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    摘要：根据日本电力体制改革进程计划，结合电力市场化改革成效的分析评价结果，2008年7月日本出台了第4次电力体制改革方案，主要举措包括推迟电力零售侧准入的全面放开，在维持现行体制的前提下，采取措施进一步激发电力市场活力、提高供电可靠性。通过对日本第4次电力体制改革背景及内容的分析，认为日本对改革进行跟踪调查、注重改革过程中各方利益的保护、运用定量与定性分析相结合的方法全面评价改革的做法值得我国借鉴。

 

　　关键词：电力体制改革，电力市场，零售侧放开，成本效益分析

 

　　中图分类号：F271文献标志码：A

 

　　0 引言

 

　　从1995年开始，日本3次修改《电气事业渤，推进电力体制改革。其主要措施有：放开发电侧准入，在发电侧引入独立发电商(IPP)；通过引入特定规模电力企业(PPS)从事发售电业务，实行售电侧逐步放开；构建并运行电力批发交易市场，提供电力交易平台；成立中立的“日本电力系统利用协会(ESCJ)”，确保输配电业务的公平性、透明性和中立性。

 

　　2008年的第4次电力体制改革，没有修订《电气事业渤，只是在现有体制的基础上，采取措施进一步监管垄断领域，确保电力市场竞争的公正性与透明性，确保竞争主体享有应有的权益。

 

　　本文分析日本第4次电力体制改革的背景、内容、经验，以期为我国电力体制改革提供借鉴。

 

　　1 日本前3次电力体制改革成效评析

 

　　根据日本电力体制改革的宗旨，电力体制改革要同时解决如下3个问题：提高电力市场竞争效率、确保安全稳定供电、确保电力与环境和谐发展等。日本经济产业省的咨询机构——日本综合资源调查会，围绕上述3项内容对前3次电力体制改革的成效展开了评价。其结论主要包括：

 

　　1.1 电力批发市场的交易形式呈现多样化

 

　　电力批发市场中传统电力公司的交易一直占主流。随着电力体制改革的推进，电力批发市场的交易在购电主体和市场份额等方面正在逐步发生变化。

 

　　电力体制改革前，发电市场的主体主要是传统电力公司、企业自备电厂、电力批发公司。改革后，发电市场增加了IPP、PPS等发、售电主体。

 

　　电力体制改革前，传统电力公司是电力批发交易市场的主要主体，除了依靠自己电厂发电外，还向电力批发公司和企业自备电厂购电，以保证其对用户的供电；改革后，传统电力公司仍然是电力批发交易的主要主体，1995--2006年传统电力公司平均每年的发电量为7000亿—8000亿kW·h，并以长期合同的形式每年从IPP、电力批发公司、自备电厂购买1000亿-1 500亿kW·h电量，其中每年从自备电厂购买其剩余电量约100亿kW·h。

 

　　电力体制改革将购电主体PPS引入市场，其售电量不断提高。到2006年，PPS发电量为50亿 kW·h，从传统电力公司购买电量约40亿kW·h，从自备电厂购电约60亿kW·h，PPS全年的售电量达到150亿kW·ht。目前PPS对批发购电商的依赖程度比较大。将来随着PPS新建电厂的逐步完工，PPS的售电量还会继续上升。

 

　　改革前，自备电厂的剩余电量全部卖给传统电力公司，改革后，其买家增多了。以2006年为例，自备电厂向传统电力公司售电约120亿kW·h，向 PPS售电约60亿kW·h。

 

　　1.2 电力零售市场竞争有一定的效果

 

　　零售电价出现一定程度的降低。1996---2006年，日本电价降低了约18％；随着越来越多的PPS参与零售市场竞争，即使在燃料价格飙升的2000--2005年，商业用电价格仍降低了30％，工业用电价格降低了13％。2001--2006年，居民用户电价约降低了10％。虽然居民用户电价不受自由化竞争的直接影响，但不能否认这是自由化竞争带来的效果。

 

　　1.3 安全稳定供电得以保持

 

　　目前十大传统电力公司在各自的供电区域拥有充足的备用容量，按供电可靠性的“停电时间”、“供电频率”、“供电电压”3个指标，电力企业的安全稳定供电能力目前没有下降，供电事故率基本平稳；从设备投资看，如果根据供电计划进行电力设施投资，未来10年可以确保适当的供电可靠率。

 

　　1.4 环保工作取得了一定成效

 

　　(1)建立了C02超标公示机制。日本政府通过修改《气候变暖对策渤，要求温室气体排放量超标的所有企业向国家汇报其超标的C02排放量，国家将上述数据汇总，定期向社会公布超标企业的具体情况。随着公众环保意识的逐步提高，自由用户越来越倾向于向环保的电力企业购电，通过这种公示制度，引导了包括电力企业在内的C02排放超标企业主动控制其排放量。

 

　　(2)形成了环保电源优先调度机制。日本政府要求优先调度核电与水电(不包括抽水蓄能发电)，以引导投资开发利用环保型电源。这将促进传统电力公司、电源开发公司、日本核电公司等12家电力企业加大核电与水电的开发力度。

 

　　(3)电力企业制定了环保计划。为了减少C02排放，12家主要电力企业制定并公开了“环保计划”，主动提出2010年C02排放量比1990年减少20％的目标。

 

　　2 第4次电力体制改革需要着重解决的问题

 

　　2.1 是否全面放开零售侧市场

 

　　在日本电力体制改革取得了一定成效的基础上，根据2003年的《能源基本规划》，日本决定在2007年论证是否全面放开零售侧市场。讨论的主题包括零售侧市场全面自由化与能源安全问题、全面自由化与环保问题、全面自由化的成本效益问题、全面自由化与安全稳定供电问题、适合全面自由化的竞争环境建设等，讨论的结果将作为是否对零售侧市场进行全面自由化改革的重要依据。

 

　　2.2 自由化改革与安全稳定供电的协调

 

　　无论是何种体制，确保安全稳定供电是电力工业的基本职责。第3次体制改革后暴露出一些自由化改革与安全稳定供电的协调问题。

 

　　(1)未将PPS的新建电厂纳入供电计划，新增发电容量面临无供电计划的风险。日本的《电气事业渤规定电力公司必须每年向国家提交供电计划，以保证电力供需平衡。而PPS没有向国家报告的义务，国家因此无法全面掌握电力供需平衡的情况，特别是目前还没有将PPS的新建电厂纳入供电计划，可能会给安全稳定供电带来隐患。

 

　　(2)传统电力公司的备用容量可能面临挑战。与传统电力公司大部分电量可以靠自己的电厂发电不同，PPS主要向其他发电企业如自备电厂、电力批发交易所、IPP、传统电力公司等购电，而自备电厂优先确保自己企业的用电，很难保证根据PPS的需求增加供电量；IPP、电力批发公司与传统电力公司签订了长期购售电合同，在无新增的发电容量的条件下，如果向PPS售电需要变更合同；而PPS自己新建电厂需要一定的时间，因此，目前PPS主要依靠购买传统电力公司的备用容量来保证其对用户的供电，这可能导致系统不能维持充足的备用容量。

 

　　(3)电力系统的运行日趋复杂。PPS没有自己的电网，要开展供电业务，必须使用传统电力公司的电网，并向其交纳“过网费”。随着PPS供电业务的增多，过网输电容量加大，会给传统电力公司的系统稳定带来影响，传统电力公司除了确保自己的供需平衡外，还要关注PPS加人本供电区域后的供需平衡，使系统运行变得日趋复杂。

 

　　2.3 需要继续控制C02排放量

 

　　电力体制改革后的2001年，C02排放量为3.3亿t，2005年为3.9亿t。目前的23家PPS中，仅有5家拥有自己的发电机组，且发电量非常小，对C02排放量控制没有构成威胁。由于建设火电厂相对容易，PPS将会首选建设火电厂。随着PPS新建火电厂的增多，目前控制C02排放量的机制将受到冲击，需要设计一种方案，以削减PPS的CO2排放量并维持电力企业间的有效竞争。

 

　　2.4 建立配套制度以建设公平、开放、有活力的市场

 

　　(1)提高部分发电主体的发电能力。为了提高发电侧市场的竞争程度，需要提高除传统电力公司以外的发电企业如PPS、IPP的发电能力，这需要配套制度的支持。

 

　　(2)丰富交易品种，提高市场活力。目前，电力批发市场的交易品种不丰富、交易量一直不高，需要构建制度提高电力批发市场的活力。

 

　　(3)完善过网送电费的变更标准。现有法律关于过网送电费的变更标准过于僵化。目前，PPS向用户供电时，需要向10大电力公司支付过网送电费。根据日本现有法律，过网送电费由10大电力公司自行决定，在得到经济产业大臣批准后正式执行；日本法律还规定，如果10大电力公司的输配电业务收支情况连续2年出现盈利或亏损，则表明现行过网送电费标准需要完善，日本政府将要求电力公司对过网送电费标准进行修改。但实际中有的电力公司为了获取高额“过网费”，采取措施使输配业务第1年大幅盈利而第2年极小幅亏损，避免对过网费标准进行修订。这直接影响到PPS的利润空间与竞争能力。因此，需要出台配套制度，确保PPS利用电网的公平性。

 

　　3 日本第4次电力体制改革要点分析

 

　　在分析日本电力市场改革的成绩和遇到的相关问题后，日本经济产业省下设的“综合资源调查会电气事业分会”，分别于2008年3月和7月，发表了《未来电力体制状况报告》及《未来电力体制设计报告》。上述2份报告提出了电力体制改革拟采取的举措。

 

　　3.1 推迟电力零售侧全面放开

 

　　日本推迟电力零售侧全面放开的具体原因如下：

 

　　3.1.1 零售侧全面放开的成本效益分析结果为负

 

　　扩大自由化范围和采取促进竞争的政策，可提高供电效率，但在营销活动和更换电表等业务中，必定会产生额外的费用。因此，需要探讨社会成本最低的改革方案。2006年，日本经济产业省委托日本能源经济研究所对实施零售侧全面自由化的成本及效益进行了研究。

 

　　在参考欧美成本效益分析的基础上，设定了4类改革方案：维持现行的50kW及以上用户自由选择供电商的电力政策，不采取提高市场竞争力的措施，称为“现行的自由化改革方案A”；2010年起全面放开用户选择权，包括家庭用户在内的所有用户都可以自由选择供电商，维持现行的竞争状况，不追加促进竞争的政策，称为“全面放开方案B”；维持现行的50kW及以上用户自由选择供电商的政策，不全面放开零售侧用户的选择权，2010年起采取促进竞争的政策，提高电力市场的竞争活力，称为“促进竞争方案C”；2010年起全面放开零售侧用户选择权，包括家庭用户在内的所有用户都可以自由选择供电商，追加竞争政策，提高电力市场的竞争活力，称为“全面放开十促进竞争方案D”。

 

　　将电力市场的竞争效率、“用户从传统电力公司的脱离率”设定为一定数值，综合考虑不同改革方案下产生的“实际业务费用”、“营销活动费用”、“高效化效果”等因素，并以改革方案A为基准，分别计算了方案B、C、D的“成本效益综合结果” (详见表1)。其中，实际业务费用包括抄表与更换电表费用、电力系统利用费用、处理纠纷费用等；营销活动费用主要包括为了加强营销体制而额外产生的人事费、广告宣传费等；高效化效果主要是指提高设备的利用率、使电力系统运营高效化等。

 

　　从对改革方案成本效益综合结果的定量分析看，目前不适宜进行零售侧的全面自由化改革，最佳选择是在维持现行开放范围的基础上，大力采取措施提高电力市场的竞争活力。

 

　　3.1.2 全面放开用户选择权可能不会给用户带来实惠

 

　　(1)目前已放开选择权的用户，较少更换供电商。目前23家PPS中仅有13家实际从事供电业务，市场份额仅占自由化市场的2.11％。截至2007年6月，在10大电力公司间仅有1件跨区供电的事例。多数大用户对现有已签合同的供电商持满意态度，较少更换供电商。普通用户对PPS以及供电区域外的供电信息不了解，难以更换供电商。另外，传统电力公司采取了降电价、缩小与其他电力公司间的电价差距等措施，大部分用户不愿更改现行供用电合同。

 

　　(2)目前缺乏配套制度确保全面放开选择权后用户享有充分的选择权。家庭用户很关注自由选择供电商的问题，期待通过竞争降低电价，但家庭用户缺乏电价谈判能力，所掌握的供用电信息也很有限，在没有出台相应措施的情况下，不能保证家庭用户享有充分的选择权。全面放开选择权后，传统电力公司将不再承担普遍服务义务，不能确保所有用户都能自由利用电能。从国际经验来看，大多数全面放开用户选择权的国家，与促进竞争的制度相配合，出台了保护用户的相关措施，如供电的最终保障制度、确保向边远地区用户供电制度等，目前日本还没有出台相应措施。

 

　　3.1.3 全面放开选择权对电力工业相关环节将产生不利影响

 

　　全面放开用户选择权后，不能准确把握电力建设投资总额，可能对引导电源投资造成不利影响，给电网投资和建设带来不确定性，可能会给输电业务的投资带来不利影响。

 

　　对于售电环节，在全面实施自由化的情况下，《电气事业法》所规定的电力公司普遍服务义务将被解除，对实施普遍服务和以高成本向边远地区稳定供电将带来影响。

 

　　综上所述，日本认为目前扩大零售侧自由化的范围不合时宜，而是应该在目前实施自由化的范围内，进一步完善竞争机制。同时定期对完善后的竞争机制进行评估和论证，2013年再讨论能否进行售电侧全面自由化改革。#p#分页标题#e#

 

　　3.2 出台措施提高电力批发市场的竞争活力

 

　　目前电力市场的交易额中，通过市场化竞争形成的交易成交量仅占全社会用电量的0.2％。因此，日本拟采取措施促进电力市场的竞争。

 

　　3.2.1 丰富交易品种

 

　　为了增加交易量，计划2009年上半年在日本电力批发交易所(JEPX)现场交易的基础上创建实时平衡市场，以1天举行3次竞拍的方式来决定价格和电量，同时拟设计规则提升期货交易市场的活力固。

 

　　3.2.2 修改供需失衡补偿制度

 

　　“供需失衡补偿制度”涉及发电企业、PPS、传统电力公司的电网运行部门3方主体。根据日本第3次电力体制改革决定，以30分钟为单位，如果PPS的供电总量与所需发电量出现差额，传统电力公司会为PPS补足该差额电量，作为对价，PPS需要向该传统电力公司支付补偿金。高额的供需失衡补偿金，会加大PPS的经营风险，降低了市场活力，影响电力市场的有序竞争。这次改革主要是合理设定失衡电量“变动范围”，修改供需平衡经济补偿金支付规则。

 

　　3.2.3 加强对电力批发交易市场的监管

 

　　目前，对电力批发交易市场的交易行为，主要由电力批发交易所进行自我约束与内部监督，没有来自第三方的监管约束。因此，日本决定借鉴国外由交易所与监管机构共同分担责任的做法，在批发交易所自我监管的基础上，创建由经济产业省和公正交易委员会联合履行电力批发市场监管职能的制度，加强对电力批发交易市场的监管。

 

　　3.3 采取措施确保稳定供电

 

　　3.3.1 完善紧急状态下的稳定供电协调程序

 

　　日本电力系统利用协会(ESCJ)是政府指定的日本唯一的输配电业务中立性监管机构，其主要任务是采取措施确保输配电业务的公平性、透明性和中立性，负责制定有关输配电、调度的基本规定。由于之前提出的规则缺乏确保跨区稳定供电的相关程序，ESCJ修改了电网系统运行规则，补充了“通过大区调配电力来保证稳定供电的协调程序”，以应对大规模电力系统事故，确保紧急状态下的安全稳定供电。

 

　　3.3.2 出台措施确保自由化市场的供需平衡

 

　　(1)要求PPS向经济产业省提供其供需平衡信息。为准确掌握PPS短期和长期供电能力方面的信息，经济产业省要求PPS提供其供需平衡信息，并根据未来竞争市场的状况，还会探讨逐步将PPS纳入供电计划的问题。

 

　　(2)进一步发挥ESCJ在促进供需平衡分析和预测中的作用。建议ESCJ修改其指导规则，在现行的针对电力供需平衡分析与输电能力分析的基础上，增加各供电区供需平衡分析与供电区内主网的输电能力分析，将发电企业的电源开发计划也纳入确保供需平衡的工作范畴，将其反映在供需平衡预测中。

 

　　(3)全面掌握电源投资信息，调整电源结构。为了确保全国范围内充足的电源投资，经济产业省要准确掌握PPS等的电源构成与整个国家的电源开发计划，结合将来的用电需求，调整核电、煤电、水电比例，确保合理的电源结构。

 

　　4 对我国电力体制改革的启示

 

　　日本电力体制改革取得了一定成效，得到了日本国内及国外的好评。日本的改革经验为我国电力体制改革的深化带来如下启示。

 

　　4.1 改革前要做充分的调查分析工作

 

　　日本在第4次改革前，开展了充足的调查分析工作。对电力市场的竞争情况，包括自由用户选择权的现状、用户跨区选择供电商的意识、PPS参与市场竞争的现状以及安全稳定供电的情况、环境保护问题、国外电力体制改革的经验等进行了充分的调研与分析，总结了前3次制度改革取得的成绩与存在的不足，为提高第4次改革的针对性与科学性打下了坚实的基础。我国正在深化电力体制改革，也应当做好充足的调查论证工作，提高下一轮改革的针对性与科学性。

 

　　4.2 改革要进行充分的成本效益分析

 

　　日本政府在进行第4次改革前设立了专门的“成本效益分析委员会”对改革的成本效益进行分析。根据分析结果，日本决定在维持现有体制的基础上，采取能进一步促进竞争的措施，推迟了零售侧的全面自由化改革日程。我国深化电力体制改革，不论是对电力竞争市场予以完善，还是探讨输配电业务的模式，可设定几种改革方案，结合国外电力体制改革成本效益分析经验，对不同改革方案下，改革成本、交易费用及电力市场竞争效率的提高程度等进行综合测算，分析其综合效益，根据分析结果，探讨改革方案的优缺点，确定改革方案。

 

　　4.3 定期对改革进行全面分析评价

 

　　日本政府设有专门的“制度改革评价委员会”定期对改革的成效做出分析评价，根据分析评价结果，借鉴国外改革经验，逐步调整改革路线。我国深化电力体制改革也应定期对方案实施效果进行分析评价，根据分析评价结果与国内外政策环境的变化，在进行充分的论证后，审慎调整改革方向，确保改革取得实效。

 

　　4.4 出台配套制度确保改革的顺利进行

 

　　围绕在发电侧引入竞争机制、在售电侧放开用户选择权，日本出台了一系列配套制度，如电网系统的公平利用制度、过网输电费用结算规则、供需失衡补偿金结算规则、电力批发交易市场的交易规则等。第4次电力体制改革，日本将逐步出台提高电力市场竞争活力与确保安全稳定供电的配套制度与措施，确保电力体制改革的顺利进行。我国在深化电力体制改革时，在明确了改革的目标后，也应考虑出台或完善相应的配套制度，保障改革的顺利进行。

 

    作者简介：王峰峰(1978—)，男，山东安丘人，法学博士，主要从事电力市场、企业知识产权保护、企业经济法律等研究工作。

 

责任编辑：水清