从日本电力市场化历程看我国电改方向

三、日本售电侧改革方案及改革成效

2014年6月11日第二阶段修正《电气事业法》生效，2016年4月1日开始，日本全面放开电力零售市场。

（一）零售电价和电费套餐

日本在放开售电侧后，为了保证电力稳定供应，新售电商的电价不得高于通用电力公司的管制电价。

对于通用电力公共事业公司，仍然使用管制电价至2020年输配电分离。在竞争的电力市场下，通用电力公共事业公司要满足消费者的所有需求，能够提供各种电费选单和服务。同时规定，当新售电商由于各种原因不能履行售电业务时，通用电力公司须提供保底供电服务。

（二）电力营业牌照类别修订

通过本轮电力市场改革，电力公司营业牌照发生较大变化。根据《电气事业法》，通用电力公共事业公司、特定规模电力公司和批发电力公用事业公司的营业牌照，将根据全面放开电力售电市场选择进行修订和调整，调整成按功能划分为“发电业务”营业牌照、“输配电业务”营业牌照和“售电业务”营业牌照。例如，日本10大电力通用公司等集发电、输配电及零售等通用电力公共事业公司，改革后分割成发电、输配电、电力零售业等三大部门，将获得三张营业牌照。发电营业牌照为报备制，输配电营业牌照为许可制，售电牌照为注册制。

发电公司：将通过市场竞争规则，获得发电权。

输配电公司：输配电区域垄断，运行和维护输/配线路，输配电价由政府管制定价。

电力零售公司：通过市场竞争规则，获得为用电户提供电力的权力，并负有确保供电义务。10大电力公司的电力零售部门和特定规模电力公司（PPS）售电业务，必须申请变更为“电力零售公司”。

（三）日本售电公司的变化特征

改革后，日本售电企业数量猛增。截止2016年8月26日，共有334家公司通过经产省审查，获得售电营业执照。

1.行业分布特征。涉及的行业包括天然气、石油等能源产业，铁路、通讯、广播等基础设施产业，商社及可再生能源相关公司，以及地区主导的当地电力公司等，类型多样。

2.售电公司的模式多样。售电公司模式大致可分为4种：一是通用电力公司的售电业务；二是拥有独立发电厂，并开展售电业务的公司；三是通信、燃气等非电力行业，开展电力+（通信、燃气）套餐销售业务的公司；四是独自开展售电业务的公司。

3.售电公司的规模特征。小的售电公司数量占六成。在已登记的售电公司中，有超过六成属于营业规模较小的公司，未来最大购电需求在10MW以下；而购电需求可能超过100MW以上的公司仅26家，不到10%。

4.地区分布特征。售电放开对大都市圈影响较大。营运总部设立在东京都的公司有123家，比例高达41%，显见该地区售电公司竞争激烈的程度；而在东京、大阪、名古屋三大都市圈以外的地区，如九州岛、北海道等地，仅有27%的电力零售公司的营运总部设立在该地，推测日本推动电力零售市场化后，最主要的影响范围仍以都市生活圈为首要。

（四）改革后的日本售电市场特点

1.日本售电市场规模。根据2015年日本电力市场改革简报，日本电力市场交易量为9,824亿kWh/2.89亿kW，其中：10大电力公司电力总交易量则为8,485亿kWh/2.09亿kW，交易金额为1,517亿美元；10大电力公司以外的交易量只占4.2%；通过日本电力交易所(JEPX)买卖的电力仅占售电市场总量的1.3%。按用户类型分，50kW以上用户的电力交易量，占市场约62%，交易金额达842亿美元；50kW以下用户（居民用户约7,730万户、小商店与事务所用户约740万户），用电量占市场38%，金额约675亿美元。

2.日本电力批发市场。日本电力批发市场交易并活跃，主要原因是合同电量规模大，市场化电量规模小。目前，日本通用电力公司、零售商与电厂之间的批发业务主要以长期合同为主，这些合同是在电厂建成后就签定的。因而，短期和临时的电力交易占比重相对就小。

3.日本电力交易所。日本电力交易所（JEPX），是为各电力公司调剂余缺提供的交易平台。通用电力公司、发电公司以及售电公司进行余缺电量交易。JEPX有三个交易市场：分别是电力现货交易市场、电力期货交易市场和公告牌市场。2015年，JEPX的电力现货市场交易量为154亿千瓦时。

四、日本输配电改革方案及改革进程

有关输、配法定分离、零售电价完全市场化，将在2020年4月实施。届时10大电力公司的输配电部门将法定分离，可采用控股公司形式或附属公司型态。发电公司或售电公司允许拥有输配电公司为子公司。日本监管部门采用什么样的输配电定价方法，是这一新体制能否有效运行的关键。

（一）输配电定价方法和原则

1.长期前向增量成本定价法。确定输配电定价原则是核定输配电价水平的基础。日本在电力市场改革中，输配电价采用“长期前向、增量成本”定价法确定输配电价。

所谓“增量成本”定价法，也称“前向成本”定价法，是由成本未来变化和边际成本来确定输配电价，以增量成本核定输配电价。“长期前向、增量成本”定价法，则是考虑技术进步、管理效率和经营水平等因素对增量成本变化影响的一种输配电“增量成本”定价方法。

相对于“前向成本”或“增量成本”定价法，是“后向成本”或“历史成本”定价法。所谓“历史成本”定价法是以补偿已经发生但尚未回收的成本为目标，将成本按一定分配方法,如电网使用量分摊给电网用户。历史成本定价法主要考虑投资成本的回收，电网公司的收支平衡，缺乏对效率的奖励、引发过度投资。

2.离岛的电费与日本本岛相当。离岛电力系统无法与全国电力系统相链接，因此供应成本高，所以在废除总成本电价方法后，离岛电费将会提高。因此，要将这些成本摊给全国的需求端，让离岛可以维持与日本本岛同样程度的价格。

（二）输配电价的确定方法

1.准确核算通用电力公司与电网相关成本，是确定输配电合理电价的基础。对于电网成本的核定，有两部分工作要做。一是要从通用电力公司的总成本中，分离出与输配电网直接相关的成本；二是要从通知电力公司的总成本中，分离出与输配电网相关的管理费用。与输配电价相关的直接成本主要包括：通用电力公司直接用于输配电、系统运行成本，即输配电相关设施的建设与维护成本、系统运行设备的建设与维护成本。通用电力公司用于全体的管理费用，例如职工培训、信息系统建设等成本支出。这部分成本，需要建立合理的费用分摊方法进行核算。

2.建立合理的输配电成本分摊方案，是公平、合理制定输配电价的重要内容。核准后的输配电成本，需要建立考虑系统安全的、按电压等级、电量使用规模进行合理分摊方案，才能保证输配电价的合理公平。

（三）输配电价监管

为了确保新电力体制下，输配电网公平接入和输配电价合理，使通用电力公共事业公司与新电力公司在公平竞争环境下进行平等竞争，促进电力市场发展，日本于2015年9月1日依据《电气事业法》成立电力交易监管委员会。

电力交易监管委员会负责在电力市场上，监视批发与零售交易的公平性，以及输配电公司的行为，确保输配电网的中立性。监管对象包括发电、输配电与电力零售等相关公司。电力交易监管委员会拥有审查企业营业执照、要求电力公司上报相关报告、对电力公司进行检查等权力。

该委员会设有委员长1人，来自工学、法律、金融、会计等四种不同领域的外部委员4人，以及70名工作人员。电力交易监管委员会直属经济产业大臣。

五、日本电力市场改革对中国的启示

我国2015年开始的新一轮电力市场改革，取得了很大的进展，改革红利不断释放。随着配售电业务放开，全国注册成立的售电公司已有约6400家，首批105个增量配电项目开展改革试点，有效激发了市场活力；发用电计划的有序放开，市场化交易规模明显扩大，2016年全国市场化交易电量突破1万亿千瓦时，约占全社会用电量的19%。但是，电力市场改革的阻力不小，改革中遇到了这样那样的问题，电力零售市场全面放开、输配分离、调度独立、信息公共和独立监管等电力领域的改革还看不到时间表。

研究日本电力工业及电力市场改革，我们发现：尽管中日两国的电力工业体制不同，电力市场改革的起点也不相同，日本的本轮电力市场改革还在进行中，但是日本在电力市场改革中的一些做法值得我们学习借鉴。

（一）售电侧全面市场化改革

售电主体具有公平的市场地位，全体用户都有用电选择权。日本电力市场改革最富有成效的是售电侧全面市场化改革，对于我国电力市场改革具有一定的启示作用。

1.依据《电气事业法》分步骤、分阶段实现售电市场全面市场化。日本为了实现电力零售市场全面放开的改革目标，通过分阶段扩大售电市场化范围：2005年4月前，售电市场化改革扩大到所有高电压用户；2016年，全面放开售电市场，电力零售市场全面市场化。相比之下，我国电力市场改革的时间表不够清晰明确，何时全面放开售电市场、何时全体用户有用电选择权都没有明确的改革时间表。因而造成在实际改革过程中缺乏指导性和可操作性，改革成效将大打折扣。

2.借鉴发达国家经验，将电力市场化改革的重点放在构建公平的售电机制。日本电力市场化改革的重点是全面放开售电市场，即独立发电商可以通过电网，直接面对零售市场消费者，从而形成多样化的电力供应格局。同时，电力用户可在市场上自由选择。相比之下，我国电力市场售电侧的市场化改革力度不够和改革的重点没有放在建立公平的市场机制方面。电力市场改革中，人为干预市场行为时有发生。从文件规定到实际操作，降价都成为倾向性选择，同时也有直供电价格垄断协议的现象发生。

3.培育了多元化市场主体，电力市场竞争性增加。在日本，由于新售电商的加入，原有市场格局被打破，通用电力公共事业公司和独立发电商经输电网向用户提供电力供应，通用电力公司的销售部门、电力销售公司及发电公司共同构成电力市场销售主体。日本电改后，原有10大通用电力公司普遍感受到较大的竞争压力，消费者中约60%的用户重新选择了售电公司。以东京电力为例，售电市场放开后，其电力客户数量锐减，东京电力客户合同数量已经由1995年的284万户减少到2017年的171万户，减少了近40%。相比之下，我国售电侧改革之初，是以发电企业降价为主，结果导致受市场化改革冲击最大的是发电企业，而不是电网企业。我国售电市场的公平竞争机制还不完善，售电市场主体的市场竞争地位不同。

（二）先修法、后电改，是日本电力市场改革顺利推进的一大经验

日本电力市场改革每推进一步，都要先对电力工业的《电气事业法》进行修订。法律是电力体制改革顺利推进的重要保障。事实上，先修法、后电改，也是实施电力市场改革比较顺利的国家的普遍做法。相比之下，我国存在现行《电力法》与电力改革方案不一致的地方，对电力市场改革的推进不利。例如，现行《电力法》中“上网电价实行同网同质同价”，就与售电侧改革一致。尽管国务院法制办近期向各部委征求《中华人民共和国电力法（送审稿）（修订建议稿）》中，已更改为“上网电价和销售电价主要由市场形成，输配电价由政府制定”，但是容易给人一种《电力法》适应电力改革方案的印象。今后或许还会碰到诸如此类的问题，是在法律框架下进行电力市场改革，还是先改革再修法，这些问题需要反思。

值得注意的是：我国2015年开始的新一轮电力市场改革，与日本这一轮的电力市场改革的背景不同、国情不同。我们在借鉴日本电力市场改革经验时，一定要结合不同的国情、不同的改革背景，汲取其有益的做法和经验教训。事实上，日本电力市场改革还有很长的路要走，区域发输配一体化垄断依然存在，厂网分离的改革还在进行中，输配分离的方案还不细致和明确，发电领域的市场化水平远不及中国发电领域开放程度。