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原文信息：Chan, H. R., Fell, H., Lange, I., & Li, S. (2017). Efficiency and environmental impacts of electricity restructuring on coal-fired power plants. Journal of Environmental Economics and Management, 81, 1-18.

引入市场竞争被公认为提升产业效率与生产率的有效路径，这一观点在诸多行业中均得到实证支持。20 世纪 90 年代，美国各州及哥伦比亚特区均围绕电力行业市场化改革展开讨论，试图从传统 “成本加成” 规制模式转向更具竞争性的市场体系。尽管理论层面，成本加成定价难以激励一体化电力企业提升效率，而市场化竞争能够倒逼企业降低发电成本，但最终真正立法推进改革的州却寥寥无几。幸运的是，各州电力监管改革的差异性，叠加改革后多年的观测数据，为识别市场竞争对电力企业行为的因果效应提供了绝佳场景。基于 1991-2005 年长达 15 年的煤电企业面板数据，本文系统检验了电力市场化改革对企业燃油效率、煤炭采购成本与产能利用率的影响，并进一步量化了改革带来的环境效应，弥补了现有文献中长期观测缺失、技术类型混杂、环境效应关注不足等缺陷。

既有文献对电力市场化改革的效果已展开丰富探讨，早期研究如 Douglas（2006）、Fabrizio et al.（2007）、Zhang（2007）均聚焦改革初期效果，但受限于数据窗口，未能观测到改革对燃油效率的显著影响。后续研究开始关注资产剥离的作用，Bushnell and Wolfram（2005）发现改革与资产剥离均能使企业燃油效率提升约 2%，Davis and Wolfram（2012）则证实剥离能使核电企业运营效率提升 10%，Cicala（2015）独立研究发现剥离可使煤电企业煤炭采购成本降低 12%。此外，印度、英国等国家的电力改革效率效应也得到验证（Cropper et al.，2011；Newbery and Pollitt，1997）。但整体而言，现有文献普遍存在样本覆盖多元发电技术、改革后观测期较短、忽视环境溢出效应等问题，且尚未深入剖析市场化改革对煤炭采购成本的影响机制。

与既有研究相比，本文存在四大显著突破。第一，仅聚焦煤电企业样本，避免核电、气电等不同发电技术带来的估计偏差，这也与美国清洁电力计划中煤电效率作为核心核算依据的现实需求相契合。第二，采用 15 年长期面板数据，覆盖改革实施后多年观测期，能够捕捉改革的中长期效应，区别于 Fabrizio et al.（2007）等早期研究的短期数据局限。第三，在效率分析基础上，首次纳入环境效应检验，从燃油效率、煤炭成本、产能利用率三个维度全面核算改革带来的污染减排效果，为清洁电力计划排放基准核算提供经验支撑。第四，深入揭示改革对煤炭采购成本的影响机制，传统成本加成规制下，煤炭降价红利由消费者享有，而市场化改革让发电企业成为剩余索取者，显著增强了企业与煤矿议价的降本激励，这也是燃油效率提升之外的重要降本渠道。

实证结果清晰展现了电力市场化改革的多重效应。在效率层面，实施改革的州内，民营电力企业燃油效率显著提升 1.4%，单位热量煤炭采购成本下降 6%-10%，而始终采用成本加成规制的公有及合作制企业无显著改善，半途废止改革的州也无法获得上述收益，证明改革激励机制的有效性。在产能利用层面，改革存在双重影响，一方面直接降低产能利用率，另一方面通过降本推动产能利用率提升，最终净效应表现为民营电力企业产能利用率显著下降。在经济与环境效益层面，测算显示，市场化改革使单厂年均运营成本降低 800 万美元，降幅达 14%；若煤电减产部分由天然气发电替代，单厂年均可实现 SO₂、NOₓ、CO₂分别减排 2300 吨、800 吨、23.5 万吨，仅 SO₂减排带来的环境价值就高达 570 万美元 / 年。

总体而言，本文的研究结论清晰表明，电力市场化改革能够通过重塑企业激励机制，同步实现煤电企业降本增效与污染减排的双重目标，且只有真正落地推进改革才能充分释放红利，半途而废的改革难以产生实效。这一结论不仅为美国清洁电力计划的政策设计提供了实证依据，也为全球范围内电力市场化改革与绿色低碳转型协同推进提供了重要启示，充分印证了市场化机制在提升能源效率、改善环境质量中的关键作用。

行业背景

美国电力行业在传统模式下被视为典型自然垄断行业，长期由各州实行全环节严格监管，无论是公有企业还是民营电力企业，大多是垂直一体化的受规制垄断主体，同时掌控发电、输电、配电和售电全链条业务。各州普遍采用 “服务成本定价（COS）” 模式，即监管机构核定企业运营成本，并允许其获得合理的资本回报率，本质上是一种 “成本加成” 定价机制。这种模式虽然保障了供电稳定，但长期以来备受诟病：企业缺乏降本增效和优化投资的激励，经营效率偏低，这也成为后续电力市场化改革的重要动因。1992 年《能源政策法案》的出台，正式为电力市场化改革打开空间，该法案建立了无歧视开放电网的制度框架，大幅提升了独立发电厂的市场参与度。在联邦政策推动和提升发电效率的现实需求下，美国各州陆续启动电力市场化改革论证，陆续开展听证会、立法与政策落地。尽管各州改革的具体方案与节奏存在差异，但整体方向高度一致：推动民营一体化企业实现 “发输配售” 拆分、打破垂直垄断，建设更具竞争性的电力批发市场；同时在零售侧推行用户选择权，部分地区还配套实施限价措施，防止售电侧价格歧视。经过一系列改革，推行市场化地区的发电企业，面临着远强于传统规制地区的市场竞争压力，而本文正是以此为背景，检验市场化竞争环境对煤电企业行为、效率与环境表现的真实影响。表1列出了各州正式听证会的时间安排、重组立法的通过情况，以及重组措施被正式废除或暂停的具体时间。

本文的核心研究目标是从三个关键维度识别电力市场化改革对燃煤电厂行为的影响：燃料效率、煤炭采购成本和产能利用率。在指标选取上，文章遵循行业标准，以热效率（英热 / 兆瓦时）衡量燃料效率；以单位热量煤炭采购成本（美元 / 百万英热）衡量煤炭采购价格；以产能因子（Capacity Factor）衡量产能利用率，即用年度净发电量除以机组潜在最大发电量。

为精准识别改革效应，本文采用双重差分模型（DID）进行实证估计。识别依据来自两方面的差异：一是美国部分州实施了市场化改革，而另一些州始终未推行改革；二是实施改革的各州启动时间各不相同。据此，本文将改革州的燃煤电厂作为处理组，未改革州的电厂作为对照组，利用地区差异与时间差异形成的双重变异，识别改革的因果效应。基准回归模型如式（1）所示，构建双向固定效应模型：

其中，被解释变量y_it分别为热效率对数、煤炭采购成本对数与产能利用率转换值；RST_it为改革虚拟变量，企业所在州启动改革后取值为 1；IO_it与PO_it分别为民营电厂与公有/合作制电厂虚拟项，用以区分不同所有制主体的改革效应；X_it为企业层面与政策层面控制变量；模型同时控制企业固定效应、民营电厂年份固定效应与公有电厂年份固定效应，以剔除个体差异与两类主体的时间趋势。

在以热效率为被解释变量的回归中，控制变量包括：机组是否安装脱硫设备、是否参与第一阶段 SO₂排污权交易计划、是否存在其他激励性规制、是否自愿剥离资产、是否位于 NOₓ排污权交易地区，以及机组容量对数与产出对数等（Fabrizio et al.，2007）。引入机组规模与产出变量，可以控制由工程技术关系决定的机组规模与利用效率对热效率的影响。在以单位热量煤炭采购成本为被解释变量的回归中，控制变量做了针对性调整：加入煤炭硫分、灰分指标及其与 SO₂交易、脱硫装置的交互项，以控制煤质特征带来的价格差异；同时纳入煤炭采购量对数以捕捉规模折扣，加入现货采购占比以控制采购方式带来的价格差异。在特征价格框架下，该模型并非煤炭需求方程，而是在充分控制煤质与采购特征后，识别改革对采购成本的净效应。在产能利用率方程中，本文采用简约式设定。为控制市场价格信号，文章以州层面天然气机组与燃油机组的产能因子作为批发电力价格的代理变量，这两类机组多为调峰机组，利用率与电价高度相关。同时，纳入单位发电量燃料成本以控制生产成本影响，并控制脱硫装置、SO₂交易计划、机组容量、激励性规制与自愿剥离等变量，全面识别改革对产能利用的综合作用。

识别策略

在实证分析中，为保证估计结果可靠，本文重点解决双重差分有效性、内生性问题、样本选择偏误三大识别挑战，确保市场化改革效应被准确识别。

首先，本文对双重差分模型（DID）的识别假设进行严格验证。DID 成立需要满足三个核心条件：改革外生性、平行趋势、无交互干扰。从改革外生性看，美国各州启动电力市场化改革，主要源于历史成本过高、核电投资低效及地方立法偏好等政治与历史因素（White, 1996），而非由当期煤电企业运营状况决定，因此改革具有强外生性。从平行趋势看，本文通过动态模型检验改革前处理组与对照组的时间趋势，结果显示 Figs.1–3 均无显著差异，满足平行趋势假设。同时，未改革州的企业长期受成本加成规制保护，基本不受改革州的外溢影响，SUTVA 假设成立，进一步保证识别有效性。

其次，本文系统性处理内生性问题。在三个核心回归中，部分变量存在潜在联立性偏差：在热效率方程中，发电量与效率同时决定；在采购成本方程中，采购量、现货占比与价格存在双向因果；在产能利用率方程中，发电成本、电价代理变量与利用率存在内生性。借鉴 Fabrizio et al.（2007）的思路，本文选用州级用电量、州 GDP、新屋开工数及其与煤电占比的交互项作为工具变量，共 6 个工具变量。这些变量反映区域需求冲击，与内生解释变量高度相关，但与企业层面残差无关，能够有效解决内生性偏误。

最后，本文检验并克服样本选择偏误。若低效率电厂在改革中更易退出，可能导致结果高估。但与 Olley and Pakes（1996）研究的制造业不同，美国电力行业电厂退出数量极少，生存状态相对稳定。为确保结果稳健，本文进一步构建平衡面板样本进行回归，结果与全样本高度一致，说明样本选择问题不会影响本文核心结论。

本文使用1991–2005 年美国燃煤电厂年度面板数据，数据主要来源于美国能源信息署（EIA）的各类统计表单和美国环保署（EPA）清洁空气市场数据库，多源数据相互匹配形成了高质量的微观研究样本。为保证研究样本纯净，文章依据 EIA‑860 表将主要燃料为煤的机组界定为煤电企业，并剔除可灵活切换燃料的电厂，仅保留纯煤电机组，避免不同发电技术带来的估计干扰。

文章基于多套 EIA 报表构建核心指标：从 EIA‑860 表获取机组铭牌容量、所在州、投运年份等信息；从 EIA‑861 表区分企业所有制类型，将企业分为民营电厂（IO）与公有 / 合作制电厂（PO）；从 EIA‑759、EIA‑767、EIA‑906/920 表提取机组净发电量和煤炭投入热量，计算得到核心效率指标热效率（heat rate）；利用 EPA 数据库获取企业是否参与酸雨计划（ARP）、NOₓ配额交易计划（NBP）以及是否安装脱硫设备（scrubber）等环境政策变量。煤炭采购相关数据来自FERC‑423 表，包含煤质热值、灰分、硫分、采购成本、交货价、现货采购占比等详细信息。文章将月度采购数据按热量加权平均为年度数据，计算得到单位热量煤炭采购成本，并控制煤质差异与采购方式差异。针对资产剥离企业不再填报 FERC‑423 表带来的样本损耗，本文进行了趋势检验，发现留存样本与退出样本的采购成本无显著差异，不会威胁识别效果。市场化改革的政策变量构建参考 Fabrizio et al.（2007）的方法，以各州启动改革听证会的年份作为改革起点，但本文仅对真正落地改革的州赋值为 1，剔除中途废止改革的州，使政策识别更加精准。在稳健性检验中，文章还使用法案正式通过年份重新定义政策时点，以增强结论可靠性。

为保证结果稳健，文章参照 Fabrizio et al.（2007）的标准进行样本筛选，仅保留至少连续观测三年的电厂；与原文献不同的是，本文不因为机组容量大幅变动而拆分企业固定效应，而是将容量变动视为改革带来的行为调整，统一识别改革的整体效率提升效应。如表 2 所示，本文最终研究样本包含418 家煤电厂，其中民营电厂 310 家、公有及合作制电厂 108 家；处理组包括改革州内 122 家民营电厂与 23 家公有电厂，对照组为其余未改革州的电厂。描述性统计显示，改革后民营电厂的热效率小幅下降（效率提升），煤炭采购成本降幅更明显，而对照组产能因子提升幅度更大，初步呈现出市场化改革的潜在效果。

电厂燃料效率

本文首先检验电力市场化改革对煤电企业燃料效率的影响，回归结果如表 3 所示。所有模型均控制企业固定效应和年份固定效应，并区分民营与公有电厂的时间趋势，标准误聚类到企业层面。列（1）为 OLS 结果，列（2）是使用工具变量的 GMM 基准回归，列（3）为平衡面板稳健检验，列（4）仅使用民营电厂样本。基准回归结果显示，电力市场化改革使得民营电厂的热效率显著下降 1.4%，即燃料效率提升 1.4%，且该结果在各模型中均高度稳健。相比之下，公有及合作制电厂的改革效应不显著，说明效率提升主要来自市场化激励下的民营电厂，而非公有事业单位。其他控制变量系数基本符合预期，但脱硫设备变量不显著，可能是因为脱硫运行与效率改善的效应相互抵消。

为保证结论可靠，文章在表 5 中进行了大量稳健性检验，均采用 GMM‑IV 估计。第一，更换为州层面聚类标准误，核心结果不变；第二，剔除中途废止改革的州，仅保留真正实施改革的州，发现改革效应更加显著，而半途而废的州几乎没有效率收益；第三，改用法案通过年份定义政策时点，结果依然稳健；第四，仅保留密西西比河以东的电厂样本，以排除西部煤质、铁路差异的干扰，结论依旧成立。这一系列检验充分说明，只有真正落地的市场化改革才能带来燃料效率改善，而非政策预期或地理差异驱动。

煤炭采购成本

接下来，本文检验电力市场化改革对电厂煤炭采购成本的影响。煤炭并非同质商品，其热值、硫分、灰分、采购合同期限等都会显著影响价格。在严格控制这些煤质特征的前提下，本文识别市场化改革是否真正降低了电厂的购煤成本。理论预期非常明确：市场化竞争会强化电厂降本动机，而燃料成本又是最主要的运营支出，改革应显著压低采购价格。表 4 报告了对应回归结果，模型设定与表 3 保持一致。列（1）为 OLS 估计，列（2）是控制内生性的 GMM 基准回归，列（3）为平衡面板、列（4）仅保留民营电厂。OLS 结果不显著，但基准 GMM 结果显示：市场化改革使民营电厂的单位热量煤炭采购成本显著下降 8.0%，说明必须解决采购量、现货占比等变量的内生性，才能准确识别改革效应。同时，公有及合作制电厂的系数始终不显著，再次证明成本下降源于市场化激励。

从控制变量看，采购量系数显著为负，说明存在规模折扣；现货采购占比系数显著为正，符合现货价通常高于长协价的现实。灰分与硫分系数为正，这与 Bellas and Lange（2007）的解释一致：二者与挥发分、水分负相关，而未纳入控制的挥发分等会提升煤炭价值。在交互项中，SO₂排污权交易与硫分的交互项显著为负，脱硫设备与硫分的交互项显著为正，均符合政策逻辑。机组容量系数显示，大型电厂议价能力更强，但呈现边际递减规律。文章在表 5 下半部分做了稳健性检验：州层面聚类、剔除半途废止改革的州、用法案通过时点、仅保留东部样本等，结论均高度稳健。只有真正完成改革的州，电厂才能获得显著的采购成本下降；启动后又停止改革的州则没有任何成本红利。“法案通过” 时点的成本降幅更大（12.7%），更符合长期合同逐步解除的滞后效应；东部样本降幅略小（5.4%），可由东部煤源选择更少解释。整体结果充分说明，市场化改革通过增强电厂议价权、优化采购策略，实现了可观的燃料成本节约。

产能利用率

本文最后检验电力市场化改革对电厂产能利用率（产能因子）的影响。与前两个模型不同，本文以各州改革法案正式通过时间作为政策冲击时点，因为只有法案落地后，市场化激励机制才真正生效，对应的政策变量为 LawPass。

从理论上看，改革对产能利用率的影响并不确定。一方面，竞争会促使企业提高设备使用效率（Zhang, 2007; Davis and Wolfram, 2012）；另一方面，在批发市场中，电厂可能出于市场势力动机主动降低发电出力，以抬高电价（Wolfram, 1999; Hortaçsu and Puller, 2008; Mansur, 2008）。本文采用简约式模型，识别改革的综合净效应。

表 6 展示了回归结果，结构与效率和成本方程一致。所有模型均显示，民营电厂的产能利用率在改革后显著下降，而公有电厂系数不显著。被解释变量为 log (CF/(1-CF))，系数为负意味着利用率降低。同时，单位发电成本的系数显著为负，说明成本下降本应提升利用率，因此改革存在双向作用：直接效应压低利用率，成本效应提升利用率，最终净效应为负。

为验证平行趋势，本文绘制了处理组的时间动态系数（图 3）。全样本下，改革前处理组呈现轻微下降趋势，但进一步分析表明，这主要由少数调峰电厂驱动。在剔除利用率低于 0.2 的调峰机组后，动态图显示改革前趋势基本平稳，1997 年后处理组利用率才显著下降，满足平行趋势假设。同时，改革效应在大小机组间没有显著差异，说明结果并非由小机组驱动，具有整体代表性。

基于前文的基准回归结果，本文对电力市场化改革带来的成本节约与环境效益进行了粗略估算，结果如表 7 所示。测算以 2005 年样本均值为基础，采用表 3、表 4、表 6 基准列的核心系数，分别从燃料效率、煤炭采购成本和产能利用率三个渠道进行核算。

首先，从燃料效率改善来看，改革使民营电厂热耗率下降 1.4%，这一效率提升直接带来可观的减排与成本节约。单厂年均可减少 SO₂排放 477 吨、NOₓ排放 220 吨、CO₂排放 82,511 吨，对应的年均燃料成本节约约 120 万美元。由于样本期内 SO₂和 NOₓ处于总量控制政策之下，即便配额严格，效率提升也能显著降低企业的履约成本，带来额外福利改善。其次，煤炭采购成本下降带来了更大幅度的节约。改革使电厂单位热量煤炭采购成本下降 8%，单厂年均节约采购成本约 687 万美元。叠加燃料效率提升带来的节约，民营电厂年均总运营成本下降约 807 万美元，较规制状态下降低约 14%，这一幅度与 EPA 综合规划模型的测算结果基本吻合，充分体现出市场化改革带来的显著降本效应。

最后，产能利用率下降带来进一步的环境效应。改革使电厂产能因子平均下降 0.031，单厂年均发电量减少约 30.3 万 MWh。在总电量不变的前提下，煤电减产的空间由其他电源填补。若由核电替代，单厂年均可再减排 SO₂ 1,789 吨、NOₓ 825 吨、CO₂ 30.9 万吨；若由天然气发电替代，则对应减排 SO₂ 1,775 吨、NOₓ 591 吨、CO₂ 15.3 万吨。无论哪一种情景，市场化改革都通过效率提升与结构优化实现了可观的协同减排收益。

本文以 20 世纪 90 年代以来美国电力市场化改革为研究场景，基于 1991—2005 年长期面板数据，聚焦燃煤电厂开展实证分析，在研究设计上实现了四方面突破：采用更长观测窗口捕捉改革中长期效应、仅锁定煤电样本以规避技术混杂干扰、从燃料效率、煤炭采购成本和产能利用率三个维度系统识别改革效果，并首次量化了改革带来的环境效益。研究发现，相较于未改革州的民营电厂，改革州民营电厂的热效率显著提升 1.4%，与 Bushnell and Wolfram（2005）的结论一致，单位热量煤炭采购成本显著下降 8%，而启动改革后又中途废止的州则无法获得上述红利；同时，改革最终显著降低了民营电厂的产能利用率，呈现出竞争降本与市场策略行为的综合效果。粗略测算表明，民营电厂通过效率提升与采购成本下降，年均节约运营成本近 800 万美元，降幅约占总运营成本的 15%，并同步实现显著的污染减排，在煤电发电量由天然气或核电替代的情景下，SO₂、NOₓ、CO₂分别下降 7.55%、5.89%~7.55%、4.6%~7.55%，体现出突出的经济与环境协同效应。本文为理解市场化改革的效率提升与低碳溢出机制提供了稳健证据，未来研究还可进一步探讨改革对市场势力、技术采纳、企业进出与投资行为的影响。

 Abstract 

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