（来源：能源新媒 作者：武魏楠）
“目前中国的平均电价，始终在全球保持较低的水平。”
6月27日，国家电网董事长辛保安在世界经济论坛2023年新领军者年会“通力合作，促进能源转型”分论坛上掷地有声地说道。
也许有很多在2021年之后涨电价（因为发改委下发1439号文，取消目录销售电价）的用户并不会赞同辛董事长的话。但很多享受着优惠电价的高耗能企业，也一定会深以为然。
包头就是这样一个城市。依靠优惠电价，包头聚集了一大批高耗能晶硅、电池片企业。
5月23日，SNEC大会开幕式上，被誉为“太阳能之父”的马丁·格林教授把“世界绿色硅都”的名牌颁给包头市委副书记、市长张锐。内蒙古自治区党委常委、包头市委书记丁绣峰致辞并推介“世界绿色硅都”。
然而就在风头一时无两的1个月之后，包头又陷入了“限电”风波之中。6月底，包头光伏企业传出“限电”消息。《能源》杂志获悉，包头确实存在规模不大的限电现象，暂时还未对企业生产经营产生较大影响。但包头电力供需持续紧张，很可能会发生更大规模限电。
短暂的限电问题只是“冰山一角”，包头聚集的高耗能企业正在逐渐对推进中的蒙西电力市场建设产生影响。
这也诱发出了一个更严肃的问题：电价高低，到底应该谁说了算？
高耗能聚集，电力告急
2016年，阿特斯的多晶铸锭车间落户包头，打开了包头的光伏大门。
2017年，内蒙古的一纸政策，让包头的光伏产业彻底起飞。当年，为深入推进供给侧结构性改革、切实降低企业用电成本，自治区对蒙西地区进入《战略性新兴产业重点产品和服务指导目录（2016版）》的稀土新材料、硅材料、石墨新材料、纳米新材料等企业用电出台战略性新兴产业优惠电价政策。
列入内蒙古战略性新兴产业名录的企业，其用电量的近65%通过新能源竞价交易（电价为0.0557元/千瓦时）完成，剩余的35%用电量按0.3112元/千瓦时与火电交易，均价为0.26元/千瓦时。
我们可以与同样是聚集了大量高耗能企业的云南进行对比。2017年，云南省为解决电解铝行业的电力成本问题，抛出优惠电价。其中核心政策是，给予新增电解铝产业0.25元/度的优惠电价。
据媒体报道，包头市所有已经投产的光伏制造企业均已获得内蒙古自治区战略新兴产业电价的优惠。多晶硅、单晶拉棒企业的优惠电价大约为0.33元/度，组件、电池片等下游环节约为0.29元/度。
在巨大的电价优惠刺激下，大量光伏企业开始在包头聚集。通威、大全、协鑫、新特、晶澳、阿特斯、东方日升、上机数控、美科、双良、豪安、沐邦、中清光伏……包头的光伏企业名单几乎就是中国光伏的半壁江山。
2022年，包头市规模以上工业增加值增长19.6%，其中，光伏制造业和稀土产业分别增长114.6%、77.4%，合计拉动规上工业增长16.1个百分点。包头也成为全国首个光伏产业产值超千亿元的城市。
光伏产值的急剧膨胀也让包头的用电量不断攀升。2022年，包头全社会用电量累计832.67亿千瓦时，同比增长11.19%；其中工业用电量783.03亿千瓦时，同比增长11.81%。
除了用电量增长，包头地区高耗能企业的快速聚集，也对电网结构提出了更高要求。根据包头市政府数据，全市并网装机容量1721.12万千瓦。其中，火电装机1068.42万千瓦，新能源装机652.71万千瓦。
尽管看起来装机容量并不小，但包头市的负荷在包头西部区域高度集中。从《能源》杂志获得的信息来看，该区最大供电能力超过600万（其中电源400万千瓦），而最大用电需求缺口为30万千瓦左右，实际上已经存在电力“硬缺口”。这表明，包头的高耗能产业发展，已经远超电力发展的实际情况。
“在没有风吹草动的情况下，缺乏供给余量是很不安全的。一旦出现检修和降出力的情况，电力短缺会更明显，问题会更严重。”有接近蒙西电网的人士说，“包头的负荷增长与电网建设水平是不匹配的。过多的负荷超过了电网承载能力，形成了巨大的阻塞。高耗能实际上短期内不适合在包头继续新增投产。”
然而限电只是包头快速聚集多晶硅企业造成的连锁反应的第一环。马克思主义政治经济学告诉我们，价格受供求关系影响围绕价值上下波动。电力硬缺口的出现，意味着电价应该出现上涨。而事实却与之相反。
在蒙西电力市场化改革如火如荼的当下，包头高耗能聚集正在对整个市场产生巨大的影响。
被拉高的价格
包头所在的蒙西电力市场属于集中式市场设计，其特点是全电量竞价，通过差价合约避险。买卖双方按照合同价格和某一参考结算点的现货价格之差进行付费即可，如果价差为负则是合同的卖方向买方支付费用，如果价差为正则是合同的买方向卖方支付费用。
一般来说，一个区域市场里只需要有一个用户侧结算点。但蒙西电网所包含的区域里，不同地区的电源结构和负荷水平都有着较大差异。因此蒙西充分考虑了区域内的电网结构及用户分布情况，以呼包断面为分界线，将用户侧分为东西两个大的区域，实施差异化区域结算参考点。
包头所在的结算点区域包含了阿拉善、巴彦淖尔、鄂尔多斯、乌海等地。
但即便是在一个结算点区域之内，不同城市的发电装机容量和用电负荷水平也有着巨大的差异。从实际情况来看，与包头同在一个结算点区域内的乌海煤炭资源丰富，煤电装机共计1137万千瓦，还有风电743万千瓦、光伏445万千瓦，合计发电装机2528万千瓦。该地区用电负荷约1100万千瓦，而风光最大同时出力约580万千瓦，电力供应明显大于需求，需要向东送电。
我们可以假定这样一种情况：乌海的电厂与包头的高耗能企业签订了0.4元/千瓦时的中长期合约，其中分解到某一天的合约电量为10万千瓦时。
这天在现货市场中，乌海电厂所在的乌海节点由于发电机组多、用电负荷少，导致节点电价偏低，大约只有0.2元/千瓦时。而且由于包头地区负荷快速增长，超过了当地电网承受能力，乌海至包头出现阻塞断面。再加上风光大发，火电让出发电空间，因此乌海的电厂实际发电量可能只有5万千瓦。
包头节点的情况又不一样，由于供小于求，当地节点电价更高。所以整个结算点区域内（包括乌海和包头）的加权平均节点电价就被拉高了。乌海区域的平均节点电价为0.2元/千瓦、包头区域平均节点电价为0.8元时，包头和大乌海全部用户侧虚拟结算参考点（也即用户现货均价）价格为0.6元/千瓦时。
为保护用户侧利益，我国的中长期合同结算均选择用户侧作为参考结算点（让发电为用户保价），现货电量用户按用户侧参考结算点价格结算，发电按所在节点计算。那么在我们假定的条件下，乌海地区的电厂收入是多少呢？那么在我们假定的条件下，乌海地区的电厂收入是多少呢？
0.2*50000+（0.4-0.6）*100000
=10000-20000
=-10000
是的，你没有看错，在我们假定的条件下，乌海的电厂发电甚至是亏损的。当然，这种情况并不总是出现的，但实际上已经发生了。
5月，就在全网热议山东负电价的时候，乌海地区发电企业就通过部分自媒体发声，指出大乌海区域部分火电企业在部分时间综合结算电费为负的情况。
相比于现货市场的负电价，结算电价为负对于发电企业的影响无疑更大、更致命。即便结算负电价并不是常规现象，但在结算点区域内“节点电价差异较大、电网阻塞长期存在”的大背景下，以乌海为代表的“电源富集、负荷偏少”区域显然比较吃亏。
对用户来说，这也让人头痛。乌海与包头的发电侧现货节点电价差距那么大（0.2元/千瓦时与0.8元/千瓦时），但最后却要按照平均价（0.6元/千瓦时）结算。低价区用户因为“被平均”所以多掏了一笔钱。
更糟糕的是，包头地区的高耗能企业还在持续获得电价方面的优惠。这意味着电厂的中长期合约价格比我们假定的0.4元/千瓦时还要低。套入上述电费结算公式，这无疑也意味着发电侧的盈亏压力更大了。
用电量暴涨、电价偏低的包头，无疑是形成当前问题的重要因素之一。那么为何明明该是市场信号下高电价的地区，会出现低电价高负荷聚集的情况呢？
电价高低的决定权
2022年9月1日，内蒙古自治区发展改革委发布了《关于取消我区优惠电价政策的通知》，明确取消蒙西电网战略性新兴产业优惠电价政策、蒙东电网大工业用电倒阶梯输配电价政策，通知自发布之日起执行。
优惠电价真的全部取消了么？
包头电视台2022年12月16日（上述取消优惠电价政策执行之后）报道，“包头市所有已经投产的光伏制造企业均已获得内蒙古自治区战略新兴产业电价的优惠。多晶硅、单晶拉棒企业的优惠电价大约为0.33元/度，组件、电池片等下游环节约为0.29元/度，为全国最低的电价之一。”
市场化条件下，包头如何做到低电价承诺？
一分部优惠来自于自治区政策。《内蒙古日报》在2022年11月1日报道，自治区工信厅公示11月份参与全区战略性新兴产业电力交易企业名单，包头市7户企业入列。截至当时，包头市72户企业享受战略性新兴产业优惠电价。参与全区战略性新兴产业电力交易后，企业每度电价降低0.13—0.18元，将大幅减少企业用电成本。
新能源材料企业金力永磁在回答投资提问时，也提到电价问题，佐证了“每度电价降低0.13~0.18元”的说法。
根据内蒙古工信厅2022年10月11日（也是在上述取消优惠电价政策执行之后）发布的《关于调整战略性新兴产业电力交易的若干政策的通知》，光伏新材料（不含单、多晶硅）企业新能源交易比例上限为58%，单、多晶硅企业新能源交易比例上限为42%。
所以在事实上，内蒙古并没有彻底取消优惠电价政策。
另一部分优惠来自于包头本地。据知情人士透露，包头高耗能企业在新兴产业电力交易之外与电厂签订的中长期合约，普遍价格偏低。“这主要得益于包头地方政府和领导的斡旋，以及影响力。”
这意味着，包头地区的电价洼地实际上更多是人为制造的，而非电力市场自然形成的。这也就直接导致了我们在前文中提到的市场及价格扭曲问题。
对于电厂来说，市场扭曲让他们利润受损，甚至出现亏损问题。而对地方政府来说，市场无法传递真实的价格信号，本地富集的资源无法转化为经济发展的动力，这是致命的问题。
中国工程院院士杜祥琬曾表示，西北部丰富的风光能源应主要用于发展西部的经济，同时国家必要的高耗能项目（如数据中心），也可放在西部，既有利于西部发展，又可充分利用西部能源就地开发和就近消纳，也可缓解我国东西部发展的不平衡。
即便是在西部区域内部，资源禀赋条件也有高下之分。在更市场化的条件下，电力供大于求的地区本可以依托电价优势吸引更多的高耗能企业入驻。但当政府以政策等形式插手电价之后，原本的市场定价体系无疑受到了冲击。
本来是高电价的地区，企业可以享受低电价优惠；本该是高电价的地区，发电赚不到钱，又吸引不了企业。如此扭曲的状况让各地政府、电力市场主体都陷入尴尬之中。从某种意义上来说，包头的低电价优势来自于电力富裕、而经济又不发达的地区。这显然对于欠发达地区来说，并不十分合理。
据《能源》杂志了解，乌海正积极寻求与包头划分为两个结算点区域。据电力市场专家介绍，如果实现更细致的分区，可以让乌海地区的参考结算电价格真正反映区域价格，实现乌海地区发用双方的合理收益。
“不过这极有可能会让包头的结算点区域电价被拉高。因此包头方面对此反响不甚积极，也屡次反对。”
在电力市场改革过程中，类似的问题并少见。我国资源禀赋差异巨大，资源富集区和电力需求区域往往有着比较大的距离。如果不能够合理、科学、可行地设置价格分区，那么经济发达地区对于电力资源富集、支付能力更弱、经济欠发达的地区，不可避免地会形成“电力掠夺”。这显然是不符合我国社会主义本质和共同富裕目标的。
市场不是万能的，电力市场也是如此。社会主义市场经济要求正确处理政府和市场关系，更加尊重市场经济一般规律，最大限度减少政府对市场的直接干预，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。而政府的职责更多是弥补市场失灵。
具体到电力市场，市场带来的价格信号是对负荷走向和电源建设的良好引导。蒙西电力市场建设中的分区结算机制，能够有效体现现货市场中电能量的空间价值，具有发挥市场主体协同互动，提高系统保供能力，进一步优化资源配置，引导资本有序投资等重要意义。
而完善细化用户分区划分，从经济性出发，可以进一步体现电能空间价值，实现资源优化配置，按照节点电价相近的节点划分为同一区域的原则逐步细化完善分区设置。
市场建设从不容易，小到邻近城市，大到全国市场，莫不如是。
