生死博弈：甘肃直购电难局（三）

　　用足政策

　　进入2014年，经济放缓已成定局，而甘肃省“两高一资”的产业结构未得到根本改变。受产能过剩、市场疲软等因素影响，2014年甘肃省内高耗能企业开炉比例创历史新低，用电量持续下滑并连续负增长，引起了甘肃省领导的高度重视。进入2014年四季度，省政府开始筹划2015年刺激工业的经济政策。

　　此时，利好地方的信号逐步清晰。参加新一轮电改文件征求意见讨论会议的官员从北京带来诸多好消息。“放开两头，管住中间”成为新一轮电改的共识，鼓励提高电力直接交易的规模和比例。主管部门试图借此推动更大规模的电力直接交易，破除电网企业独家购销，有序放开发用电计划，为进一步改革创造条件。文件也鼓励地方积极探索电力改革的路径。

　　基于国家新一轮电力体制改革相关思路，再结合2014年大用户直购电所取得的阶段性试点经验，甘肃决定全力以赴，大规模地推进2015年直购电工作。

　　“省里要求，要放水养鱼，支持工业经济。”一位知情人士说。“这就是甘肃此轮电改的重要任务之一。每个地方的情况可能不一样，要允许各地根据自己的实际情况进行探索。”甘肃省一位官员说。

　　2014年11月4日，甘肃省发改委、工信委和甘肃能监办联合下发《甘肃省电力用户与发电企业直接交易细则（暂行）》和组织实施2015年直购电工作的通知。国家能源局重组后，各派出机构更名为能源监管办。

　　根据这份暂行细则，准入电力用户有所规范。用户分为四类：一是省内电解铝、铁合金、电石、碳化硅四类工业企业；二是纳入2014年增量直购电交易范围的企业；三是用电容量在315kva及以上且年用电量100万千瓦时以上的高新技术企业和战略性新兴产业骨干企业；四是兰州新区容量在315kva及以上且年用电量200万千瓦时以上的企业。发电企业的条件则是单机容量原则上30万千瓦及以上的火电企业（不含自备电厂）。

　　交易则是通过甘肃省电力市场交易平台，采取双边自主协商交易或集中撮合交易方式开展。这一交易平台为电网企业打造的直接交易平台，其初衷之一是为各地电力用户直购电提供技术支持，减少行政对电价和电量的干扰。“在系统上，谁也改不了数据，除了自己。企业的报价应该要体现其独立性。”交易机构的一位专家说。

　　在这一交易平台以外，再无政府配置电力资源的交易方式。

　　这份交易细则下发后，引起了发电企业的不安。其发布之前，未曾与发电企业讨论过，也没征求发电企业意见。由于新增多家电力用户，规模巨大的直购电以及由此引发的恶性竞争对火电企业来说，将是雪上加霜，“甚至可能是压倒火电企业的最后一根稻草”。发电企业此时的想法仍和以前一样，希望向省里反映意见，减少直购电规模。

　　根据测算，这一批用户共计有180家企业，年用电量达到404亿千瓦时，其中四大高耗能产业就达到383亿千瓦时。专业人士预计此次直购电用户申报的电量将占甘肃全年用电量超出40%。

　　此后省发改委召集的会议扑灭了发电企业的想法，相关处室的官员特别强调了省政府推进2015年直购电的决心。“领导指示要把政策用足用尽，立即防止经济下滑。”一位知情人士转述。会议结束，发电企业代表默默散去。

　　在发电企业看来，甘肃火电企业已经足够困难。受省内有效用电需求增速与新能源发展增速不匹配等多种因素的“叠加”效应，甘肃省电力市场供大于需的形势愈发严峻。一方面火电机组发电量固有份额被迅猛发展的新能源不断“切割”、“挤占”，火电利用小时持续下降。另一方面，风电、光电消纳问题更加凸现，限电现象更加严重。2014年，公用火电机组出现罕见、大范围、长时间的两次轮停。甘肃省首次未出现以往的“冬季火电大负荷期”现象。2014年公用火电机组利用小时3850小时，创历史最低。当时发电企业预计，2015年公用火电机组利用小时将达3600小时，继续创历史新低。

　　20天后，发电企业的坏消息进一步传来。

　　11月下旬，甘肃省发改委和工信委联合发出了一份2015年电力直接交易的补充通知。甘肃业界称之为1457号文。

　　这份被定性为“依申请公开”的补充通知的主要内容有四点：一是火电企业（不含自备电厂）原则上全电量纳入直接交易；二是火电企业不再进行容量剔除，并以额定容量参与其他交易；三是省内所有火电企业（不含自备电厂）全部具有准入资格；四是直购电实际执行时，以完成年度合同为目标，实现年度发电量安全校核。据相关人士介绍，这一方案尚未报送国家发改委和国家能源局备案。

　　对于无基数的直购电，甘肃能监办持保留意见。“直购电不能追求占全年用电量的比例，而是要看本地区的电源结构、网架结构和消纳能力。”一位官员说。

　　而甘肃省政府认为此前的方案不够力度，不够突破。

　　按照细则规定，经发电企业与用户达成直购电意向后，电网公司才进行安全校核。电网安全校核是直购电成交规模的关键，并对双边自主协商交易达成的意向或集中撮合交易后的无约束出清的执行带来量价匹配的预期风险。这是发电企业对于年度校核的极大顾虑。

　　无论如何，1457号文的全电量直购电相当于把火电企业完全推向市场，残酷的竞争无法避免，且即将来临。

　拼市场前，发电企业必须做好竞争的“功课”。

　　就发电企业的燃料成本而言，国电集团一家发电厂的燃料成本最低；其次是第二梯队，大致范围为135元/兆瓦时-143.5元/兆瓦时；成本区间位于146.5元/兆瓦时-152.5元/兆瓦时则被视为不具备优势；最差的电厂其成本为183.8元/兆瓦时。

　　在电网结构的不同位置，其电网优势也有差别。因河西电网通道阻塞原因，河西地区三座电厂面临送出受限影响，年度安全校核时必然首先面临削减电量。

　　发电企业的专家由此分析得来：一是常规火电机组中，部分电厂具有直购电相对优势。二是常规火电机组中最具有燃料成本优势的电厂面临电网送出限制。

　　此后，电解铝企业、发电企业间相互多次多轮接触。

　　甘肃发电市场基本由大唐、国电、华能以及国投、中水能源及省属的甘肃电投所瓜分。此时，此6家发电企业心态微妙。

　　鉴于甘肃省政府的强力推动，越来越严峻的电量供需形势以及电量市场化取向，市场电量的竞争将非常激烈。发电企业因“囚徒困境”心态，都既希望结成“价格联盟”，但又都担心难以结成“价格联盟”。恶性竞争难以避免。

　　2014年11月下旬，一家发电企业领导牵头先后走访了其他所有发电企业，商量对策。

　　对于单一发电企业来说，“以价换量”将是各发电企业应对2015年直购电的基本策略。

　　鉴于2015年直购电不再限定为增量直购电，剔除容量风险大大减少，将进一步刺激发电企业参与直购电。显然，具有准入资格的发电企业将全部参加2015年直购电。

　　联盟破裂

　　面对竞争，发电企业首先想到的是不能让自己的利益受损，即使受损也要尽量少。

　　“发电企业内心都希望能联合起来，但是害怕被背叛和抛弃。大家互为竞争关系，蛋糕就这么大，少一个人吃，那么其他人就可以多分一点。这种情况下，很难取得信任和联合。”一家发电企业负责人说。

　　在用户首轮询价，电解铝企业期望发电企业降价不低于70元/兆瓦时，铁合金等企业降价不低于50元/兆瓦时。国投、国电、中水在前期报价较高，华能、大唐报价低。

　　此时发电企业、电力用户在报价中都会以4分/千瓦时为降价成交的重要参考标准。因为此前2014年增量直购电平均降价4分/千瓦时。

　　2014年12月1日至4日，为政府规定的发用电双方提交意向申报期，交易大厅冷冷清清，发电企业均没有申报。发电企业不会轻易首先出手，一旦先出手就意味着联合的破裂，之后就是“厮杀”。

　　但是，总会有人首先“反水”。最后期限的当天下午，甘肃省发改委首先约谈了个别发电企业和个别用户进行价格洽谈。此次洽谈，一家发电企业以略超出发电企业预期的降价幅度达成了第一单成交意向。另外两家企业没有当场决定。

　　2014年12月5日，依然没有市场主体前来交易，甘肃省电力交易中心发布公告，申报期结束日推迟至4天后。

　　此时各大企业已经分析了直购电变化形势和可能的交易结果，大家的思路基本一致，一旦出现火电企业集体“恶性竞争”情况，则以出现的“双边交易”意向成交价为参考，全力拿量。

　　最后期限的前一天，一家发电集团所属三家电厂组织开展双边交易意向。最后期限的当天中午，另一家发电企业与电解铝企业以降41元/兆瓦时、达成25亿千瓦时成交意向。对于直购电主导者来说，只要有人达成交易意向了，就成功了一半。

　　在截止期限的最后几个小时，争抢电量的“恶战”拉开帷幕。
其他四家发电企业纷纷出手，紧急决定“拿量”。交易大厅出现了在甘各集团发电企业之间对电解铝用户降价、抢量的“拉锯战”，对中小用户电量的“争夺战”也同步展开。

　　多支队伍闯进交易大厅后，几个发电企业代表拉着一家用户代表的胳膊，大厅的声音此起彼伏。随着“4分”、“4分1”、“4分2”，降价幅度越来越大。当降价4分5的时候，一家发电企业退出了“哄抢”。

　　退出报价的发电企业只有两条路，一是接受全年均没有电量，另找活路；二是干脆“告状”，叫停甘肃直购电整个行动。

　　“二者都不能接受，就只有随行就市，而且还不能慢，你慢了别人就已经分完了。”一位电力营销专家说。

　　嘈杂的交易大厅，发电企业代表目标只有一个，争抢客户和电量。用户代表则静候最低价格出现。“只要有人喊出降7分，我们一定会喊出8分。电解铝企业表示不理解，以前谈得很艰难，其实是规则和过剩造成的。别人拿到电量就意味着自己的损失，只能两害相遇取其轻。”一位亲历者说。

　　惨烈的争夺至晚上八点多才结束。发电企业与电力用户一共签订了400多亿电量的直购电意向协议。经过电网调度机构安全校核后，全年签订直购电合同电量274亿千瓦时，这一交易规模在全国领先。

　　退出直购电报价的发电厂最终没有等来发电计划的电量分配。发电企业的北京总部派员前来洽谈，希望能安排部分电量，无论如何不应让国有的发电厂关张。甘肃方面回应，没有多余电量可供调剂了，要安排电量只能减少其他电厂的电量，但是他们的电量都签订了合同。高层对接没有发挥作用。这一表现备受市场人士好评，认为其尊重了自己制定的游戏规则，没有另起一套为自己造成的困境解脱，“只有这样才能玩得下去”。

　　此后这家电厂与邻省接洽，以0.18元的上网电价外送。预计全年的利用小时仅为1400多小时。这两个数据引发其他发电企业更强烈的危机感，这也许将此后的直购电竞争推向更激烈的局面。

　　难解之结

　　这一场面完全出乎政府方面的意料，发改委官员之前十分担心发电企业不愿意参加，还通过多种方式鼓励发电企业。

　　“多年的经验告诉我，我们必须进去参与市场，只要进去了，就不会是最亏的。进去了以后先支持一把政府，政府方面有权，给点补贴，给点政策，多少都是补偿。没有进去的人就没得商量了，你不支持我政府，就是和我政府对着干的人。”当地一位电力人士说。

　　另一家企业负责人说：“政府吹哨了，是跟着跑，还是视而不见？是胡搞还是市场化放开路径？我的观点是，生在什么土壤，就做什么事。”

　　面对诸多抱怨和质疑，政府系统的官员持有不同的立场。

　　“你说市场多么不成熟，但是哪有一步成熟的市场，你说是为了降价，但是电力就是过剩了，工业就是困难了，要直购电，大工业肯定有必要进来，要直购电，过剩的人必须要降价。要谈市场，这是最简单的市场思维。”当地一位官员说。

　　政府系统一位官员对推行直购电十分理解和认同，“如果没有直购电，那么今年甘肃的大工业企业可能会全部死掉。这意味着什么？谁来为此负责？”

　　与周边省区相比，甘肃用电价格相对较高。电费在高载能企业产品成本中的比重较高，电解铝占40%左右，铁合金占65%左右。甘肃的高载能企业在配套原材料、运输半径、物流费用等方面与周边省区基本相当，电价成为产品竞争力的决定性因素。但周边省区也纷纷出台电价优惠扶持政策，且扶持力度更大，期待中的价格优势是否出现显然存疑。

　　火电企业则表示，除了高耗能企业外，甘肃的火电企业同样困难，政府能否帮助电企脱困？省政府回应说，甘肃公司虽然亏损，但是集团层面还是盈利的，可以让集团支援甘肃公司。

　　直购电执行半年后，甘肃省发改委公布了直购电合同执行率。上半年完成合同电量122.93亿千瓦时，完成上半年计划电量的86.35%。“总体看，直购电试点平稳有序，电力用户参与直购电有效减少了电力成本，增加了发电企业发电量，支持了企业正常生产，这一改革试点是成功的。”甘肃省发改委称。甘肃省发改委表示，继续跟踪落实，维护直购电合同的严肃性，努力促进直购电合同履约率达到90%以上。

　　“这一履约率是比较高的，效果也令人比较满意。”当地一位官员说。

　　但这一数据与发电企业的期望有落差。“随着经济继续下行，我们判断，全年履约率可能不到85%。这意味着40亿到50亿千瓦时的电量就兑现不了了。”当地发电企业一位人士说，“我们当初愿意作出这么大幅度的降价，是基于用户申报的电量规模，然而到最后没有这么大电量，这部分损失怎么弥补？”

　　对于发电企业来说，电力用户的电量大、负荷平稳，电厂就让利多一点。“判断经济形势不那么容易，所以用户往往多申报了电量。”发电企业人士说。

　　哪怕经济形势平稳，单纯通过放大直购电规模来放开发用电计划，难以解决其导致的偏差电量问题，也难以发现真实价格。

　　如果履约率过低，用户将被视为违约。为了建立惩罚机制，发电企业曾经建议用户缴纳500万元的保证金。用户坚决不同意，他们认为正因为他们经营困难才需要通过直购电降低生产成本，经营困难的情况下还要他们拿出500万保证金，这实在无能为力。

　　同样为规避用户履约风险带来的损失，发电企业在合同中明确了“违约电量按0.10元/千瓦时进行赔偿”的约定。然而在现实中，无论是保证金还是违约赔偿，都难以实现，即使是用户停产了。“总之，如果用户违约了，根本没办法追究。”一位发电企业人士说。

　　走向之忧

　　甘肃省发改委正在研究2016年甘肃直购电方案，将会考虑是否引进月度集中报价等交易模式。

　　“我们的做法一定会符合9号文的精神。计划一定要松动，计划管得死死的就没有市场化的可能。”当地一位官员说。

　　无论是促放开，还是保降价，都不是轻松的任务。当地电力人士对2016年方案走向表示忧虑。

　　甘肃省电力公司预测的2016年全社会总用电量将会较今年下降，大约为960亿千瓦时。这是甘肃数年来，全社会用电量首次重回1000亿千瓦时以下。水电装机的发电量将维持300亿千瓦时，自备电厂的电量为150亿千瓦时，新能源装机发电量将达到240亿千瓦时，约束性火电厂（供热机组以及电网支撑机组）的发电量将需要200亿千瓦时。剩余电量大约为70亿千瓦时。外送电量100亿千瓦时，火电企业能争取多少量尚未知。开展新能源与电力用户直接交易成为仅有的活棋。通过关停自备电厂，腾出部分电量以供公用火电机组生存。

　　另外，白银热电公司两台35万千瓦的热电机组今年投产。靖远煤业公司为了消化其煤炭库存，组建了白银热电公司，建设两台机组。目前的火电企业在今年12月的抢电量恶战中还将面临新对手的加入。

　　而新能源装机的迅猛增长进一步挤压了火电企业的生存空间。今年甘肃省新增的新能源装机达到300万千瓦。200多家新能源企业在甘肃争相建设电站，狭长的河西走廊被规划为“风电三峡”基地，成为新能源装机密度最高的地区之一。由于缺乏外送通道，这部分电量需要在本省消纳。“对于甘肃的新能源装机，国家是管生不管养。”发电企业相关负责人说。甘肃省发改委一位官员也反问：“建那么多新能源电站干什么呢？我也想问。”

　　随着新能源装机的飞速增长，火电企业逐渐失去了让利能力。“火电机组以后将成为冬天和晚上的备用机组，冬天用于供热，晚上用于调峰。”一位发电企业人士说。如果被迫晚上才开，早上就关，那么火电机组一开一关就耗费100万元左右，新机组亦需耗60万至70万元。

　　可预见的是，2016年的直购电竞争将会更加惨烈。