在上世纪末的最后几年，美国国内开始了电改的浪潮。但这一轮针对电力体制各环节的改革在几年后便遭遇了重创并停滞了下来。回首二十年前的这一场改革，究竟当时的美国电力市场如何，问题何在，今日又该如何看待这场改革的意义成了许多人关心的问题。
来自加州大学的两位能源学家塞弗林·伯伦斯坦（Severin Borenstein）和詹姆斯·布什内尔（James Bushnell）在本文中系统地回顾了这场改革并分析了当中的经济学原理。eo公众号小编辛苦翻译，篇幅较长，但干货也多，欢迎大家收藏阅读。
一、简介
上世纪九十年代中期，投资人所有的垂直一体化垄断型公用事业公司（IOU）为美国绝大多数的电力用户提供服务。IOU集发电、输电、配电以至分发电费账单功能为一体，受州一级的公共服务委员会的监管。委员会有决定电价的权利，以保证公用事业公司可以收回必要已发生运营成本（prudently incurred costs）和资本支出的收益。这个过程被称为“服务成本”条款（cost-of-service regulation）。
而在1995年到2002年这七年期间，美国各州掀起了一股针对电力体制改革的浪潮，其目的是将竞争引入到公用事业公司的垄断环节中——也就是“电力改革”（electricity restructuring）”。在此之前，航空铁道、通信、石油零售和油气行业已经成功地完成经济去管制化，电力行业紧随其后。
在当时，人们普遍希望这场变革能够将电力业去管制化，建立以市场为基础的电力体制。而当2000至2001年的加州电力市场危机发生后，这场电力运动在2002年遭遇了重大的冲击。虽然依旧存在“继续去管制”的呼声，但之后的公共政策无疑终止了进一步的改革。在过去十年，针对电力行业的政策已经将目光放向了别处——特别是环境方面，而世纪初的那场声势浩大的电改讨论已渐渐悄然无声。
本文的中心前提便是，对准租金的追求是过去20年电改最大的推动力，而这正是建立在对装机容量、购电协议等其他需要长周期回报项目的投资上的。（准租金：如由于厂商的生产规模在短期内不能变动，其固定生产要素对厂商来说就是固定供给；它不能从现有的用途中退出而转到收益较高的其它用途中去，也不能从其它相似的生产要素中得到补充。这些要素的服务价格在某种程度上也类似于租金，通常被称为“准租金”）
这些项目造成了平均成本和发输电边际成本之间关系的波动。平均成本是管制下定价的基础，而边际成本是竞争性市场的定价基础。当两种成本相异时，消费者和政治情绪上都会倾向于低价（不管是市场还是管制）的体制。
产业中的平均成本和边际成本关系受到许多因素的影响。服务成本条款带来的过渡性的鼓励政策会对生产力、投资力度和投资种类的因素带来影响。而另一些影响因素则超出了公共服务委员会的控制范围。在这段时期内，这种外源性的影响主要表现在两方面：一是在其他领域的技术革新（比如改变了燃气涡轮机设计的飞机工程技术和降低了太阳能降低的半导体技术革新）；二是天然气价格的走势，它一般决定了电力系统内的边际成本的高低。
在电改初期，人们对管理体制的革新和引入竞争后的激励作用寄予厚望，希望提高电力效率并降低电价，但事实证明这种期望不过是错觉。在实际操作中，不管是处于管制的州还是放开管制的州，费率均上涨了。改革初期时，放开管制的州费率上涨甚至更为明显。在之后针对电力零售价格的探讨中，两方的州政府也普遍地忽视了最关键的问题：来自外部的对产业的冲击将大大盖过体制改革带来的红利。一个明显的证据便是引入竞争之后，发电厂的效率和之前被分割的电网协调能力都有所提高，但天然气价格运动和新技术的发展对电力行业的影响更大。
我们认为，二十年前的为这个产业创造了政治推进力的诸多鼓励因素至今仍存在。其中之一便是如今越来越受关注的分布式发电：通过在用户在终端发电的方式降低了在公用事业企业里用户零售电的需求。尽管分布式发电的扩张面临技术和经济上的争论，有支持也有反对，但准租金的转化发生在政策的制定中发挥重要作用。
在第二章节，我们会回顾在九十年代人们如何期望推动电改进程，以及这些信念如何在各个环节重塑市场化的电力市场（包括发电、输电、配电和零售）；在第三章节我们将重新审视影响电改的因素与长久以来的困惑：投入成本和其他因素的改变是如何打败了电改。在第四章节，我们将展望未来电力行业面临的最为严峻的问题，随着大型地面光伏电站和小型居民及商业用户的可分布式发电装机容量的增加，可再生能源和间断性能源的影响也与日俱增。第五章将得出我们的结论。
二、电改中理论与执行
在分析电力改革前，我们需要面对一个挑战：到底什么是电改？在美国之外的其他国家中，改革或者去管制化的一个重要步骤便是将剥离政府对国有化的电力部门的所有权。但在美国，政府从来不是电力机构的主导者，唯有的例外是水力发电市场和混合所有制的发配电企业——但这些在电改时并没有发生太大的变化。准确地说，由于1938年联邦电力法的作用，批发电力市场一直都由联邦能源管理委员会（FERC）进行管理。在电力改革的过程中也未曾改变，即使FERC曾经放权让州或地区去自定“基于市场”的电价。但这定价权可以随时收回，所以，即使是批发市场也不能称之为完全“去管制”。
在一个基于市场的电力供应系统应该由四个完全独立的环节组成：发电、高压线路长距离输电、电压降低（降至110V的美国标准或220V的欧洲和其余地方标准）和在当地终端用户的配售电（市场售电或在批发市场二次售电）。最后一个环节包括了长期电力合同的采购、电价设定和计价收费的功能。美国电改的主要关注点在于发电、输电和售电。地方配电线路仍被视为自然垄断部分，由监管部门或当地市政所有。
各州在发电、输电和售电三方面的改革深入程度也不相同。但独立监管和输电网管制被公认为是电改的主心骨，因为这对发电商进入竞争性电力批发市场卖电与零售商能买电至关重要。发电侧的改革则更像之前其他产业的市场化模式——去管制化的发电厂能自由进入市场（作为“商人”发电方或独立电力生产者（IPP）），然后它们的生死存亡只取决于它们自身的生产成本和销售价格。而在售电侧，在一定的区域内电改已经允许非公用事业企业成为批发电力采购实体，向零售用户售电，并提供可选择的不同零售价格，当然，零售电价被设定在某个范围内。
在理论上，这三方面的改革应该是紧密关联的。没有独立的输电方，同时拥有输电网和发电厂的企业将有极大份额的准租金利润，导致发电厂受其影响而无法进入竞争性的发电市场。即使进入了输电网，如果只有一个可进行售电的零售提供方，电厂依旧处于弱势地位。一个垄断性的零售提供方（或者是配电公用事业企业）可能存在竞争性采购，但它们将缩窄发电厂的竞争范围，这意味着垄断性零售商能完全决定了这一区域内提供给零售商什么产品。例如说，即使用户愿意为绿色能源买单，垄断性零售商也可能并不乐意采购低碳能源。因此，有售电侧的开放竞争才能切实实现发电侧的竞争。同样，发电侧竞争才能给售电侧提供更多更好的选择——不同种类的发电能源或可用于平衡长期批发合约的可选择性的计价机制。
在实际中，虽然这三个环节的改革在一定范围内存在联系，但在大部分地区往往先进行发电侧改革而没有进行售电侧改革。而独立的输电方已经接管了美国大量发电侧和售电侧竞争程度不一的电网。
1. 输电接入改革
输电侧的改革沿着两条路径进行。一条是监管的道路，制定规则迫使垂直一体化的公用事业企业向第三方开放输电网；另一条是制度化的道路，鼓励成立独立系统运营商（ISO）与区域输电组织（RTO）。FERC在九十年代与2000年后发出了一系列命令来促使可用电网容量透明度更高的市场的出现，也要求垂直一体化的公用事业企业为第三方独立发电商开放输电服务。FERC的这些努力均取得了较好的效果。
电网无歧视开放所带来的更为成功的一点是出现了RTO/ISO。这些实体作为用户支持的非盈利机构在FERC的监管下成为了电力系统的管理角色。在美国，电网公司在管辖范围内是不能拥有电网资产的，但它们可以利用发放许可、控制区域内电厂的发电计划和操作实时市场等方式决定谁能进入电网。而在所有情况下，ISO所做的关于发电运行的决策是建立在电网的限制性和可靠性考虑之上的。由于ISO不拥有发电资产和零售用户，所以能公平地保证电力供应与可靠性。
起初关于RTO和ISO的模型很大程度上是限制在一个“能完成整套电改步骤”的市场设想上的：让不同的电力生产者能完全无限制地进入电力消费者的市场从而形成消除垂直化壁垒的体制结构。相反的，也有不希望出现零售端竞争的区域对RTO和ISO的结构心存疑虑，认为有可能导致把全面电改推向灾难性的下滑边缘。因此，不少地方公用事业企业和一些大型的一体化公司和联邦市场机构还是坚持原来的传统电网结构，由它们直接控制进入和实时使用。
而这种现象在2005年后发生了改变。改革公用事业企业运营的的压力在许多地区大大减低，所以加入RTO或ISO市场不再被视作对传统公用事业企业权力的消除。而在ISO市场内更好地系统协调和降低交易费用也带来了极大的利润。 图1是2012年时北美ISO和RTO的区域地图。如今，像中部独立系统运营（Midcontinent Independent System Operator）、西南电力联营（Southwest Power Pool）和PJM市场这类包含多个州的组织已经不再考虑在发电侧或售电侧进行改革。
RTO和ISO的出现和发展也许是美国电改唯一一个明确的成功之处。相比其他国家，美国电网系统曾经是高度巴尔干化的。有证据表明，这种在公用事业区域内缺乏协调性的问题阻碍了交易的帕累托改进并造成数十亿美元的损失。 虽然在早期电改已经完成了关键步骤，为发电和零售市场去管制创造了条件，也因此产生了本由公用事业管理的区域整合成一个区域性管理RTO的趋势，但RTO的发展还是仅被视作是这一时期改革的珍贵遗产，即使它带来的利润甚至惠及了那些了从来没有考虑过任何改革的州。
2. 发电所有权的改革
电改的第二环节是针对发电资产的所有权状况和盈利模式。原属于公用事业公司的发电装机纷纷成为独立的电力生产者（非公用事业企业或“批发商”）所有，其盈利也由依据平均成本进行补贴的“服务成本”模式转变为基于发电能力的市场盈利模式。
有人认为在某种程度上电力部门已经完成了“去管制化”，因为在发电厂补贴这个传统模式已经发生了根本的转变。另外还对电改区域内IOU所有的发电资产进行了剥离，新的电力生产者的投资也同样发生了巨大的改变，发电资产不再与发电补贴联系在一起。1997年，美国只有1.6%的发电量由完全的独立电力生产者（IPP）生产。但这个数字到2002年上升为25%，2012年上升为35%。由于公用事业公司将核电业务出售，1997年独立电力生产者的核电发电量接近为0，但到2012年已接近50%。
图2展示了美国全国发电所有权的差异性以及发电侧改革所表现出来的强烈的区域特征。在有着全国最大的区域IOU的东南部，和在由联邦发电商及市公用事业单位所主导的太平洋西北部地区就对电力改革表现得较为抵触，值得注意的是，这些地区也是1997年时的平均零售电价最低的地区。东北部和伊利诺斯州几乎的发电侧已经完全为非公用事业企业所有。在德克萨斯州、加利福尼亚州和蒙大拿州，独立电力生产者也占有很大的份额。
我们将这一维度的改革视作最具有经济意义的部分，毕竟绝大部分的成本是由发电领域产生的，最主要的成本和价格的潜在变量也存在于这一领域。
在过去20年里，发电领域的改革效果深刻影响了政治态度对电改效果的看法，特别在平均成本与边际成本的对比下，这种态度尤为明显。
在九十年代早期电改开始之际，绝大多数地区的发电备用容量率很高（见图3）。在几年前（随着间断性可再生能源比重上升），这一数值仍是衡量资金调度效率的有效替代方式。备用容量率高通常表示装机容量未有效利用。较低的利用率则增加了平均成本，而这个成本将平摊到每个用户。同时低利用率通常意味着相对较低的边际成本，导致区域批发电价较低。此外，九十年代较低的天然气价格也促成了低区域批发电价。
因此在九十年代后期美国电力行业经受着较高的备用容量率，也因此导致边际成本过低以及不寻常的高平均成本，这是电改压力的基本来源。而正如我们上面所讨论的，在当时鼓吹的重点却是解除零售市场的管制。讨论这个问题的话必须站在用户（尤其是工业大用户）的角度来说。对于这些用户，他们在当时是看到了一个能“直接进入”电力批发市场的机会。
当然，由于某些公用事业公司在竞争性批发市场里的市场价值会远远低于贬值的资本价值，所以在电改时期也存在坚持运营。对于这些企业来说，大用户所看到的“机会”对它们而言是真正的威胁。这个问题很快地被股票市场内化掉。在九十年代中期，加州、宾夕法尼亚州和新英格兰地区的大型公用事业企业股价严重下跌。于是这些企业的股东迅速放弃了关于从平均成本到市场价格模式的过渡模式的考虑和谈判。政府和监管者不得也不得不面对一个尴尬的现实——多数呼吁电改的用户并不是出于节省成本和提高产能的考虑，而是寻求一个机会处理掉不盈利的沉没资本。这意味着用户所节约的成本很大程度上是来源于股东回报的降低。
最终，电改区域内的公共事业公司说服了监管部门，默许监管部门和IOU之间的协议（又称为“管理协议”(regulatory compact)），要求公用事业公司将从电改中回收搁浅成本。几乎所有IOU剩余账面下的发电资产都通过批准监管委员会的授权建立起来。所以如果强制改革而不对搁浅成本进行补贴的行为就会违反管理协议。因此几乎每个州的改革时间表中都会有完全由公用事业单位回收完全补贴闲置投资（stranded investment）或其他类似的计划。
最常用的补贴搁浅成本的机制是设定一个过渡周期，在这个周期内公用事业公司可以将零售电价高于市场价的部分冻结，然后申请将这部分利润用于偿还他们的搁浅成本。但由于在加利福利亚州，过剩利润突然变为负值，从而导致了加州的电力危机。为了避免在鼓励零售电竞争和补贴搁浅成本两者之间发生冲突，这一部分过渡费用一般作为附加费被加到了配电公司电费单上。所以，讽刺的是，虽然用户对电力改革的动力来源于避免在低边际成本时候支付高平均成本费用，结果这一部分为了补贴公用事业单位搁浅资本的过渡费用也完全与之前所付的费用所差无几。
3. 售电侧的改革与重组
放开公用事业公司在零售市场的的特许经营权是整个改革中最被关注和鼓吹的环节。这一过程被诸如“消费者的选择”和“自由选择”等溢美之词精心包装。同时人们也希望能像通讯行业一样，放开零售端的竞争能鼓励零售服务的创新。但具体如何实现这些设想却从来都没有明确过。电力服务已经证明了它难以像通信技术服务在八九十年代的发展那样，能有多种用法或存在替代商品，毕竟电本身是完全单一的。为了接入电网，所有电力生产商所供应的电都是完全符合同一规范的，难以有任何区分。所以可以进行创新的地方只能是经济上配置安排，如价格计划、支付方案或补充商品的配套选择。
零售环节的改革，更准确地说是为消费者提供了一个直接接触到电力零售商的机会，不管这个零售商是电力生产商还是批发购买了电力的企业。而现有的电网操作方继续保有对配电和功能性输电的垄断特权，也继续为那些没有更换电力零售商的用户提供捆绑的默认电价。而那些选择了第三方电力零售商的用户则必须为输配电系统的搁浅成本另外买单。
零售端改革的具体实施情况在每个州的情况都有很大的差别，图4展现了在每个州内第三方零售商在零售市场内的占有比例。显然德克萨斯州在零售市场竞争方面已远远超过其他地区，除此之外，只有东北部一带还有相对活跃的零售市场。
关于零售价改革，首先我们要了解在改进电力定价效率的潜在意义，这将帮助理解九十年代电力零售计费消费低下的问题。对大多数的公用事业企业来说，定价政策往往更考虑成本而非效率。一方面用户面对垄断型的电力供应方别无他选，另一方面的公用事业企业也受限于服务成本政策所以不能追求利润最大化，所以促进定价效率的举措是缺乏动力的。但引入了非公用事业企业的电力供应商和批发商后，竞争和需求就出现了弹性。发电商有了根据用户需求来发电的机会——同时产生了根据边际成本来确定价格的压力。
有效的零售电价应反映出每个节点在每小时（甚至更短时间）上的边际成本变化。但在改革初期，几乎所有居民用户、商业和工业用户的电价都没有按照每小时价格计算。公用事业公司通过容量电价几乎收回了全部成本，其中包括了变电站部分的固定成本。而对于居民用户而言，电费单纯的只是一个常数，并不因为何时用电而发生变化。
如果电价能够精准反映特定时间和特定节点的边际成本，那么电力消耗将更有效率，但只有在非常严格的条件下，电价才能精确地覆盖成本。现实中，一些成本的规模一定比例上小于售出总额，所以有效的边际定价能带来收入差额。
固定费用可以获取必要的额外收益。对于居民用电市场来说，固定电价（比如一个月固定一个价）一般更具效率，因为在各种费用中，一个月内接入电网的弹性费用几乎等于零。因此就算一个用户的消费电量为零所遭受的损失也很小，因为固定的价格已经超过了消费者盈余。
然而，出于同样的原因，固定电价的分配结果也受到更多的关注。从一个基数费用（flat rate）加上非固定电价的计价方式转变为一个较低的基数费用加上固定电价的计价方式无疑是一种倒退。2011年，伯伦斯坦（Borenstein）通过加州的三个投资者所有的公用事业公司中论证了，当一个税收中性的收费（Revenueneutral）转变为低基数费用和高固定电价的方式，低收入群体将多支付69%-92%的电费。从公平的角度出发，合理的分配收益要求应该与消耗的数额成比例的。但这个方式又重新回到了平均成本定价的路上，其低效已经被证明了。
零售商和用户之间的合约性质使得电力行业中的平均成本定价问题进一步恶化。在任何情况下，用户都可以有选择性地在已知价格下购买任何数量的产品，这在行业内被称为“需求合同”。其本身并不会因为价格波动而成为一股不稳定的因素，但如果成本的变化和价格的调整长期滞后的话，买家就有机会更换电力供应商。这一现象同样出现在决定去管制的州里，也体现在同一时期内用户对竞争性零售商的选择中。如果分布式发电装机容量继续增加，那么平均成本定价和需求合同将进一步加剧问题的严重性。
所以，在20年前电改开始的时候，零售电价的定价方式就已经偏离了最理想的体系。现行定价系统的竞争压力至少是有可能改变定价和促进产品多样化的。但技术上的问题和市场结构已经给定价创新留下了极为有限的空间。
首先是技术上的限制：在九十年代，几乎所有居民用户和大部分的工商业用户的电表只能记录这个表上经过的电流总量，而无法记录用电时间。这意味着根据不同时间的计价方式是不可行的。零售商在此限制下也不能为用户计算用电量，因为零售商的计费和收费系统与公用事业公司的配电系统还不能配合分时计价的模式。在绝大多数情况下，售电商有责任通过发电、签署长期合同，或者在实时市场购电向其用户提供电力，售电行为是基于“负荷特性”标准进行的（load shape，一种基于不同时间消费的模式，将用户按不同地区、类型和规模分类）。但假定的负荷特性跟用户电费没有关系的，所以零售商也缺乏按时间段计价的动力。2005年后智能电表开始推广，按不同时段计价的基础已经具备，但大多数由非公用事业公司供电的居民用户依旧没有按时计价。商业和工业用户已经开始转向分时计价模式，在每周的不同时间内设定二至三个不同价格计算费用。这种分时计价只是批发市场中逐时变化的一小部分。
电力可靠性也是不同的零售商之间有较大差异的地方，这种差异会受到零售市场结构的影响。电网为了避免断电往往会平衡供给关系，并确保有足够的备用容量来满足最大化的需求。如果零售商不能供应所需求的电力，它并不会像其他商品那样就减少了供应，电网会通过调度备用容量来满足需求。这部分成本将分摊到零售商头上，不管这个零售商是否需要调用备用容量。电网通过向零售商收取一定的费用，来保证电力可靠性，所以对消费者来说，不同的零售商在这部分并没有什么差别。如果让用户在零售商不能供应足够电力时断电（这对同一线路也是技术上的挑战）或者让用户或零售商高价购买所缺部分的电力，的确能为低效的供应创造高额成本并在这些线路上的电力产品创造出差异性，但实际上这种方式并未广泛使用。电力零售商不能确保电力可靠性，将会削弱价格响应需求的激励作用，这对零售商来说是一种有价值的工具，发电商可以在降低成本的基础上通过价格响应需求来平衡电力供给和需求。
电力可靠性的差异化有可能造成零售商退出市场。一个零售商在市场中，用户该承担哪一部分的成本呢？如果用户能够轻易地以预定费率更换供电商，那同样的道德问题也会出现在供电商身上：当电价较低时，它以较低的现货价格购买短期电力，当现货价格高时选择退出，让用户不得不转入较高的默认费率。如果默认费率反映了一个较长周期内的平均成本价格，那就会再次驱动市场的平均边际价格变化。2000年加州电力批发市场价格飙升时，安然和加州其他零售商就利用了这种手段。在零售电力市场竞争最为活跃的德州，已经对此做出了规定：当零售商退出时，需要缴纳与当时边际成本相对应的税金。
三、电力市场的表现
在电改中影响最大的是电力批发市场和行业内的市场部门。所以接下来要讨论1997年后批发层面的行业改革。正如上边提到的，一个真正的集中式市场往往建立在组建了RTO或ISO的区域内，也是电价较高或平均成本远高于边际成本的地区。
1.批发市场
RTO或ISO地区也是研究批发市场数据的最好来源。图5总结了来自两个数据来源的平均价格。1998年到2001年的区间我们用了博士能（Bushnell）、曼苏尔（Mansur）和萨摩亚（Saravia，2008）从ISO网站上得到的数据。从2001年开始，我们用了州际交易所（Intercontinental Exchange，ICE）在南加州交易中心（SP15），西宾夕法尼亚（PJM）马萨诸塞（ISO-NE）和太平洋西北（Mid C）交易中心的数据。图5的虚线表示美国平均城市门站天然价，数据来自于能源信息署。
从1998年开始，有两点非常值得注意。首先，加州电力市场在2000-2001年这个周期内持续保持极高的电价。学术研究和之后的官方调查结果都确信造成这一结果的原因是是装机容量的不足和缺乏长期合同，并因此造成市场缺乏竞争。其次，除了太平洋西北地区，其他地区市场的批发电价基本由天然气价格决定。这一数据跟当时大部分地区用燃气发电的现象是相符合的，而太平洋西北地区则是受当地水电影响较大。
因为天然气发电在电力市场份额中的所占份额较低，在平均成本规则下并不能主导电价。但在解除管制后，由于小型发电商往往更常用天然气发电，所以即使燃气发电站所占的份额不高，天然气价格和电价关系也更加紧密了起来。在2000年头几年，天然气价格提高了三倍，这对零售价格与发电成本的升高远大于在平均成本规则下。
在2006年与2008年间，美国天然气的价格提高到了11美元每百万英热单位，这将发电成本和电价都推向了更高点。此时，边际成本和平均成本的关系已经完全相反了过来——利用混合发电的平均成本大大低于边际成本。许多核电和燃煤发电在2007年时候赚取了极高利润。比起天然气，它们的发电成本更低，而市场电价又相对较高。
在一些州，高电价和电力生产商的可观利润引起人们对电改的不满。这种情绪在2007年至2008年达到了顶峰，伊利诺伊州、 马里兰州和缅因州等州纷纷开始了去管制化的进程。2009年后，随着天然气价格的暴跌和边际成本的提高，这一巨大变化又停止了。
2.电改和电厂运营
在微观层面，电改被研究的一个方面是对于发电厂绩效和效率的改变。基本上电改的结果对于电厂的的影响都是正面的。但不巧的是，比起公用事业公司的电厂数据，非公用事业公司电厂的数据相对少得很。所以针对发电厂这方面的研究我们会更加注重于管制下的电厂。,法布里奇奥(Fabrizio)、罗斯（Rose）和沃尔夫勒姆(Wolfram)等学者对比了在进行电改的州内公用事业公司电厂、没有开始电改进程的州内的公用事业公司电厂以及两类州共同所用的电厂的数据表现。他们发现在进行了改革的州内，电厂的效率会更高一些，其中起最大作用的是职工和劳工的生产力。有一些证据表明燃煤效率也会受激励和技术的影响，但就目前的电厂数据而言，并不能得出这个结论。
戴维斯（Davis）和沃尔夫勒姆(Wolfram)的研究表明，受电改影响最大的是核电厂。几乎近一半的核电厂从1998年后转变为非公用事业公司。他们也发现，1998年后美国核电的装机容量有了大幅度的提高。但相比受管制的部分，非管制部分的电厂在1998年到2010年间的产量增加了10%。据估计，这部分额外产量每年创造25亿美元的市场价值。
3.电改和零售价格
在开始讨论去管制后的零售价格之前，我们可以先说下2007年人们对电改的不满达到顶峰的处境。2007年，纽约时报用了一系列文章来强调这样一个事实：在进行电改的州内，电价上涨的速度远高于受管制的州。文章引用了来自能源信息署的平均零售价格数据，并对比了改革与非改革的地区电价差异。
有一个关键问题是如何区分一个州内是否进行了“电改”。许多研究是引用了能源信息署按零售市场竞争状况来区分的定义。而另一个区分的方式是按供电商中独立供电商（IPP）的比例，图2就是就是这种定义。但我们可以全面地探索每个州过渡的基点。
作为一项研究近期零售费率的数据，很明显2007年时的状况到现在已经出现巨大的反转。表1总结了在上述两个定义之下被认为进行了“电改”的州内的平均零售价格。第一个统计方式是肖沃尔特（Showalte）在《公共利益的能源》（Power in the Public Interest）中的研究，同时也是纽约时报所引用的数据。这个定义中的电改地区排除了一些类似伊利诺斯和宾夕法尼亚的州，而这些州在2012时几乎所有电力供应商都是非公用事业公司。在另外一种统计方式中，如果非公用事业公司提供超过40%的能源供给，我们将其视作电改区。
从表1可以看出，在两种定义下的数据差别并不显著。相比之下，时间段才是影响不同州内电价的重要因素，1997年至2007年间，电改地区的电价几乎比非电改地区高出了50%，但2007年后又有了轻微的下降。相比起来，非电改地区的电价在2007年后继续保持上涨，而上涨速度略低于1998-2007年时间。所以就1998年到2012总体变化趋势来看，这两个地区并没有太大差别。
图6表示根据第二种定义下的电改地区、非电改地区的零售电价与国家平均城市天然气门站价格。电改地区在九十年代的电价相对较高，这也是他们选择开始电改的主要因素。电改地区与非电改地区差异最小的时候是在1998年，反映除了当时要求降低电价的法律与电改的作用。从那之后，电改地区的电价与天然气价格的轨迹更加接近，在2000后头几年的持续攀升后又回落。
更深入地研究天然气价格、电改和电力价格的话，我们可以估算电价与城市天然气门站价格年度变化的回归。
（1） ΔElecs,t = α+ β1FractionIPPs,t + β2ΔNGass,t + β3FractionIPPs,t ∗ΔNGs,t,
其中ΔElecst = ln(Rates,t) - ln(Rates,t−1)和ΔNGass,t = ln(NG CityGates,t)−ln(NG CityGates,t−1) 分别是所记录的平均电价与城市天然气门站价格的年度变化。我们对此作了从1998年到2012年的数据（从1997年开始发生转变）。表2表示1997年到2012年的变化。总结数据。我们也估计了在州层面的标准误差。
表3展示了回归（1）的结果。如图1所展示的，电改（按非公用事业供应商的比例定义）在1997年-2012年的期间内的电价变化并没有明显的统计上的影响。按回归计算值估计，如果一个州内全部电力供应商100%都是非公用事业企业，那年度平均电价会上涨0.6%，但这并不是显著的影响。但是，当地天然气价格对费率有重要的影响。表3的第二列说明了天然气价格每增加1%，电价就会上涨5%。第三列更加清晰地表现了机制的差异。当天然气价格出现波动的时候，电改地区受到的影响更为显著。如果一个州内的供电商全是非公用事业公司，那它受天然气价格的影响比全为公用事业公司的影响要大两倍。也就是说，假如一个州内的供电商没有非公用事业的企业，那电价几乎完全不受天然气价格影响。
这里并不打算对零售价格的推动力做太详尽的分析。但现有的数据都有力地证明：除了加州电力危机之外，电改带给用户的另一坏处就是天然气价格的副作用。在电改市场里，天然气发电的特性决定了电价和企业利润。一个发电市场里的非公用事业公司越多，这个地区内受天然气价格的影响就越大。
简而言之，美国电力市场改革的时机非常糟糕。发电资产在1998年视为搁浅成本以低价售出，而在2007年价格被收购的时价格远高于此。相反的，大批的用户在九十年代受低批发价格的推动而支持电改，但转向市场定价后，天然气价格就一路攀升至2007年。这个时间点的产生也并非偶然：导致高电价的因素同时也是吸引用户和政策制定者进行电改的因素。
4.零售价格结构的变革
关于零售市场价格结构的数据要远少于平均零售价格的数据。尽管如此还是存在一个渐渐转向分时定价的趋势，尤其是对工业和商业用户来说。在最近十年——尤其是在2009年美国复苏与再投资法案（American Recovery and Reinvestment Act ,ARRA）的影响下，许多公用事业企业开始推动智能电表的发展。据估计，在2013年底美国超过40%的用户会安装智能电表。
这些智能电表能记录在小时或更短时间内的用电量并促进根据实时供需平衡的动态定价的使用。目前，精确和实时的动态定价只在大型的工商业用户之间使用，但如果智能电表推动到位，动态定价的经济成本大多可以被沉没。现在依然有居民用户和相关群体对动态定价持抗拒态度。EIA关于公用事业企业的调查数据表明，只有极少数用户需要为动态定价交税。
当然，动态定价所能取得的效率收益决定于用户对价格反应的能力和意愿。反对者一般认为，居民用户不会根据动态定价来调整空调、洗衣机和其他用电设备的使用。一项简单的计算可以说明在这些电价波动上的经济收益是极小的。但对于某些非持续性能源（水电、光伏）的使用来说，它们更可能通过这些动态定价来增长批发价格的波动性并增加社会关注度，即使自动化操作会降低关注成本。
研究报告已经用随机对照试验来证明分析用户是如何面对动态定价的。事实证明，即使没有自动化操作，用户对于价格变动的反应还是十分明显的。即使所表现弹性并不大，仅仅是在减少了0.1到0.2之间。研究认为，大的使用弹性将体现在干预方式上，比如信息传达上，以及电子邮箱、短信和家用电子设备的使用展示。
关于自动需求响应的弹性研究尚不充足，因为这很大程度上已经不是经济上的产物了。一种可编程式温控器已经被使用了十年以上，这种温控器可以根据实时电价、警报信号，或者授权第三方进行温度调控，产业研究表明此类技术将极大地提高潜在的需求侧响应。
四、未来二十年
在经历了1996-2005年的混乱时期后，电改在近十年里几乎没有任何的改变。但在最近几年，技术革命和对环境关注的升级以新的方式影响了这个产业。这些改变正在继续，并将持续下去。
对于电力电力市场，当下最持久的变化是对发电环境成本的关注，尤其是温室气体排放。环境问题并非今日才开始扮演重要角色，但在过去的关注点都集中在传统发电厂对空气和水质的污染上。当然，通过税收或总量管制与排放交易制度的外部方式会是最简单最有效率的解决环境成本的方法。目前，绝大数的美国公用事业公司并不需要为碳排交税，所交的少部分税费也远远低于温室气体造成的社会成本。在这个情况下，在公用事业公司的边际成本上提高零售边际价格会是最有效的做法，当然，这也可以帮助减少之前所谈论的过渡费用。
在最近十年，随着对环境的关注逐渐升温和技术改进，环境利益相关者开始越来越希望提高可再生能源的比重。如图7所示，水电和核电是目前使用最广的低碳能源，风能和太阳能也得到了迅速的增长。
随着风能和太阳能发电的崛起，公用事业企业和政策制定者必须考虑两个问题：一是间断式能源的成本问题上的经济与技术管理，二是在用户终端的分布式能源（“双向电表发电”，”behind the meter” generation）。后者主要是针对屋顶太阳能光伏，也可以延展至蓄电池或其他未来发电储能技术。
A. 间断式发电能源的管理
在鼓励电力供应商降低温室气体排放的方面有许多的监管和法律上的激励措施，包括奥巴马在2014年提出的清洁能源计划。降低GHG气体排放有许多的方式，但今天最常用的还是风能和太阳能。对于间断性可再生能源在经济和技术上的管理，是电力行业在未来几十年要面对的主要挑战。
技术上的问题主要来自于这些能源的出现是非持续性的、间断性的，很大程度上也不受所有者的控制——比如什么时候刮风、什么时候出太阳。因为要求充足的电力供给与保障电网稳定性，再加上储能技术造价昂贵，间断式能源意味着必须有其他灵活的电力供应来抵消风能和太阳能的波动性或者需求上必须相应作出改变。这两者在技术上都是行得通的，而需求侧响应是接下来讨论的重点。
间断性问题在短时和长时的维度上都存在。发电设备上的大波动每一秒都可能出现在太阳能光伏板上，每一分都可能出现在风能上。在长时间的维度上，即使在提前一天做出了预测，风能和太阳能也在连续几个小时偏离预测值。而短时的变化具有局部性和特殊性，所以多个分布地点可以大体上解决这个问题。即使如此，研究表明，另外的平衡手段和需求侧相应还是非常的需要。
如果风电和太阳能所占的装机容量占比较高的话，长时上的间断性会是一个较难对付的问题。由于缺乏便宜的的电力储能方式，连续几日甚至几周的没阳光没风会给电力供应带来不能承受的波动。如果在这些时候需要化石燃料发电供应，那相应的补充能源和可再生能源的成本都相应增加。
技术问题更加复杂。用于补充的传统能源会受限于如何能快速地发电和停止来抵消可再生能源的需求。一般说来，最灵活的常用燃料是燃气峰值电厂，它是最低效率和最昂贵的发电方式。联合循环燃气涡轮发电机组某种程度上来说没那么灵活，但成本更低。燃煤和核电是最不灵活的方式。
另一众所周知的担忧是如图8所示的，被称为“鸭子图表”的问题。图8里展示了在太阳能光伏占较高比例的时候加州电网预计需求和净需求的关系。最低的线表示了在太阳能发展计划下2020年除去太阳能光伏后的净需求。即使预报准确，在太阳下山后造成的净需求大幅度上升和太阳上升后净需求下降的问题是难以用燃气发电来解决的。
目前研究中成本最低的解决方式是在一天中午用更多的燃气发电并减少太阳能光伏的产量。换句话说，在这个点上最经济的解决办法是放弃零边际成本的电力。这种情形在零售价格为零的时候是完全可能的，用户也会积极地去用不花钱的电。但这要求高频率的按时定价模式。但就如上文所说，虽然这种定价方式在现有智能电表的技术下是完全可行的，但依旧没有广泛采用。从这个角度来说，技术问题也与经济政策问题有很大的重叠性。
更深一层的经济挑战是可再生能源的补贴问题，因为这种补贴对一般发电站的经济收益造成了影响了。最显著的一点是太阳能和风能几乎是零边际成本的，因为它们随时可以发电。这将推动供给曲线也将降低电力的清算价格，降低一般发电厂的利润率。长期来看，这种情形很可能恶化一般发电厂的利润并导致其退出市场。一个高效率运作的竞争性市场应该是没有一个发电能源会得到补贴，任何一个时间点上的全部种类的能源都必须支付边际成本，电价也必须能反映边际成本。但是，可再生能源由于投资和补贴人为地降低了发电成本，而一般发电站也不需要支付污染成本。电力批发价不能真实地反映边际价值，市场反而在特定区域内安排好了电力需求和其他制约方式来保持电压稳定、消除间断性能源的波动并对未预测的容量需求做出反应。为了确保所需容量不退出市场，通常采用的办法是通过支付机制向发电厂支付一笔费用，以保证机组可以随时出力，不受发电计划的影响。
B.针对分布式发电的政策
太阳能光伏技术上的成本降低也改变了终端用户的自主发电经济，也就是分布式发电。在加利福尼亚、夏威夷以及其他太阳能资源丰富并且电价较高的地区，太阳能光伏系统成本的下降与州政府的大量补贴使得让太阳能光伏成为这些地区用户最经济的能源。因此太阳能光伏也为一个新兴发展的市场。在美国，分布式太阳能光伏的装机容量从2009年的400MW增加到2013年的1900MW，这其中近一半新装机容量来自于加州。
一些观察家和公用事业公司根据这个趋势，认为行业会因此进入一个“死亡螺旋”：很大一部分用户会自主发电，迫使公用公司上涨电力价格才能覆盖自己的固定资产投资，因此使得更多的用户减少购电而安装太阳能光伏，再度导致更多的利益流失和电价升高，进入新一轮的恶性循环。最终，一些人认为垄断的公用事业公司会消失。这个现象已经引起了对行业未来以及公用事业企业能力的广泛讨论。纽约州方面的监管部门甚至针对现有用户起草了一份对于公用事业企业系统的全面重新设计草案。
然而，通过对分布式发电而从中获得社会福利的收益却并不清晰。甚至是从最为乐观的成本状况来看，在太阳能资源相对丰富的地区，家用太阳能光伏电力的完全社会平均成本大致上至少是0.20美金／kWh，比燃气电价的两倍还多，并且这个燃气电力价格中还包含40美金／吨的温室气体排放成本。分布式光伏发电可以享受与太阳能发电同等的税收优惠——到2016年底有30%的免税额和加速折旧。学者伯伦斯坦估计加速折旧的金额相当于额外的有效补贴的15%。
分布式光伏发电也从自己生产电力的零售价格中获利。美国大部分地区采取“净计量”，在这个条件下，用户购买的是除了自己光伏装置的发电量之外需要消耗的电量。事实上，通过学者Darghouth, Barbose和Wiser(2013)的计算，只有不到三分之二的标准家用光伏装置完全用光了自家所发电量——这样实际上减少了该用户的购买电力需求——但是净计量的计算方式将其视为全市场用电需求缩减，因此提高用户负担的零售价格。如果分布式太阳能光伏能量带给市场的利润小于用户支付的边际价格，那么净计量政策就导致了对于分布式太阳能生产的过度补偿。从简单的运算就可以得出，这描述的就是现状，但是对于全系统利润还存在争论。可以明确的是，零售电力价格的制定并没有和长期的边际成本挂钩，因此，通过净计量鼓励分布式太阳能的做法会将太阳能政策与价格设计政策挂钩，并且会对鼓励安装居民太阳能光伏板产生不可预测的影响。
对于这种通过净计量的不合理鼓励政策，加利福尼亚就是典型的例子。加州占有美国一半以上的家用光伏装机容量，但边际零售价格与边际成本的差距也大概是全美最大的。大部分加利福尼亚的公用事业企业采取阶段式电价，这意味着用户的用电量增加的同时，用户的电价也随之增加。加利福尼亚州两家最大的公用事业公司，其平均居民零售电价大约是0.18美金／kWh。阶段式计价的情况有四个层级，最低层级约0.12美金／kWh，最高层级约0.35美金／kWh。而伯伦斯坦指出，2007年到2013年的加利福尼亚家用光伏中很大一部分地区的电价都达到了最高的两级。他还指出，装机容量都用于来满足最高层电价的用电，却并没有解决低电价的用电量。伯伦斯坦估计，比起用非阶梯的平均居民电价，在使用阶梯电价的时候安装分布式太阳能的用户能节约电费同业25%到50%。他估计，如果考虑到社会边际可免成本，公用事业企业再加收0.10美金／kWh的电费，光伏用户所节省的电费还会翻倍。
对于“死亡螺旋”以及公用事业公司能力的讨论，会引申出补贴和分布式太阳能发电之外的诸多问题。分布式真的能够脱离电网运作吗？缺乏低成本的储能方式以及低可靠性电力方面的容忍（比如一周没有阳光的状况），使得大部分的用户难以在短期内离开电网。那么如果电网的存在是必要的，那谁又该为此买单？现阶段的公用事业企业定价模式是根据平均容量成本来制定的。分布式发电在这个阶段的优势看起来与之前电改的优势非常相似：着重于平均成本与边际成本的比较而忽略这两者间的差距并不是真的降低了成本，而仅仅是转嫁了出去。一定程度上来说，分布式太阳能家用的成本其实大于等于发电网供应电力的社会边际成本，只是因为公用事业企业利润的降低才使得个人成本节约被抵消，甚至是为附属。这个差额一定要从公用事业企业的股东，或者更有可能是从支付电价的人身上来得到弥补。实际上，这种零售价格上升且购买下降的“死亡螺旋”，必定意味着电价高于边际成本以及对于分布式安装的不合理鼓励。
五、总结
过去二十年的电力工业变化急剧，但是在这场市场定价和零售服务的改革尝试中，很多变化并不在最初的预料之内。一方面，国家传统发电和核能发电的利润如今来自于市场定价而非依靠生产成本，而绝大部分的居民电价依旧是由监管部门主导的。
在1990年代中期，促成电改的主要动力是市场电价与监管电价之间巨大的差距。市场价格是根据竞争市场中的边际成本决定的，而监管价格则是由平均生产成本确定。在这个期间，容量剩余较大且天然气价格相对较低，市场价格对用户很有吸引力，也引起了公用事业企业股东的焦虑，因为他们的资产会有损失缺乏补偿。然而，尽管市场价格很有吸引力，在管制过程中，公用事业企业需要补偿在当时被认为是搁浅成本的花费。
这一时期最大的讽刺就是，过渡时期大量公用事业公司资产在卖出或转移的过程中产生了损失，在这之后5年，这些资产的市场价值完全恢复。到2000年代中期，平均成本与边际成本之间的关系完全相反了过来。很多州都对电改的决定表示后悔。然而，之前属于管制下的发电资产现在很大程度上属于私人或去管制的公司所有，如果不支付这些资产的完全市场价值，现在没有明确的解决办法来大规模地“重管制”。这样看来，这场令人失望的电改也可以说是由极其糟糕的市场时机所推动的。公用事业企业在价值最低点时卖出了自己的资产，然后，随着2000年代天然气价格的攀升，根据市场价格，这些资产又变得颇为贵重。
2009年以后，这个故事又开始重演。天然气价格急剧下降，几乎接近电改刚开始时的水平。执政者的注意力此时被环保占据，特别是煤炭发电的减少，可再生发电增长以及温室气体排放问题。得到补贴的可再生能源发电量激增，再加上天然气价格走低，使批发价格整体持续低迷。正如预期，短期内使得在使用市场价格的州的用户获利比管制中的州更多。
进一步来说，间断性可再生能源发电在批发市场和分布式市场两端都可能继续在经济和产业政策中占主导地位。由补贴性可再生能源的扩张引起的批发价格走低，并不能完全弥补可再生或者传统能源的成本，所以额外的市场库人员被——比如高于市价的合同以及容量费——的显著作用会持续增加。这意味着，甚至在使用市场价格的州，供应的真实成本会越来越背离基本商品电力能源的基础价格。
在零售层面，分布式能源很可能对零售分布式供应的经济产生威胁。再次，平均成本和边际成本的并置是一个推动力，尽管两者差距是因为不合理的定价和政治经济方面的因素而加剧。现今的定价鼓励个人安装分布式发电，比如太阳能光伏等，因为包含了输配电成本的电价超出了大范围发电的边界成本。自然而然定价环节的下一步就会分为两个层级税收，包括了除消费电费之外的固定费用。有推测储能技术在未来会得到进一步的发展，特别是在电动车等设备上，这使得居民可以完全的绕开电网。这样的结果会是科技的一大进步，但如果这结果又转嫁大量电网成本到其他用户或者公用事业企业的股东身上，那么这个结果也可能会是经济的一大退步。政策制定者依旧有机会根据实际的增值成本制定合理的经济决策。这一次，我们只能希望他们能够把握住这次机会。
本文来源：南方能源观察
