国电时代：裂变与重构

此时，缺电突然到来，供需形势不可思议般急转直下。两年前，电力行业对电力过剩和煤炭过剩心有余悸。事实证明，改革推动者完美地把握了2000年前后这一宝贵的改革窗口期。

缺电的现象已经相当明显。2003年4月16日的办公会上，电监会领导层的结论是，随着经济社会快速发展某些地区出现了电力供应紧张，总体上表现为区域性、结构性和季节性，估计不会出现大面积持续缺电的情况，但局部缺电已成定局。

国家电力公司考察团在英国时，曾问英国方面一个问题，改革后如果出现缺电应该由谁负责?英国的电力同行认为不是问题，市场会应对。

同一个问题，在中国，答案则完全不一样。

电监会研究缺电问题的背景是，两天前的国务院第四次常务会议曾专门研究过当时的电力供需形势。此时还被寄予厚望的电监会被要求应对好这一问题。

随后的夏天,22省市拉闸限电。中电联对部分电力企业实地调研发现，一些电厂煤炭储存只够2-3天，甚至只够1天。主管部门听到汇报，感到不可思议，怎么下子就缺电了呢，市场还怎么搞。

很快，部分电力行业人士对在电力紧缺情况下进行电力改革和市场建设提出了质疑，认为在电力紧缺情况下进行市场化竞争，并不能实现资源优化配置，实现电价降低反而还会导致电价上涨。

乐观者认为无需担心，应坚持市场化的道路。其中的激烈者认为，出现电力紧缺恰恰是改革不到位造成的。电力增长速度赶不上需求增长，是由于目前计划主导的电力发展方式所造成的。一些建立了市场机制的垄断行业，不仅都得到了发展，甚至还出现了供大于求的状况，如供水煤气等公用事业。

在此前，负责电力规划和项日审批的国家计委从1998年开始暂缓火力发电的审批，并在2000年的5年规划中预计，未来的电力需求年增长率不会超过7%。但从2002年开始，中国的电力需求每年以两位数的速度增长。2003年，这一数字是15%，为预测速度的两倍多。计划和现实数字的差距，累积成为现实的电力缺口。

面对新的供需局面以及自身成立的使命，电监会系统提出了新的认识，“缺电的环境中也可以搞市场”。这一认识得到国外电力市场专家的支持。在一次专家云集的研讨会上，外国专家举例阿根廷作为榜样，其在缺电情况下顺利推行了电力市场化改革，建立电力市场。一家咨询公词总裁说：“在电力短缺的情况下，也有可能实现电力市场的良好运行。”

经过调研，国家电监会选择东北和华东作为区域电力市场试点，分别有两位副主席联系。2003年6月，国家电监会相继印发《关于建立东北区域电力市场的意见》和《关于开展华东电力市场试点工作的通知》，全面启动东北和华东区域电力市场建设。国家电监会判断东北的进展会更快。

半年后的2001年1月15日，东北区域电力市场开始模拟运行。模拟运行期分成两个时间段,2004年1月到4月份，采用的是“单一过渡式电价、有限电量竞争”,6月之后，则采用“两部制电价，全电量交易”。模拟运行对比的结论是两部制电价更适合东北的情况。另一个重要原因则是国家发改委价格司倾向两部制。

价格司的理由是，为了在厂网分开时期，引导和鼓励电力投资，为电力企业提供部分固定的收入保障，有利于电价机制改革的平稳过渡。

更重要的是，推动市场建设的主事者非常明白，电力体制改革的方方面面都需要价格主管部门配合和支持，否则迈不开步伐。

电网公可担心全电量竞争情况下，如果购电价格上涨过大，会导致电网公司亏损。全电量竞价对电网的安全校核也构成了新的挑战。

发电企业始终认为，“两部制电价、全电量竞争”对电量电价的影响已经达到了极致。

2004年12月3日，东北区域电力市场试点工作领导小组第四次会议在北京召开。柴松岳指示，东北区域电力市场要尽快进入实质性运行。十天后，东北区域电力市场正式启动。

试运行近两年后，陆续显现的问题累积至爆发。

煤炭价格持续高涨，而且大家判断煤价上涨的可能是长期的，然而发电企业明显感受到市场竞价带来的经营风险。

面对市场的风险，整体缺电的环境让发电企业看到了机会。

2006年3月下旬的个周末，东北电力市场开始第二次年度竞价，也是其最后一次组织竞价。此番竞价后，平衡账户共计亏空34.36亿元。

如何疏导这一笔亏空，直接引爆了区域市场与省为实体之间的不可调和矛盾区域产生的亏空如何在三省分配，谁涨多谁涨少，是一个具体难题，因为中国的电价体系是分省核定。此时的三省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。中央层面则无人定夺。

2006年5月，东北区域电力市场暂停。同时戛然而止的还有华东区域电力市场试点工作。

华东电力市场此时尚未转入试运行。华东市场定位为全华东电网区域的口前市场，全电量上网竞价、部分电量结算。其节点电价这一模式有别于此前其他的电力市场试点。2006年4月和12月，华东分别进行了三天和七天的正式调电运行。共计10天的正式调电后，没有总结及指示，华东区域电力市场无疾而终。华东市场的精妙设计和尝试现货市场，均是迄今国内走得最远的电力市场化尝试。

两轮试验过后，在省为实体的体制之下，地方政府大胆表露了对建设跨省的区域电力市场的反对态度。

区域市场试验的中止止改革理想回落至现--没有强大的政治推动和改革勇气，对既有秩厅进行颠覆，推行新秩序几无可能。

省为实体的基本国情决定了必须充分依靠地方政府办电和管电。由于在财税体制、社会管理体制，特别是行政责任体制都是以省为实体的情况下，各省政府对本省的电力供应和需求，比任何一级政府都要更关心，省内销售电价也由省政府审批：省问送电的矛盾与此密切相关。

由于政治体制格局的现实制约，地方政府完全退出经济领导责任还需要有一个过程。

在省级政府眼中，自已才是保证供电安全的政府责任主体，区域市场不可能为省级市场缺电负责。一个区域内各省的经济、社会发展极不平衡，电价的承受能力有限，而且千差万别。

由东北三省对分摊亏室的坚定排斥可见，如果只追求粗暴地建立统一的区域发展模式和市场交易模式，就会加剧各地区电力发展的不平衡。

“在电力市场化中，决心和判断力远比技术重要”这句话成为华东电力专家总结的最核心经验。推进电力市场化改革的关键，既在电力行业内，也在电力行业以外。

区域市场折戟后，推进改革的路径选在直购电。

2007年，国家电监会在上海召开电力市场建设工作座谈会，业内称之为“上海会议”。时任国家电监会副主席史玉波对电力市场建设的总结再次激发地方政府和各级电力监管机构的市场建设热情。各个区域都从各自实际出发选择起步模式。

一年以后，金融海啸蔓延，中国经济增速明显回落经济增长乏力为电监会推广直购电提供了很好的时机。

直购电成为改革新的突破口，取代区域市场试点成为改革者的主导选择。电监会系统大部分人士的观点是，相对于厂网分开、竞价上网改革，大用户直购电改革涉及的面相对较少，操作难度相对较小，操作条件基本具备，应先行一步。

当年6月，华北电监局出台《内蒙古电网电力多边交易市场方案》，内蒙古西部电网形成多个买方和多个卖方共同参与的直购电市场。经过国家发改委多番叫停，地方多次重启，存活至今的内蒙多边交易是唯一有实质进展的市场试点。

2009年2月，工信部等联合下发了《关于开展电解铝企业直购电试点工作的通知》，确定了15家电解铝企业开展直购电试点工作。同月，国家发展改革委等联合下发了《关于清理优惠电价有关问题的通知》，在要求取消各地自行出台的优惠电价的同时，积极部署、稳妥地推进大用户直购电试点工作。4月，工信部下发了《关于工业企业参与大用户直购电试点有关问题的通知》，规定了参与大用户直购电试点工业企业的基本条件。6月，国家电监会等联合下发了《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》，在刺激经济恢复和增长的背景下，对市场准入条件、试点主要内容计量与结算等问题作了进一步的明确。11月，国家电监会下发了《电力用户与发电企业直接交易试点基本规则(试行)》。2009年10月和12月，国家电监会、国家发改委、国家能源局三部委先后联合批复了辽宁抚顺铝厂与华能伊敏发电公司、安徽铜陵有色公司与国投宣城发电公司开展直接交易试点.

文件不断印发，现实进展不尽如人--批复试点的省份少，批准参加的用户少。

2010年，获得批复实施仅为三省，分别为辽宁、安徽、福建。总的直接交易电量为729亿千瓦时，不到三省全社会用电量的千分之二。2010年下半年之后，直购电再度陷于停滞。负责此事的一位官员回忆说，实际推进过程困难重重、举步维艰。问题症结究竟在哪也没有共识。

对大用户直购的担忧主要是担心地方政府借大用户直接交易之名搞变相电价优惠，一项本应是市场化改革举措沦为鼓励高耗能企业发展的措施，影响节能减排政策的落实。定向优惠更会造成不同地区的同类型企业的不平等竞争，也会挤压中小用户的利益。

事实上，直到今日，部分地方政府依然习惯于以行政的手段解决问题，未能严格遵守市场规则，直接指定交易对象、电量和价格，搞指定交易，搞拉郎配。

发电企业则担心大用户直接交易会降低发电企业上网电价，增加发电企业生产经营压力。电网企业则担心独立输配电价缺位的情况下推厂直购电将会进一步扭曲本已复杂的电价体系，打破目前的交叉补贴格局。

在电荒盘踞多年的现实中，电力企业拥有足够的筹码，无意参与直购电。

十余年间，中央主管部门主导和推行的电力改革被业界广泛认为效果不佳，要么停滞不前，要么无疾而终。

初衷是打破省为实体的第二轮电力体制改革迟迟未能突破省为实体的强大钳制，在现行央地关系划定的范围中来回打圈，始终逃脱不了其强大的向心力，举步维艰，未能走远。