在全網共同熱議山東實時市場出現連續負價的時候，蒙西大烏海區域的發電主體也借自媒體平台發聲，道出了大烏海區域部分火電企業在部分時間綜合結算電費為負的情況，並站在主體角度分析了原因。有市場主體發聲，無論觀點偏頗與否都是好事，人人都維護自身利益，最終結果必然是促進市場效率不斷提高。
山東的實時市場負電價，有日前成交結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，所以是某個環節發出了“負電價信號”，但最終結算並未出現“付錢”發電情況。而蒙西大烏海區域部分發電企業的情況卻不同，確實在部分時段是真金白銀地“支付電費”進行發電（其實其他省份也有很多類似情況）。付費發電不是一件讓人容易接受的事，但如果蒙西的電費結算方式沒有出問題，那麼這個現象揭示了什麼問題呢？
設計正確的蒙西結算方式與客觀存在的“負電費”
蒙西電力市場的結算公式是完全符合標準集中式市場設計和國際經驗的結算方式，這一點是具有基本電力經濟學常識的研究者共同認可的事實。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，即在現貨市場里購買全部要使用或者生產的電量，要按照現貨市場的價格進行結算，形成電力現貨電費。場外簽訂的差價合約，是締約雙方進行避險的工具，雙方並不是物理意義上買賣電的關係，只需要雙方認可按照合同價格和某一參考結算點的現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。
無論電源在現貨市場中發電多少、發沒發電，差價合約都要正常結算。如果不考慮輔助服務和容量電費，現貨市場中的結算電費和差價合約結算的價差電費就構成了發電企業的最終結算電費。只要發電企業自身沒有申報負價，原則上該發電企業每個時段中標電量的現貨電費都是正值，但是價差電費是否為正不能確定，因為取決於合同價格和參考結算點價格之間的高低關係。現貨電費加價差電費確實可以是負值。
從圖1可以看出，該電源現貨電費為天藍色區域，面積即為現貨電費數量，為正值，但是價差電費在（差價合同結算）0-11時、22時不為負，其他時段均為負，好在天藍色區域面積加上為正的灰色面積大於為負的灰色面積，該電源當天電費結算的總額仍然是正值，這是蒙西市場大部分電源電費結算的示意圖。
圖1 發用雙方處於同一節點時並約定該點作為參考點的結算示意圖
那麼大烏海區域的部分發電企業為何會發生“付錢發電”的情況呢？
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青睞之地（如圖2所示），在全區煤電上網電價均執行標杆電價的時代，建設在大烏海區域享有燃料價格低的優勢，該區域煤電裝機共計1137萬千瓦，分別屬於國家能源（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，還有風電743萬千瓦、光伏445萬千瓦，合計發電裝機2528萬千瓦。該地區用電負荷約1100萬千瓦，而風光最大同時出力約580萬千瓦，該區域電力供應明顯大於需求，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佈在該地區呢？這是由傳統的目錄電價既沒有時間信號，也沒有位置信號造成的。內蒙古自治區東西狹長，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。內蒙古地廣人稀，本地消費需求不高，大部分產品都需要外銷。如果沒有足夠的用電價格優勢，用電企業必然會選擇原材料和產品運距都較短的東部地區。
圖2 蒙西電網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，並不能夠支撐大烏海區域全部的外送需求，這就造成了蒙西電網在整體緊平衡（與全國情況相同缺乏煤電投資）的情況下東部緊張、西部寬鬆的供求形勢。
電力現貨市場運行后，供需情況自然就反映為現貨市場價格降低，大烏海區域部分時間各電廠現貨節點電價較低，這也符合市場的基本規律。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算點選擇在用戶側參考結算點（由電源承受風險），同時為了使不同地區用戶之間的價格差距不至於太大，往往不按照用戶所在節點電價結算，而是為全體用戶選擇了同一個參考結算點，這樣的做法實際上要求電源通過差價合約為用戶保價，並且犧牲了電力現貨市場優化用戶側資源的部分能力。
如圖3所示，在部分時間內，阻塞斷面內的電源在承受較低現貨價格的同時，還要向參考結算點價格高於合同價的用戶支付價差電費，極端情況下，電源現貨電費（藍色面積）甚至小於價差電費（灰色面積），最終形成了負結算電費（紅色面積），當然這種情況在大烏海區域出現的不多，更多的表現為收入降低。
圖3 低價節點電源為高價區用戶保價形成負電費示意圖
蒙西現貨市場牽頭建設單位也採取了應對措施，按照呼包斷面將東部（圖2綠色區域）和西部（圖2藍色區域）區分了兩個用戶參考結算點，這樣的設計初衷是保證大烏海區域的電源和區域內用戶簽約可以盡可能兼顧雙方利益。
但是，由於近年來包頭地區多晶硅發展迅速，拉高了整個呼包斷面以西地區的電價，造成了部分時段大烏海區域電源所在節點電價既低於東部用戶參考結算點電價，也低於西部用戶參考結算點電價，在大烏海區域部分電源沒意識到要調整合同價格（調的更高）之前，似乎蒙西之大，卻也無處可簽用戶。針對這個問題，蒙西方面正在积極組織研究，探索進一步細化參考結算點設置，同時在市場規則中設計增加合理的補償條款。
通過上述分析，可以看出大烏海區域電源部分時段的負電費是正常的市場現象。相信通過進一步細化和完善規則，合理引導電網投資建設，這種極端情況會逐漸得到改善。下一步，隨着電力市場的成熟，應當允許中長期合約締約雙方自由約定參考結算點，更好地發揮中長期合約對沖現貨市場風險的作用。
付費發電背後存在哪些制度層面的原因
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“負電費”雖然是市場反映供需的正常現象，但是在其直接原因下，我們仍然可以發現通過電力現貨市場反映出來的，制度層面需要改革的地方。
首先，電源規劃管理制度有無失誤？
截至目前，國家和電力企業的項目經濟性評價，仍沒有與電力市場時序價格和位置信號掛鈎的評價制度，如果電力規劃院、設計院在規劃過程中，都仍然使用固定電價作為收益評估的標準，而不是採用反映位置信號的時序價格作為評估依據，那麼項目在落地後面臨類似尷尬的情況在所難免。
在計劃體制下，哪裡發（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，煤電機組這類調節電源基本沒有遠程送電，均應盡量接近負荷中心建設（電力系統專業教科書也認為就近平衡最好最經濟）。傳統的能源，如石油、天然氣、煤炭等能源的運輸成本顯而易見。當工業電氣化時代到來后，更多的能源轉換為電力的形式輸送。
很多人並不理解電力輸送為什麼也需要很高成本。那是因為輸電通道建設和高速公路建設一樣需要成本，不一樣的是受電網穩定問題的限制，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，其作用幾乎呈指數級遞減。市場的基本決定因素是供需關係。當發電富裕、供大於求時，整體電價相對較低。通過電價信號，在低電價地區引導用電企業多投資、發電企業少投資，反之亦然，逐漸達到各個地區供需平衡。當然這個平衡不會是單一的發供絕對平衡，還要考慮一次能源運輸成本、產品運輸成本、建設成本、人力成本、環境成本等因素，是一個考慮各種因素后的綜合平衡。企業投資不是單純看價格高低，而是看最終效益高低。
大烏海區域內電源面臨的窘境，本質上是因為現在輸電成本高於輸煤成本，換句話講，不管是輸煤還是輸電，都有一個經濟半徑，而且因為現在有了電力市場，輸電的經濟性隨供需變化情況變化，這樣的例子在全國範圍內都不罕見，並非蒙西地區特有。
當然，抱怨漸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域時段性負電費的辦法。內蒙古電力公司一直在務實地尋求解決方案，據內蒙古電力公司分析，響布坤德斷面輸送極限主要受動態穩定因素影響，因此將於今年開展機組PSS參數優化實驗，可提高動態穩定極限，進一步釋放響布坤德斷面的輸電能力。明年還計劃投產千里山—谷山樑—響沙灣輸電通道，進一步加強西部網架建設，增強電網自西向東輸電能力。
根據電力現貨市場節點價差，發現應當建設的電網工程，這本身也是電力現貨市場信號指導電網規劃的作用體現。當然，這是個動態的過程，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覆重複。所以，對於電源投資主體來說，同樣需要轉變思路，切忌“等、靠、要”的“巨嬰心態”，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，會過分要求規避風險。原有的年度計劃分配，簡單轉為年度中長期交易，原有的月度計劃分配簡單轉為月度中長期交易，原有年度計劃分配電量佔全年的90%，現在要求年度中長期交易佔80%-90%，原有的月度計劃分配電量佔全年的10%，那麼月度中長期交易也要求佔10%左右，剩下“三瓜倆棗”去現貨交易。
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行，最明顯的做法是考核差價合約電量和實發電量之間的比例關係（超合同發電最好），當然中長期交易做全量結算，電力現貨結算差價也是表現之一（全電量競價的現貨竟然是偏差電量，這是我國部分試點地區的“發明”）。這在改革初期看似“合理”，但是隨着市場發展，其負面效應愈加顯現。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的情況下，明知不合理還是堅決執行了要求；另一方面為避免實際發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域的火電機組只好本着“死道友不死貧道”的原則，拚命報低價，希冀於自己能多發，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？結局就是部分時段大烏海區域的節點電價越來越低，電源支付的價差電費越來越多，更易出現負電費。火電況且如此，新能源由於其間歇性和預測不準，情況更加糟糕，穩價的“壓艙石”成了保收益的“絆腳石”。根據數據分析，在各個電力現貨市場試點地區，高比例中長期合同帶來的新能源收益損失，遠超過由於預測不準在電力現貨市場中的損失。根據對連續結算試點地區的分析，風電如果完全在電力現貨市場中“裸奔”（完全沒有中長期合約），反而能夠拿到近似於標杆價的收益。
第三，國有發電企業的管理制度有沒有問題？
當市場來臨的時候，部分國有發電企業的經營模式並沒有調整到位，可能存在經營決策失誤的原因。例如，中長期簽約時未充分考慮自身節點和用戶側現貨價格的差異，不同發電企業、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，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：由於右圖用戶價差電費要遠高於左圖用戶的價差電費，最終的結算結果是合同價低25%的右圖用戶可以為電源帶來的電費（紅色部分）高於左圖用戶。
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，儘管參考結算點約定在用戶側，但通過年度電價預測（計算方法和軟件已經比較成熟），如果電源發現存在自身節點電價低、參考結算點電價高的情況，那麼應當抬升差價合約的價格，把可能的負電費算出來，在簽訂合約時一併考慮進去。這也是未來在電力現貨市場試點地區，一定會出現差異化的中長期合約的原因，以往統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”的時代已經一去不復返了。
電力現貨市場也許不是完美的機制，但是至少現在還找不到更好的替代機制。我國各試點地區電力現貨市場也一直在不斷完善，這個市場中的每個參与者，都需要更加主動地去適應市場。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。