文档内容页[966958] - 文档不存在生存游戏：甘肃直购电难局
eo记者 文华维
日下午，兰州北滨河东路8号。
嘈杂的甘肃省电力交易大厅，有人喊出“降4分”，马上就会有人跟进“降4.5分”。前后角力半年的火电全电量放开的直购电此时进入高潮。
残酷竞争的背后是甘肃严重过剩的电力装机。即便参与报价的任何一家发电企业完全关停，也丝毫不会影响到甘肃的电力供应。
高载能企业代表则靠着椅背，左手拿纸，右手握笔，静观火电企业营销代表相互压价。其所代表的企业无一例外和报价者一样陷入了经营困境。
这是两个过剩者之间的生存游戏。
实施直购电是依赖高载能工业的甘肃避免经济急剧下滑的关键选择。在甘肃省政府授意下，省发改委推行了无基础电量的直购电行动，火电企业的电量全部来源于用户的直接交易。换句话说，如果某家发电企业在竞价中失败，则全年无活可干。“政府终于用市场化的方式做成了计划手段做不了的事。”当地发电企业人士戏称。
由此，甘肃成为首个放开发电计划的省份。此轮电改以电力直接交易为突破口，有序放开发用电计划，以此为推动电力市场化的路径。
担忧者认为，直购电倾向性过强，将会毁掉来之不易的市场化进程。乐观者则认为需要继续观察，“甘肃的下一步对其未来走向可能十分关键，如果它愿意趟更深的水，甘肃也许会是本轮电力改革‘小岗村’。”中央电力主管部门一位官员说。
目前，甘肃省发改委正在研究2016年直购电方案，其难度远大于2015年的方案，在保经济和促改革的两难中，其又一次站在了十字路口。
改革VS增长VS节能减排
2002年5号文发布后，能源主管部门力主的东北、华东两地的区域电力市场试点先后陷入停滞，业界普遍认为这一培育电力批发市场的努力以失败告终。直购电成为新的选择。从国际经验来看，逐步放开用户选择权，以直购电突破统购统销是推进市场化改革的可行路径。在此后若干年，原国家电监会倾斜大部分精力和资源推进直购电。
主管部门视之为行业的市场化改革突破口加以大力扶持，但在很长一段时间里，由于电力供应紧张，直购电无从推动。
最早的“吉林碳素模式”和“台山模式”分别试验“点对点”和“一点对多点”模式，究其实质，多为地方政府主导，电网企业和发电企业向大用户让利，因此遭到电力企业集体抵触亦在情理之中。
甘肃的直购电尝试始于2009年。此时，金融海啸后，经济普遍下滑，中央政府出台了系列经济刺激措施。当年3月，在有色金属行业主管部门工信部主导下，四部委联合印发了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》。《通知》根据国务院《研究促进有色金属工业健康发展有关问题的会议纪要》精神，遴选了15家符合国家产业政策、具备直购电条件的电解铝企业开展直购电试点工作。
15家电解铝企业中的中国铝业连城分公司和甘肃华鹭铝业均为甘肃企业。直购电所需的配套支持也很快到位，当年11月，国家发改委批复甘肃省电力用户与发电企业直接交易试点输配电价。甘肃省电网输配电价中，基本电价执行甘肃省电网现行销售电价表中大工业用电的基本电价标准:电量电价110千伏用户为每千瓦时0.081元、220千伏用户为每千瓦时0.066元。
铁合金、电石、碳化硅、电解铝等是甘肃省传统的高载能产业，也是甘肃的支柱行业，其用电量占全省用电量的45%左右，占工业用电量的58%左右。相关市州县的主要财政来源和安置从业人员的主要产业，均以此为主。
甘肃曾是电解铝产量第一的省份。2013年，甘肃全省电解铝行业产量为182.08万吨，实现工业产值284亿元，占全省工业总产值的3.95%；上缴利税3.4亿元；用电量达到263.84亿千瓦时，占全省用电量的27%，从业人员约1.4万人。
然而，高耗能产业受经济波动影响很大。经济下行时，部分产业供大于求的矛盾日益凸显，传统制造业产能普遍过剩，特别是钢铁、电解铝等行业尤为突出。
甘肃的输配电价批复后，其直购电试点方案随即报给国家部委，但是此后没有下文，一直没批下来。“原因是甘肃的试点方案和国家节能减排政策不符。”甘肃当地一位电力人士说。
尽管没有获批，甘肃依然决定试行电解铝企业直购电。“电解铝是甘肃的支柱产业，连铝和华鹭是支柱中的支柱，省里支持他们的意愿很强。”当地一家企业相关负责人说。
此时直购电的主导力量是电监会的派出机构甘肃电监办。输配电价获批数天后，甘肃电监办、甘肃省工信委、甘肃省物价局组织召开了甘肃省试点电解铝企业连城铝厂和华鹭铝业与发电企业直接交易洽谈会。因为有了批复的输配电价，电网企业对此没有异议。发电企业则对此坚决抵制。面对面洽谈多时，双方依然谈不拢。两家电解铝企业报价为205元/兆瓦时，而发电企业中最低报价为250元/兆瓦时。双方报价落差达到了每度电4.5分，最终没有达成协议。
2009年12月中旬，甘肃电监办再次召集有条件进行直购电的火电企业进行了报价。然而这一次两家电解铝企业均没有参加。参加的电厂保持默契，没有做出让步，最低报价依然维持在250元/兆瓦时。
2010年，甘肃省火电装机的利用小时为4672小时，此时火电企业缺乏动力参与降价。电网企业失去部分市场，发电企业失去了部分电价，在两者看来，直购电扭曲了本已复杂的电价体系。
第二次洽谈无果而终。
日，甘肃电监办定向组织了连城铝业、华鹭铝业与平凉电厂二期、靖远第二发电公司的洽谈，这次，地点安排在远离兰州的北京。
平凉电厂二期此时尚未投产，靖远二期则由国家开发投资公司和甘肃电力投资公司、国电集团等合资建设，与当地政府关系密切。尚未投产的电厂提前参与直购电，令业界意外。
在这次不甚透明的洽谈中，供需双方达成了直购电购售协议。更令其他发电企业震惊的是，此次直购电容量不予剔除。
所谓容量剔除，是指直购电合同的发电企业，其直购电电量所对应的发电容量不再安排计划电量分配、临时交易和外送交易等。这一规定对发电企业参与直购电降价有抑制作用。
价格谈拢后，省属企业的两家发电厂加入供方行业，分别是甘肃电力投资公司所属的张掖电厂和金昌电厂。靖远第二发电公司、平凉电厂二期、张掖电厂、金昌电厂分别接受了10亿、15亿、10亿、10亿千瓦时电量的合同。直购电电厂上网电价240元/千千瓦时。相当于将用户直购电用电价格比其目录电价降低30元/千千瓦时。
发电企业人士分析，2010年外送华中电价240元/千千瓦时，外送青海电价220元/千千瓦时。考虑到增量机会风险，240元/千千瓦时可能是电厂报价的底线。
面对形势突变，此前保持默契的发电企业表达了其不满。“如果不剔除容量，将直接影响其他发电企业分配的利用小时。”当地发电企业人士说。
在他们看来，此次直购电在准入条件和容量剔除方面违反电监会20号文《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》和电监会50号文《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则（试行）》的相关规定。
获知消息后的发电企业向甘肃省工信委等部门进行了汇报和反映。精通市场和财务的发电企业专家具体测算了容量剔除与否对常规公用火电利用小时及边际利润的影响。甘肃省工信委电力处接受了这一“申诉”。平凉二期、靖远二期和张掖、金昌四家电厂的直购电电力最终容量剔除。
“我们对这次直购电进行了总结，结论之一是政府完全起主导作用，结论之二是发电企业之间的联盟关系非常脆弱。”甘肃当地一位电力人士说。
在未得到国家批准的情况下，甘肃省各方执行了直购电方案。
好景不长，半年后，节能减排风暴席卷全国，要求“坚决压缩高耗能、高排放企业用电，对超过国家和地方规定的单位产品能耗限额的单位，收取惩罚性电价”。
在“十一五”规划中，中央政府承诺五年内单位GDP能耗降低20%。节能减排指标成为中央政府施政的约束性指标。也是从这一时期开始，节能减排成为重要的国策。
而“十一五”前4年，全国单位GDP能耗累计仅下降14.38％，要在2010年完成“十一五”降低20％左右的冲刺目标显然十分艰巨。特别是2010年的第一季度，电力、钢铁、有色、建材、石油化工、化工等六大高耗能行业加快增长，全国单位GDP能耗上升3.2％，大大增加了后3个季度的工作压力。
中央要求，“下更大的决心，花更大的气力，做更大的努力，确保实现‘十一五’节能减排目标”，“坚决压缩高耗能、高排放企业用电，对超过国家和地方规定的单位产品能耗限额的单位，收取惩罚性电价”。
此时，为了完成五年内单位GDP能耗降低20%的指标，中央政府各个部委在全国各省区和各个领域都展开督察，未完成的要追究主要领导和相关领导责任，甚至撤职。检查重点之一是“地方政府及其有关部门未经批准，以电力用户与发电企业直接交易、双边交易等名义变相对高耗能企业或产业园区实行优惠电价的行为”。甘肃强行实行的直购电无疑正是这一类别。
在检查过后，全国所有省区的直购电试点均暂停。在高压态势之下，甘肃这一西北电解铝大省的直购电仅短暂维持半年。日，第一次直购电被叫停。
“没有统一、透明的规则，没有对规则的尊重和执行，不可能会有市场化的直购电。”国家电网公司一位电力交易专家说。
2010年下半年，电价检查过后，甘肃省相关部门再起决心。甘肃省发改委在20天内密集召集大用户、发电企业、电网企业等方面召开了8次相关会议。
这一轮直购电依然采用政府确定个别用户的方式。获准的大用户有3家：连城铝厂、华鹭铝业、东兴铝业，对应的直购电电量分别为52亿、10亿、10亿千瓦时，共计72亿千瓦时。发电企业为符合政策的10家发电企业，装机容量共812万千瓦。
发电企业的积极性很低，其提出的一个理由是，如果2010年度国家发改委进行煤电联动，若直购电合同没有煤电联动条款，则存在煤电联动损失风险。
为了照顾发电企业的利益，省发改委负责电价的官员在会上再三强调，一是如遇国家调整上网电价、输配电价，则在直购电中完全体现；二是实行铝电价格联动，如果铝价好转，则直购电价格可以再商定。
对于发电企业另一理由“违反了国家直购电政策”，甘肃省发改委回应称，直购电方案与直购电合同一并报国家发改委批准后再执行，合同执行期限等如与国家发改委批复有出入的，按照批准的要求执行。
这一时期的直购电备受诟病的一大原因正是政府层层审批市场主体协商的价格。
很难想象，在市场化的号召下，两家企业完成一笔交易却要经过这样复杂的审核过程，除了地方，还需要中央主管部门批准。
就中央主管部门而言，一方面期待调动地方参与直购电的积极性，另一方面又得克制地方推行“优惠电”的冲动，借直购电之名扶持高耗能产业，进一步扭曲市场。
2010年9月中旬，甘肃发改委、甘肃电监办、甘肃工信委召集甘肃省电力公司、所有的发电企业以及3家铝厂进行集中报价、报量。
政府拿出来的电量为，2010年四季度、2011年直购电电量分别为5.05亿千瓦时、65亿千瓦时。上午3轮报价过后，供需双方报价差距依然。没有结果的直购电报价报量会议延续到下午，发电和用户又进行了一轮报价，双方报价依然相差2分多。
通过与第二次直购电用户接触，大用户的优势心态已经先入为主、难以改变，用户共同目标价位为240元/千千瓦时的期望强烈。
报价结束后，组织者与发电企业再次座谈，希望发电企业首先作出让步，降价以促成交易。
此时煤炭价格一路上扬，数年间上涨了5到6倍，而煤电联动始终滞后。在煤炭供应紧张的局面中，政府担忧煤电价格联动可能引起价格轮番上涨。煤炭涨一点，电价就涨一点，电价的上涨为煤炭继续上涨创造了空间。煤与电如轮番上涨可能造成恶果，导致下游企业成本不断增加，甚至引发全社会的物价上涨。
由此，国家发改委的联动政策要求发电企业自身要消化30%的涨幅，这加剧了西北区域电厂的亏损程度。
发电企业做过测算，原煤价格每涨21元，其变动成本将增加1分。自2003年至此，煤炭价格高涨已蚕食了火电企业的大部分利润。甘肃区域内的火电普遍经营困难，有的电厂已经被母公司视为亏损大户、低效资产。
火电企业提出，鉴于第二次直购电大多用户的用电价比第一次直购电用户的用电价本已高出50元/千千瓦时以上，而且这些用户在2009年多数未享受丰水期优惠电价，近年来也一直赢利，发电企业代表提出建议，按第一次直购电对用户的实际优惠30元/千千瓦时以内（或左右）倒推考虑上网电价（270元/千千瓦时左右），而不以240元/千千瓦时为第二次直购电竞价的参考坐标，请求政府部门积极撮合，引导用户降低其期望值。
甘肃省发改委相关处室的相关负责人此时倍感压力，甘肃省政府已责成省发改委加大工作力度、加快工作进度，务必尽快上报直购电方案和直购电合同，确保年内得到国家发改委批复。
之前，省政府领导已经同意，直购电方案与直购电合同一并报国家发改委批准后再执行，如遇大用户目录用电电价调整，则全部在直购电上网电价中顺出。同时，实行铝电价格联动。
政府方面接受了发电企业的意见，价格的浮动范围在256元/兆瓦时—270元/兆瓦时之间进行撮合，剩下的任务仅为说服用户接受这一降价幅度。
2010年11月初，甘肃省发改委、甘肃省电监办召集甘肃省电力公司、在甘发电企业、三大电解铝巨头召开了甘肃省大用户直购电会议。大部分发电企业、铝厂同意参加直接交易。征求意见后，省发改委提出直接交易价格（上网电价）265元/兆瓦时，总直购电65亿千瓦时按发电企业容量进行均分。随后，各发电企业、铝厂按照省发改委提供的协议书现场进行了草签。
不过，这一故事的结局和上一轮直购电并无两样。不久，国家发改委再次启动了严格清理检查违规电价的督察，发改委、工信部、环保部、监察部等六大部联合成立31个检查组分赴31个省（市、自治区）。重点检查之一就是，地方政府及其有关部门违反国家政策规定，不执行或推迟执行对电解铝、电石、铁合金等高耗能行业差别电价政策，擅自制定并实施对高耗能企业或产业园区优惠电价行为。
甘肃定向选择电解铝大用户进入直购电名单，难逃优惠电价的嫌疑。相关市场主体也藉此机会通过相关渠道表达了对甘肃直购电方案的不满，加速了此轮“涉嫌违规”直购电方案的流产。甘肃省重启直购电工作再次“不了了之”。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
（全文完）
本月8日，甘肃省发改委与甘肃省工信委、国家能源局甘肃监管办联合印发了2016年的电力直接交易细则。当地电力人士表示，新的方案较以往展示了小步推进市场化的尝试。
依据甘肃省电力体制改革实施方案和国家发改委下发的《关于开展可再生能源就近消纳试点的通知》，此方案在发电侧新增了省内统调水电企业和已并网发电的集中式光伏、风力发电企业（特许权新能源企业、分布式新能源企业、临时接入电网的新能源企业除外）。
“政府此次让新能源参与市场竞争，这是敢为天下先，不但增大了直购电的电量空间，还将遏制新能源装机的过快增长。”当地一位电力人士说。一位电力专家对此也正面看待，认为此举符合市场化改革方向，与之配套的是，需要逐渐建立完善的规则。
据介绍，对于水电参与直购电的方式，政府主管部门和电网企业的给出了两种不一致的解释。而且，甘肃的主要水电装机位于黄河流域，调度由水利部黄河水利委员会主导。
交易周期上，新增了季度交易，即在3月、6月、9月底组织一次季度交易。此举可降低发电企业的市场风险，避免一次交易决定一年“口粮”，也可以滚动修正用户的履约水平。
用户侧也有新变化，2015年交易合同未履行的企业，合同责任方不得参与2016年直购电交易。这被视为致力培育电力用户市场意识和契约精神的新姿态。这一条款的执行力度将会成为检验地方政府推进改革意愿的试金石之一。
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