最近，日本受困于核电停摆之后的电力供应挑战与电价高昂的问题，开始制定电力改革计划。根据日本经济产业省的官方文件，日本电力行业改革计划将由三个步骤组成。第一阶段计划在2015年前创建一个全国输电商协调组织，第二阶段将放开电力销售业务，第三阶段确保输配电部门的无条件公平开放，输配分开，并放开销售电价，实现电力部门整体市场化。这一计划已经得到政府最高权力机构的批准，计划在2020年前实施完成。

发达经济体的电力体制能提供何种借鉴？

电力改革的讨论者经常拿发达国家举例，通过其不同的“模式”证明电改的模式并不唯一。必须指出的是，发达国家目前的状态，也并不是完美的，其存在的问题各异，大小程度也不同，将其一律定义为“模式”忽略了这一差别，而直接机械地比较其形态也很难有特别的含义。日本电力改革发端的原因也在于认识到自身电力体制的弊端与低效，而法国电力（EDF）大统一封闭的局面也日益受到欧盟电力统一市场建设的挑战。电力改革的“模式”，从来就是一致的，那就是“促进竞争、开放电网、灵活用电、提高效率”。因为只有这样，电力的运行效率才能不断得到提高，从而长期使电力用户可以长期享受便宜的电力。发达国家可以提供的借鉴，需要具体国家具体分析，考虑其历史的惯性、路径依赖，以及现在的状态与理想状态的差距。

这一点，是我们在讨论日本电力改革之前必须明确的前提。

电力改革首先是效率改革

——日本电力改革也是如此

基于过去改革进程的缓慢，现在人们一提起改革，无不以“利益集团”开篇，说明改革的困难。这一下子就越到了“改革可行性”的问题上。但是，在此问题之前，“改革的必要性”却鲜有提及了。事实上，改革往往是因为必要才开始推进的，而且如果必要性非常之大，就必须创造条件使其可行。就电力改革而言，其仍然是“做大蛋糕”的目标，也就是效率改革。具体地讲，包括最重要的电力供应成本下降，电价水平降低。
但是，必须注意的是，这里的电价水平的降低，是与“不实施改革”的假想情况的比较，而不是跟历史电价比较。因为电价的决定因素太多，改革只是其中一个因素，不固定其他因素的比较只能是个逻辑错误。比如，德国电价上涨的基本原因在于可再生能源附加的大幅增加，这与其是政府管制还是市场自由化无关。但可惜的是，现实中不固定前提条件而去机械比较结果的言论太多，以至于“改革就是涨价”，将其他因素导致的电价上涨归因于“市场化改革”的声音很盛，误导了民众。

日本的电力改革的基本目标也是效率提升。在其官方决定中明确地提出，要通过改革，将电价降到最低。而实现这一下降的基本工具，在于促进竞争、根据发电成本进行调度优先排序，以及优化投资。

那么，我国的电力体制改革，包括最重要的竞价上网、输配引入竞争、开放市场，能否降低电价呢？答案是肯定的，这可以从投入产出比较得出。以美国为例，目前其总体不含税电价水平，是我国的大概70%-80%（我国的工商业用电占总用电的85%，美国的居民用电占一半以上，各自代表了电价的主体部分），但是从投入看，我国的火电机组的投资成本仅相当于美国的70%，其他的基础投入，比如劳动力、水资源等成本也低。欧洲的不含税终端电价目前与我国相当，上网电价由于可再生能源基于边际成本报价的市场体系设计，更是越来越低。这是在其投入要素成本全面高于我国的情况下实现的。

此外，在输配电端，尽管缺乏足够透明的财务数据，但是一个直接的观察是：电网造价上升非常可观，进入了规模不经济的阶段，电网大一统的格局的组织成本已经非常高昂。而拆分电网将有助于降低组织成本（当然，会有交易成本的略微上升），发挥自然垄断规模效益，也利于电价的下降。

困难群体的电力普遍性服务如何解决

——直补最有针对性

日本的整体贫富差距较小。就最困难居民群体的用电问题，其采用的方式以健全的社会保障体系直补为主。阶梯电价的设计使得低收入者可以享受较低的电价。但是面临福岛核事故后不断上涨的价格，如何进一步减轻低收入群体的负担仍是一个正在研究的问题。英国2008年曾经实施的“socialtariff”直接给这些用户打折，但是其设计与补贴效果饱受争议。
市场化反对者的一大理由是困难群体目前享受着企业的补贴。如果企业市场化了，这部分群体就无法得到普遍性服务。而事实上，这部分补贴基本是政府“左手倒右手”，比如农网建设基金是财政每年的专门支出项目，会纳入财政预算列支。即使存在企业“一锅烩”情况下的隐性补贴支出，通过市场招标确定补贴程度，变为显性与直接补贴，可以极大地提高补贴的效率，改善补贴的针对性。

市场交易成本与企业组织成本——

日本与我国处于两个极端上

日本国土面积狭小，大概只有中国云南省的面积，却具有多达十家的发输配一体化的电力公司。过于破碎的电力系统与市场交易成本，以及缺乏互联互通能力是提高电力系统运行效率的障碍。通过OCCTO的引入，用较小的组织成本去代替市场交易成本，实现更大范围的调度与运行，应该不失为效率改进的方向。

与日本截然不同的是，我国幅员辽阔，各地区差异巨大，而电力体系至今基本维持着大一统的格局，处于另外一个极端上。即使拆分为区域电网，其容量与地理范围仍然比日本全境大得多。不考虑电力系统初始条件，进行中日即将开始改革的机械比较，甚至以日本建立电网协作组织质疑中国拆分电网的必要性是缺乏说服力的。

反对电网拆分的一大理由是“容易形成企业间壁垒”，影响资源优化配置。这有些似是而非。资源优化配置的动力来自于地区间的成本特性差异，这与企业是否大统一没有关系。上世纪的最后几年，中国整体经济形势低迷，能源与电力消费甚至出现负增长，这种情况下，二滩水电站与三峡水电的电力消化成了大问题，便宜到几分钱都不能保证其发电能力不闲置，大一统并不能充分保证资源优化配置。目前，国网与南网间的电力交换的存在，也说明大一统对保证资源优化配置并不必要，关键是交易或者贸易的动力是否存在。
电网需要互联，提供彼此交易的物理基础，但是电网企业并不意味着需要铁板一块，基于“企业指令与内部决策”的“资源优化配置”相比基于“规则”与“市场动力”的资源优化配置，并不具有优越性，在稳定性、透明性与灵活性上，反而更差。我国目前区域电网之间的联络线已经不少，已经足够建立“统一市场”（这一点与日本有本质区别，在那里，不同地区的电网频率都存在不同），由于电力传输高损耗的特点，大规模长距离的电力输送在大部分情况下缺乏竞争力。

如何保持电力改革的独立性

——日本与我国面临共同的挑战

改革触及到电力企业的反弹是必然出现的。日本的改革也是这样。传统上，日本十大电力公司具有巨大的政策影响力，从1951年建立垂直一体化公司开始就反对电力行业的市场化改革。此次，电力行业联合会组织——FEPC也一直以“稳定供电”为由游说推迟改革的进度，强烈地反对关停核电。为了保持电力改革的独立性，日本政府成立了电力改革专家委员会，全部来自于大学与咨询研究机构，政府牵头改革，从程序与操作层面有效地保证了相关政策与改革建议的中立性。

我国同样面临这样的问题。目前存在的“弃风限电”就是一个明显的例子。就解决弃风问题而言，长距离输送的确是解决方案之一，但无疑成本很高。在目前的电价体系之下，东部地区的电厂的利润水平明显好于中西部地区，这说明其电价水平脱离成本的程度要更大，基于成本的“标杆电价”扭曲程度更高，其代价由所有的消费者承担。这可能造成远距离输送风电到东部仍有“盈余”的错觉。进一步说，远距离输送风电整体上不具有成本效益优势，并不意味着其中的某些个体不能获益。风电业主目前受制于“弃风”问题与电力体制，无法实现风电的就近消纳，替代本地的火电机组（1到10月，全国火电平均发电小时数还超过4000小时，在总体装机增长约等于负荷增长的情况下，负荷率相对去年还有所上升），会退而求其次转向其他解决方案。而电力传输企业输电建设可以扩大市场，享受“一线路一价格”，有充分的动力去参与。
因此，风电业主与电网部门，有可能联合游说，建议通过长距离输送波动性的可再生能源来解决“弃风”问题。远距离输送作为重大能源工程，其如果建成并最终投入使用，必然成为需要保证高负荷率的“政治工程”，将极大的消耗东部省份的调峰备用资源，使得东部地区的“廉价可得”的可再生能源发展失去足够电网资源的支撑。这一风电的发展形态如果形成，意味着高昂的能源供应成本，以及系统形态的进一步锁定。这对于中国电力系统未来的发展与改革，以及能源的可靠、安全、灵活供应都不是好消息。这是一个需要引起注意的重大问题。

目前，我国的能源改革内容包括重要的项目审批制度改革。政府作为公众利益的代表，其审批需要并且只需要体现在项目的私人净收益（收益-成本）不等于社会净收益的地方，以规避私人收益建立在公众损失上的可能。这是社会公众福利最大化的一般性原则。就火电项目而言，这种收益不匹配主要体现在环境影响上，因此其他方面的审批需要取消。而现在讨论的“风电长距离运输”，关系到我国电网系统的主干网结构与设计，其形态对全社会（比如风电接入与模式、电力系统灵活性、用电安全等）具有重大影响，是政府需要着力加强审批的地方。要通过充分、广泛、透明地引入公众与研究机构的参与，确保规避长期不可持续模式的发展。

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