生死博弈：甘肃直购电难局（二）

　　第三次动议

　　2013年后，经济下行压力开始呈现。作为传统老工业基地，重化工结构和原材料为主的特征明显，甘肃感受到的下行压力更直接、更严峻。

　　分管工业的省政府领导要求省发改委和工信委再次抓紧推行直购电，要有效解决“发不了电、用不起电”的突出问题，帮助发电和重点用电企业共渡难关，组织省内发电企业向符合产业政策的电解铝、重点铁合金企业生产用电直接供电，通过适当降低电力企业供电价格，促进符合条件的工业企业提高产品市场竞争力，实现发电企业提高机组利用率、用电企业降低用电成本的目的，将甘肃省基础资源及能源优势化为经济优势。

　　甘肃省工信委很快组织相关发用电企业召开了大用户直购电会议。两大行业组织——省冶金有色工业协会和甘肃省发电企业联合会、三大电解铝企业以及当地主要电力企业都派人参加了会议。

　　此时全国范围的煤炭价格已经回落，发电集团的利润迅速走高。但甘肃的煤炭价格依然继续维持高位，“煤炭价格开始上涨阶段，甘肃煤价涨得比较慢，所以其他地方的煤价开始回落时，甘肃的价格还在补涨。”当地发电企业一位人士说。发电企业均表示反对甘肃开展大用户直购电。

　　煤价补涨令位于甘肃的发电企业继续陷入亏损。发电企业继续取得共识，反对实行以“降价”为唯一内容的大用户直购电政策。会上，甘肃省发电企业联合会代表表达了发电方的忧虑，一是火电企业亏损严重；二是省内煤炭价格仍然处于高位；三是甘肃省火电企业在西北区域盈利能力最差；四是甘肃省已经实施了向高耗能企业降价让利措施；五是水电、风电大发，火电进入最小方式运行。

　　发电企业请求高度关注甘肃省发电企业的生存环境和状况，政府对发电企业进行帮扶解困，切实考虑发电企业面临的困境，维护好发电企业的基本生存环境，推动省内发电企业健康持续发展，提高甘肃省火电企业在西北区域的比较优势。

　　发电集团已经缩减在甘肃的投资计划。“十二五”期间，甘肃火电装机增速放缓。尽管如此，甘肃省全口径发电量已大大低于装机增长。2005年至2012年，甘肃省新增的发电量中有45%的份额被水电和新能源新增发电量占据。其中2008年至2012年间，甘肃新增的总发电量中有33%的份额被风电新增装机瓜分。“2013年当年，甘肃省发电量新增部分全部被风电和光伏发电占据。”当地一名发电企业人士说。

　　甘肃电力供大于求的状况开始持续，2008年，甘肃火电发电利用小时跌破6000小时，2009年跌破5000小时，在西北五省排名倒数第一。此后惨烈竞争的种子早已在此埋下。

　　省工信委把发电企业的反对意见以及电力处起草的《甘肃省2013年大用户直购电实施方案（汇报稿）》向省领导提交。

　　这份汇报稿划定的直购电范围为：用电侧为符合国家产业政策，用电电压等级110千伏及以上的电解铝、重点铁合金企业；发电侧为2004年以后投产、并网运行的单机容量30万千瓦及以上的企业，单机容量10万千瓦及以上的水力发电企业，装机总容量5万千瓦及以上的风力发电企业。

　　电力处罕见地直接提出了三种交易方式，一是购售双方自由协商交易；二是集中撮合交易。最后是政府优化配置交易，即为政府确定直购电电量、电价。

　　这次，电网企业的输配电价也未能保住，按照国家发改委核定的甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价标准的50%执行。电网企业此前已经表示甘肃公司连年困难，再动输配电价将不利于电网的发展。

　　作为对发电企业反映煤价高、买煤难等问题的回应，工信委电力处提出，确定直购电电煤供应量和价格。由省工信委组织电力企业和煤炭企业签订三年电煤期货合同，在合同中约定相应的供应煤量、质量、价格。同时，由电网公司适当控制风电、光电上网电量。

　　一个月后，甘肃省发电企业联合会再次“上书”甘肃省政府，请求暂缓实行直购电。甘肃省发电企业联合会在报告中提出鉴于“甘肃省火电企业亏损严重；节能减排压力大、银行贷款非常困难；甘肃省火电企业在西北区域乃至全国而言盈利能力最差，急需改变现状以提高盈利能力；新能源装机规模快速增长，导致火电机组发电量固有份额被其不断切割；甘肃省实施的向高耗能企业降价让利措施，已经侵蚀了发电企业的利益”等情况，建议暂缓推行大用户直购电。

　　发电企业联合会明确提出，政府在推行大用户直购电时应考虑以下几个条件：一是火电机组利用小时达到核价小时（5500小时）以上；二是甘肃省火电企业盈利水平在西北区域或与其他区域对比具有一定比较优势；三是火电企业长期巨额亏损得到一定的“消化”和“缓解”。

　　一家发电企业则明确提出，资金短缺、贷款困难，负债率不断攀升，经营举步维艰；公司成为集团的亏损大户；在火电机组利用小时低于核价小时下，无力承担向其他任何企业的让利。甘肃省已经实施的向高耗能企业的降价让利措施，加重了发电企业的负担。

　　同日，针对省政府拟出台的“大用户直供电”政策，在甘肃拥有较大份额的发电企业一把手专门向主管工业副省长做了紧急汇报、协调，无力参加以火电企业“降价让利”为实质内容的大用户直购电。

　　力争之下，省政府取消了拟于当天下午省委常委会议上讨论的“大用户直供电”议题，暂时搁置了“大用户直供电”政策的出台。

　　主导权转移

　　2013年3月，新一届政府开始着力简政放权，取消和下放了数百项行政审批等事项。在能源领域，企业投资在非主要河流上建设的水电站项目核准等权限下放至省级政府，直购电试点等审批彻底取消。2013年7月，国家能源局发文称，“对于电力直接交易试点工作，国家有关部门不再进行行政审批。已经开展试点的地区，应在试点的基础上总结经验，继续推进；尚未开展直接交易的地区，要结合地区实际开展相关工作”。由国家电监会和国家能源局重组而来的新国家能源局领导层分头拜访地方党政要员，鼓励地方开展直购电，规模要增大，比例要提高。

　　2013年8月，甘肃省大用户直购电方案转由甘肃省发改委负责拟定。

　　“工信委在主导直购电方案时缺乏相应的手段。”当地政府一名官员说。省里的不满令这一任务被派至“有手段”的部门中。“价格是最有力的手段，直购电就是要动价格，没有价格形成机制的变化，就没有市场可言。”当地发改委一名官员直言不讳。

　　2013年9月3日，甘肃省政府以甘政发〔2013〕87号文批转了《甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点方案》。这份试点方案比此前工信委电力处提出的汇报稿力度更大。

　　这一版本方案，准入的电力用户有所扩大，增加了高科技工业用电大户和兰州新区的部分用户。具体是指，电压等级在110kv及以上且年用电增量在1亿千瓦时以上，容量在315kva及以上且年用电增量在100万千瓦时以上的高新技术企业，兰州新区容量在315kva及以上且年用电增量在200万千瓦时以上的企业（不含拥有自备电厂的企业）。

　　发电企业的范围有所缩小，限于单机容量30万千瓦及以上的火电企业（不含自备电厂）。

　　交易电量则仅限于增量用电量。其所指存量用电量是直购电方案实施前一年的实际用电量，增量用电量是指本方案实施后一年超出的部分。

　　对直接交易价格降幅则做出了明确规定：供需双方直接交易的价格降幅不低于2分/千瓦时，其中目录电价大工业类别中单列生产用电降幅不低于6分/千瓦时，具体价格由电力用户与发电企业协商。参加直购电的大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。输配电价不再打折，暂按国家发改委2009年批复标准执行。

　　为了安抚电力企业，甘肃省发改委承诺，开展电力用户与发电企业直接交易试点期间，不再另行采取电价扶持措施。

　　甘肃省大用户直购电试点工作自2013年10月1日起开始，三厅局联合下发通知，要求对于符合准入条件、愿意参加直接交易试点的电力用户和发电企业，于10月15日前填报《甘肃省电力用户与发电企业直接交易电力用户申请、审核表》和《甘肃省电力用户与发电企业直接交易发电企业申请、审核表》。

　　经过甘肃省发改委对各地区上报的直接交易电力用户和发电企业申请资料的集中审核，全省符合准入条件的电力用户共32户，2013年10月至12月交易电量约5.16亿千瓦时，2014年交易电量约49.5亿千瓦时。符合准入条件的发电企业共7户，分别是甘肃电投、国电甘肃公司、国投和华能旗下的电厂。

　　期限过后，大唐甘肃公司和中水甘肃能源公司未提出参与的申请表。

　　此次直购电的电量和价格申报方式依然维持原始状态，由发电企业提出各自公司参与直接交易的电量、直接交易价格并且上报甘肃省发改委。符合准入条件的7家发电企业总报量15亿千瓦时，其中省属国有企业甘肃电投的两家电厂报了13亿千瓦时，其他5家仅申报2亿千瓦时。

　　这一数据传递的消极态度显然不能令政府方面满意。省发改委领导向发电企业传达了省领导的三点意见：一是甘肃省电价要向新疆、宁夏看齐；二是11月1日（三天后）直购电必须实施；三是不能让参与的火电企业吃亏。

　　不让参与的火电企业吃亏的一种方式是，对直购电电量的容量不予剔除，即使剔除也是按照年利用小时7000小时进行剔除。而按照国家主管部门制定的规则，是按照上一年度各自机组的利用小时进行剔除，上一年度，无一能达到5000小时。如果按照7000小时进行容量剔除，实为不剔除容量。

　　10月末，甘肃省发改委组织了直购电交易试点电力用户与发电企业洽谈会。符合准入条件的7户发电企业、符合准入条件的电力用户共32户开展了报价、报量洽谈。

　　长达一天的洽谈均没有取得进展。

　　上午，大工业用电中单列的14家用户最高报价比目录电价低4分/千瓦时，发电企业最低报价比上网电价低2分/千瓦时，未达成意向。下午，大工业用电中非单列的18户最高报价比目录电价低4分/千瓦时，发电企业最低报价比上网电价低1分/千瓦时：未达成意向。

　　甘肃省发改委提出：大工业用电中非单列的用户直购电量为9亿千瓦时，希望发电企业报价比上网电价低1.7分/千瓦时（上网电价平均降1.7分/千瓦时，对应大工业用电中非单列用户电价降4分/千瓦时），有意向的发电企业次日回复。

　　通牒与妥协

　　会后，甘肃省发改委就本次直购电未达成意向情况向省领导汇报，这一举动亦清楚告知了发电企业。此前，省领导已提出明确要求，要在11月1日开始执行直购电。

　　已感受到发电企业不太积极的态度，省政府主管部门打算用更大规模的直购电计划来刺激发电行业。这一计划是，打算用存量开展大用户直购电，并试图让参与的发电企业更多。会后很快通知大唐甘肃公司、中水甘肃能源公司是否参加。

　　一个星期后，发电企业妥协。

　　政府、发电企业及用户三方达成共识：2014年大工业用电中非单列的用户直购电量7亿千瓦时，6家发电企业比上网电价低1.7分/千瓦时（上网电价平均降1.7分/千瓦时，对应大工业用电中非单列用户电价降4分/千瓦时）参与直购电。电量由甘肃电投两家电厂以及国电靖远、国电酒泉、国投靖远二期、华能平凉按装机容量分配。华能平凉发电有限责任公司最后未参与。

　　大工业用电中单列的14家企业要求更大的降价幅度，达成协议的难度更大。甘肃省发改委组织省工信委、电监办再次组织报价会议，要求大唐甘肃公司、中水甘肃公司等“替补队员”与会。政府方面已经强烈要求尽快促成发电企业与大工业用电中单列的14家用户之间达成直购电协议。

　　部分用户表达了甘肃电价在西北地区不占优势，目前用电价格与新疆、青海等存在较大差距的意见。并提出一些建议，建议考虑动用存量进行直购电；优惠电与直购电应当互不排斥，经济困难，电力过剩，用户必然享受优惠。如果双方对电价有较大差距，是否在增量部分实行阶梯电价，多用则多降价。

　　一位发电企业人士说：“会上，发电企业基本没有发言。按照市场化改革的逻辑，都觉得直购电能教育用户，培育用户的市场意识，目前看来，用户没有成长，地方政府也没有意愿。”

　　沉闷会议的最后，甘肃省发改委提出明确要求：一是按火电降价3分/千瓦时，请双方参照此标准积极洽谈；二是原则上要求，双方要在11月15日前达成协议。一如2010年的做法，明确电量和价格，并给出了最后期限。这一次，没有中央政府主管部门审核，也没有全国范围的电价检查。

　　在不对等的博弈中，发电企业很快妥协。大工业用电中非单列的用户直购电量5.8亿千瓦时，发用电双方已经签订了合同。火电企业的降价幅度超过了政府建议的幅度，降价幅度为3.9分-4.2分。甘肃省发改委此前所说的存量直购电没有再提及。

　　没参加申报的企业侥幸获得一次自保机会，共有651万千瓦具有准入资格的火电机组未参与大用户直购电。

　　经济下行持续，高耗能产业经营进一步恶化，火电以及新能源发电装机过剩局面加剧，另一方面，简政放权和9号文酝酿的利好即将释放。

　　各种矛盾持续交织，将如何引发了全电量直购电方案的推出？