖进口燃料发电，电力成本仍然很高。电价设定框架允许GRENLEC将进口燃料价格的上涨转嫁给消费者。私营所有者WRB Enterprises与政府政策之间的矛盾在2017年加剧，最终在世界银行下属的国际投资争端解决中心（ICSID）提起诉讼。WRB称，政府在2016年《电力供应法》中允许家庭/商业用户分布式发电的某些条款违反了1994年的私有化协议，该协议限制其他实体发电。格林纳达政府试图鼓励分布式可再生能源（如住宅屋顶太阳能）的利用，以减少对进口燃料的依赖。然而，根据GRENLEC的说法，该计划对公司的财务状况产生了负面影响。

双方未能达成一致的协议，经过两年的法庭诉讼，最终裁决支持WRB，2020年12月24日，政府根据股份回购协议从WRB回购了股份。格林纳达政府在2022年表示有意寻求新的战略私营合作伙伴，以帮助资助该公用事业的运营。

格林纳达的经验展示了这种市场结构的一些限制。私营VIU结构可能过于僵化，无法适应新的行业目标，如增加可再生能源发电。格林纳达的初始私有化协议和随后的监管并未以鼓励私营VIU通过投资可再生能源以改善行业可持续性的方式构建，因为当时这不是关键的行业目标。作为私营实体，GRENLEC管理层不太可能鼓励第三方可再生能源发电的发展，除非它感到有足够的补偿或能够从自己的可再生能源发电中获利。GRENLEC作为垄断者将不得不推动任何大规模向可再生能源的过渡变化。

4.2 捆绑与拆分SBM

10个国家从综合单一买方模式（VIU作为单一买方，从IPP购买电力并拥有自己的发电资产）切换到拆分的单一买方模式。没有国家在拆分其单一买方后重新回到综合SBM结构。这些国家有几个总体目标，包括以下内容：

激励私营部门进入：从1995年到2005年，越南的国有VIU EVN是市场上唯一的参与者。2005年，该国首个IPP开始运营并向EVN出售电力。七年来，EVN一直作为综合单一买方从IPP购买电力。由于发电投资未能跟上需求增长，电力供应出现短缺。EVN还面临财务问题，因为受管控的电价未能覆盖其成本。此外，与IPP的PPA以外币（美元和日元）计价，导致EVN在货币贬值时面临财务压力。2012年，政府在法律上拆分了EVN，创建了一个独立的电力交易公司，从国有发电商和IPP购买电力。政府拆分EVN的愿景是促进私营部门投资进入该行业，包括国有发电商的私有化。在这种市场设计下，私营部门投资增加。到2023年，私营参与者估计拥有42%的装机容量。EVN在输电环节保持垄断，但2022年《电力法》的修改后，现在允许私营部门投资电网。2023年，一家私营公司利用这一法律变化，建造了从其太阳能电厂到电网的输电线路。

为过渡到竞争性批发市场结构做准备：一些国家创建了独立的单一买方，以在过渡到竞争性批发市场结构之前获得电力交易的经验。例如，阿曼电力和水资源采购公司（OPWP）是一个综合电力和水资源VIU，自1996年起作为单一买方从IPP购买电力。2005年，政府拆分了该公司，创建了一个独立的阿曼电力传输公司作为独立系统运营商，而OPWP成为市场运营商。OPWP计划随着与IPP的长期PPA逐渐到期，过渡到更具竞争性的批发市场结构。它于2019年开始运营全电网批发现货市场的试验。2022年1月，阿曼正式过渡到由OPWP运营的全电网市场结构。目前，所有没有现有PPA义务的发电商都必须通过电网出售电力。发电商通过统一门户提交每日报价。他们可以访问市场数据，如调度和价格，并通过现货市场获得电力销售的付款。该市场为发电商创造了新的收入机会，特别是太阳能和风电项目。

4.3 竞争性市场结构的多种选择

各国尝试了不同的竞争性批发电力市场结构设计。过去35年中观察到的主要趋势包括以下内容：

双边交易到净池设计：大多数国家最初只允许发电商和大型工业消费者之间的双边交易。24个国家逐渐创建了净池与双边交易并存。其中21个国家位于欧洲和中亚地区。例如，保加利亚在2003年允许发电商与年消费量超过40 GWh的大型工业消费者之间的双边合同。它逐渐降低了对消费者的消费限制。2016年，独立的保加利亚能源交易所（IBEX）启动了日前市场与双边交易并存。2018年，IBEX启动了日内市场。IBEX目前维持24小时交易，交易可以在交付开始前60分钟进行。IBEX于2021年5月与希腊电力交易所耦合。保加利亚现在能够通过希腊边境在任何一天连续交易电力。

双边交易到基于成本的批发市场设计：五个国家，全部位于拉丁美洲，从双边交易过渡到基于成本的组织批发市场。例如，秘鲁在1994年开始允许大型消费者和发电商之间的双边合同，作为自由化电力行业的第一波改革的一部分。2006年的第二波改革引入了由Comite de Operacion Economica del Sistema Interconectado Nacional（COES）运营的基于成本组织的批发市场。COES根据每个热力发电厂的技术特性（包括机组的热效率）估算其发电成本。发电商支付的输入燃料价格基于发电商提交给COES的发票。对于水力发电厂，COES基于水电的机会成本估算价格，使用随机离散动态程序计算水的机会成本。COES每15分钟重复一次计算，以最小化满足所有地点需求的成本，考虑输电网络约束。

总池到净池设计：四个国家将其批发市场设计从总池改为净池。英国是全球最早采用总池电力市场设计的国家之一。撒切尔政府在1980年代初期探索了在电力系统中引入“市场竞争”的选项，以应对普遍关注的高电价问题。英国政策制定者开发了一种创新的市场机制，称为“池”，该池于1990年4月1日开始交易。这是世界上最早的总池现货市场之一。所有电力每天和每半小时买卖一次。交易在单一市场场所完成，假设没有输电约束；然后，系统运营商根据物理现实（如输电约束）调度电力，并将任何由此产生的额外成本按比例分摊给市场参与者。英国于2001年3月27日切换到净池设计。切换的主要原因是政府担心池对燃煤发电商不利，池的价格设定规则（所有发电商按边际机组的报价支付）不合理地推高了批发价格。

暂停WRC运营：一些创建了支持批发市场运营结构的国家可能偶尔不运营这些市场。阿根廷是电力市场的早期采用者之一，当面临宏观经济挑战时，实际上回到了合同由政府监管而非市场力量决定的系统。在1992年至1999年的第一波改革之后，阿根廷的市场结构复杂，领先于其他新兴市场，并成为放松管制的典范。这一进展在2001年宏观经济危机后受到威胁。面对大规模贬值，政府将电价从美元转换为比索，冻结了输电和配电电价，撤销了公共事业特许权中的所有价格调整条款和通货膨胀指数化机制，授权行政部门进行特许权的全面重新谈判，并要求现货价格基于天然气的监管价格计算，无论实际使用的燃料如何。尽管保留了竞争性批发市场结构，但不允许支持竞争性市场运营。市场运营在2015年启动的第二波改革期间恢复。

厄瓜多尔展示了一个国家从竞争性市场结构回归到更集中结构的案例。厄瓜多尔在1989年拥有国有VIU结构，并在1996-1999年间通过公司化、拆分和私有化部分VIU自由化了该行业，允许私营部门参与。1999年，厄瓜多尔进一步创建了一个由系统运营商（国家能源控制中心，CENACE）运营的基于成本的现货市场。2007年，左翼政党当选后，国家对行业的影响力增加，作为政府减少国内不平等的社会政策的一部分。然而，逆转主要是由多方面的行业问题驱动的，这些问题导致了行业危机。首先，由于电价未能反映成本（约低44%），行业未能产生预期的私营部门兴趣，导致巨额赤字和沉重的债务负担。厄瓜多尔1999年的经济危机加剧了这种情况，终端用户电价进一步降低。随后，终端用户电价逐渐增加，但从未达到成本回收水平。此外，高额的技术和非技术损失（2006年达到约23%），特别是客户欠配电公司的高额欠款，加剧了行业的问题（非技术损失比技术损失高约20%）。在这种情况下，国家干预了该行业，建立了按消费者群体划分的受监管单一电价。财政部负责覆盖任何与成本回收电价的偏差，国家接管了电力行业的所有投资。该行业转向由国有公用事业主导，只有少数私营发电商保留。

4.4 应对零售市场的复杂性

零售设计增加了电力市场运营的复杂性，这解释了采用这种结构的市场的过去表现。只有四个国家立即允许所有客户参与零售竞争。大多数国家逐步开放其零售市场竞争。29个国家16遵循了逐步方法，首先允许发电商与大型工业客户之间的双边合同，然后进一步扩大竞争到商业客户，最后到包括家庭在内的所有消费者。一些国家在电力市场中采用零售竞争以应对复杂性的策略包括以下内容：

市场力量—— 现有能源公司的市场力量可能威胁有效竞争和新供应公司进入市场。现有大型能源公司由于遗留客户和更广泛的成本基础，主导零售市场，与寻求进入该领域的独立供应公司不同。零售市场的可竞争性对于设置这些复杂市场结构的成本以提供预期的效率结果是必要的。在一些新兴市场，这一限制可能证明在过渡到完全零售竞争之前需要较长时间。现有能源公司的市场力量可能威胁有效竞争和新供应公司的市场进入。需要强有力的行业监管来限制和消除市场中的非竞争行为。

价格波动—— 对于一个完全自由化的市场来说，要具有竞争力，价值链上的所有实体都需要暴露在价格信号中。然而，这对于大多数小消费者来说是不可取的，因为他们往往是风险厌恶型的，不希望暴露在不可预测的价格波动中。一些国家仅部分开放零售市场以减轻这种风险。或者，一些欧洲市场通过让零售供应商或聚合商采取积极的风险管理策略来管理波动和不确定的市场价格，从而不将这些风险转嫁给消费者。

交易成本—— 供应公司在扩大和维护其客户基础、提高现有客户的业务利润以及最小化获取和服务客户的成本而不牺牲客户体验方面面临重大挑战。与单一现有供应商相比，当多个零售商竞争同一客户时，营销成本会增加。对于向大型工业和商业客户的销售，交易成本较低；因此，大多数具有零售竞争的国家选择分阶段引入零售选择。竞争性零售市场中的薄利润导致对产品差异化的需求。一些欧洲国家通过利用技术推动产品异质性和创新来提升零售竞争，以捕捉更高的利润。

消费者参与—— 小消费者参与零售市场的实际和感知研究成本很高。对于住宅和小型商业客户来说，寻找更好供应商所需的时间和精力往往超过了预期收益。因此，大多数消费者在有机会选择供应商时可能不会切换供应商，而是继续使用现有供应商。在一些国家，客户对供应商提供的复杂合同感到困惑，并转向了价格更高的合同。这种消费者惯性使得现有供应商能够对最不活跃的消费者进行价格歧视。监管机构可以通过减少搜索和转换成本来制定法规，增强和激励更多消费者参与市场。例如，复杂的电价结构可能会阻止客户切换供应商。监管机构可以标准化所有供应商提供给消费者的电费账单中的信息，从而简化能源零售商之间的电价比较。改善供应商提供的不同报价的网站可用性是提高消费者参与度的另一种策略。

4.5 离网和分布式发电

正式的市场结构可能无法完全反映某些地区（特别是低收入国家和市场脆弱国家）电力市场的实际运作情况。在一些低收入或市场脆弱国家，运行现代、互联的电网非常困难。治理和管理能力也往往不足以运行有效的综合系统，以提供持续、稳定的电力供应。在这些国家，可能有替代的私人电力供应商在集中电力系统之外运营。这在市场脆弱和受冲突影响的国家（如索马里）尤为明显，私人能源服务供应商主要通过微电网或离网解决方案提供电力。

在集中电网网络仅覆盖部分人口或系统饱受电力短缺困扰的国家，客户通常可以选择购买自己的“自备”发电设备。在某些情况下，通过微电网共享自备发电容量可能更便宜。近年来，一些国家允许微电网的发展，特别是在尚未连接到集中电网网络的地区。

在尼日利亚，集中电网的糟糕服务推动了微电网和离网解决方案的增长。私人自备发电容量的估计为14GW，服务于约1亿人，显著超过了系统的官方容量13GW，其中近三分之二通常不可用。尽管传统上被禁止，但现在有向更独立的本地化系统发展的趋势，不仅在偏远地区，而且在最大的城市拉各斯也是如此。拉各斯州政府推广了利用本地配电系统向本地客户输送电力的本地电厂。私人开发商还可以为其住房项目提供微电网。

5 结论

在过去四十年中，所有类型的国家都部署了替代一体化垄断的方案。越来越多的国家正在向允许私营部门参与其电力市场的方向发展，理由是解决绩效问题并满足高需求增长和财政空间紧张下的重大资金需求。

1989年，VIU模式是215个国家采用的主导市场结构。今天，它仍然是第二常用的结构，但其使用已显著减少到72个国家。国家主要保留VIU结构作为政策选择或由于外部约束。它尤其受到小经济体和岛国的青睐，其中一些国家保留了VIU结构，但将其置于私营管理和所有权之下。

相比之下，SBM和竞争性批发市场结构的使用越来越多。SBM通常被视为市场自由化的中间步骤，已成为最普遍的结构，87个国家采用。批发-零售竞争模式较少见（69个国家），但在发达经济体中更为常见。

设计和实施平稳过渡阶段没有一刀切的解决方案。设计电力市场需要时间，以提供清晰、正确的信号，鼓励私营部门进入。本文对过去35年中各国尝试的不同市场结构和设计选项进行了独特的全球历史总结。他们的经验突出了一些共同原则，这些原则使各国能够成功过渡到更具竞争性的电力市场结构。这些包括：（a）作为第一步，创建一个具有新使命和新业务战略的监管机构或独立机构；（b）最佳市场规模；（c）透明市场平台的先决条件，包括通过拆分输电进行行业重组；（d）强大的政治意愿。以下我们总结了基于全球经验的每种市场结构实施的政策建议。有关这些策略的更多信息，请参阅即将发布的IFC报告（IFC 2024）。

实施私营VIU结构的政策建议

作为政策选择或由于外部约束，部分国家可能选择保留VIU结构。基于全球经验，可以得出以下关键见解：

VIU市场结构应设计为促进商业原则，并在国家保留部分所有权的情况下，在VIU与其所有者之间建立真正的独立关系。

在可行的情况下，可以追求VIU的公开上市，以提高运营效率并减轻财政压力。缺乏机构能力的国家可以寻求咨询支持，例如来自DFI（如IFC）的支持，以促进公开上市。

持续有效的行业监管对于确保VIU的激励与新兴行业目标一致至关重要。

实施SBM结构的政策建议

基于全球经验，可以得出以下政策教训：

单一买方模式的设计不应过于限制，而应尽可能扩大竞争特征。这可能包括私有化单一买方或将其与其他市场功能拆分。

应考虑将发电资产从单一买方中拆分，以减少从大买家的自有发电子公司（或偏向子公司竞争）中选择投标的风险。

单一买方模式应设计为间接财政义务最小化和其他可能削弱其在财政受限市场中增加发电容量可靠方法效益的风险。

单一买方模式可以作为VIU和批发竞争之间的中间市场结构，通过在满足竞争市场条件之前展示私人投资和管理的效益。如果这是目标，PPA必须设计为不将市场锁定在SBM状态。

实施竞争性批发市场的政策建议

基于全球经验，可以得出以下政策教训：

当电力市场在多个买家和卖家之间运作时，竞争性市场机制的使用达到最大范围。较小的市场可以通过与邻近市场整合来扩大市场规模。

行业的财务可持续性是有效市场运作的关键要求。售电公司（通常是市场中的主要买家）的财务健康状况必须良好，以确保其支付完整性，以履行其与发电公司在双边合同和组织现货市场下的义务。

在发展中国家，提供风险对冲和合同工具至关重要，以确保投资者拥有必要的金融工具来平衡其风险（例如，现货市场波动风险）。

大型电力消费者和发电商之间的双边合同提供了一种实用的方式来引入批发市场竞争，因为这些交易易于根据卖方和买方的需求进行定制，从而提供了灵活性。然而，它们通常不透明，因为交易价格和数量的详细信息仅限于双方，通常不公开。国家可以通过某种形式的组织现货市场来补充双边合同，以提高市场透明度。

虽然电力交易所在大多数国家中仅占电力交易的相对较小份额，但它们提供了价格发现的工具。交易所还可以为发电商和消费者提供有用的对冲工具，以锁定未来时间段的电力价格，从而提供一定的价格波动保护。

实施竞争性零售市场的政策建议

基于全球经验，可以得出以下关键见解：

产品差异化是零售供应公司在传统利润微薄的领域中捕捉更高利润的关键。

零售市场的可竞争性对于设置这些复杂市场结构的成本以提供预期的效率结果是必要的。在一些新兴市场，这一限制可能证明在过渡到完全零售竞争之前需要较长时间。

对于向大型工业和商业客户的销售，交易成本通常较低。在一些市场中，分阶段开放零售市场，首先向这些客户群体开放，然后逐步扩展到家庭，可能是更可取的。

现有能源公司的市场力量可能威胁有效竞争和新供应公司的进入市场。需要强有力的行业监管来限制和消除市场中的非竞争行为。

颠覆性数字技术的推广有望降低独立供应公司的成本壁垒，这些公司没有这些遗留优势。零售公司可以部署数字技术以提高其竞争力。例如，通过利用对客户使用模式、细分和偏好的汇总客户数据的高级分析，他们可以识别目标客户群体和部署新产品和服务的机会。

技术的进步正在通过提供解决方案来应对传统约束，使新兴市场能够采用复杂的竞争性市场结构，这些约束使得在弱监管、低收入客户群和高交易成本下难以管理这种结构。

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