在全網(wǎng)共同熱議山東實時市場出現(xiàn)連續(xù)負(fù)價的時候，蒙西大烏海區(qū)域的發(fā)電主體也借自媒體平臺發(fā)聲，道出了大烏海區(qū)域部分火電企業(yè)在部分時間綜合結(jié)算電費為負(fù)的情況，并站在主體角度分析了原因。有市場主體發(fā)聲，無論觀點偏頗與否都是好事，人人都維護(hù)自身利益，最終結(jié)果必然是促進(jìn)市場效率不斷提高。山東的實時市場負(fù)電價，有日前成交結(jié)果和中長期合約覆蓋避險，而且被披露的實時市場的負(fù)電價沒考慮容量補償費用在度電上的分?jǐn)?，所以是某個環(huán)節(jié)發(fā)出了“負(fù)電價信號”，但最終結(jié)算并未出現(xiàn)“付錢”發(fā)電情況。而蒙西大烏海區(qū)域部分發(fā)電企業(yè)的情況卻不同，確實在部分時段是真金白銀地“支付電費”進(jìn)行發(fā)電(其實其他省份也有很多類似情況)。付費發(fā)電不是一件讓人容易接受的事，但如果蒙西的電費結(jié)算方式?jīng)]有出問題，那么這個現(xiàn)象揭示了什么問題呢?

　　設(shè)計正確的蒙西結(jié)算方式與客觀存在的“負(fù)電費”

　　蒙西電力市場的結(jié)算公式是完全符合標(biāo)準(zhǔn)集中式市場設(shè)計和國際經(jīng)驗的結(jié)算方式，這一點是具有基本電力經(jīng)濟(jì)學(xué)常識的研究者共同認(rèn)可的事實。集中式市場的基本特點就是全電量競價，通過差價合約避險，即在現(xiàn)貨市場里購買全部要使用或者生產(chǎn)的電量，要按照現(xiàn)貨市場的價格進(jìn)行結(jié)算，形成電力現(xiàn)貨電費。場外簽訂的差價合約，是締約雙方進(jìn)行避險的工具，雙方并不是物理意義上買賣電的關(guān)系，只需要雙方認(rèn)可按照合同價格和某一參考結(jié)算點的現(xiàn)貨價格之差進(jìn)行付費即可，如果價差為負(fù)則是合同的賣方向買方支付費用，如果價差為正則是合同的買方向賣方支付費用。無論電源在現(xiàn)貨市場中發(fā)電多少、發(fā)沒發(fā)電，差價合約都要正常結(jié)算。如果不考慮輔助服務(wù)和容量電費，現(xiàn)貨市場中的結(jié)算電費和差價合約結(jié)算的價差電費就構(gòu)成了發(fā)電企業(yè)的最終結(jié)算電費。只要發(fā)電企業(yè)自身沒有申報負(fù)價，原則上該發(fā)電企業(yè)每個時段中標(biāo)電量的現(xiàn)貨電費都是正值，但是價差電費是否為正不能確定，因為取決于合同價格和參考結(jié)算點價格之間的高低關(guān)系?，F(xiàn)貨電費加價差電費確實可以是負(fù)值。從圖1可以看出，該電源現(xiàn)貨電費為天藍(lán)色區(qū)域，面積即為現(xiàn)貨電費數(shù)量，為正值，但是價差電費在(差價合同結(jié)算)0-11時、22時不為負(fù)，其他時段均為負(fù)，好在天藍(lán)色區(qū)域面積加上為正的灰色面積大于為負(fù)的灰色面積，該電源當(dāng)天電費結(jié)算的總額仍然是正值，這是蒙西市場大部分電源電費結(jié)算的示意圖。那么大烏海區(qū)域的部分發(fā)電企業(yè)為何會發(fā)生“付錢發(fā)電”的情況呢?

圖1 發(fā)用雙方處于同一節(jié)點時并約定該點作為參考點的結(jié)算示意圖

　　烏海、烏海，烏金之海。風(fēng)足、光好、煤炭多，自然而然成為能源企業(yè)青睞之地(如圖2所示)，在全區(qū)煤電上網(wǎng)電價均執(zhí)行標(biāo)桿電價的時代，建設(shè)在大烏海區(qū)域享有燃料價格低的優(yōu)勢，該區(qū)域煤電裝機(jī)共計1137萬千瓦，分別屬于國家能源(268萬千瓦)、華能(229萬千瓦)、京能(206萬千瓦)、蒙能(126萬千瓦)及其他集團(tuán)(308萬千瓦)。此外，還有風(fēng)電743萬千瓦、光伏445萬千瓦，合計發(fā)電裝機(jī)2528萬千瓦。該地區(qū)用電負(fù)荷約1100萬千瓦，而風(fēng)光最大同時出力約580萬千瓦，該區(qū)域電力供應(yīng)明顯大于需求，需要向東送電。

　　這樣會引申出另外一個問題，為何蒙西的負(fù)荷沒有分布在該地區(qū)呢?這是由傳統(tǒng)的目錄電價既沒有時間信號，也沒有位置信號造成的。內(nèi)蒙古自治區(qū)東西狹長，西部的烏海到北京距離超過1000公里，而烏蘭察布到北京不到400公里。內(nèi)蒙古地廣人稀，本地消費需求不高，大部分產(chǎn)品都需要外銷。如果沒有足夠的用電價格優(yōu)勢，用電企業(yè)必然會選擇原材料和產(chǎn)品運距都較短的東部地區(qū)。

圖2 蒙西電網(wǎng)斷面及潮流方向示意圖

　　500千伏響布一、二線與500千伏坤德一、二線組成了“響布雙(送響沙灣)+坤德雙(送春坤山)”斷面，斷面輸送最大功率是260萬千瓦，并不能夠支撐大烏海區(qū)域全部的外送需求，這就造成了蒙西電網(wǎng)在整體緊平衡(與全國情況相同缺乏煤電投資)的情況下東部緊張、西部寬松的供求形勢。電力現(xiàn)貨市場運行后，供需情況自然就反映為現(xiàn)貨市場價格降低，大烏海區(qū)域部分時間各電廠現(xiàn)貨節(jié)點電價較低，這也符合市場的基本規(guī)律。加之電力市場建設(shè)初期國家更重視保護(hù)用戶的權(quán)益，因此各試點均將參考結(jié)算點選擇在用戶側(cè)參考結(jié)算點(由電源承受風(fēng)險)，同時為了使不同地區(qū)用戶之間的價格差距不至于太大，往往不按照用戶所在節(jié)點電價結(jié)算，而是為全體用戶選擇了同一個參考結(jié)算點，這樣的做法實際上要求電源通過差價合約為用戶保價，并且犧牲了電力現(xiàn)貨市場優(yōu)化用戶側(cè)資源的部分能力。如圖3所示，在部分時間內(nèi)，阻塞斷面內(nèi)的電源在承受較低現(xiàn)貨價格的同時，還要向參考結(jié)算點價格高于合同價的用戶支付價差電費，極端情況下，電源現(xiàn)貨電費(藍(lán)色面積)甚至小于價差電費(灰色面積)，最終形成了負(fù)結(jié)算電費(紅色面積)，當(dāng)然這種情況在大烏海區(qū)域出現(xiàn)的不多，更多的表現(xiàn)為收入降低。

圖3 低價節(jié)點電源為高價區(qū)用戶保價形成負(fù)電費示意圖

　　蒙西現(xiàn)貨市場牽頭建設(shè)單位也采取了應(yīng)對措施，按照呼包斷面將東部(圖2綠色區(qū)域)和西部(圖2藍(lán)色區(qū)域)區(qū)分了兩個用戶參考結(jié)算點，這樣的設(shè)計初衷是保證大烏海區(qū)域的電源和區(qū)域內(nèi)用戶簽約可以盡可能兼顧雙方利益。但是，由于近年來包頭地區(qū)多晶硅發(fā)展迅速，拉高了整個呼包斷面以西地區(qū)的電價，造成了部分時段大烏海區(qū)域電源所在節(jié)點電價既低于東部用戶參考結(jié)算點電價，也低于西部用戶參考結(jié)算點電價，在大烏海區(qū)域部分電源沒意識到要調(diào)整合同價格(調(diào)的更高)之前，似乎蒙西之大，卻也無處可簽用戶。針對這個問題，蒙西方面正在積極組織研究，探索進(jìn)一步細(xì)化參考結(jié)算點設(shè)置，同時在市場規(guī)則中設(shè)計增加合理的補償條款。

　　通過上述分析，可以看出大烏海區(qū)域電源部分時段的負(fù)電費是正常的市場現(xiàn)象。相信通過進(jìn)一步細(xì)化和完善規(guī)則，合理引導(dǎo)電網(wǎng)投資建設(shè)，這種極端情況會逐漸得到改善。下一步，隨著電力市場的成熟，應(yīng)當(dāng)允許中長期合約締約雙方自由約定參考結(jié)算點，更好地發(fā)揮中長期合約對沖現(xiàn)貨市場風(fēng)險的作用。

　　付費發(fā)電背后存在哪些制度層面的原因

　　“負(fù)電費”雖然是市場反映供需的正?，F(xiàn)象，但是在其直接原因下，我們?nèi)匀豢梢园l(fā)現(xiàn)通過電力現(xiàn)貨市場反映出來的，制度層面需要改革的地方。

　　首先，電源規(guī)劃管理制度有無失誤?

　　截至目前，國家和電力企業(yè)的項目經(jīng)濟(jì)性評價，仍沒有與電力市場時序價格和位置信號掛鉤的評價制度，如果電力規(guī)劃院、設(shè)計院在規(guī)劃過程中，都仍然使用固定電價作為收益評估的標(biāo)準(zhǔn)，而不是采用反映位置信號的時序價格作為評估依據(jù)，那么項目在落地后面臨類似尷尬的情況在所難免。在計劃體制下，哪里發(fā)(用)電價格都一樣，造成了很多資源錯配，以及不必要的負(fù)荷與電源分離。但是在電力市場化的地區(qū)，煤電機(jī)組這類調(diào)節(jié)電源基本沒有遠(yuǎn)程送電，均應(yīng)盡量接近負(fù)荷中心建設(shè)(電力系統(tǒng)專業(yè)教科書也認(rèn)為就近平衡最好最經(jīng)濟(jì))。傳統(tǒng)的能源，如石油、天然氣、煤炭等能源的運輸成本顯而易見。當(dāng)工業(yè)電氣化時代到來后，更多的能源轉(zhuǎn)換為電力的形式輸送。很多人并不理解電力輸送為什么也需要很高成本。那是因為輸電通道建設(shè)和高速公路建設(shè)一樣需要成本，不一樣的是受電網(wǎng)穩(wěn)定問題的限制，增加輸電通道不可能像增加高速公路一樣成正比地提高輸送能力。輸電通道增加到一定程度后，其作用幾乎呈指數(shù)級遞減。市場的基本決定因素是供需關(guān)系。當(dāng)發(fā)電富裕、供大于求時，整體電價相對較低。通過電價信號，在低電價地區(qū)引導(dǎo)用電企業(yè)多投資、發(fā)電企業(yè)少投資，反之亦然，逐漸達(dá)到各個地區(qū)供需平衡。當(dāng)然這個平衡不會是單一的發(fā)供絕對平衡，還要考慮一次能源運輸成本、產(chǎn)品運輸成本、建設(shè)成本、人力成本、環(huán)境成本等因素，是一個考慮各種因素后的綜合平衡。企業(yè)投資不是單純看價格高低，而是看最終效益高低。大烏海區(qū)域內(nèi)電源面臨的窘境，本質(zhì)上是因為現(xiàn)在輸電成本高于輸煤成本，換句話講，不管是輸煤還是輸電，都有一個經(jīng)濟(jì)半徑，而且因為現(xiàn)在有了電力市場，輸電的經(jīng)濟(jì)性隨供需變化情況變化，這樣的例子在全國范圍內(nèi)都不罕見，并非蒙西地區(qū)特有。

　　當(dāng)然，抱怨?jié)u進(jìn)式改革過程中立新快、破舊慢的同時，還要尋找解決大烏海區(qū)域時段性負(fù)電費的辦法。內(nèi)蒙古電力公司一直在務(wù)實地尋求解決方案，據(jù)內(nèi)蒙古電力公司分析，響布坤德斷面輸送極限主要受動態(tài)穩(wěn)定因素影響，因此將于今年開展機(jī)組PSS參數(shù)優(yōu)化實驗，可提高動態(tài)穩(wěn)定極限，進(jìn)一步釋放響布坤德斷面的輸電能力。明年還計劃投產(chǎn)千里山—谷山梁—響沙灣輸電通道，進(jìn)一步加強西部網(wǎng)架建設(shè)，增強電網(wǎng)自西向東輸電能力。根據(jù)電力現(xiàn)貨市場節(jié)點價差，發(fā)現(xiàn)應(yīng)當(dāng)建設(shè)的電網(wǎng)工程，這本身也是電力現(xiàn)貨市場信號指導(dǎo)電網(wǎng)規(guī)劃的作用體現(xiàn)。當(dāng)然，這是個動態(tài)的過程，不斷提高的輸電能力可能會帶來更多的電源投資，因此阻塞—消除阻塞的過程可能反復(fù)重復(fù)。所以，對于電源投資主體來說，同樣需要轉(zhuǎn)變思路，切忌“等、靠、要”的“巨嬰心態(tài)”，要主動適應(yīng)市場，掌握市場分析手段，自負(fù)其責(zé)，凡事預(yù)則立，不預(yù)則廢。

　　其二，現(xiàn)行的高比例中長期交易作為“壓艙石”有沒有副作用?

　　漸進(jìn)式改革難免求穩(wěn)，會過分要求規(guī)避風(fēng)險。原有的年度計劃分配，簡單轉(zhuǎn)為年度中長期交易，原有的月度計劃分配簡單轉(zhuǎn)為月度中長期交易，原有年度計劃分配電量占全年的90%，現(xiàn)在要求年度中長期交易占80%-90%，原有的月度計劃分配電量占全年的10%，那么月度中長期交易也要求占10%左右，剩下“三瓜倆棗”去現(xiàn)貨交易。明明中長期交易是差價合約，是避險的財務(wù)合同，強行要求當(dāng)成實物合同執(zhí)行，最明顯的做法是考核差價合約電量和實發(fā)電量之間的比例關(guān)系(超合同發(fā)電最好)，當(dāng)然中長期交易做全量結(jié)算，電力現(xiàn)貨結(jié)算差價也是表現(xiàn)之一(全電量競價的現(xiàn)貨竟然是偏差電量，這是我國部分試點地區(qū)的“發(fā)明”)。這在改革初期看似“合理”，但是隨著市場發(fā)展，其負(fù)面效應(yīng)愈加顯現(xiàn)。因為壓艙石太重影響了市場的流動性，甚至壓艙石本身成了風(fēng)險來源。本來，一方面大烏海區(qū)域的電源可以不簽價差為負(fù)時段的中長期合同，但是這是違反了“長簽、多簽”國家要求的行為，根本行不通，尤其是在電源多為國有企業(yè)的情況下，明知不合理還是堅決執(zhí)行了要求;另一方面為避免實際發(fā)電量偏離多簽的中長期合同電量太遠(yuǎn)，在過剩的情況下大烏海區(qū)域的火電機(jī)組只好本著“死道友不死貧道”的原則，拼命報低價，希冀于自己能多發(fā)，讓別人接受偏離中長期合同電量的考核。價格踩踏之下焉有完卵?結(jié)局就是部分時段大烏海區(qū)域的節(jié)點電價越來越低，電源支付的價差電費越來越多，更易出現(xiàn)負(fù)電費?；痣姏r且如此，新能源由于其間歇性和預(yù)測不準(zhǔn)，情況更加糟糕，穩(wěn)價的“壓艙石”成了保收益的“絆腳石”。根據(jù)數(shù)據(jù)分析，在各個電力現(xiàn)貨市場試點地區(qū)，高比例中長期合同帶來的新能源收益損失，遠(yuǎn)超過由于預(yù)測不準(zhǔn)在電力現(xiàn)貨市場中的損失。根據(jù)對連續(xù)結(jié)算試點地區(qū)的分析，風(fēng)電如果完全在電力現(xiàn)貨市場中“裸奔”(完全沒有中長期合約)，反而能夠拿到近似于標(biāo)桿價的收益。

　　第三，國有發(fā)電企業(yè)的管理制度有沒有問題?

　　當(dāng)市場來臨的時候，部分國有發(fā)電企業(yè)的經(jīng)營模式并沒有調(diào)整到位，可能存在經(jīng)營決策失誤的原因。例如，中長期簽約時未充分考慮自身節(jié)點和用戶側(cè)現(xiàn)貨價格的差異，不同發(fā)電企業(yè)、不同用戶一個策略，簡單粗暴，不管簽?zāi)牡挠脩舳际且粋€價，只重視合同價格的高低，不考慮價差電費的高低，有些甚至不在合同中約定分時價格。如圖4所示，左圖與右圖用戶電量相同，左圖用戶合同價為0.4元/度，右圖用戶合同價為0.3元/度，兩個用戶用電曲線形狀不同，其他均相同。從大烏海區(qū)域部分電源的選擇來看，顯然更喜歡左圖用戶，然而事實卻告訴我們：由于右圖用戶價差電費要遠(yuǎn)高于左圖用戶的價差電費，最終的結(jié)算結(jié)果是合同價低25%的右圖用戶可以為電源帶來的電費(紅色部分)高于左圖用戶。

圖4 高合同價差曲線用戶收益與低合同價差曲線用戶收益對比

　　此外，盡管參考結(jié)算點約定在用戶側(cè)，但通過年度電價預(yù)測(計算方法和軟件已經(jīng)比較成熟)，如果電源發(fā)現(xiàn)存在自身節(jié)點電價低、參考結(jié)算點電價高的情況，那么應(yīng)當(dāng)抬升差價合約的價格，把可能的負(fù)電費算出來，在簽訂合約時一并考慮進(jìn)去。這也是未來在電力現(xiàn)貨市場試點地區(qū)，一定會出現(xiàn)差異化的中長期合約的原因，以往統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)的合約會越來越少，市場主體需要在這個過程中不斷提升技能，簡單通過“以量取勝”的時代已經(jīng)一去不復(fù)返了。

　　電力現(xiàn)貨市場也許不是完美的機(jī)制，但是至少現(xiàn)在還找不到更好的替代機(jī)制。我國各試點地區(qū)電力現(xiàn)貨市場也一直在不斷完善，這個市場中的每個參與者，都需要更加主動地去適應(yīng)市場。歷史車輪，滾滾向前，順勢而為，如水推舟，逆勢為之，則逆水行舟。