背后存在哪些制度層面的原因？付費發(fā)電頻頻出現(xiàn)

電力市場如果經(jīng)常出現(xiàn)負電價，這意味著電力行業(yè)可持續(xù)發(fā)展正面臨著新挑戰(zhàn)：在能源快速轉(zhuǎn)型期，如何協(xié)調(diào)好市場化改革與低碳綠色轉(zhuǎn)型的關(guān)系，加快構(gòu)建符合高質(zhì)量發(fā)展的新型能源體系，將是電力行業(yè)發(fā)展不可回避的新課題。

從某種意義上看，負電價的出現(xiàn)也并非壞事，它在實時反映區(qū)域電力供需特點的同時，也更加充分地體現(xiàn)了電力的商品屬性，有利于引導(dǎo)市場資源的更優(yōu)配置。當前，負電價持續(xù)且長時間出現(xiàn)，越發(fā)凸顯出儲能系統(tǒng)的重要性，釋放出加大新能源儲能建設(shè)的市場信號。

負電價頻頻“現(xiàn)身”山東電力現(xiàn)貨市場

據(jù)山東省電力交易平臺信息，5月1日至5月2日48小時實時現(xiàn)貨交易中，共有32個小時出現(xiàn)了負電價。值得注意的是，5月1日20時至5月2日17時，連續(xù)21小時實時現(xiàn)貨交易價格為負。其中，最低實時電價出現(xiàn)在5月2日17時，為-85元/MWh，刷新長周期現(xiàn)貨試運行的負電價紀錄。

正如普通商品市場一樣，價格由供需決定。簡言之，負價格的產(chǎn)生是供過于求。因此，負電價并非“難得一見”。山東此前就曾出現(xiàn)過負電價：2019年12月11日13時，山東電力現(xiàn)貨日前市場出現(xiàn)了-40元/MWh的出清價格，這也是國內(nèi)首次出現(xiàn)“負電價”。2022年12月，山東發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價格更是多日在中午13時光伏“頂峰出力”時，出現(xiàn)1-2個小時的-80元/MWh的出清電價。同時，“負電價”現(xiàn)象在國外也十分常見，以德國為例，2017年負電價的情況就超過了100次。除歐洲外，澳大利亞、美國等也均出現(xiàn)過負電價。

此前國內(nèi)出現(xiàn)的負電價不是長時間連續(xù)存在，那么此次山東的負電價為何持續(xù)21小時？“山東在非采暖季節(jié)出現(xiàn)負電價，最主要的原因是新能源發(fā)電量快速增長，同時‘五一’節(jié)假日期間用電負荷驟降，供需倒掛所導(dǎo)致?！焙贾輸?shù)元電力科技有限公司董事長俞慶指出?！拔逡弧逼陂g，部分工廠放假，山東電網(wǎng)的用電負荷出現(xiàn)超過15%的下滑，恰逢5月屬于北方的大風(fēng)月份，“五一”期間最高風(fēng)電出力達到1760萬千瓦，平均值達到1100萬千瓦，導(dǎo)致現(xiàn)貨市場需要通過實時市場的負電價來實現(xiàn)風(fēng)電消納。

“在長周期運行的電力現(xiàn)貨市場試點中，供過于求時，價格就會下探‘地板價’。而山東出現(xiàn)負電價，是由于其市場規(guī)則設(shè)置允許出現(xiàn)負電價。”電力行業(yè)資深人士趙克斌指出。

設(shè)計正確的蒙西結(jié)算方式與客觀存在的“負電費”

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(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2528萬千瓦。該地區(qū)用電負荷約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)。

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(藍色面積)甚至小于價差電費(灰色面積)，最終形成了負結(jié)算電費(紅色面積)，當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。

付費發(fā)電背后存在哪些制度層面的原因

“負電費”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準，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，以及不必要的負荷與電源分離。但是在電力市場化的地區(qū)，煤電機組這類調(diào)節(jié)電源基本沒有遠程送電，均應(yīng)盡量接近負荷中心建設(shè)(電力系統(tǒng)專業(yè)教科書也認為就近平衡最好最經(jīng)濟)。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，逐漸達到各個地區(qū)供需平衡。當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)濟半徑，而且因為現(xiàn)在有了電力市場，輸電的經(jīng)濟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。

當然，抱怨?jié)u進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組PSS參數(shù)優(yōu)化實驗，可提高動態(tài)穩(wěn)定極限，進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，自負其責，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，在過剩的情況下大烏海區(qū)域的火電機組只好本著“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)負電費?；痣姏r且如此，新能源由于其間歇性和預(yù)測不準，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，遠超過由于預(yù)測不準在電力現(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。

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)當抬升差價合約的價格，把可能的負電費算出來，在簽訂合約時一并考慮進去。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)一標準的合約會越來越少，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制，但是至少現(xiàn)在還找不到更好的替代機制。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。