eo封面 | 东北之惑：副总理指示后的重启与暂停
东北之惑：副总理指示后的重启与暂停
eo记者 文华维 罗晶 发自北京、沈阳、长春
《南方能源观察》2015年8月刊封面故事《东北之惑》
第一部分回顾点这里 eo封面 | 东北之惑：最佳试点的艰难启动
第二部分回顾点这里 eo封面 | 东北之惑：第一个试点为何选择最激烈的模式
第三部分回顾点这里 eo封面 | 东北之惑：发电五巨头致信柴松岳
全文较长，建议收藏阅读。
问题涌现
完成2005年最后一次月度竞价后，问题接踵而来。“利益问题、机制问题、前期改革的遗留问题等都搅和在一起，比想象中要复杂多了。”原电监会一位处长说。
首要解决的问题是市场平衡账户亏空的问题。市场启动初期，平衡账户的争夺颇为激烈。同意设立平衡账户之初，财政部曾执意要求平衡账户设立在财政部之下，由特派员办事处负责管理。从方便管理和监管的角度，电监会则希望设立在电网公司，由东北电监局监管。
对于平衡账户盈余资金的分配使用，各地政府各执一词，争论是在全区域内分配还是由各省单独分配。发电企业则认为平衡账户资金的来源为发电企业在竞争中降低了电价累积，应该返还给发电企业，用于东北区域的电源建设。
2005年的竞价结果分省来看，只有辽宁省平均竞价水平超过基准电价，所以2005年差额资金亏空主要是由辽宁省引起的。按照“谁引起，谁承担”的原则，应在辽宁联动。
对于如何疏导联动销售电价，相关方提出了两个方案。方案一是，对于煤炭价格上涨导致的平衡账户资金，建议各省用户按照本省年度竞价电量煤电联动的幅度，分摊竞价机组月度竞价电量由于煤炭价格上涨导致上网电价上涨，进而引起的平衡账户的亏空资金；对于由于竞价机组利用其位置优势报高价导致的平衡资金，由辽宁省用户分摊；对于由于补偿跨区送电穿越电量的网损增量导致的平衡资金亏空，通过市场平衡账户由全市场用户共同承担，并支付给吉林、黑龙江电力公司以及东北电网公司。
方案二则是三部分的平衡账户资金都由全区域电力用户共同承担。
然而一听说要疏导至销售电价，各省政府就忧心忡忡。黑龙江和吉林省政府一致认为：是辽宁省的电厂报高价导致平衡账户的亏空，理应由辽宁省承担。辽宁省则认为：东北区域电力市场搞的是统一市场，平衡账户的亏空理应由各方共同承担；黑龙江外送电量的大幅增长，造成了辽宁省装机利用小时数下降，税收减少，这个损失已经由辽宁省承担了，如果还要承担平衡账户的亏空，甚至造成用电侧电价的上涨，是不公平的。
地方政府的反对导致2005年东北区域电力市场平衡账户的亏空迟迟未与销售价格联动。
另一方面，由于平衡账户的亏空未与销售价格联动，发电企业对此也意见很大。由于没有按照发电厂的报价结算，发电企业的电费被拖欠，不但造成了发电企业的经营困难，而且使上市公司无法进行信息披露，影响了这些企业在资本市场上的形象。
经过长时间的博弈，考虑到辽宁省政府接受问题，也为了避免吉林和黑龙江的反弹，国家发改委价格司选取了折中方案，在辽宁省销售侧联动0.27分钱/千瓦时，可弥补亏空资金额度2.5亿元左右，在吉林、黑龙江两省联动0.1分钱/千瓦时，可弥补亏空资金额度0.7亿元左右。
另一大问题则是少数机组容量电价调整的问题。有些已投产机组，造价确实高，例如辽宁省华能丹东电厂，机组造价为6854元，距单位千瓦造价7000元的分档线仅一线之遥，但却不得不执行4500元的平均单位造价。电监会倚重的学术团队认为，为了保障电力体制与机制的平稳过渡和发展，建议酌情考虑造价偏高的电厂（经过测算，建议大于5708元/千瓦）单独核定和调整临时容量电价。
而容量电价中脱硫机组与非脱硫机组可用容量每可用小时0.5分的差价对促进电源环保投资的激励作用较小，建议容量电价中环保差价水平可以适当提高到每单位可用容量每可用小时为0.7分。
在启动2006年的年度竞价前，各方对于容量电价、亏空原因和规则的适用等依然分歧巨大。
国家电网公司给出的报告显示，对于新投产的机组而言，为了保证机组的节能效益与环保效益，多采用新的技术、材料与工艺，配套设备齐全，因而存在着单位容量成本造价高、运行维护费用低、容量成本较大的特点。而对于老机组而言，其经营期间费用多已结清，还贷任务基本已完成，但老机组煤耗高，电厂职工多，总体而言，老机组的容量成本相对较低，而变动成本则较高。
由于市场参与成员本身存在着较大的差异，因而对于“一刀切”式的容量电费分档方法，绝大多数发电企业均反映不公平、不合理。
试运行届满一年后，各方开始评估试运行效果。随着不同利益主体负责人的更换，发展理念的差异导致其对市场的态度有别前任。一场真正的交锋随即开始。
电监会委托华北电力大学一团队进行评估。另一重要相关方也聘请清华大学团队进行评估。
两大团队都认为，东北区域电力市场的运行，促进了省间的电力电量交易，促进了北电南送，缓解了辽宁省的电力供需矛盾，增加了黑龙江省机组的发电量。同时，大量的省间电能输送，客观上促进了东北电网省间联络线的建设，提高了省间输电通道的送电能力。
华北电力大学团队围绕试运行的效率、公平和系统安全，分别就交易电量与资源优化配置、阻塞、市场力、价格、理性报价策略、信息透明性、公平性和电力系统安全八个方面进行定量和定性的分析。
市场交易电量与资源配置方面，全电量竞争保证了市场交易电量份额，2005年5—11月份的市场交易电量已占同期全网预测总负荷需求的40%。全电量竞争使市场更加活跃，市场竞争力度增强。全区统一的电力交易平台使省间交易电量大幅度增长，实现了能源大省黑龙江的电力外送。
2005年1—11月份试运行期间各竞价电厂的平均上网电价差异相对较小，各竞价电厂单位容量发电收入的差异受发电利用小时差异的影响更大。各省竞价机组的售电收入均有不同程度的上升。其中，辽宁省竞价电厂的发电收入增长速度相比于吉林、黑龙江以及蒙东的增长速度较慢。
阻塞方面，尽管2005年，辽吉断面的输送能力由260万千瓦增加至320万千瓦，辽宁中部断面输送能力由260万千瓦提高到320万千瓦，吉黑断面由160万千瓦提高到了240万千瓦，但是东北在年度、月度竞价中，辽吉断面、黑吉断面、辽宁中部、黑龙江东部与中部间都出现了输电阻塞情况。在主要校核的7个联络线断面中，以辽吉、吉黑、黑龙江东部至黑龙江中部的联络线断面阻塞情况最为严重。
对东北市场的市场绩效和市场结构的分析表明，东北市场试运行中已经出现了部分发电企业在月度竞价中利用自身在市场和电网中的优势地位行使市场的问题。是这些电厂在市场试运行期间的平均上网电价高于市场试运行前国家审批价格水平，对平衡账户亏空影响较大。对此，华北电力大学团队依然认为，发电企业的报价策略和行为是理性的。
信息公开方面，东北市场建立了较好的信息公开体系，起到了维护市场主体合法权益的作用。但信息公开力度还需加大，如需要公开竞价机组和非竞价机组的断面占用情况、剩余空间、约束上和约束下电量、未中标情况、网损修正系数计算方法等信息。
相比于计划管理，市场机制为发电企业提供了更公平的运营环境。系统安全方面，试运行近一年，没有因为市场运行影响全社会的供电安全。
曾经为东北市场设计“单一制电价、部分电量竞争”模式的清华大学教授夏清则认为，东北区域电力市场出现的大部分问题与两部制电价、全电量竞争有关。这相当于全盘否定了东北区域电力市场的运行基础。
夏清说，东北电网适应市场竞争的空间和历史上形成的发电企业间的巨大成本差异，都决定了开展部分电量竞争，是符合五号文所规定的“改革要按照总体设计、分步实施，积极稳妥，配套推进的原则”。而对于初期的东北区域电力市场，一开始就采用两部制电价、全电量竞争的市场模式是值得商榷的。他在报告中详细陈述了理由。
其一，计划经济体制下形成的电网并不适合在市场的初期实行全电量竞争。
东北目前的电网基本上都是在计划经济体制下所形成的。其特点是首先考虑地区平衡，其次是调节余缺。实际情况表明，目前的东北电网很难适应全电量竞争的市场模式，特别是作为受端的辽宁电网更是如此。2005年，辽宁省共有10个发电企业参与了区域市场的竞价交易。但是，由于电网输电能力不足，以及安全稳定性较弱的特点，10个发电企业中，有9个运行于约束状态，或由于受到电网约束而不得不发约束上电量，或由于受到电源约束而不得不采用最小经济运行方式，从而限制了这些发电企业在市场上的竞争能力。
其二，东北区域市场的容量电价机制没有起到政府调节市场的作用。
在东北区域电力市场的容量电价制定方法中，将机组的有效容量与实际利用小时数挂钩，只有机组的有效容量才可以得到容量费用。这种容量电价制定方法，实际上已经不是真正意义上的两部制电价，而是“包含了容量成本核定的一部制电价”。这种两部制定价方法存在三方面的问题。其一是不能保护发电企业、规避投资风险；其二是存在着“有效容量”核定的困难；其三是不能成为政府部门调控和引导电力供求关系趋于平衡的宏观调控的有效手段。
其三，容量电价制定没有考虑发电企业在历史上形成的成本差异。
中国长期的计划经济模式，使得东北发电企业之间存在着巨大的成本差异。在这种情况下，东北区域电力市场采用只分两个档次的容量电价，势必对不同发电主体的利益调整有失公平，造成对发电机组的过补偿或欠补偿；给部分发电企业带来过高的搁浅成本，从而产生经营风险。
其四，东北市场的两部制电价不能起到促进节能与环保的作用。
东北市场的容量电价没能实现对现有发电设备资源的最佳利用，并激励低煤耗、环保机组多发电。在这一价格机制下，由于容量电费的过补偿，使得煤耗高、变动成本大的老电厂有能力在市场中报出低价，从而获得大量上网电量；而对于一些贷款比重大、财务费用高、折旧大、变动成本低的新电厂（往往也是低煤耗机组或环保机组），其容量电费收入无法补偿企业的折旧和财务费用，使得其市场竞争能力下降，市场报价相对较高，上网电量相对减少。
对于亏损，国家电网公司的理解是，部分发电企业利用自身在电网中特殊位置的优势动用市场力是导致月度平衡账户亏空的主要原因。另一大因素是煤价上涨。
2005年辽宁省用电需求增长较快，辽、吉、黑输电断面的阻塞，造成了辽宁电网供电紧张的局面，为辽宁的部分竞价电厂在月度竞价中采取高报价的策略创造了条件，使得辽宁南部的一些电厂能够以接近或达到市场最高限价的价格约束上电量中标。同时，由于市场规则规定了电网最小方式及联络线约束上电量按电厂的实际报价结算，这无疑是鼓励约束上机组尽可能报高价。
煤炭涨价是导致月度平衡账户亏空的原因之一。2005年，由于煤炭价格的大幅增长，挤压了整个电力行业的利润空间，尽管从5月份起实行了煤电联动政策，调整了三省一区的销售电价和基准购电价，但占竞价空间20%的月度竞价电量并未参与联动，从而造成了平衡账户的亏空。
国家电网公司对东北区域市场的质疑继续深化，认为东北市场的规则也存在诸多不完善之处。例如，东北区域电力市场没有明确电力交易所引起的网损应该由谁来承担。对此黑龙江和吉林电网公司反应非常激烈。如果考虑网损，目前的平衡账户不是亏空3.16亿元，而是5.33亿元。目前市场规则中没有对竞价上网所产生的外在成本提出如何解决的办法。
另一方面，由于不考虑输电成本，或者考虑得不到位，从而导致位于负荷中心的电厂与坑口电厂之间竞争的不公平，也在一定程度上降低了资源的优化配置的水平。
其委托团队撰写的报告对监管机构也提出了批评。作为市场运营机构，有义务也有权利对其市场成员的市场力动用情况进行监督。如果市场成员利用了其在电网中的特殊地位报高价，就表明了该市场成员存在着局部的垄断性。对于此类机组，其结算价格不宜通过市场竞价产生，而是应该采用系统无约束的价格作为其结算价格。利用这一方法，可以抑制某些发电企业动用市场力，并保证市场价格的平稳性。
为了避免发电企业的局部市场垄断力对于市场运行的影响，需制订相应的市场干预手段，一旦发现发电企业动用市场力操纵价格，可通过调整竞价规则，或者重新制定最高限价水平等措施，平抑市场力，规范市场的价格风险。
此时，三省电力公司已逐渐改组为国家电网公司的子公司。他们认为区域市场对于各省公司的补偿和亏损没有考虑。借此要求在省级成立交易中心，强化省级交易中心，弱化区域交易市场。在这一问题上，区域与省很难形成合力。在固化的行政体制中，长期以来是省为实体，搞区域电力市场时，是以谁为基础，区和省是兄弟关系还是父子关系，认识上很不容易达成一致。
其他各方纷纷要求回到省级市场。在国家电网公司的一次调研中，各省政府和大部分发电企业均表达了希望恢复基于部分电量竞争的省级市场的意愿。三省政府表示，东北三省各自的省级电力市场于1999年就开始了试运行，采用了部分电量竞争的方式。在从1999年到2004年下半年市场运行终止的几年时间里，省级电力市场的运行情况深受发电企业、电网企业、电力用户等各方好评，在一定程度上实现了电力资源的优化配置，降低了用户电价；同时，通过几年的不断改进和完善，为进一步推进省级电力市场的稳步发展积累了大量有益的经验，奠定了良好的基础。
三省政府均希望国家有关部门能牵头组织有关方面，在进一步完善区域电力市场运营规则的基础上，调整东北电力市场竞价机组全电量竞价上网的运行模式，拿出相应比例的电量，恢复省级电力市场，以便缓解由于东北区域电力市场试运行所带来的诸多不利影响。
这一争论持续多时，直至2006年2月底，依然没法启动2006年的年度竞价。按进程，2005年年底就要完成2006年年度电量竞价以及1月份和2月份电量竞价工作。这实为东北区域电力市场第二次停摆。
2006年始，电煤价格再度放开，在年初的电煤订货会上，电力和煤炭企业僵持，这使得参与竞价的电力企业无法测算报价。且在这一冬季，辽宁附近地区供电形势趋于紧张也使试点不得不暂停。
此时，分管东北区域电力市场的副主席已经完成交接。原副主席宋密年龄到点退休，继任者王禹民仕途起步于吉林，在东北电力系统工作多年，先后任东北电管局副局长、辽宁电力局局长、国家电力公司副总经理、广东核电集团董事长。其调任电监会后曾多次与宋密共同出席东北区域电力市场的领导小组会议和各种座谈会。
分管工业的中央领导在一次会议之后向电监会一位负责人问起东北区域电力市场的情况。中央领导说，东北市场到底行不行，还得想办法试试，亏也好赚也好，都要再试试，试过才知道是真不行还是假不行，搞清楚怎么个不行。
电监会相关负责人很快与相关市场主体负责人传达这一精神，并一一征求意见。相关官员和高管态度基本一致，如果政府主管部门决心做，那就做吧。
“搞不搞市场是政府说了算，不是企业说了算，企业只是市场当中的参与成员之一。”一位电力企业的高管说。
电网公司此时对电监会提出，市场风险出现以后，电网不承担任何责任，“挣了我们一分钱不要，赔了我们一分钱不管”。电监会负责人表示同意。
国家电监会供电部一位官员对第二次年度竞价保持乐观。他认为，东北区域电力市场运行模式基本符合各方的利益，通过了专家评估，发改委和电监会明确提出了继续试运行的要求，“我们当时已经有了预案，出现什么问题该怎么做，这些都有。”
而在公开场合，国家电网公司市场部相关负责人的意见很“婉转”。他说，东北区域电力市场实行两部制、全电量竞价模式是一个复杂的系统，是在国内乃至世界上的创新，市场试运行取得了一定的成绩，但还存在需要解决的问题，国家电网公司将积极配合2006年东北区域电力市场的试运行工作，支持电监会和发改委的相关决定。“政府要做的，我们企业必须要支持。但会把问题说清楚，给他们参考。”
2006年3月下旬的一个周末，东北电力市场开始第二次的年度竞价，也是其最后一次组织竞价。
电监会一位官员说，东北区域电力市场试运行已进入了一个关键阶段，东北电力市场建设的成败对全国推进区域电力市场建设意义重大。
然而，在这毕其功于一役的时刻，发电集团作为理性的参与主体，纷纷报出了市场允许的高价。“心态已经不一样了，你非让我搞，那我搞了，搞也不能亏损，那就往上报呗。”一家电力企业的高管说。
第一轮竞价后，东北电网公司、东北电监局、国家电网公司和国家电监会相关负责人先后接到紧急电话报告。他们被告知，第一轮竞价的结果是平衡账户亏空约14亿元。“14个亿在当时可不是小钱，好几年的利润才能填满啊。”国家电网公司一位亲历者说。
电网公司一位相关负责人当即决定，暂不进行第二轮竞价。他致电国家电监会负责人，说明第一轮竞价的亏空情况，第二轮竞价可能还会亏空20亿元，建议停止第二轮报价。
电监会官员经过商量后，认为还是接着进行第二轮报价。放下电话后，电网公司相关负责人让调度交易中心接着进行第二轮报价。此轮报价亏空约20亿元。“两轮过后共计34.36亿元没了。”
3月30日下午，电监会紧急组织有关各方和专家，开会讨论解决方案。议题是如何解决高达34亿元的亏空。观点集中于，暂停市场，不执行这一年度竞价结果，竞价机组暂按照均衡原则调电，电量暂按基准价进行结算。
也有声音认为，不应该喊停市场，可以用其他方式来解决亏空，例如挂账、打折等。部分发电企业赞成挂账或打折，部分发电企业则明确反对。这一次会议倾向于暂停市场转入总结阶段。
无论是挂账还是打折，最终都需要向电力用户转嫁。三省的地方政府立场统一且坚定，不赞成在销售电价中疏导，因为不利于工业生产和经济发展。
“当初我们并不同意建设区域电力市场，如今价格涨上来了，却要我们承担。”在一次座谈会上，地方政府直接表达其情绪。
国家发改委价格司这一次也没有支持进行疏导，理由是上涨幅度过大，对工业经济造成冲击。据亲历者描述，因为种种原因，此时价格司与电监会的关系已大不如此前亲密。
电监会在哈尔滨召开的内部会议上，相关负责人一一征求与会者意见，最终达成一致意见——暂停市场。
2006年5月，国家电监会以“电监供电”的文号下发文件，东北区域电力市场暂停运行，转入总结学习阶段。从试运行起，东北电力市场共计运行了一年两个月，历经了两次停摆，一次不再启动的暂停。
“市场和建立市场，远远比预计的要复杂和艰难得多。”原电监会一位亲历者感叹。“政策环境不支持是其最大的风险。”华北电力大学教授曾鸣说。
市场已经暂停，发电企业与电网企业之间的账还没完。结算电费的核心是如何认定这两轮年度竞价结果。
主持这项工作的是国家电监会市场监管部。东北区域电力市场暂停后，电监会相关负责人要求供电监管部把东北市场的全部资料移交给市场监管部，由市场监管部牵头研究电费结算和市场重启的事宜。
“东北市场是一个我们亲自孕育的孩子。移交，就是亲手把孩子交给其他人，就是这种感受。”一位当事人说。
围绕东北区域的竞价结算工作，电监会多次召集有关单位，征求对结算方案的意见和建议。2005年12月8日，电监会市场监管部和价格与财务部共同主持召开的东北区域电力市场竞价机组结算会议。此次会议提出的方案是，2006年基本电量按2004年各发电企业平均结算电价加上2005年和2006年两次煤电联动调价作为最终电价。
2006年4月，国家发改委调整了东北区域非竞价机组的上网电价，东北各省区调整幅度每千瓦时分别为：辽宁省1.51分钱，吉林省1.93分钱，黑龙江1.97分钱，内蒙古东部每千瓦时0.96分钱。而如果竞价机组也按照2005年和2006年的调整幅度进行结算，需要多支付的资金高于平衡账户所亏空的金额。“电网公司的这一笔亏空则通过长达四年的销售电价调整疏导出去，最终由消费者为此买单了。”电网公司一位高层说。
2007年上半年，以国家电监会为主导，组成了东北电力市场规则起草小组，开始研究新的东北市场建设和运营模式。东北电监局组织起草了《关于征求东北区域电力试运行方案有关问题征求意见的函》。各大电力企业的市场营销部门和东北公司对新方案也提出修改意见。10月，东北电监局会同东北电网公司起草了《东北区域电力市场近期工作要点》和《东北区域电力市场初期运营规则（征求意见稿）》。这两份文件首先在东北区域征求意见，地方政府和发电企业的东北公司出席并提出意见和建议。
11月13日，国家电监会召开东北电力市场建设领导小组办公会议，对东北电监局和东北电网公司起草的草案征求中央电力企业总部层面的意见。各大电力企业意见一致，在没有解决前期运行中出现的问题，尤其是参加竞价电厂的电价没有合理落实，没有平衡账户资金亏空在发电企业内部消纳的方案，销售电价没法疏导等局面没有改变的情况下，不同意再次启动市场竞价。
“一辆残旧的大卡车行走在崎岖不平的路面，一旦停下就很难再开动。”一位官员说，“如果想到这点，我想他们不会轻易停掉。”另一位企业高管则直截了当：“如果是这样，不一定非要走这种路。”
多年后，东北电监局向电监会时任主席汇报东北区域电力市场的运行情况，主席不置可否。此后，他把更多精力放在了推广大用户直购电上。“他是一位政治家，明白上面关心什么，需要什么，再去考虑他可以对此作什么贡献。”一位官员说。
电力用户直接交易改革成了电力市场化改革的另外一个突破口。在核定输配电价的基础上，直接交易成为新一轮改革的起点选择。10年前启动，作为上一轮改革路径起点的发电侧区域市场改革试点，直到今天，依然被追问，何去何从。
全文完
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