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中国社会科学院工业经济研究所

跨境电力互联互通的制度安排:理论演绎、国际经验与中国选择

2019年04月22日来源:《财经智库》2019年01期    作者:聂新伟 史丹

内容提要:自“一带一路”倡议提出以来,围绕基础设施互联互通的国家间合作呈现快速发展态势。然而,电力作为“一带一路”基础设施互联互通的重要合作内容,从区域合作实践和理论研究来看,却受到两方面问题的困扰:一是合作的囚徒困境与机会行为,最大化相对收益而背弃合作剩余,造成集体最优难以实现;二是因国家间制度性差异的存在,以及参与主体的异质性,在没有规范统一的超主权制度安排下,造成交易费用大幅增加,影响了跨境资源的优化配置和整体福利的改进。由于有效制度对行为主体在博弈场景中的赢得产生积极影响,因此,在集体行动中为实现共容利益亟待制度(机制)建设。基于此,本文认为跨境电力合作的关键是推进公共制度的重构,而制度构建(区域性公共产品)的目的就是要在制度的激励或约束效力不断提高的基础上“维系竞争与合作,又使竞争与合作尽可能在电力资源跨区配置中以最有利的方式发挥作用”。

关键词:跨境电力合作;制度环境;欧洲互联电网;北欧电力共同市场;GMS电力合作

 

一、引言

2013年以来我国提出与周边国家共同建设“丝绸之路经济带”和“21世纪海上丝绸之路”的倡议,其实质就是通过“一带一路”的构想实现与沿线国家开放格局下的“政策沟通、设施联通、贸易畅通、资金融通、民心相通”的全方位、立体化、网络状的“互联互通”合作局面。推进“互联互通”需要靠经济、社会等领域内的具体合作来实践与夯实(蓝建学,2013),从具体领域来看,互联互通涵盖了一系列基础设施、能源和人才交流等全方位的合作。由于契合了基础设施互联互通、“一带一路”能源合作、能源开放与安全,以及构建清洁低碳的现代能源体系的战略要求,电力跨境合作与贸易将成为“一带一路”倡议构想得以实施的重要抓手和有效途径。中国将加强三个重要方向的电网互联,即“丝绸之路经济带输电走廊(新疆与中亚五国输电通道)、俄罗斯与蒙古向中国输电通道,以及南部与东盟邻国联网通道,通过电力互联互通实现未来中国与周边国家电网或电力交换呈现出全方位的特点”(舒印彪,2014)。从中国电力合作实践来看,在大湄公河次区域(Greater Mekong SubregionGMS)经济合作框架下,由亚洲开发银行推动的GMS区域电力合作从1994年起,经过20多年的发展,无论是制度构建还是贸易规模均取得了积极成效,为进一步的深入合作奠定了良好基础。

从各国实践来看,具有协调效力和法律约束力的区域性专属性制度安排是推进区域电力贸易与合作得以实现的必要或前提条件(史丹和聂新伟,2014)。例如,为了推进电力互联计划的实施,海湾合作委员会成员国出台了用来管理互联电网准入和应用的皇家法令(Royal Decree),明确参与者贸易权力与义务的电力交换和贸易协定(the Power Exchange and Trading Agreement)。北美电力可靠委员会(the North American Electric Reliability Council)设立了横跨北美的电力可靠性标准,并依赖相互施压和共同利益来强化规则。中美洲区域电力一体化委员会(Commission of Regional Power Integration)则致力于促进区域合作、电力系统一体化的发展和成员国间的跨境互联,并制定和协调相关的政策、法律和监管等。在加强区域性制度安排的同时,为了有效应对多边交易中出现的交易费用上升,交易协调困难的局面,一些地区通过成立区域性协调机构和交易中心等内化交易费用的方式来消除深化合作的障碍。随着“一带一路”倡议的深入推进,在中国与周边国家电力互联互通格局初具雏形和相关双边及多边战略性规划的导引下,如何构建旨在增进中国与周边国家间以及“一带一路”沿线国家间电力跨境合作的制度环境自然也成为当前重大的现实课题。基于此,本文的出发点与落脚点就是在跨境电力合作逐渐成为全球能源贸易新趋向的背景下,通过交易费用理论应用和国外区域电力合作组织的有益经验启示,试图探讨促进电力设施联通与电力贸易畅通的制度选择问题,以期为相关主体推进跨境电力合作的策略性安排提供正确的理论认知,进而更好地为“一带一路”倡议下中国与周边国家电力互联互通有益合作的开展提供思路借鉴。

二、跨境电力合作制度规则的理论构建:制度环境、主体行为与博弈形式

(一)理论基础:制度环境、主体行为与博弈形成

由于国家是动态的自我利益追求或维护的独立力量,国家间的“博弈”(最大化国家利益)是时刻存在的,某一行为的选择是博弈的结果也是下一轮博弈的起点。制度规则的重要作用在于影响主体行为的动机或偏好,已有的制度环境或潜在的制度安排都不同程度上会对主体的行为选择产生影响。由此观之,在个体理性的情况下,其行为选择问题的关键(不同选择的净收益)在于博弈和制度规则,并且这两者是始终伴随主体行为选择的全过程,从两者关系来讲,博弈既是制度规则建立的调整过程,也是使制度规则保持稳态的均衡结果;制度规则既决定了博弈的程度,也影响着博弈的方向(囚徒困境还是协作博弈)。

从博弈论上讲,制度是一种与博弈相关的规则(黄凯南,2010),作为一个特殊的博弈参与者,能够改变其他参与者的策略集合、支付集合、信息集和博弈的次序等,亦即能够改变原有博弈的外生规则,形成新的博弈规则(Penard2008),随着外生参数的变化(例如,相对收益的变化),制度可能从某一均衡状态瞬时移动到另一均衡状态(黄凯南,2010),那么博弈形式随即发生变化,在此影响下,参与者自身的策略集合和收益会发生变化,基于策略互动,其对另一参与者的策略与收益的预期也会因其主观感知的变化而可能发生变化。为了反映不同行为主体间的博弈形式,本文以AB两国博弈情景为考察对象,假定在t时刻,博弈形式为Gt={NS,Π(ΔA,ΔB},其中N为参与者集合,这里为{AB}S为策略集合,每个参与者拥有策略Si,基于合作的视角,每一个参与者i{AB}拥有2个策略,即Si1(合作)和Si2(非合作);Π(ΔA,ΔB)表示为支付矩阵,其中ΔA,ΔB分别为参与者A国与B国在博弈中获得的支付,由于支付分别是收益与成本的函数,成本收益的变动显然影响到参与者的策略选择。当合作的博弈场景因外生参数或环境发生变化而影响主体认知时,博弈形式随即发生改变,这也就造成了电力合作向上演进困难(一体化)、向下容易“可逆”(独立自主)的缘由所在。由于制度环境的变化影响到参与者的策略与支付及其对博弈者的预期,则有t+1时刻时,博弈形式变化为Gt+1={NS*,Π(ΔA*,ΔB*},其中Π(ΔA*,ΔB*)表示为“新”制度环境下参与者的“新”支付矩阵;S*为新组合的策略集。制度主要功能表现为激励(或约束)个体行为与协调(或控制)集体行为两个方面,制度的目标是个体理性与集体理性的一致(王国成,2012)。由于在制度影响下能够实现从一种博弈形式转移到另一种博弈形式,加之“好的”制度具有激励功能,所以成功的制度安排能够实现合作向最优的路径演进。

(二)电力合作阶段与制度的理论构建

根据分析得知,电力合作的阶段性特点和不同阶段下的博弈场景可以分为不同的博弈形式。根据上述的博弈形式,如果从参与主体个数的情况来看,电力合作经历了由双边到多边再到区域一体化的变迁。World Bank2008)指出,因有助于以渐进的方式发展基础设施和商业关系,并允许参与国调整、发展制度和经验,建立信心和互惠,进而减少风险,双边跨境电力贸易不仅是一个自然的起点,也是区域贸易,甚至是发展良好的多边区域市场中一个重要的长期性特点。从合作的进程或阶段来看,个体参与者的博弈场景可以分为合作前、合作发生以及合作的逆反与演进。从博弈策略来看,个体因合作进程的不同而选择的策略表现不一,但选择的范围却为“合作”与“非合作”。基于此,本文以参与者“个体”选择作为分析的起点,来构建不同合作阶段的博弈形式与制度环境(如图1),以此形成与主体合作选择相对应的“好的成功的制度”。

 

1 不同合作层面下的博弈形式与制度环境

注:方框代表国家主体,AZ分别为国家编号,三个层面分别代表不同合作状态下的主体选择(理性比较)这就代表着本文待研究问题的三个阶段,合作前、合作到某一共同体、合作的深化还是面对其他共同体的竞争导致深化难以实现,造成制度建设无法完成等问题。鉴于第三层面的复杂性,这里国家编号显示不一致是为了便于区分共同体的差异性,实质上在现实中国家间在不同共同体的加入上存在着身份的一致性,如大湄公河次区域(GMS)五国既是东盟成员国也是GMS经济合作的成员国。

 

在电力合作过程中,个体的不合作(背叛或脱离)从个体理性来看是净收益比较的结果。这种“退出”策略的选择从动机上看,可以归为两方面:一是历史视角下合作之后发生了净收益下降(没有帕累托改进);二是横向比较视角下发生了更好的潜在收益机会。那么制度的功能就是推动合作向唯一最优均衡解演进——集体行动实现。从前述的归纳来看,基于“主体合作”的维度,第Ⅰ层面和第Ⅲ层面反映的都是第Ⅱ层面的问题:个体之所以“退出”第Ⅱ层面是因为该层面的个体净收益并没有达到预期收益水平,使得个体的合作行为发生了逆转——退出集体行动或加入其他集团。第Ⅰ层面向第Ⅱ层面的演变不难理解,一般而言,基于个体理性,在存在合作剩余和资源配置帕累托改进的情况下,个体会选择“合作”而进入第Ⅱ层面。综上来看,制度建设的重点就集中到第Ⅱ层面,其既是深入合作的“起始点”也是合作的“终结点”。基于此,需要着重对第Ⅱ层面的制度建设与个体行为关系进行分析。本文这里分三个阶段来论证主体关于不同层面合作的策略选择问题。

从双边关系到多边再到区域合作,这是国家跨境电力合作层次演进的基本步骤,理论上从净收益的视角来看,选择国家对外开放战略显然好于不开放,更深层面的合作显然好于有限合作。伍世安(2012)认为,制度变迁的经济动力从经济学意义上说就是新制度的净收益要大于旧制度的净收益与变迁成本之和。基于此,这里根据个体从封闭到有限开放再到更深程度的开放逐渐演进的视角,分上述三种合作层面情景对其行为决策进行经济理性的分析,本文假定不同层面下(纵向层面)的净收益分别为π1,π2和π3(这里不考虑贴现率,为了简化分析把变迁成本作为抵消部分纳入“新制度环境”下的收益中,最终以净收益体现出来),显然有π1<π2<π3,但随着(横向层面的)制度改进(完善),某一层面的净收益存在帕累托改进,改进的幅度要么接近于上一层次的净收益,要么大于,从而使纵向间的净收益大小出现相对变化。本文将根据具体情景进行分析。

1. 促进或加强参与者“合作”的制度环境:制度完善与重构

出口国制度和进口国制度对不同复杂性产品贸易的影响研究表明,产品越是复杂,其在双边交易中越有更多的因素不能被贸易双方所掌控,就越需要法院或仲裁机构来对交易双方进行监督(Berkowitz et al.2006)。制度的不完善(无法提供激励与约束)使得参与“成员”(或合作方)面临着自身共同体(集体行动)的隐形“排斥力”和其他共同体的隐形“吸引力”,最终基于理性在成本—收益的比较下,选择下一步的行动策略。在不同层面合作成本相同的情况下,假定制度具有一定的效力,如果被发现其有背叛动机的概率为p,惩罚额度为δ,如果不被发现其得到的(额外的)净收益为Δπ=π3-π2,从前述的假定可知,此时Δπ>0。这里以N国为例来分析,对于N国来说,其理性的行为是基于两种情况下的比较净收益的判断,如果pδ<(1-p)Δπ,那么其自然会选择向其他共同体靠拢的行动,甚至不惜“背叛”(退出)这一共同体。基于增量的视角,换言之,从制度建设的情况来看(可以是交易费用的下降、合作成本的递减以及合作收益的递增等),如果能够使得在第Ⅱ层面的合作共同体中保证深入的合作能够带来净收益增加(帕累托改进),假定此时层面Ⅱ的合作净收益为π'2,使得Δπ=π3-π'20,那么保留在原共同体,并与其他成员在以增进净收益的导向下选择进行制度机制创新,以实现共同体利益的最大化和个体净收益的帕累托改进。从制度完善的视角来看,换言之,基于净收益的存量调整,如果制度的完善使得监管加强、权责清晰、分配公平的制度环境形成,那么在此背景下,一方面是惩罚力度的加大,即δ增加;另一方面是制度的完善使得以往不公平的分配趋向公平合理进而带来净收益的提升,即π2增加,那么,不难得出pδ≥(1-p)Δπ,显然退出共同体对N国是不利的。

综上,要促进国家间的电力合作或实现集体行动,需要积极发挥制度的激励效应。具体而言,就是使“处在同一共同体内的人们对于本共同体的管理和组织制度具有不同于其他共同体的特殊构想,按照这些构想进行管理(组织)、制度等方面的实验或创新,必然会调动各共同体中人们的社会经济活动参与热情和积极性,同时促使共同体各项制度合理化,限制违反规则行为的发生”(王诚,2001),并最终在此基础上实现资源在更大范围的优化配置。同时,加强制度体系的完善或重构,避免因其不完善或建设滞后而造成主体彼此间或明显或间接的隔阂与警惕,造成合作推进困难,甚至严重时造成共同体的解散。然而,行为主体的策略会根据其主体理性来策略性地选择其是合作还是竞争,具体为一个国家(N)既面临制度惩罚的拉力,也面临其他共同体合作收益的引力,显然这是一种非稳定状态,对于推进共同体实现区域经济或电力市场一体化是不利的。

2. 节省交易费用的制度安排:偏紧的区域组织

从博弈形式上看,由于第Ⅱ层面的合作存在第Ⅲ层面的收益诱惑,可以说,对于理性的主体N,其在合作层面Ⅱ的净收益情况直接决定了其在推进区域合作的策略选择,问题就回到了净收益的比较分析上,即如何提高旨在促进第Ⅱ层面的净收益就成为问题的关键。增加交易成本的制度安排是失败的(Boudreaux and Aligicia2007),显然在贸易开展阶段,为了尽可能最大化自我利益而设置的制度因增加交易成本而“失败”。随着交易参与者的增加,交易费用在没有合适的制度安排的情况下也是会增加的(制度性贸易壁垒的存在增加交易费用也说明了这一点)。同时,基于供应安全的角度,多元化的交易选择有其必然。在调剂余缺与供求实时平衡等电力技术经济特点的要求下,区域一体化(电网互联)或区域电力市场建设无论是供应安全的保障还是资源更大范围的优化配置都是一种有利于合作的组织安排,加之,区域性协定应有助于减小交易成本(Castalia Advisory Group2009)。因此,无论是要参与者合作而保持共同体的“集体行动”,还是要减少交易费用增加合作的净收益,都需要“成功”的制度安排。由于是在同一层面不同博弈形式下的合作,为了便于分析,这里假定更为深入的区域合作为“紧密型”的安排,相对不够深入的合作则为“松散型”的安排,基于前述假定有前者的净收益大于后者。

这里考察不同合作安排与交易费用变动的关系。在第Ⅱ层面的合作中,假定合作的紧密程度用t表示,并在0t(-)之间变化,其中0表示国家处于自给封闭状态,不参与合作,表示国家间的完全合作。不妨令π(t)表示合作收益;δ(t)为合作成本;ξ(t)为交易费用(交易费用影响贸易收益),均随紧密程度t而变化,其中∂π(t)0∂π’’(t)0∂π(t)0∂π’’(t)0。根据假定的两种情况,假设t'为松散型的合作,t*为紧密型的合作,t't*满足0t't*t(-)。显然,不同的合作式的选择取决于净收益的大小。基于此,分别列出t*t'的净收益表达式:

由于假定t*状态下净收益最大,则有:

对(3)式进行变换得到:

从式(4)可以看出,不等式左边第一部分表示合作收益的变化量,第二部分表示交易费用的变化量,右边为合作成本的变化量。不难发现,如果不等式左边大于右边,则加大区域合作的紧密程度可以带来净收益的增加,即gt*>gt');如果当紧密程度增加所带来的合作成本变化量大于不等式左边时,那么,结构就应该松散一些。然而,基于(4)式,即使在贸易收益递减的假定下,仍有π(t*-π(t'>0,同样,合作的紧密化需要国家付出的合作成本明显增加,即δ(t*-δ(t'>0,在此基础上,可以看出交易费用变化量的大小ξ(t*-ξ(t')对于合作模式松紧的选择至关重要,如果更偏紧的合作模式也不能实现交易费用的节约,即ξ(t*>ξ(t'),则要保证式(4)成立,就必须有[π(t*-π(t')]-[δ(t*-δ(t')]>ξ(t*-ξ(t');如果可以实现交易费用节约,即ξ(t*-ξ(t'<0,则意味着交易费用的节约可以使贸易收益在不发生很大增加的情况下就能实现较为紧密的合作模式。

显然,交易费用的节约有利于推进合作阶段向高级演进,这也是当前不同区域电力合作实践中积极推进一体化建设的重要推动力量,以湄公河次区域(GMS)电力为例,《区域电力贸易运营协议》明确提出了电力市场建设的最终目标是建立一个完全竞争的区域集中交易系统,因为在多边合作中,集中的市场能够带来交易费用的大幅节约(假定买方个数为m,卖方个数为nmn2,以交易次数为交易费用的代理变量,没有集中交易下交易费用为cn1cm1=mn,而在集中交易下交易费用为cn1+cm1=n+m,显然m+n<mn)。

因此,本文认为交易费用服从递减规律,由于市场交易替代的存在,区域安排产生的交易费用显然最终会趋于一个稳态值——通过制度优化和机制调整,使其逐步较小,但不会消失。结合参与者主体合作收益和合作成本的变动轨迹,本文描绘出在深化合作中确保净收益最大的情况下的示意图,这就意味着要维持合作必须进行制度重构,进而实现降低交易费用或使交易费用保持在一个使合作的净收益最大化的稳态水平上,但在贸易收益递减和服从成本增加的情况下,即使交易费用保持稳定,要保证净收益最大,则存在一个最佳的合作安排(即t*),但基于现实,最优却往往是无法把握的,这也是区域合作实践中模式多样化的原因所在。与此同时,由于制度性障碍难以消除,更密切的深入合作往往比较困难。

三、区域电力合作的制度安排:国际经验与实践启示

(一)欧盟电力市场一体化下的制度安排:欧共体规则+成员国规则

欧盟无疑是世界范围内区域经贸合作最为成功的典范。从其合作历程来看,欧盟也是最早推动战略性资源区域性共管的实施者,1951年欧洲煤铁共同体(ECSC)计划将西欧六国(联邦德国、法国、意大利、比利时、荷兰和卢森堡)的煤炭和钢铁工业置于共同的超国家机构管理之下。20世纪60年代以来,随着西欧内部相互依赖的大幅增加,从“泛欧”而非地方的视角来整体设计共同基础设施建设愈发必要。1991年底通过的《马斯特里赫特条约》引入了“泛欧网络”(Trans-European Network),欧共体开始获得交通等网络型产业市场建设的协调权限(雅克·佩克曼斯,2006)。由于条约的目标是在密切协调成员国经济政策和实现欧洲内部统一市场的基础上,形成共同的经济政策,基于网络型产业基础性行业的特点,为其建立内部市场显得愈发重要。然而网络型产业的特殊性(自然垄断)和管制下的“准公共产品”特点,使得尊重其特殊性而实施有效的制度安排成为欧共体的共识。欧共体于1992年计划着手处理阻碍产品市场一体化充分发展的其他原因诸如规制性障碍、税收边界和边界控制(雅克·佩克曼斯,2006)。为了推进网络型产业的开放和消除制度性障碍,进而实现非扭曲性的跨境贸易,欧共体网络型产业内部市场建设可以概括为六个步骤(见表1),并使之适用于从广义上讲的所有有关的网络型产业,为照顾不同产业部门的特殊性,六个步骤富有弹性并根据特殊性得以补充。

 

1 欧共体网络型产业内部市场建设的步骤与制度安排

资料来源:雅克·佩克曼斯(2006)。

 

从具体实施步骤和对应的不同管理层面的制度安排来看,欧共体网络型产业内部市场建设充分赋予了超国家机构——欧洲共同体管理权限,但也在尊重成员国的(产业)异质性特点的情况下给予成员国以“自主选择”的权限(如针对国内市场)。与此同时,制度的安排更为体系化,针对性较强——既有共同体层面的基本规则与最低规则,还有过境规则和成员国规则。在网络型产业的市场开放上,为了消除制度性障碍和国家控制边界,一方面,统一实行了欧共体层面的基本规则;另一方面,基于公共服务的要求,在网络型产业“公共产品”的供给质量和融资上赋予成员国选择的权限。可以说,这种基于网络型产业竞争性服务与公益性服务而实施不同层面的制度准则对于其他地区电力合作具有重大的启示意义。在针对跨境贸易上,在欧共体层面实施了欧共体自由流动和过境规则,以此消除非价格性制度壁垒和过时的制度安排。

欧共体针对网络型产业市场建设的制度安排具体清晰,一方面有利于明确不同层面管理的权利与义务,提高了管理的针对性和有效性;另一方面,针对网络型产业部门的竞争属性特点,采取竞争性业务“欧共体共同规则”和公益性服务“欧共体规则+成员国规则”,既尊重了不同国家产业异质性特点和提供公共服务的国家职能属性,也避免了竞争性业务的国家过分干预和跨境扭曲。

欧盟能源市场的一体化既得益于制度规则的体系化和约束力,也得益于超主权机构——欧盟委员会的权力。一方面,强制的和广泛的欧洲能源政策理念通过欧盟法规和欧盟指令等法律体系得以实施。目前欧盟已制定出整套的行业法律文件和标准,可以肯定地说,欧洲能源法已经形成,并制定出调节燃料动力系统各部门国际和内部运行的文件。从欧盟能源政策的法律标准和文件等级看,起主要作用的文件是对欧盟各国具有法律效力的调节措施,然后是法令、决议以及无法律效力的建议等(斯·日兹宁,2006)。另一方面,欧盟委员会拥有针对任何成员国的执行法律行动的权力,可以强制施行欧盟能源法规和指令,并可以将未执行的情况提交欧洲法院。此外,为了应对增加的跨境交流,欧盟实施了1228/2003/EC1法规,其目的是设置跨境电力交换的规则,建立了一个输电系统运营商间的补偿机制框架(Årdal2009)。

① 所有成员必须同时执行的立法。

② 指令制定目标并转为成员国国内法律和具有明确限定日期的程序。

 

欧洲电力市场一体化基本遵循了上述六大程序步骤,具体实施过程与三次连续的改革进程密切相关,即第一、第二和第三能源计划。第一能源计划为19961998年的《关于电力和天然气内部市场共同规则的欧盟指令》,要求推动厂网之间的功能性分离(财务和管理独立)。第二能源计划启动于2004年,计划包括电力和天然气内部市场建设所要求的新规则,强调要实现输配分离,并强制要求成员国成立国家能源监管机构,以及赋予消费者市场选择权利。实施于2009年的第三能源计划,过渡期截至2011年,作为新的欧盟指令,旨在实现“产权分离”或者将非网络业务从输配系统运营中分离出来。为了促进电力合作和跨境电力交易,实施有效的区域治理体系,根据指令安排,成立了以下机构(或组织)和规则体系。一是欧盟能源监管机构合作署,它不仅可用来促进不同国家能源监管机构的合作,更为重要的是它能以指导或监督国家能源管制机构的方式成为欧盟层面的管理机构。此外,它还被赋予在跨境问题上的决策权力。二是欧盟输电网络系统运营商,即欧洲互联电网(ENTSO-E),互联电网的成立极大促进了欧盟内部的电力交换,以2013年为例,ENTSO-E全部电力交换量(进出口电量总和,含ENTSO-E成员国与周边非ENTSO-E成员国的电力交换)达到4261亿kWh,成员国之间的电力交换量达到3873亿kWh。根据2012ENTSO-E发布的欧洲电网10年规划——《欧洲电网行动路线图20132022》,为适应风电等可再生能源的快速发展,确保欧洲互联电网安全可靠供电,促进欧洲内部统一电力市场的发展,当前改革更多地集中在欧洲电网上,具体而言,包括输电网络的容量分配、扩容融资,以及过境问题等。三是设立了跨境输电网络管理的一系列规则和其他确保跨境市场开放(包括零售市场)的规则。

虽然欧盟电力市场一体化实现了积极成效,但仍有明显的障碍存在。由于物理互联一体化的历史深受电力交易所发展的影响,目前在欧盟内部存在Nordic、英国—爱尔兰、波罗的海、东欧、西欧、东南欧、伊比利亚地区以及意大利属区区域交易市场,不同区域市场发展程度的差异(既有已拥有正式的共同的市场交易规则和价格趋同的北欧电力市场,也有刚刚起步的伊比利亚地区市场),使得欧盟电力市场一体化进程充满不确定性(Jamasb and Pollitt2005),其中一个绊脚石就是欧盟成员国处在实施共同电力规制的不同阶段上。此外,国家管制消费者价格并不能实现发电技术间的公开比较,以及电力市场集中较高,市场力因素阻碍了中小电力企业的竞争。

整体而言,欧盟电力市场一体化建设的实践经验被证明是易于为参与者所接受,并通过合理成功的制度安排与治理体系使得合作的稳定性预期明显增加,也避免了机会行为的发生。电力交换规模大幅提升证实了一体化的进程是较为成功的。同时,欧盟的具体过程和相关经验也为其他地区电力市场建设提供了有益借鉴。以东盟为例,Porter等(2005)所讨论与倡议的东盟电力市场统一的路径选择或改革路线图具有明显的“欧盟痕迹”。

(二)海湾合作委员会电力互联的制度安排:电力互联管理局与成本分担

海湾合作委员会(Gulf Cooperation Council)电力互联计划最初是作为加强经济与政治联系一个重要途径,是在海湾合作委员会成员国1981年关于在国家之间实现电网互联的协定基础上正式成立的。设想通过监管咨询委员会(在监管原则和绩效标准下,负责管理参与主体的执行情况,直到所有成员国成立监管机构,其才能发挥区域监管者的角色)和规划委员会对互联计划的指导,六个国家的水电部和国家电力公司确定了合作的目标和目的。然而,真正的实施却在2001年皇家法令(Royal Decree)出台和海湾合作委员会电力互联管理局(GCC Interconnection AuthorityGCCIA)的正式成立时。随后在2004年,六个成员国同意为互联电网和控制中心融资。电力贸易安排的主要任务就是实现发电装机容量的共享和活跃贸易(Active Trade);而促进贸易的法律框架却是以电力交易所贸易协定(Power Exchange Trading Agreement)的计划为中心的,而这个协定将由成员国,主要是输电实体来签署。协定要求成员国的主要任务包括保持与系统高峰负荷需要相应的最低备用容量和运营容量,以及一些成员国通过使用其他国家容量来完成义务的安排。一旦这些重要职能完成后,剩余的互联容量可以用来进行电力贸易。任何双方之间的贸易将会是基于双边合同的形式完成,海湾合作委员会电力互联管理局(GCCIA)与这些贸易相关的唯一职能就是确保在授权贸易之前保障输电容量的充裕和向贸易双方提供电力贸易实际发生的信息,提议指出未来管理局可以对输电容量进行拍卖。管理局(GCCIA)是由各成员国提名的董事会来治理,而管理局和成员的规章制度要么是由董事会出台,要么是由董事会和规划委员会与运营委员会的成员组成的全体大会制定。管理局和互联电网控制中心都位于沙特。用来实施和运用海湾合作委员会国家电力互联计划的制度与治理架构,以及法律和合约框架如图2所示。

 

2 海湾合作委员会互联计划治理体系与制度安排

资料来源:根据Economic Consulting Associates2010)相关资料整理所得。

 

从具体职能来看,部长级委员会指导电力互联管理局(GCCIA)董事会的工作准则与工作规程。而由管理局董事会和规划委员会与运营委员会共同成立的会员大会(General Assembly),决定着对所有成员间贸易和管理局自身进行管理的协议与规范。电力调度中心由管理局(GCCIA)控制。GCCIA是由六国电力部成立而共同拥有的股份制公司,管理公司的董事会是由六个国家的部长所控制。GCCIA发挥区域输电系统运营商的职能。GCCIA与运营委员会一起,负责对管理运营方案的合约与贸易安排发展的协调。根据计划,在未来十年内,一个系统和市场运营商将会成立。

法律和合约框架(包括三个层面)管理着互联计划的运营,并一直处在发展中。总协定(General Agreement)是由每个国家的部长签署,管理着与互联计划相关的所有成员国的高层关系。管理局和总协定通过出台法律规章,管理着管理局自身业务活动和来自海湾合作委员会国家的电力公用事业机构。电力交换和贸易协定(the Power Exchange and Trading AgreementPETA)是一个重要的文件,用来管理互联电网的准入和使用,以及参与者贸易的权利与义务。协定是由所有成员国签署生效的,将包括要么是一个输电系统运营商,要么是既包括运营商又包括市场(交易)运营商。PETA涵盖了以下内容:维持最低发电容量的义务;配置互联输电容量;能源贸易;辅助服务;对互联电网容量进行定价和分配;治理非计划电力输送。

为了增强合作的意愿和改进本地区的能源结构,海湾合作委员会国家在电网互联计划的执行费用上采取了创新模式,根据规划的阶段要求,分别在不同阶段根据国家的承受能力分担不同的成本份额,管理局的行政费用、成立和年费也是以此方式分配(见表2)。从中可以看出,在互联计划的第一阶段,沙特阿拉伯和科威特承担了70%以上的份额,而阿联酋和阿曼不承担任何成本;到了合作的第二和第三阶段,情况发生了显著变化,第一阶段承担成本较多的国家份额比重明显下降,而第一阶段不承担成本的国家份额比重显著增加,其中阿联酋负担了15.4%的份额。根据本文博弈场景的理论分析,这种成本的跨期分配显然是有利于增进合作意愿的。这种制度安排也启示我们为了增进合作和提高参与者合作的意愿,在跨境电力合作的具体策略安排上,可以在制度完善和保障的前提下,根据参与者成本收益的“时间不一致效应”进行安排,开展旨在促进合作的“跨期的、行动对行动”的策略互动。

 

2 海湾合作委员会电网互联规划下的资本成本份额分布情况   单位:%

资料来源:Economic Consulting Associates2010)。

 

然而,虽然海湾合作委员会电力互联计划与制度安排取得了显著成效,但一些制度性障碍仍然一定程度上困扰着合作的进程。具体而言,由于各个国家仍对销售电价实行低于成本的管制,使得电力出口的积极性并不高,加之用户选择权没有放开造成一国电力生产企业无法与另一国合适电力用户之间签署双边电力买卖合约,严重阻碍了双边的直接交易。

(三)北欧电力协会(NORDEL):偏紧的组织安排

电力联营体(Power Pools)应该通过提供用来组织电力贸易的标准化平台来减少交易成本(Castalia Advisory Group2009),北欧电力市场作为最为先进的国际电力一体化组织,无论是正式制度还是共同的市场规则都趋于成熟,极大促进了区域电力互联互通(Jamasb and Pollitt2005)。作为北欧五国(除冰岛外,其余四国拥有统一的电网系统与独立系统运营商 TSO)输电系统运营商和市场参与主体交流与合作的论坛,北欧输电协会(NORDEL)不仅为北欧电力市场的持续健康发展发挥了积极的平台作用,而且也因为更好地支持了北欧电力共同市场的发展,成为多边电力联营机制的最好实践。

NORDEL成立于1963年,其职能是作为国家间的电力产业咨询机构,主要目标是构建和维持北欧国家间用于电力(水电和火电)交换的跨境互联输电线路的有效利用(World Bankundated)。这一职能一直维持到20世纪90年代北欧国家电力自由化改革,为了适应自由化改革,关于NORDEL功能的讨论也陆续展开,1995年北欧国家能源部长同意通过制度变动来引导北欧电力共同市场的发展。自此之后,NORDEL通过提升其治理架构来形成与北欧国家输电系统运营商的关系愈发必要,其由最初的主要建立在“君子协定”(Gentlemens Agreement)基础上的治理体系,扩展到对所有五国输电系统运营商更具法律约束力的正式规范(或协定)的基础上。2000年之后,基本实现了治理架构的转型。从具体职责来看,为了加快形成一个共同的电力市场,NORDEL的主要职责是解决支撑电力区域贸易的重大技术和运营问题,同时,北欧电力共同市场的电力交易管理职能被赋予一个独立的新设立的组织——北欧电力交易所或北欧电力库(Nord Pool),成为世界上第一个真正意义上的跨国电力交易所(张志刚和王涛,2005)。

NORDEL功能的有效发挥和积极成效的取得,与其法律效力(组织权威)和有效的治理体系密切相关。一方面,NORDEL的法律法规框架是依据北欧输电系统运营协定(The Inter-Nordic Transmission System Operation AgreementTSOA)来建构的,具体内容包括:系统安全标准,平衡管理标准,信息交流,系统保护计划,系统服务,不同子系统联合运营的原则,阻塞管理和容量限制管理,电力短缺规则,以及与其他系统的联合运营等相关规定(the World Bankundated);另一方面,有效的组织治理架构大大节省了相互间电力交易中的交易成本。

NORDEL现有组织架构来看(如图3),NORDEL的运作具体由每一个国家输电运营商(TSO)的CEO组成的董事会负责,董事会主席采取轮换制(两年为一届),并由主席组织成立秘书处,秘书处下设联络组、信息组和统计组。日常工作分别由董事会下属的三个永久性委员会(规划委员会、运营委员会和市场委员会)根据具体分工来执行。其中,规划委员会的职责为:一是实现在不同TSO之间持续协调的北欧电力规划,以便为一个平稳运作、有效、一体化的北欧电力市场提供最佳环境条件;二是发起和支持北欧电力系统通过有效利用现有和新的设备来促使系统供应的可靠性和满意度的变化;三是支持北欧电力系统以与环境可持续发展相一致的方式来发展。当规划输电设施时,相关影响的评估必须与自然环境的保护完整结合起来。运营委员会是用来服务北欧电力市场运营的领导小组,具体负责在短期内解决技术性的系统问题;为电网运营开发技术性框架;在其所负责的领域积极鼓励与电力市场参与主体的对话;协调不同TSO间的运营合作,以及在兼顾规定的技术质量要求和运营、供应可靠性的基础上,促进旨在为市场需求而对互联的北欧电力输电系统进行利用的行动。市场委员会具体负责交易电价和过境问题、输电线路阻塞管理、系统平衡处理以及与可再生能源发展相关的其他事项,具体工作目标与任务主要包括:一是为电力市场主体建立一个无边界的北欧电力市场,以提升区域市场的效率性和功能性;二是旨在形成能在欧盟发挥作用的规则,以促进更为积极的市场趋势和北欧电力市场内的高效互动。

 

3 NORDEL的现有组织架构

 

从成立到逐步完善,NORDEL经过近半个世纪的演化,基本实现了以下重要目标:一是(区域输电)系统运营框架,框架的构建有利于更好地利用已有发电能力,避免浪费,同时有利于减少被要求的备用容量,提高集体应急(停电或危机)能力;二是指令性规划框架,该规划框架具体用于扩展互联电网和北欧国家电网的共同(尺寸等)量纲标准,用于设计所有北欧国家火电站的共同技术标准,以及最优化设计和合理建设北欧国家间的互联线路。具体而言,其主要职责为:编制北欧输电系统的发展规划(包括电网投资)、协调管理电网运营阻塞;交换电力系统运行、安全和供电可靠性信息;制定输电定价和辅助服务定价的方法;推进北欧输电系统运营者的国际合作;保持和发展与各国政府电力部门和监管机构(特别是在北欧和欧洲其他地区之间)的联系,以及编制和发布有关北欧电力系统和电力市场的信息等。北欧各国通过NORDEL的积极作用,不仅加强了相互间的合作,而且也促进了电力共同市场的建设与完善,极大促进了资源在区域内的优化配置。从区域电力交易规模变动情况来看,2000年以来北欧四国电力进出口贸易总额规模整体呈现上升的趋势(如图4),也表明区域电力市场建设在NORDEL功能逐步完善的情况下极大促进了区域内的电力交易。

 

4 19802013年北欧四国电力贸易规模变化情况

资料来源:根据EIA相关数据计算所得。

 

(四)中亚统一电力系统的“独而不联”:协调机制缺失与自我利益最大化

中亚统一电力系统是在苏联时期成立的旨在实现水电资源在中亚五国时空优化配置的电力交换体系。通过将哈萨克斯坦南部、吉尔吉斯斯坦、乌兹别克斯坦、土库曼斯坦和塔吉克斯坦的电力系统相互连接,实现合理使用本地区现有电力资源和提高供电的可靠性。在电力交换与分配上,由位于乌兹别克斯坦首都塔什干的统一调度中心负责对各国电力系统调配,系统拥有共同工作制度、集中电力调度、共同计划、统一信息渠道,以及必要的技术监督等。由于制度体系完善和苏联计划经济体制的效力,使得系统在苏联时期较好地解决了各国国内电力资源分布不均的问题,也较为有效地保障了油气资源匮乏的上游国家冬季用电以及水资源短缺的下游国家夏季农业灌溉用水,缓解了各国在跨界水资源利用上的矛盾,具体而言就是处于跨境河流(阿姆河和锡尔河)下游的哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦等国,夏季时从上游国家吉尔吉斯斯坦和塔吉克斯坦进口部分电力,冬季时下游国家向上游国家出口天然气和煤炭,以解决上游国家由于保障水库容量而导致的电力短缺问题。

随着苏联的解体,中亚国家成为独立的国家主体,由于中亚五国经济社会发展水平不平衡,各国都从本国利益出发,对待统一电力系统的态度也随之发生变化,对电力分配逐渐产生分歧。土库曼斯坦于20036月第一个退出,随后哈萨克斯坦和乌兹别克斯坦相继退出,由于土库曼斯坦每年冬天需要通过乌兹别克斯坦电网输电到塔吉克斯坦,乌国退出电力系统,则意味着对冬季电力需求较高的塔吉克斯坦而言,无疑加剧了电力供应紧张局面。对于退出的理由,乌兹别克斯坦指出苏联解体后,由于缺乏正常的管理机制,该系统已失去运转能力,并存在出现技术事故进而危及电力系统的危险,同时,统一电力系统缺乏协调中心,这导致对系统内各国能源使用缺乏监管,某些国家经常擅自从邻国截电,对乌能源安全造成了不利影响,因此,乌方退出该系统是为了保障本国的能源安全以及提高本国能源体系的使用效率和延长使用寿命。哈萨克斯坦《资本报》20131022日指出,哈退出中亚统一电力系统、建立统一经济空间共同电力市场对其裨益较多,不仅可以向乌兹别克斯坦等未加入统一经济空间的第三国出口电力,而且饱受困扰的白俄罗斯将能获得哈萨克斯坦电力供应,此外,哈萨克斯坦还能够成为俄罗斯和乌兹别克斯坦电力输送过境国,收取过境费用。哈国家电网公司总裁曾指出,哈退出中亚统一电力系统遭受的损失是最少的。

综上来看,中亚电力统一系统“解体”的根源是与制度尤其是基于各国利益考量的有效的电力调度管理制度缺失密切相关。在苏联时期,中央计划体制下,国家对各种资源有统一调配的权力,基于资源互补优势而成立的统一电力系统发挥了积极效用,这一制度环境下的博弈形式是一种均衡状态。然而,随着苏联解体后新的博弈形式出现,尤其是“独立后”的国家更加重视各自利益的情况下,亟须以新的制度安排来协调不同国家的利益关切,遗憾的是始终没有出现对应的制度重构,最终造成追求个体利益最大化下的“集体行动”失败,不同国家贸易规模的纵向比较显著下降的事实表明了这一点(见表3)。

 

3 苏联解体以来中亚国家电力贸易规模不同年份变动情况       单位:十亿千瓦时

资料来源:根据EIA相关数据计算整理所得。

 

四、大湄公河次区域(GMS)电力合作中的问题与中国对策

中国是最早开展电力贸易的国家之一,从目前已有的合作情况来看,中国跨境电力贸易开展既有双边的合作,也有区域组织框架下的多边合作。1994年启动大湄公河次区域电力合作以来,中国(企业)通过资金、技术优势积极与其他国家开展电力项目合作,在与周边国家电网互联和电力贸易上取得丰硕成果(见表4)。

 

4 中国与GMS主要国家跨境电力贸易情况     单位:亿千瓦时

注:*为广西201316月对越南出口电力数据。

资料来源:根据《中国电力年鉴》(2010年)、中国产业数据网等公开资料整理所得。

 

但总体来看,中国与次区域国家的电力合作仍处于初级阶段,合作的优势和潜力仍待挖掘。不可否认,这距离建立统一可靠的区域电力市场还有相当差距,与GMS其他五国在和中国开展电力合作中对自身政治主权和经济利益的不同考量显著相关,也与中国政府及相关企业“走出去”的战略思路不一致等国内因素密切相关。

(一)GMS电力合作中存在的问题

为便于分析,本文假定大国与小国在合作成本上存在显著差异,即大国承受的合作成本将高于小国。在次区域国家中,中国无疑是综合国力最强的国家,其他国家经济总量明显弱于中国(见表5),这就很容易造成在与中国的合作中,其他国家无形中会夸大中国的实力而造成其最优服从成本水平出现下降,进而造成不合作解。与此同时,由于受到域外因素和直接经验影响,所谓的“中国(企业)威胁”会对其他国家合作的偏向因素造成显著影响,中国主导的局面会使其认为中国承受更高的服从成本是“另有所图”。为了避免这种境况,其他国家就会合谋或者宁愿选择付出更高的合作成本而与其他国家合作,造成中国被孤立的局面。就驱动中国合作的因素偏好来看,中国的不同企业主体显然过于重视短期的贸易收益这一强化因素而忽略国家合作的地缘政治考量与国家能源安全等偏向因素,造成国家层面的偏向因素与个体层面的强化因素出现失衡的局面。

 

5 GMS域内五国主要经济社会指标、电力工业发展和政治情况

资料来源:根据维基百科、亚行数据库、《世界银行2013国家营商环境报告》等相关数据资料整理所得。

 

具体来看,一是综合国力的悬殊使接壤国家在与中国开展电力合作中存在政治主权和经济利益的平衡考量,这种平衡考量会使相关国家在合作的深度和广度上陷入矛盾,进而阻碍合作进程。随着中国综合国力的大幅提升,周边国家存在“中国威胁”的担心,加之电力合作的政治敏感性,甚至一些国家认为电网的架设和联通会使其政治经济主权陷入依附中国的局面,这就造成尽管中国通过资本输出方式广泛地参与到次区域五国的电力项目建设中,但就基于电力贸易的电网互联情况而言,中国明显处于劣势地位,并逐渐面临着在GMS电网互联规划中陷入“孤立极”的现实风险。目前中国仅与缅甸和越南之间建有大容量互联线路,其中与缅甸的线路则仅承担着从缅北向中国输电的任务,互联程度并不高;与越南的联通线路也只是承担了电力出口的任务,同时基于中越领海主权争端和能源主权安全考量,越南对此线路存在明显的警惕意识,限制了该条线路的扩容发展。此外,与老挝较小的互联容量,严格限制了丰富的水电资源向中国的输入。相比于中国不乐观的形势,泰国与越南均已有多条投入运营或计划建设的骨干网连接老挝、缅甸和柬埔寨,形成次区域电网建设的两个主要区域,或称为“两极”,而中国尽管正在加强与缅甸的电网建设,但骨干架构仍较单薄,互联程度不高。当前在缅甸政治民主化进程的影响下合作基本处于搁置状态,中缅密松水电站及其配套输往中国的特高压电网项目的搁置是具体体现。

二是由于缺乏基于GMS电力合作的整体国家战略规划和政策考量,我国不同企业对“走出去”目的的认识上不一致,严重影响了我国各利益群体形成合力主导区域电力合作的效力。由于我国尚未在GMS电力合作的战略考量与策略应对体系方面形成成熟的国家宏观层面的认识,国家战略与企业经营行为之间难以有效配合和相互支撑。此外,由于国家边境开放和区域合作战略意图的模糊性,各种基于所谓“国家战略”考虑的不同执行主体之间在不同利益权衡的影响下,存在着明显的“战略高地”之争,而这种争夺很大程度上只是单纯基于经济层面的成本收益分析。这不仅严重影响了对电力合作在推进次区域经贸合作、产业转移、基础设施建设、民生改善、政治互信等领域积极作用的全面认识,妨碍了国家多元战略目标的构建与实施,而且也因内耗造成协同能力和执行效力的大大减弱,贻误合作的时机,同时中方企业的急切进入以及与对象国企业之间巨大的量级差异,也使相关国家形成“担忧和威胁”的心态,严重影响了合作的意愿。

从企业运行角度而言,在周边国家整体电力工业发展落后,资金技术欠缺的背景下,企业更愿意专注于潜在电力项目的收益上,这就造成了中国参与次区域电力合作主要以资本输出、投资建设项目为主的局面。同时,由于对电网互联重要性认识不足和电网巨大的资金投入,以及当前中国与周边国家电力交易规模不大,加之发电企业专注于主业的保守心理和受国内电网企业在电源分业经营政策规定的影响,我国在大湄公河次区域的电力项目合作多以电源建设为主,参与有利于区域电力互联互通的电网建设项目的积极性并不高。另外,中资企业参与次区域电力项目建设缺乏统一战略安排,在部分项目上存在不合理竞争的情况,形成“数量众多、整体薄弱”的局面,不仅造成整体合作收益的降低,而且也给其他域外国家电力企业的进入提供了可乘之机,增加深化合作的难度。

(二)中国在GMS电力合作中的策略选择

鉴于我国在次区域电力合作中的现实境况,在未来发展的进程中我国应坚持有所作为,成为积极的推动者和拉动者,将电力合作确定为进一步密切中国与次区域国家乃至东盟与南亚地区国家间经贸(能源)关系的重要突破口。以此思路为指导,从策略上逐步达到下述三个目标:第一,实现次区域电源的合理有序开发和更多与中国西南地区互联的双边电网;第二,加快区域内电网互联互通和区域电力市场制度体系建设,基于我国西南地区的资源优势、地理优势和潜在市场优势,促成云南省成为次区域电力交换枢纽;第三,建立次区域统一电力交易市场,在次区域电力资源更大范围优势互补的基础上,实现西南地区成为我国重要清洁能源战略基地的目标。循此思路,我国要提前确立着眼于整体利益和长远利益的宏观战略考量,并在坚持资源、收益共享的基础上,分阶段、分层次地主导GMS电力合作的进程。

首先,中央政府部门应继续加强与次区域国家的政治沟通。按照积极拓展合作与妥善管控分歧并行不悖的相处之道,展现中国参与次区域电力合作的诚意与实力,通过加强政治互信,逐步消除周边国家对电力合作中政治主权和经济利益让渡的顾虑,防止个别国家煽动“去中国化”倾向,最大限度避免中国成为“孤立极”的风险。政治互信是根本性的前提条件,在互利共赢预期合作的基础上,始终坚持策略性的安排,要充分认识到制度性障碍存在的客观性与必要性,坚持赚取时间效应。一方面,近期工作要以“稳越推缅”为重心,既要减少南海问题给中越电力合作产生的不利影响,敦促越南积极评估中越扩大互联容量的项目建议,使其充分认识到通过电网互联或已有线路扩容有利于实现越南火电资源和我国西南地区水电资源的优势互补,使其明白水火互济对于越南电力系统的稳定、环境生态改善和相关下游产业发展的积极效用,通过电力资源的“引进来”和“走出去”的双向交换,增强其合作的意愿,减少其合作的顾虑。缅甸水电资源丰富,推动与缅甸的合作对于形成中国主导GMS电力合作具有重要作用。由于受政治民主化进程的影响,中方要主动并积极调整与缅方的合作思路,既要巩固和稳定与缅甸已有合作的成果,又要推进双方合作领域的纵深拓展,同时通过充分发挥缅方不同利益主体的积极作用,逐步消除其对中国在其境内进行资源开采的担忧与警惕,积极通过援助的方式加快缅北地区电气化进程,为进一步深化双边电力合作创造条件。另一方面,要在中国—东盟自贸区和电力贸易协调委员会框架下,加快与老挝和泰国关于双边高压输电线路的建设进程。

其次,在电力合作的具体思路和推进策略上,我国要争取主动,坚持既要协调存在于单一国家的局部利益与参与次区域电力合作的整体利益的关系,又要使各类项目建设的规划有利于区域统一电网的形成。要避免中国单方面行动所引发的震动,充分发挥第三方的平台作用,通过积极联合规划工作组来开展次区域电网建设规划和电力市场模式的研究工作。善于把握时机,适时制订与出台(必要时提供援助)关于中国与缅甸、老挝和越南的互联电网布局、输电线路和技术标准的选择方案,确定重点规划项目,形成中国参与次区域电网建设的路线图和时间表;确定中国参与次区域电力合作的交易模式及电力消纳方案。

再次,要积极发挥云南省作为我国面向西南开放的桥头堡地位,推进其在次区域电力合作中的主导作用。无论是基于电力贸易的地理毗邻性还是基于合作对等实体的要求,云南省一方面具有开展次区域电力合作天然优势——人文相近,地理相连,合作的地缘优势和直接效用更为明显;另一方面,作为成员之一,在次区域电力互联互通上具有身份认同的明显优势,与其他国家的合作引发的轰动和猜想明显较低。基于此,积极鼓励云南省在诸多有利于电力贸易与合作的政策上先试先行。与此同时,要主动从国家战略的高度积极支持云南省成为次区域电力交换枢纽,尤其关键的是在当下各相关职能部门要积极配合和大力支持GMS区域电力协调中心落户昆明的行动。

最后,更为重要的是,要加快建立中国参与区域电力合作的联合工作小组,通过明确不同主体的责任与义务,形成政府与企业的协调配合机制,最终通过中央政府的垂直管理和企业、部门间的横向协同,形成有利于统筹地方经济社会发展、企业可持续经营和国家地缘、能源战略意图实现的“走出去”局面。由于制度性障碍与国内电力市场的开放直接相关,进而影响到合作进程,因此,基于长远考量,中国要在电力体制改革与电力合作和开放上率先做出示范与有益探索。

 

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聂新伟,国家信息中心助理研究员。

 

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