中国电价垄断第一案浮出水面

　　历时568天的中国电力价格垄断第一案尽数浮出水面。该案身后暴露的，正是新一轮电力体制改革中无法回避的硬伤。

　　“价格雷同不叫联盟，那什么是联盟？数家发电企业每次交易都是一个价格，还不叫联盟吗？”9月22日，山西9月份月度电力直接交易结果新鲜出炉，面对新一轮竞价结果，惨遭流标的李浩（化名）气愤不已。

　　李浩是山西一家民营企业的负责人，自去年转投售电市场，本以为可以赚得盆满钵满，却没想到接连遭遇滑铁卢。

　　“这个月又赔了200万，山西电力市场太不规范了！”李浩坦言，“我选择流标是无奈之举，是一种反抗。流标赔给用户，总比赔给交易中心好。”

　　接连遭遇竞价失败后，李浩的心中充满疑问：第一二批用户参加月度交易，第三批用户却被分在供热专场，为何区别对待？参与月度竞争的发电企业接连出现报价雷同，还构不成联盟？

　　与此同时，《能源》记者获悉：山西一家第三方售电公司已向相关监管部门提出申诉，称“电厂统一报价305元/兆瓦时，电厂侧售电公司统一报价322.2元/兆瓦时。抱团操作价格将直接导致所有购电方无法正常按照市场化进行交易策略研究报价。”

　　而不久之前，国家发展改革委刚刚指导山西省发展改革委对山西省电力行业协会组织23家火电企业达成并实施直供电价格垄断协议一案作出处理决定，并依法处罚7338万元。

　　这是《中华人民共和国反垄断法》公布10年、实施9年来，第一次对大型电力企业开出罚单。

　　然而，垄断案余温未散，被处罚的企业和电厂中的一些企业却再次出现在此次被申诉的统一报价企业名单中，不禁让人咋舌。

　　7338万元的垄断处罚缘何而来？作为大用户直供电交易的试点省份，山西缘何被推上“风口浪尖”？

　　电价垄断第一案

　　从2016年1月14日下午三点太原市西山酒店三楼会议室那场热闹的“大用户直供座谈会”开始，到8月3日案件尘埃落定，历时568天的中国电力价格垄断第一案尽数浮出水面。

　　“过程曲折，历尽艰难。”具有8年多反垄断办案经验的国家发展改革委价监局反垄断二处处长徐新宇用三个“没想到”回顾了这场印象深刻的交锋：“没想到我们的国有企业和行业协会的竞争法律意识如此淡薄，没想到案件推进这般艰难，没想到大用户直供电改革颇为不易。”

　　2016年1月24日，山西省电力行业协会组织部分火电企业组织召开了火电企业大用户直供座谈会。

　　会上，9家电力集团、15家独立发电厂签字通过《山西省火电企业防止恶意竞争保障行业健康可持续发展公约》。

　　《公约》第五条规定：“根据市场情况，各大发电集团及发电企业，按照成本加微利的原则，测算大用户直供最低交易报价，省电力行协加权平均后公布执行”，约定了2016年第二批直供电交易报价较上网标杆电价降幅不高于0.02元/千瓦时。

　　然而，正是这一纸公约成为了国家发改委价监局处罚的直接依据。

　　“整个案件产生的根源在于山西省把本来应该统一组织的电力直接交易进行了切分，造成了市场分割的格局，在结果上让电解铝企业在电力交易中享受了极端低廉的电价。而发电企业在第一批直接交易中由于降价幅度过大，出于成本考虑，在第二批交易中不再愿意对用户降得更多。”浙江财经大学中国政府监管研究院能源监管研究部徐骏分析。

　　在其看来，问题的根源出在山西省电力直接交易的组织安排上，而且这种安排直接违反了《国务院关于在市场体系建设中建立公平竞争审查制度的意见》（国发[2016]34号），在电力直接交易中没有创造一个公平竞争环境，让所有符合条件的用户与发电企业在同一批直接交易中达成交易，是对电解铝企业明显存在着利益倾斜。

　　“建议有关部门应对各地的电力直接交易开展公平竞争审查。”徐骏说。

　　那么，企业经营不景气能否成为申辩理由？在国务院反垄断委员会专家咨询组成员、对外经济贸易大学竞争法中心主任黄勇看来，经营者如主张不适用《反垄断法》，应依据《反垄断法》第十五条的规定，承担举证责任，证明其协议或通过共谋而实施的协同行为不会严重限制相关市场的竞争，并且能够使消费者分享由此产生的利益。

　　“该案属于横向垄断，申辩理由无法改变违法事实。”黄勇说。

　　自2008年8月1日《反垄断法》生效以来，发改委系统、工商系统反垄断执法机构都曾查处过国企。其中，石化、水务等自然垄断行业内国企涉案也不少见。而在电力领域，该案却是第一例。

　　对此，国家发改委价监局副局长张光远表示，这一案件的裁决很好地向市场中的广大经营者传递出市场主体应当遵循市场竞争基本规则的信息，反垄断没有法外之地，无论是谁，违反了《反垄断法》，妨碍限制了公平竞争，都将受到处罚。

　　事实上，大用户直供电是电力市场化公认的一个方向，这一概念并非新鲜事物。

　　所谓电力直接交易，是指符合准入条件的电力用户与发电企业按照自愿参与、自主协商的原则直接进行的购售电交易，电网企业则按规定提供输配电服务。由于电力直接交易主要是针对大用户而言，因此大部分时候也被表述为“大用户直供电”。

　　然而，经过十几年的探索与博弈，这项工作的推进一直步履蹒跚，效果也不尽如人意，甚至曾因高耗能企业盲目发展而被叫停。

　　早在2002年上一轮电改启动时，电改方案就提出开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，试图改变电网企业独家购买电力的格局。显然，通过直供电模式，可以形成多卖家多买家的局面，有利于资源优化配置和市场竞争。

　　但直到2013年，国务院批转发改委《关于2013年深化经济体制改革重点工作意见的通知》指出，推进大用户直购电和售电侧电力体制改革试点，才又将其重新启动。从2014年上半年开始，包括山西在内的安徽、江苏、江西、山东等10多个省重启“直供电”试点。

　　记者从山西省经信委了解到，2017年全省电力直接交易规模为500亿千瓦时，约占全省工业用电量36%，占全社会用电量30%。

　　在能源革命不断推进的大背景下，煤炭大省山西希冀通过大用户直供电交易进行华丽变身，道阻且长。

　　电力企业的“委屈”

　　此次直供电问题显现，在山西也非个例。

　　作为全国首个启动电力用户与发电企业直接交易即大用户直供电交易的省份，早在2014年4月第二批直接交易过程中，山西省便出现个别市场主体违规交易的情况。

　　这两起违规交易分别是：2014年4月14日下午，太钢不锈钢股份有限公司重复提交了分别与山西鲁能河曲发电有限公司10亿千瓦时和与同华电厂、瑞光热电、云冈热电、塔山电厂、大唐热电5户发电企业签订的10亿千瓦时的交易意向单；临汾市襄汾县星源钢铁有限公司与国电榆次热电签订了3.9亿千瓦时交易意向后，在未充分与国电榆次热电沟通一致并取消交易的情况下，又与昱光电厂重复签订3.62亿千瓦时交易意向，导致两家电厂均提交了意向单。

　　可见，在当前发电企业效益整体颓势的背景下，发电企业有着自己的考量。

　　一位在漳泽电厂工作多年的工作人员给出了解释：相较以往，参加大用户直供电的发电企业输出的电力包括两部分：由电力公司根据电网情况、电力需求情况给发电企业下达的产量指标，价格也是统一规定的，不能讨价还价，暂且称其为“计划电”；而电网公司下达的发电指标都低于发电企业的实际产能，这样发电企业与用电企业之间就有了直接交易的产能空间，交易成功的部分称其为“市场电”。

　　“以前，电力公司是从发电企业买电，上网之后卖给用电企业，现在电力公司充当的是一个中间输送载体。”山西省经信委电力处工作人员介绍，山西作为电力能源大省，实施大用户直供电，能为用电企业有效减负，也间接帮助了发电企业。

　　近年来，煤炭价格不断下跌，发电成本大幅降低，发电企业想发更多的电，实现更多利润。而“计划电”的数量相对固定，不容易增加；入围直供电的发电企业积极开拓“市场电”这部分，用直接市场交易方式开拓剩余产能。

　　直接交易的价格就是以发电成本为基准，适度让利于用电企业，自己获得相应的利润。简言之，发电企业通过让利于用电企业拓展了市场，提高了设备负荷率，增加了边际利润。统计资料显示，参加交易的发电企业机组利用小时平均每年可增加700小时。

　　值得注意的是，也并非所有发电企业和用电企业都可以进行直接交易，山西对入围大用户直供电的发电企业和用电企业有“硬杠杠”，如发电企业需符合单机容量30万千瓦、污染物达标排放等条件。

　　“网上购电，每度电在0.48元左右，通过大用户直供从发电企业直接买电只需0.29元上下，一度电可节省1毛9。”山西华圣铝业有限公司一位不愿具名的行业人士向记者算了一笔账，“别小看这1毛9分钱，以一年用电30多亿度计算，这意味着通过大用户直供电，用电总成本降低了6亿元。”

　　地处秦晋豫黄河金三角中心、山西省永济市境内北麓的华圣铝业，是中国铝业股份有限公司与山西关铝股份有限公司合资组建的大型电解铝企业，隶属高载能行业，电力成本占其生产成本的四成左右。因此，用电成本的高低几乎决定了企业的盈亏，甚至存亡。

　　大用户直供电交易模式让有成本优势、管理优势的电厂获取更多利润，实现了一定程度的优胜劣汰。但也应看到，目前大用户直供电的交易模式还是以计划为主、市场为辅的电力购销体制，未形成市场主导、市场主体充分参与的价格形成机制，离电力购销机制的真正市场化仍有一段距离。

　　记者从山西省经信委提供的材料中获悉，山西北部电厂有动力煤优势，让利空间大，参加直接交易优势明显，但用电大户集中在中南部地区，北电南送存在瓶颈，北部电厂无法大量对南部用户进行直供；部分电力用户把电力直接交易片面理解成电价优惠政策，不能理性预测产品市场和电量需求，造成部分合同违约。

　　“电力行业企业贡献大，且处于改革当中，需要容错机制。”一位山西地区发电企业的负责人受访时坦言。

　　“在经历了2015年的大用户直供大幅降价之后，行业协会曾口头劝阻发电企业不要恶意竞争，但收效甚微。”山西省电力行业协会一位不愿具名的工作人员对记者说，“到了2016年初，为了遏制恶意竞争，行协便与发电企业共同制定下《公约》。这在全国其他地方很普遍，俗称潜规则，但山西却被作为典型处理了，我们觉得很委屈。”

　　据悉，对行协和发电企业最早的通报批评来自山西省能源监管办。但直到2017年2月，山西省价格检查与反垄断局才首次转达国家发改委价格监督检查与反垄断局对行协及相关发电企业的处罚意见。

　　“造成这一问题的主要原因，是新、旧政策的交织存在。”三友集团董事长、党委书记么志义建议，“深化直供电交易价格改革是降低企业成本的重要举措，建议由国家发改委等相关部门进行充分调研分析，对历史遗留性、政府性干预价格部分予以剔除，优化购电价格体系”。

　　电改前行中试错

　　“价格给高了，影响自身利润；价格给低了，交易不成，浪费了机会。”供职山西一家大用户直供电试点用电企业单位的王强（化名）最近异常忙碌。

　　找市场、找客户，研究入围发电企业资料、比对价格，进行反复筛选后，王强初步确定了报价底线和范围。

　　“研究煤炭价格、发电成本等各种因素，摸清底牌，充分、准确用好这一新交易模式，用合理的价格买到足量的电力，给公司创造更多的利润。”王强说。

　　据其坦言，以大用户直供电交易电量1亿度电为例，每度电比上网电价便宜近5分钱，全年下来能节约500万左右的成本。在当前钢铁、电力行业形势严峻的当下，确实是笔不小的利润。

　　来自国家能源局山西监管办公室的统计，2015年十家火电企业亏损，亏损面达到20%，2016年55家省调火电企业中，33家亏损，亏损面达到60%。亏损的背后，是2016年发电平均成本为0.292元/千瓦时，而第一批直供电平均成交价格却只有0.133元/千瓦时。

　　“发电企业拥有电力的生产能力，如果能够直接对接大用户，则可以实现产销一体化，实现利润最大化，因此，渴望之情不言而喻。”一位电力从业者分析，“与此同时，大用户同样拥有对直供电的渴望。电力在生产成本中占有很大比重，通过大用户直供电这种方式，用上便宜电、降低生产成本是则他们的初衷。”

　　电力体制改革的核心是电价的市场化，改革要聚焦还原电力商品属性。但从目前来看，大用户购电交易价格尚未完全充分体现市场化原则。

　　“直供电交易，是促进电网业务和购售电业务分离的市场化改革的重要推动力，也会倒逼输配电价的改革。”中国电力企业联合会一位不愿具名的专家分析，“也应看到，大用户直供电试点工作推进缓慢的根源在于利益。”

　　对电厂来说，给大客户供电是希望把价格定得高一些，但实际上直接交易的价格往往比上网电价还要低，但由于这部分电量是在基数之外，电厂可多发电赚些利润。

　　对大用户而言，他们对直供电的积极性交稿，因为一旦拿到便宜的电价，经营成本就可以降下来。

　　事实上，推进大用户与发电企业直接交易，建立并不断完善真正意义上的交易市场，让电力资源在市场上通过自由竞争和自由交换来实现优化配置，作为电力体制改革的突破口，已成为当前行业的共识。

　　“大工业用户参与直接交易，不失为当前输配分开的有效实践。大工业用户所消耗电量占全社会用电量的60%以上，对这部分用户通过110千伏及以上电压等级供电，在现有电网体制下一般是由地市级供电公司来实现的，这种事实上不通过县（区）供电公司直达用户的供电方式，可以认为只有发电、输电、用户三个环节，从体制上来说，避开了配电环节。在现阶段电价体系尚未科学合理地厘清输电价格与配电价格，供电体制尚未实现输配分开的前提下，对大用户的这种供电在方式上形成了事实上的输配分开，也为电力改革输配分开打开了一扇窗户。”上述专家分析。

　　“要实施对所有大工业用户直接交易，关键是必须组建市场运营机构，搭建交易平台。以中立的身份负责电力市场运作，包括交易组织与交易计划制定、计量与结算、市场信息发布与管理等。”

　　对此，华北电力大学经济与管理学院教授袁家海接受记者采访时也表示，在电力市场化改革中，直供电交易是推进市场化机制建立的一个重要方面。

　　由于电力市场化改革开始的时间还不是太长，企业容易形成类似的价格同盟，这是典型的违反《反垄断法》的行为，不利于之后整体电力市场化改革的推动。发改委此次对于山西发电企业的处罚能够起到震慑作用，规范市场竞争秩序，这对全国电力市场化改革意义明显。

　　“新一轮电力体制改革允许‘试错’，但企业也要为之付出代价。”袁家海说。（余娜）