背后存在哪些制度層面的原因？付費(fèi)發(fā)電頻頻出現(xiàn)

電力市場如果經(jīng)常出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，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(fù)電價(jià)的出現(xiàn)也并非壞事，它在實(shí)時(shí)反映區(qū)域電力供需特點(diǎn)的同時(shí)，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(dāng)前，負(fù)電價(jià)持續(xù)且長時(shí)間出現(xiàn)，越發(fā)凸顯出儲(chǔ)能系統(tǒng)的重要性，釋放出加大新能源儲(chǔ)能建設(shè)的市場信號(hào)。

負(fù)電價(jià)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(tái)信息，5月1日至5月2日48小時(shí)實(shí)時(shí)現(xiàn)貨交易中，共有32個(gè)小時(shí)出現(xiàn)了負(fù)電價(jià)。值得注意的是，5月1日20時(shí)至5月2日17時(shí)，連續(xù)21小時(shí)實(shí)時(shí)現(xiàn)貨交易價(jià)格為負(fù)。其中，最低實(shí)時(shí)電價(jià)出現(xiàn)在5月2日17時(shí)，為-85元/MWh，刷新長周期現(xiàn)貨試運(yùn)行的負(fù)電價(jià)紀(jì)錄。

正如普通商品市場一樣，價(jià)格由供需決定。簡言之，負(fù)價(jià)格的產(chǎn)生是供過于求。因此，負(fù)電價(jià)并非“難得一見”。山東此前就曾出現(xiàn)過負(fù)電價(jià)：2019年12月11日13時(shí)，山東電力現(xiàn)貨日前市場出現(xiàn)了-40元/MWh的出清價(jià)格，這也是國內(nèi)首次出現(xiàn)“負(fù)電價(jià)”。2022年12月，山東發(fā)電側(cè)現(xiàn)貨價(jià)格更是多日在中午13時(shí)光伏“頂峰出力”時(shí)，出現(xiàn)1-2個(gè)小時(shí)的-80元/MWh的出清電價(jià)。同時(shí)，“負(fù)電價(jià)”現(xiàn)象在國外也十分常見，以德國為例，2017年負(fù)電價(jià)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(fù)電價(jià)。

此前國內(nèi)出現(xiàn)的負(fù)電價(jià)不是長時(shí)間連續(xù)存在，那么此次山東的負(fù)電價(jià)為何持續(xù)21小時(shí)？“山東在非采暖季節(jié)出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，最主要的原因是新能源發(fā)電量快速增長，同時(shí)‘五一’節(jié)假日期間用電負(fù)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。“五一”期間，部分工廠放假，山東電網(wǎng)的用電負(fù)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(dá)到1760萬千瓦，平均值達(dá)到1100萬千瓦，導(dǎo)致現(xiàn)貨市場需要通過實(shí)時(shí)市場的負(fù)電價(jià)來實(shí)現(xiàn)風(fēng)電消納。

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

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

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(jià)均執(zhí)行標(biāo)桿電價(jià)的時(shí)代，建設(shè)在大烏海區(qū)域享有燃料價(jià)格低的優(yōu)勢(shì)，該區(qū)域煤電裝機(jī)共計(jì)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(jì)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(shí)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(huì)引申出另外一個(gè)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(jià)既沒有時(shí)間信號(hào)，也沒有位置信號(hào)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(fèi)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(jià)格優(yōu)勢(shì)，用電企業(yè)必然會(huì)選擇原材料和產(chǎn)品運(yùn)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(shì)。電力現(xiàn)貨市場運(yùn)行后，供需情況自然就反映為現(xiàn)貨市場價(jià)格降低，大烏海區(qū)域部分時(shí)間各電廠現(xiàn)貨節(jié)點(diǎn)電價(jià)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(diǎn)均將參考結(jié)算點(diǎn)選擇在用戶側(cè)參考結(jié)算點(diǎn)(由電源承受風(fēng)險(xiǎn))，同時(shí)為了使不同地區(qū)用戶之間的價(jià)格差距不至于太大，往往不按照用戶所在節(jié)點(diǎn)電價(jià)結(jié)算，而是為全體用戶選擇了同一個(gè)參考結(jié)算點(diǎn)，這樣的做法實(shí)際上要求電源通過差價(jià)合約為用戶保價(jià)，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(shí)間內(nèi)，阻塞斷面內(nèi)的電源在承受較低現(xiàn)貨價(jià)格的同時(shí)，還要向參考結(jié)算點(diǎn)價(jià)格高于合同價(jià)的用戶支付價(jià)差電費(fèi)，極端情況下，電源現(xiàn)貨電費(fèi)(藍(lán)色面積)甚至小于價(jià)差電費(fèi)(灰色面積)，最終形成了負(fù)結(jié)算電費(fèi)(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。

付費(fèi)發(fā)電背后存在哪些制度層面的原因

“負(fù)電費(fèi)”雖然是市場反映供需的正常現(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(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)，仍沒有與電力市場時(shí)序價(jià)格和位置信號(hào)掛鉤的評(píng)價(jià)制度，如果電力規(guī)劃院、設(shè)計(jì)院在規(guī)劃過程中，都仍然使用固定電價(jià)作為收益評(píng)估的標(biāo)準(zhǔn)，而不是采用反映位置信號(hào)的時(shí)序價(jià)格作為評(píng)估依據(jù)，那么項(xiàng)目在落地后面臨類似尷尬的情況在所難免。在計(jì)劃體制下，哪里發(fā)(用)電價(jià)格都一樣，造成了很多資源錯(cuò)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(yùn)輸成本顯而易見。當(dāng)工業(yè)電氣化時(shí)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?yàn)檩旊娡ǖ澜ㄔO(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(jí)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(shí)，整體電價(jià)相對(duì)較低。通過電價(jià)信號(hào)，在低電價(jià)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(gè)地區(qū)供需平衡。當(dāng)然這個(gè)平衡不會(huì)是單一的發(fā)供絕對(duì)平衡，還要考慮一次能源運(yùn)輸成本、產(chǎn)品運(yùn)輸成本、建設(shè)成本、人力成本、環(huán)境成本等因素，是一個(gè)考慮各種因素后的綜合平衡。企業(yè)投資不是單純看價(jià)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?yàn)楝F(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(gè)經(jīng)濟(jì)半徑，而且因?yàn)楝F(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(shí)，還要尋找解決大烏海區(qū)域時(shí)段性負(fù)電費(fèi)的辦法。內(nèi)蒙古電力公司一直在務(wù)實(shí)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(dòng)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(shí)驗(yàn)，可提高動(dòng)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(jì)劃投產(chǎn)千里山—谷山梁—響沙灣輸電通道，進(jìn)一步加強(qiáng)西部網(wǎng)架建設(shè)，增強(qiáng)電網(wǎng)自西向東輸電能力。根據(jù)電力現(xiàn)貨市場節(jié)點(diǎn)價(jià)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(hào)指導(dǎo)電網(wǎng)規(guī)劃的作用體現(xiàn)。當(dāng)然，這是個(gè)動(dòng)態(tài)的過程，不斷提高的輸電能力可能會(huì)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(duì)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(dòng)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(huì)過分要求規(guī)避風(fēng)險(xiǎn)。原有的年度計(jì)劃分配，簡單轉(zhuǎn)為年度中長期交易，原有的月度計(jì)劃分配簡單轉(zhuǎn)為月度中長期交易，原有年度計(jì)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(jì)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(jià)合約，是避險(xiǎn)的財(cái)務(wù)合同，強(qiáng)行要求當(dāng)成實(shí)物合同執(zhí)行，最明顯的做法是考核差價(jià)合約電量和實(shí)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(jià)也是表現(xiàn)之一(全電量競價(jià)的現(xiàn)貨竟然是偏差電量，這是我國部分試點(diǎn)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?yàn)閴号撌赜绊懥耸袌龅牧鲃?dòng)性，甚至壓艙石本身成了風(fēng)險(xiǎn)來源。本來，一方面大烏海區(qū)域的電源可以不簽價(jià)差為負(fù)時(shí)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(jiān)決執(zhí)行了要求;另一方面為避免實(shí)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(bào)低價(jià)，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(jià)格踩踏之下焉有完卵?結(jié)局就是部分時(shí)段大烏海區(qū)域的節(jié)點(diǎn)電價(jià)越來越低，電源支付的價(jià)差電費(fèi)越來越多，更易出現(xiàn)負(fù)電費(fèi)?；痣姏r且如此，新能源由于其間歇性和預(yù)測(cè)不準(zhǔn)，情況更加糟糕，穩(wěn)價(jià)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(gè)電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)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(cè)不準(zhǔn)在電力現(xiàn)貨市場中的損失。根據(jù)對(duì)連續(xù)結(jié)算試點(diǎn)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(jià)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(shí)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(shí)未充分考慮自身節(jié)點(diǎn)和用戶側(cè)現(xiàn)貨價(jià)格的差異，不同發(fā)電企業(yè)、不同用戶一個(gè)策略，簡單粗暴，不管簽?zāi)牡挠脩舳际且粋€(gè)價(jià)，只重視合同價(jià)格的高低，不考慮價(jià)差電費(fèi)的高低，有些甚至不在合同中約定分時(shí)價(jià)格。如圖4所示，左圖與右圖用戶電量相同，左圖用戶合同價(jià)為0.4元/度，右圖用戶合同價(jià)為0.3元/度，兩個(gè)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(shí)卻告訴我們：由于右圖用戶價(jià)差電費(fèi)要遠(yuǎn)高于左圖用戶的價(jià)差電費(fèi)，最終的結(jié)算結(jié)果是合同價(jià)低25%的右圖用戶可以為電源帶來的電費(fèi)(紅色部分)高于左圖用戶。

此外，盡管參考結(jié)算點(diǎn)約定在用戶側(cè)，但通過年度電價(jià)預(yù)測(cè)(計(jì)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(diǎn)電價(jià)低、參考結(jié)算點(diǎn)電價(jià)高的情況，那么應(yīng)當(dāng)抬升差價(jià)合約的價(jià)格，把可能的負(fù)電費(fèi)算出來，在簽訂合約時(shí)一并考慮進(jìn)去。這也是未來在電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)地區(qū)，一定會(huì)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(huì)越來越少，市場主體需要在這個(gè)過程中不斷提升技能，簡單通過“以量取勝”的時(shí)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(diǎn)地區(qū)電力現(xiàn)貨市場也一直在不斷完善，這個(gè)市場中的每個(gè)參與者，都需要更加主動(dòng)地去適應(yīng)市場。歷史車輪，滾滾向前，順勢(shì)而為，如水推舟，逆勢(shì)為之，則逆水行舟。