中國儲能網(wǎng)訊：在全網(wǎng)共同熱議山東實時市場出現(xiàn)連續(xù)負價的時候，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)算電費為負的情況，并站在主體角度分析了原因。山東的實時市場負電價，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電價沒考慮容量補償費用在度電上的分攤，所以是某個環(huán)節(jié)發(fā)出了“負電價信號”，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)確實在部分時段是真金白銀地“支付電費”進行發(fā)電（其實其他省份也有很多類似情況）。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？
設計正確的蒙西結(jié)算方式
與客觀存在的“負電費”
蒙西電力市場的結(jié)算公式是完全符合標準集中式市場設計和國際經(jīng)驗的結(jié)算方式。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，是締約雙方進行避險的工具，雙方并不是物理意義上買賣電的關系，只需要雙方認可按照合同價格和某一參考結(jié)算點的現(xiàn)貨價格之差進行付費即可，如果價差為負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)自身沒有申報負價，原則上該發(fā)電企業(yè)每個時段中標電量的現(xiàn)貨電費都是正值，但是價差電費是否為正不能確定，因為這取決于合同價格和參考結(jié)算點價格之間的高低關系?，F(xiàn)貨電費加價差電費確實可以是負值。
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
從圖1可以看出，該電源現(xiàn)貨電費為天藍色區(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，其他時段均為負，好在天藍色區(qū)域面積加上為正的灰色面積大于為負的灰色面積，該電源當天電費結(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2蒙西電網(wǎng)斷面及潮流方向示意圖
烏海、烏海，烏金之海。風足、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，電源建設在大烏海區(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，風電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，而風光最大同時出力約580萬千瓦，該區(qū)域電力供應明顯大于需求，需要向東送電。
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。西部的烏海到北京距離超過1000千米，而烏蘭察布到北京不到400千米。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。加之電力市場建設初期國家更重視保護用戶的權益，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。
圖3低價節(jié)點電源為高價區(qū)用戶保價形成負電費示意圖
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
圖2蒙西電網(wǎng)斷面及潮流方向示意圖
蒙西現(xiàn)貨市場牽頭建設單位也采取了應對措施，按照呼包斷面將東部（圖2綠色區(qū)域）和西部（圖2藍色區(qū)域）區(qū)分了兩個用戶參考結(jié)算點，這樣的設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，探索進一步細化參考結(jié)算點設置，同時在市場規(guī)則中設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電費是正常的市場現(xiàn)象。相信通過進一步細化和完善規(guī)則，合理引導電網(wǎng)投資建設，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，應當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)貨市場風險的作用。
“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。
其一，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，均應盡量接近負荷中心建設（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和高速公路建設一樣需要成本，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能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。
內(nèi)蒙古電力公司一直在務實地尋求解決方案，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，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)應當建設的電網(wǎng)工程，這本身也是電力現(xiàn)貨市場信號指導電網(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重復。所以，對于電源投資主體來說，同樣需要轉(zhuǎn)變思路，要主動適應市場，掌握市場分析手段，自負其責，凡事預則立，不預則廢。
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“仨瓜倆棗”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。
其三，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，不管簽哪的用戶都是一個價，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，上圖與下圖用戶電量相同，上圖用戶合同價為0.4元/千瓦時，下圖用戶合同價為0.3元/千瓦時，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，顯然更喜歡上圖用戶，然而事實卻告訴我們：由于下圖用戶價差電費要遠高于上圖用戶的價差電費，最終的結(jié)算結(jié)果是合同價低25%的下圖用戶可以為電源帶來的電費（紅色部分）高于上圖用戶。
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
盡管參考結(jié)算點約定在用戶側(cè)，但通過年度電價預測（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)一去不復返了。
