菲律宾的实践表明，在发展中国家进行彻底的市场化电力改革是可行的，但是第一，电改要有足够的内生动力；第二，电改不可一蹴而就；第三，不能用电价是否下降来衡量改革成败。
菲律宾大选结束，被称为“菲版川普”的地方政客杜特尔特当选总统。在未来六年的执政期内，杜特尔特见面临多重挑战，有极为敏感棘手的南海岛屿纷争，更有社会经济的可持续发展问题。而这些挑战都直接或间接地与菲律宾电力供应问题相关。
作为一个亚洲发展中国家，菲律宾无论政治还是经济实力在国际舞台上都不抢眼，然而2001年菲律宾国会通过“电力工业改革法”，启动了全面的电力工业改革进程，其深度和广度在亚洲发展中国家绝无仅有。相比中国正在深化的电力改革，我们想到的菲律宾已经做了；我们没打算做的，菲律宾也已经试过了，其中的经验与教训值得关注。
说起来，菲律宾这场史无前例的电改是一场由“出师未捷身先死”的核电站引发的，我们就从这座叫“巴塔安”（Bataan）的核电站说起。
废核是电改导火索
1973年世界范围内的石油危机也波及到了菲律宾这个完全依赖能源进口的国家。为了减少对进口石油的依赖，当时的政府决定以美国西屋压水堆技术在吕宋岛中部建设621兆瓦的巴塔安核电站，到1984年已经基本完工。
1986年马科斯总统下野，同年发生了切尔诺贝利核电站事故，新任总统阿基诺夫人决定将这座尚未商运的核电站永久关闭，成为世界上最早“废核”的国家。
这座核电站的关闭对菲律宾电力供应的影响巨大，因为其装机相当于当年菲律宾全国总装机容量的约十分之一。加上当时菲律宾的一些火电厂已经老旧、面临退役，而持续的干旱限制了水电厂的发电量，菲律宾到上世纪90年代初陷入了严重的电力短缺危机，每天的停电时间8小时到14小时，对国家经济和人民生活造成了巨大的影响。
为了应对这场电力危机，当时的菲律宾政府决定大力吸引私人资本进场，给予独立发电商投资者各种优惠条件，包括提供燃料供应、发电量照付不议(take-or-pay)、固定汇率保障的担保条款。
这样，菲律宾很快就吸引了大量外资，新增独立发电商的总装机超过6000兆瓦（包括油、煤、天然气机组），电力危机得到了缓解。
但是1997年金融风暴横扫东南亚，菲律宾经济增长开始停滞，原本预计的电力需求增长也成为幻影。因此，菲律宾的电力供应几乎一夜之间从短缺转为过剩。可按照政府提供担保的供电合同，菲方必须按照合同付给独立发电商最低发电量费用。
在整个上世纪90年代，独立发电商电厂的平均负荷率只有36％，而合同的负荷率一般是85％，所以造成了国家电力公司的巨额亏损，国家电力公司的债务（其中也包括兴建核电站所欠的款项）到2001年累积到了164亿美元，相当于全国外债总和的三分之一，菲国家电力公司已经资不抵债。更糟糕的是，由于“照付不议”条款，电力供应过剩的财务成本最终被转嫁到菲律宾消费者身上，菲律宾成为亚洲电价最高的国家之一。
在此情况下，菲律宾政府决心实施（也可以说是“试试”）电力改革，并向总部设在马尼拉的亚洲开发银行求援。1998年亚洲开发银行批准了3亿美元的贷款，用以帮助电改做前期的研究和政策准备。2001年6月，电改法案终于完成国会法律程序，正式生效。
从电改法的内涵来看，菲律宾的电改基本照搬了澳大利亚电改模式，把电力工业拆分为发、输、配、售四个环节，将国有的发电厂私有化，输变电环节交由私人部门特许经营，并建立独立的能源监管委员会。同时，建立电力批发现货市场，发电厂商竞价上网，并逐步实现售电竞争和自由选择。电改法还为最终引入售电竞争预设了五个前提条件：解除捆绑电价、废除交叉电价补贴、建立电力批发市场、国有电厂的私有化率达到70％。
十年求同，十年实施
由于电力改革的复杂性和电力工业与政治紧密相连的特殊性，建立共识是一个艰难而漫长的过程。从法案提出开始，经历了三届政府十年时间。国会组织了14次咨询会、28次技术小组会、20次公共听证会、6次众议院调查委员会和15次两院联合会议。
现在回顾，来之不易的菲律宾电改法的改革时间表过于乐观了：电力批发市场要在一年之内建立；三年之内，在吕宋和维萨亚达成70％以上的国有电厂的私有化，并且完成电网的特许私营，从而启动电网开放和售电竞争。
实际情况是，四年后的2005年底，只有5座小型发电厂被成功拍卖，直到2006年6月才正式开始运行。
由于电改进展缓慢，加上政治干预阻碍发电成本的完全回收，到2003年，国家电力公司的债务膨胀到223亿美元，已到崩溃边缘。菲律宾政府再次要求亚洲开发银行提供支持，以期给投资者信心来参与私有化进程。亚洲开发银行在2006年再次为菲律宾政府提供了4.5亿美元的政策性贷款，菲律宾电改终于迎来了一个转折点。
2007年，菲律宾输电网的25年特许经营权拍卖成功，由中国国家电网占40％的股份的联合体得标。到2010年，国家电力公司在吕宋和维萨亚的发电资产私有化率也达到了70％。在电力批发市场方面，到2010年6月也初具规模，已有30个登记交易商，包括18家发电公司参与竞价上网。
2012年9月，菲律宾能源监管委员会宣布电改法售电侧竞争开放的五个前提条件全部满足。最初的售电侧开放于2013年6月启动，负荷在1MW以上的客户进入“可竞争”行列，可以自由选择供电商。
电网开放和售电竞争实施以来，市场反应良好，可竞争客户已经开始享受一定的电价折扣。从2013年到2014年间，可竞争客户在电力批发市场上的有效结算现价从4.268比索/千瓦时降到了2.905比索/千瓦时，降幅32％。在此基础上，菲律宾能源部在2015年6月发布了全面实施电网开放和售电竞争的时间表，2016年6月开始，可竞争客户的负荷门槛将降到750kW；到2018年，可竞争的客户负荷门槛要降到500kW。
拿什么衡量电改成败
菲律宾电改的历程表明，在发展中国家进行彻底的电改是可行的。但是，与发达国家相比，发展中国家有一些先天不足，比如基础设施欠缺、法律不够完善、投资环境不佳、政府管治能力不足等因素，同时从一个国家垄断的电力工业转变到一个市场化的体制，监管部门和私营企业都需要时间来学习和适应。所以电改实施应该考虑到平稳过渡的需要，制定切实可行的、分阶段而有重点的实施计划。
经过15年的改革进程，菲律宾的电力市场新体制已经基本建立，菲律宾政府在发电和输变电领域的主导地位和相应的市场风险都已经转移给了私人投资者，政府的角色转变为制定政策和实行监管。电力批发市场运作大体良好，电力供应大体稳定，输变电和配电电网受到新的激励性监管，售电侧竞争已经启动。不同类型消费者之间、各区域电网之间的各种交叉补贴已被逐步取消，增加了电价的透明度，使得电价反映供电成本，给了投资者正确的市场价格信号。
特别值得一提的是，菲律宾输电网的25年经营权在2007年移交后，以中国国家电网公司的技术和管理水平，这些年来菲律宾电网可靠性有了很大提高。百公里跳闸率连年下降并达到历史最好水平，电网频率和电压合格率从2011年以来一直接近100％。全国系统损失也不断减少。到2014年底为止，系统损失从2002年的16％减少到9％。中国国家电网在菲律宾的投资也成为中国企业在海外效益最好的投资之一。
菲律宾电改在取得了很大成绩的同时，也存在严峻问题。上世纪90年代国家电力沉重的债务负担是电改的主要原因之一，但15年后电力部门债务总额只减少了24％，国家财务重负仍在。
而且，在消费者看来，电价是否下降是衡量改革成功与否的唯一标准。菲律宾的电价在亚洲一直是最高的之一，改革进入第15个年头后，菲律宾电价在亚洲依然处于高位，仅次于日本东京。
从菲律宾的实践来看，电力改革不宜与电价的下降挂钩作为最终目的。在改革进程中，政府和监管部门应该正确引导公众对电改的期待，不切实际的降低电价的承诺会增加政治风险、影响改革的进程。电改所引入的竞争未必意味着电价的下降，事实上在引入成本回收原则和电价交叉补贴被取消后，包括化石能源的波动、可再生能源接入比例的提高、汇率的变化，终端电价特别是居民用电电价可能反而会有所增加。
回顾菲律宾15年来电力改革的历程和经验，我们可以用三句话来总结：1）电改要有足够的内生动力，菲律宾的电改是被不堪重负的财务负担“逼上梁山”，寻找可持续发展的新出路；2）电改不可一蹴而就，而是一个根据国情“摸着石头过河”和不断调整的过程，在菲律宾经过了十年凝聚共识，再加上十年的逐步实施；3）改革的成败，不宜以电价下降为衡量准绳，而是主要看能否保持电力供应的长期稳定，满足经济发展和人民生活水平提高的需要。
然而，正是在能否保持电力供应长期稳定的这个关键问题上，菲律宾面临着严峻的考验。气电占菲律宾全国发电量四分之一，但天然气供应主要来自海上的马拉帕雅（Malampaya）气田，该气田预计在十年后逐步耗尽。菲律宾新总统杜特尔特已经表示愿意搁置主权纷争，联手中国共同开发南海油气资源。这无疑是一个明智的决定。
